Постановление ФЭК РФ от 31.07.2002 № 49-э/8
«Об утверждении Методических указаний по расчету регулируемых тарифов и цен на электрическую (тепловую) энергию на розничном (потребительском) рынке»
(Зарегистрировано в Минюсте РФ 30.08.2002 № 3760)
Зарегистрировано в Минюсте РФ 30 августа 2002 г. № 3760
ФЕДЕРАЛЬНАЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ КОМИССИЯ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
ПОСТАНОВЛЕНИЕ
от 31 июля 2002 г. № 49-э/8
ОБ УТВЕРЖДЕНИИ МЕТОДИЧЕСКИХ УКАЗАНИЙ ПО РАСЧЕТУ РЕГУЛИРУЕМЫХ ТАРИФОВ И ЦЕН НА ЭЛЕКТРИЧЕСКУЮ (ТЕПЛОВУЮ) ЭНЕРГИЮ НА РОЗНИЧНОМ (ПОТРЕБИТЕЛЬСКОМ) РЫНКЕ
Федеральная энергетическая комиссия Российской Федерации постановляет:
1. Утвердить прилагаемые методические указания по расчету регулируемых тарифов и цен на электрическую (тепловую) энергию на розничном (потребительском) рынке.
2. Признать утратившими силу методические указания о порядке расчета тарифов на электрическую и тепловую энергию на потребительском рынке, утвержденные Приказом ФЭК России от 16 апреля 1997 г. (протокол № 73, не нуждаются в государственной регистрации — письмо Минюста России от 21 мая 1997 г. № 07-02-625-97), Постановление ФЭК России «Об утверждении методики расчета минимальных уровней тарифов на электрическую энергию, потребляемую населением субъектов Российской Федерации» от 21 июля 2000 г. № 36/4 (опубликовано «Информационный бюллетень ФЭК России» 11 сентября 2000 г. № 17, не нуждается в государственной регистрации — письмо Минюста России от 25 августа 2000 г. № 7239-ЮД), Постановление ФЭК России «Об утверждении методики расчета прогнозных уровней тарифов на электрическую и тепловую энергию, потребляемую организациями, финансируемыми за счет средств федерального бюджета» от 4 августа 2000 г. № 41/1 (опубликовано «Информационный бюллетень ФЭК России» 25 октября 2000 г. № 20, не нуждается в государственной регистрации — письмо Минюста России от 3 октября 2000 г. № 8349-ЮД), Постановление ФЭК России «О внесении изменений в Методические указания о порядке расчета тарифов на электрическую и тепловую энергию на потребительском рынке» от 8 августа 2001 г. № 50/4 (опубликовано «Информационный бюллетень ФЭК России» 29 августа 2001 г. № 16, не нуждается в государственной регистрации — письмо Минюста России от 30 августа 2001 г. № 07/8717-ЮД), Постановление ФЭК России «О внесении изменений в Методику расчета прогнозных уровней тарифов на электрическую и тепловую энергию, потребляемую организациями, финансируемыми за счет средств федерального бюджета» от 15 августа 2001 г. № 52/5 (опубликовано «Информационный бюллетень ФЭК России» 29 августа 2001 г. № 16(40), не нуждается в государственной регистрации — письмо Минюста России от 30 августа 2001 г. № 07/8721-ЮД), Постановление ФЭК России «Об утверждении методики расчета размера платы за услуги по передаче электрической энергии» от 12 мая 2000 г. № 25/3 (опубликовано «Информационный бюллетень ФЭК России» 25 августа 2000 г. № 16, не нуждается в государственной регистрации — письмо Минюста России от 10 августа 2000 г. № 6781-ЭР).
3. Утвержденные в соответствии с пунктом 1 настоящего Постановления Методические указания вступают в силу в установленном порядке.
Утверждены
Постановлением Федеральной
энергетической комиссии
Российской Федерации
от 31 июля 2002 г. № 49-э/8
МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ ПО РАСЧЕТУ РЕГУЛИРУЕМЫХ ТАРИФОВ И ЦЕН НА ЭЛЕКТРИЧЕСКУЮ (ТЕПЛОВУЮ) ЭНЕРГИЮ НА РОЗНИЧНОМ (ПОТРЕБИТЕЛЬСКОМ) РЫНКЕ
I. Общие положения
1. Настоящие «Методические указания по расчету регулируемых тарифов и цен на электрическую (тепловую) энергию (мощность) на розничном (потребительском) рынке» (далее — Методические указания) разработаны в соответствии с «Основами ценообразования в отношении электрической и тепловой энергии в Российской Федерации» (далее — «Основы ценообразования») и «Правилами государственного регулирования и применения тарифов (цен) на электрическую и тепловую энергию в Российской Федерации» (далее — «Правила регулирования»), утвержденными Постановлением Правительства Российской Федерации «О ценообразовании в отношении электрической и тепловой энергии» от 2 апреля 2002 г. № 226 (Собрание законодательства Российской Федерации от 15 апреля 2002 г., № 15, ст. 1431).
2. Методические указания предназначены для использования Федеральной энергетической комиссией Российской Федерации, региональными энергетическими комиссиями субъектов Российской Федерации, органами местного самоуправления, регулируемыми организациями и определяют методологию расчета регулируемых тарифов и цен на розничных (потребительских) рынках электрической энергии (мощности) и тепловой энергии (мощности).
3. Понятия, используемые в настоящих Методических указаниях, соответствуют определениям, данным в Федеральном законе «О государственном регулировании тарифов на электрическую и тепловую энергию в Российской Федерации» от 14 апреля 1995 г. № 41-ФЗ (Собрание законодательства Российской Федерации от 17 апреля 1995 г., № 16, ст. 1316) и в Постановлении Правительства Российской Федерации «О ценообразовании в отношении электрической и тепловой энергии» от 2 апреля 2002 г. № 226, и означают следующее:
энергоснабжающая - коммерческая организация независимо от организация организационно - правовой формы, осуществляющая продажу потребителям произведенной или купленной электрической
и (или) тепловой энергии;
потребитель - физическое или юридическое лицо,
электрической осуществляющее пользование электрической
(тепловой) энергии энергией (мощностью) и (или) тепловой
(мощности) энергией (мощностью);
регулирующие - Федеральная энергетическая комиссия
органы (Комиссия, Российской Федерации и региональные
региональные энергетические комиссии, осуществляющие
комиссии) государственное регулирование тарифов
(цен) на электрическую и тепловую энергию
в соответствии с установленными
законодательством Российской Федерации
полномочиями;
оптовый рынок - Федеральный (общероссийский) оптовый
электрической рынок электрической энергии (мощности) -
энергии (мощности) сфера купли - продажи электрической
энергии (мощности), осуществляемой его
субъектами в пределах Единой
энергетической системы России;
регулируемая - деятельность, в рамках которой расчеты
деятельность за поставляемую продукцию (услуги)
осуществляются по тарифам (ценам),
регулируемым государством. Настоящее
понятие применяется исключительно для
целей идентификации расходов, относящихся
к регулируемой деятельности, и не означает
применения в отношении этой деятельности
какого-либо иного регулирования, кроме
установления тарифов (цен);
расчетный период - период, на который устанавливаются регулирования тарифы (цены), равный календарному году;
(период регулирования)
тарифы - система ценовых ставок, по которым
осуществляются расчеты за электрическую
энергию (мощность) и тепловую энергию
(мощность);
срок действия - период времени между изменениями тарифов тарифов (цен) (цен) регулирующими органами; необходимая - экономически обоснованный объем валовая выручка финансовых средств, который необходим
организации для осуществления регулируемой
хозяйственной деятельности в течение
расчетного периода регулирования.
4. В настоящих Методических указаниях акционерные общества энергетики и электрификации, другие регулируемые организации, осуществляющие несколько видов регулируемой деятельности, рассматриваются как:
- энергоснабжающая организация (далее — ЭСО) — в части осуществления продажи потребителям произведенной и (или) купленной энергии;
- производитель энергии — в части собственного производства энергии;
- региональная сетевая организация — в части передачи электрической (тепловой) энергии;
- покупатели энергии — в части покупки энергии;
- потребители энергии — в части пользования энергией.
II. Виды регулируемых цен и тарифов, применяемых на потребительских рынках электрической энергии (мощности) и тепловой энергии (мощности)
5. На потребительских рынках электрической энергии (мощности) осуществляется регулирование следующих тарифов (цен) (в дальнейшем слово «регулируемые» опускается, за исключением случаев, где это требуется для однозначности понимания):
5.1. Цена продажи производителями электрической энергии, не поставляемой на оптовый рынок.
Цена продажи электрической энергии (мощности), не поставляемой на оптовый рынок, рассчитывается без учета стоимости услуг, оказание которых является неотъемлемой частью процесса поставки электрической энергии (цена на «шинах» производителя электроэнергии). В настоящих Методических указаниях для целей расчета (формирования) тарифов на электрическую энергию покупка электрической энергии (мощности) с оптового рынка рассматривается как покупка от производителей электрической энергии (далее — ПЭ).
5.2 Тариф (цена) на тепловую энергию.
Тариф (цена) продажи тепловой энергии (мощности) рассчитывается без учета стоимости услуг, оказание которых является неотъемлемой частью процесса поставки тепловой энергии (цена на «коллекторах» производителя тепловой энергии).
5.3. Тариф (цена) на тепловую энергию, вырабатываемую организациями, поставляющими электрическую энергию на оптовый рынок.
5.4. Плата за услуги по передаче электрической и тепловой энергии (мощности) по региональным электрическим (тепловым) сетям.
При определении размера платы за услуги по передаче электрической (тепловой) энергии (мощности) отдельной составляющей выделяются услуги по передаче энергии по электрическим (тепловым) сетям и по их сбыту (реализации) за счет распределения расходов между указанными видами деятельности. Для потребителей (покупателей), получающих энергию по прямым договорам через региональные электрические сети, расчет платы за услуги по передаче энергии производится без сбытовой надбавки.
5.5. Тарифы (цены) на электроэнергию энергию, поставляемую потребителям.
Тарифы (цены) на электроэнергию энергию, поставляемую потребителям (за исключением тарифов продажи по прямым договорам) устанавливаются в разрезе групп потребителей одновременно в трех вариантах:
- в виде одной ставки тарифа, включающей в себя полную стоимость покупки 1 киловатт — часа (далее — кВт.ч) электрической энергии (далее — одноставочный тариф на электрическую энергию);
- в виде двух ставок, включающих в себя ставку платы за покупку 1 киловатт — часа электрической энергии и ставку за 1 киловатт электрической мощности (далее — двухставочный тариф);
- зонные тарифы (цены), устанавливающие дифференциацию стоимости покупки 1 кВт.ч по недельным или суточным зонам графика электрической нагрузки.
Экономически обоснованным уровнем тарифа (цены) признается тариф (цена), обеспечивающий компенсацию экономически обоснованных расходов и получение прибыли, определяемыми в соответствии с Основами ценообразования.
5.6 Предельный тариф (цена) на электрическую и тепловую энергию.
Предельные тарифы (цены) формируется посредством установления минимальной или максимальной ставки тарифа.
В соответствии с пунктом 6 Основ ценообразования в случае установления регулирующими органами предельных тарифов (цен) при заключении прямых договоров купли — продажи (поставки) электрической и тепловой энергии (мощности) в расчетах за реализуемую электрическую и тепловую энергию (мощность) и оказываемые услуги могут применяться договорные тарифы (цены) в рамках установленных предельных тарифов (цен).
5.7. Тариф (цена) на электрическую энергию и услуги по ее передаче со сроком действия два и более лет (далее — долгосрочный тариф).
В соответствии с пунктом 3 Правил регулирования при заключении прямых договоров купли — продажи (поставки) электрической и тепловой энергии регулирующие органы могут в соответствии со своей компетенцией и с согласия организации, осуществляющей регулируемую деятельность, и потребителей (покупателей) электрической энергии устанавливать тариф (цену) на электрическую энергию и услуги по ее передаче со сроком действия два и более лет.
6. В соответствии с пунктом 5 Основ ценообразования регулирование тарифов (цен), перечисленных в пунктах 5.1, 5.3, 5.4 настоящих Методических указаний, осуществляется Комиссией, тарифов (цен), перечисленных в пунктах 5.2, 5.5, осуществляется региональными комиссиями, регулирование тарифов (цен), перечисленных в пунктах 5.6, 5.7, осуществляется Комиссией и региональными комиссиями в соответствии с их полномочиями, если иное не установлено законодательством Российской Федерации.
III. Формирование тарифов на электрическую и тепловую энергию на потребительском рынке
7. В соответствии с пунктом 23 Основ ценообразования тарифы (цены) на электрическую и тепловую энергию, поставляемую потребителям, представляют собой сумму следующих составляющих:
- средняя стоимость единицы электрической (тепловой) энергии, включая цену ее покупки на оптовом рынке, у иных производителей электрической энергии или энергосбытовых организаций, а также стоимость электрической энергии собственного производства;
- суммарная стоимость услуг по передаче энергии, услуг по оперативно — диспетчерскому управлению и иных услуг, оказание которых является неотъемлемой частью процесса поставки энергии потребителям, включая регулируемые сбытовые надбавки и плату за балансировку.
7.1. Стоимость единицы электрической (тепловой) энергии (мощности) представляет собой (если иное не определено настоящими Методическими указаниями применительно к отдельным случаям) средневзвешенную стоимость единицы электрической (тепловой) энергии (мощности), получаемой от указанных выше источников (цену покупки электроэнергии (тепловой) энергии (мощности) у производителей на оптовом и потребительском рынках и стоимость электрической (тепловой) энергии (мощности) собственного производства).
Цена покупки электроэнергии с оптового рынка Цопт рассчитывается как средневзвешенное значение цены покупки с регулируемого сектора оптового рынка и цены покупки с конкурентного (свободного) сектора оптового рынка по формуле:
Цопт = Црег х Дрег + Цкон х Дкон, (1)
Црег и Цкон — соответственно цены на регулируемом и конкурентном секторах оптового рынка;
Дрег и Дкон — соответственно доли покупки электроэнергии с регулируемого и конкурентного секторов оптового рынка.
Тариф (цена) покупки электрической (тепловой) энергии (мощности) определяется в соответствии с разделом XI настоящих Методических указаний.
7.2 Стоимость услуг, являющихся неотъемлемой частью процесса поставки энергии, включает в себя:
- плату за услуги по передаче энергии по региональным электрическим сетям, дифференцированную по уровням напряжения: высокое (ВН), среднее (СН) и низкое (НН);
- плату за услуги по передаче тепловой энергии по тепловым сетям;
- плату за иные услуги, являющиеся неотъемлемой частью процесса передачи и распределения энергии, которые определены Федеральным законом «О государственном регулировании тарифов на электрическую и тепловую энергию в Российской Федерации» и пунктами 4 и 23 Основ ценообразования.
Регулирование тарифов на услуги по оперативно — диспетчерскому управлению, тарифов на услуги по передаче электрической энергии по линиям электропередачи, входящим в состав единой национальной электрической сети, и тарифов на иные услуги по организации функционирования и развитию Единой энергетической системы России вводится после создания организаций, оказывающих такие услуги, и утверждения перечня указанных услуг и порядка их оплаты при одновременном исключении расходов на данные цели (в том числе расходов на инвестиции) из состава абонентной платы за услуги по организации функционирования и развитию Единой энергетической системы России (в случае финансирования этих расходов за счет указанной абонентной платы).
7.3. При установлении регулирующими органами тарифов (цен) для организаций, осуществляющих регулируемую деятельность, не допускается двойной учет одних и тех же расходов в тарифах (ценах) на электрическую и тепловую энергию, на услуги по передаче электрической и тепловой энергии, услуги по оперативно — диспетчерскому управлению и иные услуги, оказание которых является неотъемлемой частью процесса поставки электрической энергии потребителям. Во избежание двойного учета затрат на сбыт (реализацию) электрической энергии и плату за услуги по организации функционирования и развитию Единой энергетической системы России (абонентная плата) указанные расходы исключаются из платы за услуги по передаче электрической энергии по региональным сетям:
- сбытовая надбавка — для потребителей, получающих электрическую энергии по прямым договорам;
- абонентная плата — для потребителей — субъектов оптового рынка электрической энергии (мощности).
7.4. При формировании тарифов (цен) в соответствии с пунктом 7 настоящих Методических указаний отдельно отражаются стоимость электрической (тепловой) энергии и стоимость каждого вида услуг.
IV. Основные методические положения по формированию регулируемых тарифов (цен)
8. Расчет и формирование тарифов (цен) осуществляются исходя из принципа обязательного раздельного учета регулируемыми организациями объемов продукции, доходов и расходов по производству, передаче и сбыту энергии в соответствии с Постановлением Правительства Российской Федерации от 6 июля 1998 г. № 700 «О введении раздельного учета затрат по регулируемым видам деятельности в энергетике» (Собрание законодательства Российской Федерации от 13 июля 1998 г., № 28, ст. 3357).
9. Основным методом расчета регулируемых тарифов (цен) является метод экономически обоснованных расходов. При применении метода экономически обоснованных расходов следует руководствоваться изложенными ниже положениями.
9.1. Основными исходными параметрами расчета экономически обоснованного уровня расходов на производство (отпуска) единицы энергии (мощности) или услуг, оказываемых на рынке электрической и тепловой энергии в Российской Федерации, являются:
- необходимая валовая выручка (далее — «НВВ») на период регулирования для покрытия обоснованных расходов на осуществление регулируемого вида деятельности, обеспечения соответствующих организаций необходимой прибылью и средствами для уплаты всех налогов и иных обязательных платежей в соответствии с действующим законодательством;
- объемы производства энергии и (или) оказания услуг.
Основой расчетов тарифов (цен) на электрическую и тепловую энергию (мощность) являются балансы электрической и тепловой энергии (мощности), утвержденные в установленном порядке.
НВВ
Т(Ц) — тариф (цена) энергии (услуг) на розничном рынке;
ОП — объем производства (отпуска) энергии или оказания услуг (ОУ) в соответствующих единицах измерения;
НВВ — необходимая валовая выручка для покрытия обоснованных расходов на производство регулируемого вида деятельности (производство электрической (тепловой) энергии, передача электрической (тепловой) энергии).
9.2. Определение состава расходов и оценка экономической обоснованности производятся в соответствии с Федеральным законом «О государственном регулировании тарифов на электрическую и тепловую энергию в Российской Федерации», главой 25 Налогового кодекса Российской Федерации и настоящими методическими указаниями.
9.3. В случае, если энергоснабжающая организация осуществляет регулируемую деятельность в нескольких субъектах Российской Федерации, объемы НВВ по регулируемым видам деятельности рассчитываются отдельно по каждому из субъектов Российской Федерации соответствующими региональными комиссиями.
9.4. В случае, если организация кроме регулируемой деятельности осуществляет иные виды деятельности, расходы на их осуществление не учитываются при расчете тарифов (цен).
9.5. Избыточные и непроизводительные расходы организаций, осуществляющих регулируемую деятельность, исключаются из регулируемых тарифов (цен). Основания для исключения указанных расходов из регулируемых тарифов приведены в пункте 29 Основ ценообразования.
9.6. В случае, если организации, осуществляющие регулируемую деятельность, в течение расчетного периода регулирования понесли экономически обоснованные расходы, не учтенные при установлении тарифов (цен) на расчетный период регулирования, в том числе расходы, связанные с объективным и незапланированным ростом цен на продукцию, потребляемую в течение расчетного периода регулирования, эти расходы учитываются регулирующими органами при установлении тарифов (цен) на последующий расчетный период регулирования (включая расходы, связанные с обслуживанием заемных средств, привлекаемых для покрытия недостатка средств).
9.7. В последующие расчетные периоды регулирования учитываются приводимые ниже расходы на покрытие убытков от списания дебиторской и кредиторской задолженностей.
9.7.1. Расходы, направляемые на покрытие убытков от списания просроченной дебиторской задолженности, возникшей до 1 января 2001 года, учитываются по видам деятельности:
- производство (продажа) электрической энергии;
- предоставление услуг по передаче электрической энергии;
- производство (продажа) тепловой энергии;
- предоставление услуг по передаче тепловой энергии.
Расходы, направляемые на покрытие убытков от списания просроченной дебиторской задолженности, учитываются в составе тарифа в соответствии с нормами главы 25 Налогового кодекса Российской Федерации.
9.7.2. Расходы на выплату части кредиторской задолженности, не покрываемой встречными обязательствами дебиторов, если они не были учтены в предыдущих периодах регулирования.
Недостаток средств по погашению задолженности рассматривается только перед кредиторами регулируемого вида деятельности. При этом встречные обязательства дебиторов относятся к соответствующему регулируемому виду деятельности. Распределение по видам деятельности данной статьи расходов осуществляется аналогично распределению убытков от списания дебиторской задолженности.
9.8 Исключаются из состава НВВ:
- избыточные и необоснованные расходы субъектов регулирования согласно пункту 31 Основ ценообразования в отношении электрической и тепловой энергии в Российской Федерации;
- средства, полученные от дебиторов, но ранее учтенные регулирующим органом как убытки от списания дебиторской задолженности;
- средства, привлеченные за счет поступлений от регулируемой деятельности и направленные на оплату процентов по кредитам банков, полученным для финансирования необоснованных расходов.
Выявленные по данным отчетности не использованные в течение базового периода регулирования средства по отдельным статьям расходов учитываются регулирующими органами при установлении тарифов (цен) на следующий период регулирования в качестве источника покрытия расходов следующего периода регулирования.
9.9. НВВ на период регулирования, для покрытия обоснованных расходов на производство регулируемого вида деятельности, с учетом корректировки по избытку (исключению необоснованных расходов) средств и возмещению недостатка средств, рассчитывается по формуле:
НВВ = НВВр +/- дельта НВВ, (3)
НВВр — необходимый доход регулируемой организации в расчетном периоде, обеспечивающий компенсацию экономически обоснованных расходов на производство продукции (услуг) и получение прибыли, определяемой в соответствии с настоящими Методическими указаниями;
дельта НВВ — экономически обоснованные расходы регулируемой организации, подлежащие возмещению (со знаком «+») и исключению из НВВр (со знаком «-») в соответствии с пунктами 9.6, 9.7, 9.8 настоящих Методических указаний.
V. Расчет расходов, относимых на регулируемые виды деятельности
10. Определение состава расходов и оценка их экономической обоснованности производятся в соответствии с Федеральным законом «О государственном регулировании тарифов на электрическую и тепловую энергию в Российской Федерации», главой 25 Налогового кодекса Российской Федерации, Основами ценообразования.
11. Сумма планируемых расходов по каждому виду регулируемой деятельности рассчитывается как прямые расходы, которые относятся непосредственно на соответствующий регулируемый вид деятельности и косвенные расходы организации, представляющие собой часть общехозяйственных расходов.
Распределение косвенных расходов между различными видами деятельности, осуществляемыми организацией, производится в соответствии с одним из нижеследующих методов:
- распределение косвенных расходов — пропорционально условно — постоянным расходам;
- распределение косвенных расходов — пропорционально прямым расходам по регулируемым видам деятельности.
12. Расчет расходов, связанных с производством и передачей электрической (тепловой) энергии (мощности), производится по следующим составляющим расходов:
- сырье, основные и вспомогательные материалы, используемые при производстве (изготовлении) товаров (выполнении работ, оказании услуг) для обеспечения технологического процесса — исходя из действующих норм и прогнозируемых на период регулирования цен на сырье и материалы;
- работы и услуги производственного характера — исходя из необходимости проведения регламентных (ремонтных и других) работ и цен и тарифов на указанные работы и услуги, прогнозируемых на период регулирования;
- топливо на технологические цели при производстве электрической и тепловой энергии для тепловых электростанций — на основании норм удельных расходов топлива при производстве электрической и тепловой энергии (рассчитываются на базе утвержденных в установленном порядке нормативных характеристик энергетического (генерирующего) оборудования и планируемого режима работы оборудования на период регулирования), прогнозируемых цен на топливо и тарифов на его перевозку в соответствии с пунктом 12 Основ ценообразования;
- нормативы создания запасов топлива (за исключением ядерного), рассчитываемые в соответствии с методикой, утвержденной Министерством энергетики Российской Федерации по согласованию с Комиссией. После включения в тарифы на энергию расходов на создание запасов топлива регулирующий орган в дальнейшем учитывает дополнительные расходы (доходы) субъекта регулирования (ЭСО или производителя энергии), связанные с изменением цен на топливо, для восполнения нормативного запаса топлива;
- топливо всех видов на иные технологические цели (отопление зданий, обслуживание производства транспортом предприятия и т.п.) — исходя из действующих норм и цен, прогнозируемых на период регулирования;
- покупная энергия всех видов, в том числе электрическая энергия (мощность), приобретенная на оптовом рынке, электрическая (тепловая) энергия (мощность), приобретенная у производителя, включая электрическую и тепловую энергию, приобретенную на хозяйственные (производственные) нужды (исходя из нормативных (расчетных) объемов потребления и тарифов, прогнозируемых на период регулирования);
- расходы на оплату труда персонала, занятого в регулируемой (основной) деятельности, — в соответствии с пунктом 13 Основ ценообразования;
- отчисления на социальные нужды (единый социальный налог и отчисления на страхование от несчастного случая на производстве, предусмотренные действующим законодательством) — в размерах, установленных действующим законодательством Российской Федерации;
- амортизация основных фондов — по нормам амортизационных отчислений, утвержденным в установленном порядке;
- прочие расходы, в том числе:
- страховые платежи;
плата за предельно допустимые выбросы (сбросы) загрязняющих веществ в окружающую природную среду — в соответствии с действующими экологическими нормативами;
плата за пользование водными объектами предприятиями гидроэнергетики, определяемая в установленном порядке;
затраты на подготовку и переподготовку кадров — в соответствии с действующим законодательством Российской Федерации;
амортизация по нематериальным активам — в соответствии с действующим законодательством Российской Федерации;
плата за услуги по организации функционирования и развитию Единой энергетической системы России и прочие услуги на оптовом рынке электрической энергии (мощности) — в соответствии с утвержденными Комиссией размерами платы по каждому виду услуг;
отчисления в ремонтный фонд (в случае его формирования) — на основе программ проведения ремонтных работ, норм расходования материальных и трудовых ресурсов и прогнозируемых на период регулирования цен в соответствии с пунктом 14 Основ ценообразования;
непроизводственные расходы — в соответствии с действующим законодательством Российской Федерации;
другие расходы, включая расходы на НИОКР.
Расходы на топливо, используемое на технологические цели при производстве электрической и тепловой энергии, относятся к условно — переменным расходам регулируемой организации, все остальные расходы — к условно — постоянным.
13. При расчете тарифов (цен) учитывается величина прибыли (расходы, не перечисленные в пункте 12 настоящих Методических указаний), необходимая для обеспечения организаций, осуществляющих регулируемую деятельность, средствами на обслуживание привлеченного и заемного капитала, собственными средствами на развитие, для выплаты дивидендов и финансирования за счет прибыли других обоснованных расходов по следующим составляющим:
- развитие производства, в том числе на капитальные вложения — исходя из программы производственного развития, утвержденной в установленном порядке (программы развития, как правило, содержат: перечень объектов, объем инвестиций, сроки их освоения, источник инвестиций (амортизация, прибыль, заемные средства и т.д.), расчет эффективности по критерию дисконтированного интегрального эффекта и срок возврата инвестиций);
- расходы на социальное развитие — исходя из программы социального развития;
- дивиденды по акциям — с учетом развития производства, состояния фондового рынка и уровня дивидендов на предприятиях, занимающихся аналогичным видом деятельности и находящихся в схожих экономических условиях (аналоги определяет региональная комиссия);
- налоги, уплачиваемые за счет прибыли, — в соответствии с налоговым законодательством Российской Федерации;
- прибыль на прочие цели (с расшифровкой), включая:
платежи за превышение предельно допустимых выбросов (сбросов) загрязняющих веществ;
отчисления из прибыли на другие цели — в соответствии с действующим законодательством Российской Федерации.
14. Распределение статей прибыли, которые невозможно отнести к одному виду деятельности, между различными видами деятельности производится аналогично распределению косвенных расходов (пункт 11 настоящих Методических указаний).
VI. Ценообразование для отдельных групп потребителей электрической и тепловой энергии (мощности)
15. Особенности расчета тарифов (цен) для отдельных групп потребителей электрической и тепловой энергии (далее — тарифные группы) определяются в соответствии с:
- статьей 5 Федерального закона «О государственном регулировании тарифов на электрическую и тепловую энергию в Российской Федерации»;
- пунктом 25 Основ ценообразования;
- пунктом 3 Правил регулирования;
- пунктом 4 Постановления Правительства Российской Федерации от 30 мая 2000 г. № 418 «Об уровнях тарифов на электрическую энергию, потребляемую населением».
16. Тарифные группы потребителей электрической энергии (мощности):
Критерии формирования групп потребителей (покупателей), определяющие особенности расчета тарифов (цен) для указанных групп, утверждает Комиссия.
Базовые потребители — потребители со средним за период регулирования значением заявленной (или расчетной) мощности, равной или более 250 МВт, и числом часов использования заявленной мощности более 7000. Среднее за период регулирования значение заявленной (или расчетной) мощности Nзаявл рассчитывается на основании помесячных максимальных заявленных мощностей потребителя по формуле:
SUM Nзаявл m
М — количество месяцев в периоде регулирования;
Nзаявл m — заявленная (расчетная) мощность в месяце m, считая от первого месяца в периоде регулирования.
В зависимости от региональных особенностей структуры электропотребления потребителей Комиссия может по представлению региональной комиссии:
- повысить значение заявленной мощности потребителей в целях отнесения их к группе 1;
- понизить значение заявленной мощности потребителей в целях отнесения их к группе 1 — в случае отсутствия на территории субъекта Российской Федерации потребителей с заявленной мощностью, равной или более 250 МВт.
2 группа. Бюджетные потребители
Бюджетные потребители — организации, финансируемые за счет средств соответствующих бюджетов.
Аналогично указанной группе рекомендуется производить расчет тарифов для населенных пунктов, рассчитывающихся по общему счетчику на вводе; жилищных организаций, потребляющих электроэнергию на технические цели жилых домов; садоводческих товариществ, дачно — строительных кооперативов, рассчитывающихся по общему счетчику на вводе, а также содержащихся за счет прихожан религиозных организаций.
Тарифы на передачу электрической энергии дифференцируются по трем уровням напряжения:
17. Тарифные группы потребителей тепловой энергии (мощности):
1 группа. Бюджетные потребители
Бюджетные потребители — организации, финансируемые за счет средств соответствующих бюджетов.
18. При расчетах тарифов на электрическую (тепловую) энергию (мощность), отпускаемую энергоснабжающими организациями другим энергоснабжающим организациям, последние рассматриваются в качестве потребителей с установлением для них тарифов на электрическую (тепловую) энергию (мощность) с учетом положений, изложенных в настоящих Методических указаниях.
При наличии экономического обоснования с учетом региональных особенностей структуры электропотребления тарифы на электрическую энергию для потребителей 2 и 3 групп (бюджетные потребители и население) могут рассчитываться на одном уровне для каждой из указанных групп.
19. Тарифы на тепловую энергию устанавливаются раздельно по следующим видам теплоносителей:
VII. Порядок определения среднего тарифа на электрическую (тепловую) энергию на розничном (потребительском) рынке
20. <a id="p100229"></a>Средний тариф на электрическую энергию на потребительском
э
рынке Т рассчитывается по формуле: ср
э
Т = Тэ/ср + Тусл (руб./тыс. кВт.ч), (5) ср
Тэ/ср — средневзвешенный тариф (цена) покупки электрической энергии с оптового рынка и у других поставщиков и производства на генерирующих источниках энергоснабжающей организации;
Тусл — суммарная плата за услуги, связанные с передачей электроэнергии по региональной электрической сети, платы за иные услуги, являющиеся неотъемлемой частью процесса передачи и распределения энергии, определенные Федеральным законом «О государственном регулировании тарифов на электрическую и тепловую энергию в Российской Федерации» и пунктами 4 и 23 Основ ценообразования.
21. Суммарная плата за услуги по передаче электрической энергии (Тусл) дифференцируется по диапазонам напряжения (ВН, СН, НН).
22. Средневзвешенный тариф на электрическую энергию рассчитывается по формуле:
SUM Тпs х Эпs + Т х Эотп
s
Тэ/ср = ------------------------ (руб./тыс. кВтч), (6) SUM Эпs + Эотп s
s — поставщик электрической энергии (мощности), в том числе с оптового рынка;
Tпs, Эпs — тариф на электрическую энергию (мощность) и объем, покупаемый с оптового рынка и от других s-ных поставщиков;
Т, Эотп — средний тариф на электрическую энергию и отпуск электрической энергии на собственных генерирующих источниках ЭСО.
23. <a id="p100250"></a>Средний тариф на тепловую энергию на потребительском рынке
т Т рассчитывается по формуле: ср
т
Т = Тт/ср + Тусл (руб./Гкал), (7) ср
Т т/ср — средневзвешенный тариф (цена) производства тепловой энергии на генерирующих источниках энергоснабжающей организации и покупки тепловой энергии у других поставщиков;
Тусл — суммарная плата за услуги, связанные с передачей тепловой энергии по тепловым сетям, платы за иные услуги, являющиеся неотъемлемой частью процесса передачи и распределения энергии, которые определены Федеральным законом «О государственном регулировании тарифов на электрическую и тепловую энергию в Российской Федерации» и пунктами 4 и 23 Основ ценообразования.
VIII. Расчет экономически обоснованного уровня регулируемой цены продажи на электрическую энергию на шинах и тепловую энергию на коллекторах производителей энергии (энергоснабжающей организации) — субъекта розничного рынка
24. Калькулирование расходов, связанных с производством электрической и тепловой энергии, осуществляется в соответствии с главой 25 Налогового кодекса Российской Федерации и Постановлением Правительства Российской Федерации от 6 июля 1998 г. № 700 «О введении раздельного учета затрат по регулируемым видам деятельности в энергетике».
25. Распределение расхода топлива тепловых электростанций между электрической и тепловой энергией, осуществляемое в процессе калькулирования расходов электрической и тепловой энергии, производится в соответствии с действующими нормативными актами.
26. Распределение расходов по видам регулируемой деятельности (электрическая и тепловая энергия) производится в соответствии с п. 11 настоящих Методических указаний.
27. Распределение балансовой прибыли между электрической и тепловой энергией производится согласно п. 14 настоящих Методических указаний.
28. Экономически обоснованный средний одноставочный тариф (цена) продажи электрической энергии, поставляемой на региональный рынок от ПЭ, рассчитывается по формуле:
э
Т = НВВэ / Эотп (руб./тыс.кВт.ч), (8) гк(ср)
НВВэ — необходимая валовая выручка на производство электрической энергии;
Эотп — отпуск электроэнергии от ПЭ, рассчитываемый:
- по отпуску с шин электростанций, в случае покупки электроэнергии на производственные и хозяйственные нужды на стороне (в этом случае в НВВэ входят расходы на покупную электроэнергию для производственных и хозяйственных нужд);
- по отпуску с шин электростанций за вычетом электроэнергии, расходуемой на производственные и хозяйственные нужды, — в случае поставки указанной электроэнергии за счет собственного производства электроэнергии.
В обоих случаях при расчете Эотп учитываются потери электроэнергии в распределительных устройствах электростанции.
Потери электрической энергии в пристанционном узле, вызванные развернутым транзитом электрической энергии через распределительное устройство данной электростанции, не включаются в НВВ данной электростанции, а относятся на потери в сетях.
29. Экономически обоснованный тариф (цена) на тепловую энергию, предлагаемый ПЭ на рынок тепловой энергии, определяется по формуле:
т
Т = НВВт / Qотп (руб./Гкал), (9) гк(ср)
HBBт — необходимая валовая выручка на производство тепловой энергии (с учетом стоимости покупной тепловой энергии для производственных и хозяйственных нужд НВВ п.н.);
Qотп — отпуск тепловой энергии в сеть.
30. Экономически обоснованный двухставочный тариф (цена) продажи электрической энергии ПЭ определяется на основании расчетных двухставочных тарифов продажи электрической энергии от каждого генерирующего источника, входящего в состав ПЭ.
31. Расчет двухставочного тарифа продажи электроэнергии по каждому генерирующему источнику производится путем разделения НВВэ на производство электрической энергии и на содержание мощности.
31.1 Расчет двухставочных тарифов продажи электроэнергии по каждой i-й ТЭС производится по формулам:
э э
Зтоплi + К х П
э тэсi тэсi
Т = ------------------------- (руб./тыс. кВтч.ч), (10)
тэсi Эоптi
где:
Зтоплi - затраты на топливо на технологические цели;
э
К - коэффициент, равный отношению Зтоплi к условно -
тэсi
постоянным расходам (но не более 0,5); э П — прибыль, относимая на производство электрической тэсi энергии (мощности); Эоптi — отпуск электроэнергии с шин i-й ТЭС; — ставка платы за электрическую мощность i-й ТЭС (оплачивается ежемесячно):
э э э
НВВ - Зтоплi - К х П
м тэсi тэсi тэсi
Т = -------------------------------- (руб./МВт мес.),
тэсi тэс
N х M
устi (11)
где:
э
НВВ - необходимая валовая выручка на производство
тэсi
электрической энергии (мощности); тэс N — установленная мощность; устi М — число месяцев в периоде регулирования.
31.2 Расчет двухставочных тарифов продажи электроэнергии по каждой j-й ГЭС производится по формулам:
э э
ВНj + К х П
э гэсj гэсj
Т = -------------------- (руб./тыс. кВт.ч), (12)
гэсj Эотпj
где:
BHj - водный налог (плата за пользование водными объектами);
э э
К , П - соответственно коэффициент, равный отношению
гэсj гэсj
ВНj к условно - постоянным расходам (за вычетом ВНj), и прибыль,
относимая на производство электрической энергии (мощности); — ставка платы за электрическую мощность (оплачивается ежемесячно):
э э
НВВ - ВНj - КГЭСj х П
М ГЭСj ГЭСj
Т = ------------------------------ (руб./МВт мес.), (13)
ГЭСj ГЭС
N х M
устj
где:
э
НВВ - необходимая валовая выручка ГЭС;
ГЭСj
ГЭС
N - установленная мощность ГЭС.
устj
31.3 Расчет двухставочных тарифов продажи электроэнергии в целом по ПЭ производится по формулам:
э э
SUM (Зтоплi + КТЭСi х П ) + SUM (ВНj + КГЭСi х П )
i ТЭСi j ГЭСj
Тэ = -------------------------------------------------------- SUM Эотпi + SUM Эотпj
i j (руб./тыс. кВт.ч), (14)
- ставка платы за электрическую мощность (оплачивается
ежемесячно):
э э э
SUM (НВВ - Зтоплi - КТЭСi х П ) + SUM (НВВ - ВНj -
i ТЭСi ТЭСi j ГЭСj
Тм = -------------------------------------------------------------
ТЭС ГЭС
SUM N х М + SUM N х M
i устi j устj
э
- КГЭСj х П ) ГЭСj ---------------- (руб./МВт мес.). (15)
32. Тариф (цена) продажи тепловой энергии от ЭСО (ПЭ) рассчитывается единым для всех потребителей (покупателей) данного ЭСО (ПЭ) или дифференцируется по узлам теплоснабжения, включающих в себя единую (неразрывную) систему тепловых сетей, питаемую от одного или нескольких тепловых источников (ТЭЦ, котельных) с единым тепловым и водным балансами, с учетом климатических особенностей соответствующей местности.
33. Основой для дифференциации тарифов по узлам теплоснабжения является принцип привязки потребителя, в силу определенных технологических ограничений по передаче тепловой энергии, к определенному теплоисточнику или теплоисточникам.
34. Расчет тарифов предусматривает определение двухставочных тарифов в качестве базы для установления тарифов на тепловую энергию для всех потребителей.
Расчет двухставочного тарифа продажи тепловой энергии производится путем разделения НВВт на производство тепловой энергии и на содержание мощности.
При этом при расчетах за покупную энергию по двухставочным тарифам в расчет условно — постоянных расходов ЭСО включаются расходы на покупку мощности (по ставке тарифа за мощность) и в расчет переменных составляющих расходов включаются расходы на покупку энергии (по ставке тарифа на тепловую энергию). В случае расчетов за покупную энергию по одноставочному тарифу 40% стоимости покупки относится к условно — постоянным расходам, 60% — к условно — переменным расходам.
35. Если узел теплоснабжения имеет несколько тепловых источников (электростанций, котельных), то тариф продажи тепловой энергии в данном узле устанавливается на уровне средневзвешенного тарифа, рассчитанного на основании расчетных тарифов продажи тепловой энергии (мощности) для каждого теплоисточника, входящего в узел теплоснабжения.
36. Расчет двухставочных тарифов продажи тепловой энергии по каждому генерирующему источнику производится по формулам:
тэ топл Т = -------- (руб./Гкал), (16) тэс Qотп тэс
где:
т
З — затраты по топливу на производство тепловой энергии; топл Qотп тэс — отпуск тепловой энергии от данного генерирующего источника в тепловую сеть; — ставка платы за тепловую мощность:
Т Т
НВВ - З
ТМ ТЭС топл
Т = -------------- (руб./(Гкал/час), (17)
ТЭС ч
Q х M
тэс
где:
Т
НВВ - необходимая валовая выручка на производство тепловой
ТЭС
энергии; ч Q — среднее за период регулирования значение заявленной тэс
(или расчетной) тепловой мощности (в виде пара и горячей воды) (далее - заявленная (или расчетная) мощность), рассчитанной на основании помесячных максимальных заявленных мощностей
потребителей по формуле:
ч
Q = SUM QТЭСм / M (Гкал/час), (17.1) ТЭС m
М — количество месяцев в периоде регулирования;
QТЭСм — заявленная (расчетная) тепловая мощность в месяце m.
37. В случае расчета на потребительском рынке тепловой энергии тарифов на тепловую энергию, дифференцированных по узлам теплоснабжения, калькуляция расходов производства тепловой энергии и распределение балансовой прибыли, принимаемой при установлении тарифов, а также расчеты полезного отпуска тепловой энергии, среднего уровня одноставочных тарифов на тепловую энергию, ставок платы за тепловую мощность, дифференцированных ставок платы за тепловую энергию осуществляются отдельно по каждому узлу теплоснабжения.
В случае расчета тарифов на тепловую энергию (мощность) в целом по юридическому лицу приведенные ниже расчетные формулы применяются в целом к юридическому лицу, представляющем собой один узел теплоснабжения.
38. Необходимая валовая выручка от продажи тепловой энергии i-го теплового узла первоначально рассчитывается по двухставочным тарифам:
ТМ ч ТЭ НВВi = Т х Q + Т х Qi, i i i (18)
где:
ТМ
Т - ставка платы за тепловую мощность по i-му тепловому
i
узлу, руб./(Гкал/ч); ч Q — заявленная (расчетная) часовая тепловая нагрузка i (мощность) потребителей i-го теплового узла, Гкал/ч; ТЭ Т — ставка платы за тепловую энергию по i-му тепловому узлу, i руб./Гкал; Qi — отпуск теплоэнергии по i-му тепловому узлу, тыс. Гкал.
39. Общехозяйственные условно — постоянные расходы и прибыль предприятий регулируемой организации, входящих в состав i-го теплового узла, относятся на i-й тепловой узел в соответствии с долей условно — постоянных расходов данного теплового узла в общей сумме условно — постоянных расходов регулируемой организации, отнесенных на производство тепловой энергии.
39.1 Ставка платы за тепловую мощность в i-м тепловом узле:
Т
НВВ
Тм i Т = ---- (руб./(Гкал/час.)), (19) i ч
Q
i
где:
Т
НВВ - необходимая валовая выручка для производства тепловой
i
энергии, относящаяся на тепловую мощность в соответствии с формулой (17), тыс. руб. ч Q — суммарная тепловая мощность в виде пара и горячей воды i всех потребителей i-го теплового узла (Гкал/час.).
39.2. Расчет дифференцированных ставок платы за тепловую энергию в виде пара и горячей воды, отпускаемой из i-го теплового узла, осуществляется следующим образом:
определяется значение ставки за тепловую энергию для i-го теплового узла, устанавливаемой исходя из условия компенсации переменных затрат на производство требуемого объема теплоэнергии на тепловых источниках, входящих в тепловой узел регулируемой организации (топливные затраты);
производится дифференциация тарифов по виду теплоносителя (пар, горячая вода), осуществляемая в соответствии с энергетической ценностью отпускаемого тепла и учитываемая безразмерными коэффициентами, которые выражаются в относительных единицах и рассчитываются на основе эксергетического метода разделения затрат по видам отпускаемой энергии.
Значения коэффициентов для различных параметров приведены в таблице 1.
| п/п | Коэффициент | Давление пара, кгс/см2 | Значение |
|---|---|---|---|
| отборный пар | |||
| 1. | kp, p = 1 | 1,2 — 2,5 | 1,00 |
| 2. | kp, p = 2 | 2,5 — 7,0 | 1,20 |
| 3. | kp. p = 3 | 7,0 — 13,0 | 1,29 |
| 4. | kp, p = 4 | Более 13,0 | 1,45 |
| 5. | kp, p = 5 | острый и редуцированный пар | 1,60 |
В зависимости от особенностей теплоснабжения в регионе могут применяться иные значения коэффициентов Кр.
40. Приведенный удельный расход топлива на 1 Гкал тепловой энергии, отпущенной с коллекторов ТЭС i-ого теплового узла:
тэс Втэсi Втэсi b = ------ = -------------------, (20) Тi тэс тэс Q Q + SUM Kp х Qpi привi вi p
где:
Втэсi - расход условного топлива на производство теплоэнергии
на ТЭС i-ого теплового узла; тэс Q — приведенное значение отпуска теплоэнергии с привi коллекторов ТЭС (с учетом дифференциации энергетической ценности горячей воды и пара), тыс. Гкал; Кр — безразмерные коэффициенты, принятые в таблице 1; р — индекс параметров пара, который принимает значение от 1 до 5 (р = 1 соответствует параметрам пара 1,2 — 2,5 кг/см2 , р = 5 — острого и редуцированного пара); тэс Q — отпуск теплоэнергии в виде горячей воды; вi
Qpi - отпуск теплоэнергии в виде отборного, острого и
редуцированного пара.
Тарифные ставки продажи тепловой энергии в виде пара i-го
теплового узла:
п тэс Т = k х b х Цтi (руб./Гкал), (21) рi р Тi
Цтi — средневзвешенная цена топлива, руб./тут.
41. Расчет тарифной ставки продажи тепловой энергии в виде горячей воды i-го теплового узла осуществляется следующим образом.
Средневзвешенное значение удельного расхода топлива на 1 Гкал теплоэнергии, отпущенной в виде горячей воды от ТЭС и котельных:
тэс тэс кот кот
b х Q + b х Q
Тi вi Тi вi
b = ------------------------- (кг/Гкал), (22)
Тi Qbi
где:
тэс
Q - отпуск теплоэнергии в виде горячей воды с коллекторов
вi
ТЭС, тыс. Гкал; Qвi — общий отпуск теплоэнергии в виде горячей воды с коллекторов ТЭС и котельных, тыс. Гкал; кот b — удельный расход топлива на выработку теплоэнергии в Тi виде горячей воды в котельных, кг/Гкал; кот Q — отпуск теплоэнергии в виде горячей воды от котельных, вi тыс. Гкал.
42. Тарифная ставка продажи тепловой энергии, отпускаемой в виде горячей воды потребителям i-го теплового узла:
в
Т = b х Ц (руб./Гкал). (23) i Тi Тi
43. Необходимая валовая выручка продажи тепловой энергии на розничный рынок в виде пара для i-го теплового узла:
п n НВВ = SUM Т х Qpi (24) i p pi
Необходимая валовая выручка продажи тепловой энергии на розничный рынок в виде горячей воды для i-го теплового узла:
в в НВВ = Т х Qbi (25) i i
44. Рассчитанные двухставочные тарифы продажи тепловой энергии преобразовываются в одноставочные.
Указанное преобразование осуществляется посредством деления ставки платы за тепловую мощность j1-го потребителя (категории потребителей) на соответствующее число часов использования его максимальной тепловой нагрузки, с последующим суммированием полученного значения со ставкой платы за энергию:
п i п Т = ----- + Т (руб./Гкал), (26) j1 макс pi
t
j1
- для потребителей горячей воды:
Тм
Т
в i в Т = ----- + Т (руб./Гкал), (27) j1 макс i
t
j1
где:
j1 - потребитель (категория потребителей) теплоэнергии;
макс
t - число часов использования максимальной нагрузки
j1
j1-го потребителя, часов/квартал; Тм Т — тарифная ставка платы за тепловую мощность, i руб./Гкал час.; п Т — тарифная ставка платы за энергию для потребителей пара pi различных параметров, руб./Гкал; в Т — тарифная ставка на тепловую энергию, отпускаемую в виде i горячей воды, руб./Гкал.
Рассчитанные таким образом одноставочные тарифы являются экономически обоснованными для потребителей, получающих тепловую энергию на коллекторах регулируемой организации.
45. Предложения по установлению тарифов (цен) на электрическую и тепловую энергию (мощность) включают в себя:
- экономическое обоснование общей потребности в финансовых средствах по видам регулируемой деятельности на период регулирования;
- виды и объемы продукции в натуральном выражении;
- распределение общей финансовой потребности по видам регулируемой деятельности;
- расчет средних и дифференцированных тарифов (цен) по видам регулируемой деятельности.
46. Для расчета тарифов (цен) используются следующие материалы:
- баланс электрической энергии и мощности (в составе утвержденного баланса по ЕЭС России или изолированной региональной энергосистеме) (Таблица П1.1);
- расчет полезного отпуска электрической энергии по ЭСО (ПЭ) (Таблица П1.2);
- расчет полезного отпуска тепловой энергии (Таблица П1.7);
- расчет расхода топлива по электростанциям (котельным) (Таблица П1.9);
- расчет баланса топлива (Таблица П1.10);
- расчет затрат на топливо для выработки электрической и тепловой энергии (Таблица П1.11);
- расчет стоимости покупной энергии на производственные и хозяйственные нужды (Таблица П1.12);
- расчет суммы платы за пользование водными объектами предприятиями гидроэнергетики (Таблица П1.14);
- смета расходов на производство электрической и тепловой энергии (Таблица 1.15);
- расчет расходов на оплату труда (Таблица П1.16);
- расчет амортизационных отчислений на восстановление основных производственных фондов (Таблица П1.17);
- калькуляция расходов производства электрической энергии (Таблица П1.18, П1.18.1);
- калькуляция расходов производства тепловой энергии (Таблица П1.19, П1.19.1);
- расчет источников финансирования капитальных вложений (Таблица П1.20);
- справка о финансировании и освоении капитальных вложений по источникам электроэнергии (производство электроэнергии) (Таблица П1.20.1);
- справка о финансировании и освоении капитальных вложений по источникам тепловой энергии (производство тепловой энергии) (Таблица П1.20.2);
- расчет балансовой прибыли, принимаемой при установлении тарифов на электрическую и тепловую энергию (Таблица П1.21, П1.21.1, П1.21.2);
- расчет экономически обоснованного тарифа продажи ЭСО (ПЭ) (Таблица П1.22);
- расчет экономически обоснованного тарифа покупки электроэнергии потребителями (Таблица П1.23);
- расчет дифференцированных по времени суток ставок платы за электроэнергию (Таблица П1.26);
- экономически обоснованные тарифы на электрическую энергию (мощность) по группам потребителей (Таблица П1.27);
- расчет одноставочных экономически обоснованных тарифов на тепловую энергию (по узлам теплоснабжения) (Таблица П1.28);
- расчет ставок платы за тепловую мощность для потребителей пара и горячей воды (по узлам теплоснабжения) (таблица П1.28.1);
- расчет дифференцированных ставок за тепловую энергию для потребителей пара различных параметров и горячей воды (по узлам теплоснабжения) (Таблица П1.28.2);
- расчет экономически обоснованных тарифов на тепловую энергию (мощность) по группам потребителей (Таблица П1.28.3);
- программу производственного развития (план капвложений), согласованную в установленном порядке;
- расчет размера выпадающих доходов или дополнительно полученной выгоды в предшествующий период регулирования, выявленные на основании официальной отчетности или по результатам проверки хозяйственной деятельности;
- бухгалтерскую и статистическую отчетность на последнюю отчетную дату;
- другие обосновывающие материалы и расчеты, нормы и нормативы расчета отдельных статей расходов по перечню, установленному регулирующим органом в соответствии с пунктами 9 и 10 Правил регулирования.
47. При заполнении таблиц расчетные показатели базового периода определяются:
- по экономическим (стоимостным) показателям — по текущим показателям периода, предшествующего расчетному;
- по показателям производственно — технического характера — соответствующего периода прошлого года.
IX. Расчет тарифа (платы) за услуги по передаче электрической энергии по региональным электрическим сетям
48. Расчет платы за услуги по передаче электрической энергии по региональным электрическим сетям определяется исходя из стоимости работ, выполняемых организацией, эксплуатирующей на правах собственности или на иных законных основаниях электрические сети и / или устройства преобразования электрической энергии, в результате которых обеспечиваются:
- передача электрической энергии (мощности) как потребителям, присоединенным к данной сети, так и отпускаемой в электрические сети других организаций;
- поддержание в пределах государственных стандартов качества передаваемой электрической энергии, за исключением частоты электрического тока;
- содержание в соответствии с техническими требованиями к устройствам электроустановок и эксплуатации электростанций и электрических сетей, технологического оборудования, зданий и энергетических сооружений, связанных с эксплуатацией электрических сетей.
49. Размер платы за услуги по передаче электрической энергии рассчитывается в виде экономически обоснованной ставки, которая в свою очередь дифференцируется по трем уровням напряжения в точке подключения потребителя (покупателя, другой энергоснабжающей организации) к электрической сети рассматриваемой организации:
на высоком напряжении: (ВН) 110 кВ и выше;
на среднем напряжении: (СН) 35 — 1 кВ;
на низком напряжении: (НН) 0,4 кВ.
50. Если граница раздела балансовой принадлежности сетей рассматриваемой организации и сетей потребителя (покупателя, другой ЭСО) находится на шинах центра питания (подстанции), за уровень напряжения для расчета тарифа за услуги по передаче электрической энергии принимается значение первичного напряжения данного центра питания, независимо от уровня напряжения, на котором подключены электрические потребителя (покупателя, другой ЭСО).
51. При определении платы за услуги по передаче электрической энергии (мощности) по указанным трем уровням напряжения не учитываются сети потребителей, находящиеся у них на правах собственности или иных законных основаниях при условии, что содержание, эксплуатация и развитие этих сетей производится за счет средств потребителей. В этом случае не учитывается плата за услуги по передаче электрической энергии (мощности) по указанным сетям.
52. Расчетный объем необходимой валовой выручки (НВВсети) сетевой организации, осуществляющей деятельность по передаче электрической энергии по сетям высокого, среднего и низкого напряжения, определяется исходя из:
- расходов по осуществлению деятельности по передаче электрической энергии, в том числе: часть общехозяйственных расходов, относимых на деятельность по передаче электрической энергии, а также расходов на оплату услуг по передаче электрической энергии, принимаемой из сети, присоединенной к сети рассматриваемой организации (в случае сальдо — перетока электроэнергии в рассматриваемую организацию);
- суммы прибыли, отнесенной на передачу электрической энергии.
53. Необходимая валовая выручка НВВсети распределяется по уровням напряжения пропорционально условным единицам на планируемый период регулирования:
Увн
НВВвн = НВВсети ----- (28) SUM У
Усн
НВВсн = НВВсети ----- (29) SUM У
Унн
НВВнн = НВВсети ----- (30) SUM У
где:
НВВвн расчетный объем необходимой валовой выручки,
обеспечивающий компенсацию экономически обоснованных
НВВсн расходов на осуществление деятельности по передаче
электрической энергии по сетям высокого, среднего и
НВВнн низкого напряжения соответственно, и покрытия части
прибыли, относящейся на данный уровень напряжения (тыс.
руб.);
SUM У - сумма условных единиц по оборудованию всех уровней
напряжения, определенная в соответствии с Приложением 2;
Увн - суммы условных единиц по оборудованию, отнесенных к
Усн соответствующим уровням напряжения, определенные в
Унн соответствии с Приложением 2.
54. Расчет экономически обоснованного размера платы за услуги по передаче электрической энергии предусматривает определение двух ставок в качестве базы для утверждения платы за услуги по передаче электрической энергии для всех категорий и групп потребителей (как для потребителей, применяющих двухставочные тарифы, так и для потребителей, применяющих одноставочные тарифы) и покупателей (других ЭСО): - плата за услуги по содержанию электрических сетей
соответствующего уровня (диапазона) напряжения в расчете на МВт в
месяц заявленной (расчетной) мощности потребителя (покупателя -
сод сод сод
другой энергоснабжающей организации) (Т , Т , Т -
вн сн нн
руб./МВт); — оплата технологического расхода (потерь) электрической энергии на ее передачу по сетям соответствующего уровня напряжения
пот пот пот (Т , Т , Т - руб./МВт.ч). вн сн нн
55. Плата за содержание электрических сетей по диапазонам (уровням) напряжения определяется следующим образом:
сод НВВвн Т = --------------------- (31) вн (Nвн + Nсн + Nнн) х M сод НВВсн сод Т = --------------------- + Т (32) сн (Nсн + Nнн) х M вн сод НВВнн сод Т = --------------------- + Т (33) нн Nнн х M сн
где:
Nвн - суммарная на период регулирования заявленная
Nсн (расчетная) мощность потребителей (покупателей, других
Nнн ЭСО) соответствующего диапазона (уровня) напряжения
(МВт. мес);
М - количество месяцев в период регулирования.
56. Для нахождения платы на содержание электрических сетей по диапазонам (уровням) напряжения в расчете на МВт.ч для потребителей (покупателей, других ЭСО), рассчитывающихся по одноставочному тарифу, необходимо разделить плату на передачу мощности по диапазонам напряжения (руб./МВт) на число часов использования заявленной (расчетной) мощности по данной группе потребителей (покупателей, других ЭСО), получающих электроэнергию на соответствующем диапазоне напряжения:
сод.э сод Т = (Т ) \ hвн х M (34) вн вн сод.э сод Т = (Т ) \ hсн х M (35) сн сн сод.э сод Т = (Т ) \ hнн х M (36) нн нн
где:
сод.э сод.э сод.э
Т , Т , Т - плата за содержание электрических
вн сн нн
сетей соответствующего диапазона (уровня) напряжения в расчете на
МВт.ч (коп./кВт.ч),
hвн, hсн, hнн — среднемесячное число часов использования заявленной (расчетной) мощности одноставочных потребителей (покупателей, других ЭСО), получающих электроэнергию на соответствующем диапазоне напряжения.
57. Расчет ставки, учитывающей оплату потерь (технологического расхода) электрической энергии на ее передачу по сетям, определяется по формулам:
пот
З
пот вн Т = -------------------- (37) вн отп альфавн Э х (1 - -------) вн 100
где:
пот эс отп альфавн
З = Т х Э х ------- (38)
вн вн 100
Среднее напряжение (1 - 35 кВ):
пот
З
ПОТ сн Т = -------------------- (39) сн отп альфасн Э х (1 - -------) сн 100
где:
пот эс отп альфасн пот З = Т х Э х ------- + ДЕЛЬТА З (39.1) сн сн 100 вн пот пот пот по ДЕЛЬТА З = З - Т х Э (39.2) вн вн вн вн
Низкое напряжение (0,4 кВ):
пот
З
пот нн Т = -------------------- (40) нн отп альфанн Э х (1 - -------) нн 100
где:
пот эс отп альфанн пот З = Т х Э х ------- + ДЕЛЬТА З (40.1) нн нн 100 сн пот пот пот по ДЕЛЬТА З = З - Т х Э (40.2) сн сн сн сн
где:
по
Э - плановый на предстоящий период регулирования
вн полезный отпуск электрической энергии из сети
по высокого, среднего и низкого напряжения
Э соответственно, с учетом величины сальдо - перетока
сн электрической энергии в другую организацию, млн.
по кВтч;
Э
нн
отп
Э - расчетный на период регулирования отпуск
вн электрической энергии в сеть высокого, среднего и
отп низкого напряжения соответственно, с учетом величины
Э сальдо - перетока электрической энергии в другую
сн организацию, млн. кВт.ч;
отп
Э
нн
пот
З - затраты (расходы) на компенсацию потерь
вн электроэнергии в сетях высокого, среднего и низкого
напряжения, тыс. руб;
пот
З
сн
пот
З
нн
альфавн - расчетные нормативные коэффициенты технологического
альфасн расхода (потерь) электрической энергии на ее передачу
альфанн по сетям высокого, среднего и низкого напряжения
соответственно, %.
Расходы за услуги указанных организаций включаются в
НВВ при очередном регулировании тарифов (цен) на
услуги по передаче электрической энергии.
7эс
Т - средневзвешенная ставка тарифа за электрическую
энергию, поставляемую с оптового рынка, от других
поставщиков и произведенную на собственных
генерирующих источниках ЭСО, дифференцированная по
группам потребителей, руб./МВт.ч.
58. Экономически обоснованный размер платы за услуги по передаче электрической энергии (Тусл вн, Тусл сн, Тусл нн — руб./МВт.ч) определяется следующим образом:
сод э пот Тусл вн = Т + Т (41) вн вн сод э пот Тусл сн = Т + Т (42) сн сн сод э пот Тусл нн = Т + Т (43) вн нн
При определении размера платы за услуги по передаче электрической энергии учитывается сальдо — переток электрической энергии (мощности) в другие организации. Величина сальдо — перетока электрической энергии рассчитывается как алгебраическая сумма всех прямых и обратных перетоков электрической энергии (в целом по году), по всем включенным в работу линиям электропередачи, соединяющим данную организацию с другой организацией, осуществляющей услуги по передаче электрической энергии.
59. Размер платы за услуги по передаче электрической энергии j-му потребителю (или j-ой группе потребителей) OYj рассчитывается по формулам:
59.1 При передаче электрической энергии потребителю через одну региональную электрическую сеть
РЭК по ОУj = SUM Т х Э (44) ij услij ij
где:
РЭК
Т - тариф за услуги по передаче электрической энергии по
услij
сети i-го уровня напряжения для j-ого потребителя, руб./МВт.ч; по Э — полезный отпуск электрической энергии из сети i-го ij уровня напряжения j-му потребителю или сальдо — переток в другую организацию, млн. кВт.ч.
59.2. При передаче электрической энергии через сети нескольких организаций в условиях разделения ЭСО на генерирующие и сетевые компании суммарная плата j-го потребителя:
SUM РЭК по ОУ = SUM SUM Т х Э (45) j m i mi mij
где:
m - индекс, фиксирующий m-ю сетевую организацию;
Tmi - тариф на услуги по передаче электрической энергии по
сети i-го уровня напряжения m-ой сетевой организацией, руб./МВт.ч; по Э — полезный отпуск электрической энергии из сети i-го mij уровня напряжения m-ой сетевой организацией j-му потребителю, млн. кВт.ч.
60. Расчет размера платы за услуги по передаче электрической энергии производится согласно Таблице 2.
| Сетевая организация | 1 | 2 | .... | Всего | ||||||
| Уровень напряжения | ВН | СН | НН | Итого | ВН | СН | НН | Итого | .... | - |
| Тариф на передачу | + | + | + | - | + | + | + | - | .... | - |
| Полезный отпуск электроэнергии потребителю | + | + | + | + | + | + | + | + | .... | + |
| Размер платы за услуги по передаче электроэнергии | + | + | + | + | + | + | + | + | .... | + |
Примечание. Знаком «+» помечены клеточки, которые заполняются при получении потребителем электроэнергии на соответствующем уровне напряжения, а также суммарные показатели полезного отпуска и размера платы за услуги по передаче электроэнергии.
61. Расчет платы за услуги по передаче электрической энергии по участкам электрических сетей (выделенным участкам электросетей), используемых для передачи электрической энергии конкретным потребителям (покупателям, другим ЭСО), в том числе электрическим сетям генераторного напряжения, производится при наличии в электросетях соответствующих приборов учета и контроля.
62. При расчете платы за услуги по передаче электрической энергии по выделенным участкам электросетей учитываются только те расходы ЭСО, которые необходимы для содержания указанных участков электросетей (с соответствующими устройствами преобразования электрической энергии) и компенсации возникающих в них потерь электрической энергии.
При этом необходимая валовая выручка каждого уровня напряжения распределяется между выделенным участком электросети и прочими участками пропорционально условным единицам на планируемый период регулирования.
63. Для расчета тарифов (цен) используются следующие материалы:
- расчет технологического расхода электрической энергии (потерь) в электрических сетях ЭСО (региональные электрические сети) (Таблица П1.3);
- баланс электрической энергии в сети ВН, СН и НН (Таблица П1.4);
- электрическая мощность по диапазонам напряжения (Таблица П1.5);
- структура полезного отпуска электрической энергии (мощности) по группам потребителей (Таблица П1.6);
- расчет суммы платы за услуги по организации функционирования и развитию ЕЭС России (Таблица П1.13);
- смета расходов (Таблица П1.15);
- расчет расходов на оплату труда (Таблица П1.16);
- расчет амортизационных отчислений на восстановление основных производственных фондов (Таблица П1.17);
- калькуляция расходов по передаче электрической энергии (Таблица П1.18.2);
- расчет источников финансирования капитальных вложений (таблица П1.20);
- справка о финансировании и освоении капитальных вложений в электросетевое строительство (передача электроэнергии) (таблица П1.20.3);
- расчет балансовой прибыли, принимаемой при установлении тарифов на передачу электрической энергии (Таблица П1.21.3);
- плата за услуги по содержанию электрических сетей (таблица П1.24);
- расчет ставки по оплате технологического расхода (потерь) электрической энергии на ее передачу по сетям (Таблица П1.25);
- экономически обоснованные тарифы на электрическую энергию (мощность) по группам потребителей (Таблица П1.27);
- расчет условных единиц для распределения общей необходимой валовой выручки на содержание электрических сетей по уровням напряжения (Приложение 2);
- бухгалтерская и статистическая отчетность на последнюю отчетную дату.
X. Расчет размера платы за услуги по передаче тепловой энергии в системах централизованного теплоснабжения
64. Расчет платы за услуги по передаче тепловой энергии по региональным тепловым сетям определяется исходя из стоимости работ, выполняемых организацией, эксплуатирующей на правах собственности или на иных законных основаниях тепловые сети, в результате которых обеспечиваются:
- передача тепловой энергии (мощности) как потребителям, присоединенным к данной сети, так и отпускаемой в тепловые сети других организаций;
- поддержание в пределах государственных стандартов качества передаваемой тепловой энергии;
- содержание технологического оборудования, зданий и сооружений, связанных с эксплуатацией тепловых сетей.
65. Особенности расчета отдельных статей расходов на передачу тепловой энергии.
65.1. При расчете затрат на передачу тепловой энергии в составе элемента «Вспомогательные материалы» по статье «Вода на технологические цели» в указанные затраты включаются нормативные непроизводительные утечки сетевой воды, рассчитываемые по формуле:
N — коэффициент, учитывающий норму утечек сетевой воды в трубопроводах тепловых сетей и непосредственно присоединяемых к ним местных систем отопления и вентиляции зданий;
V — объем воды в тепловой сети и системах теплопотребления ЭСО, м3, определяется по формуле:
Vг — объем воды в системах горячего водоснабжения ЭСО, м3;
Vст — объем систем теплопотребления ЭСО, м3.
Vот — объем воды в присоединенных системах отопления ЭСО, м3;
Vв — объем воды в присоединенных системах вентиляции, м3.
Vсети — объем тепловых сетей, м3, рассчитывается по формуле:
SUM Lтр — суммарная длина трубопроводов тепловой сети регулируемой организации, км;
Vуд — удельный объем воды, зависящий от диаметра труб (Таблица № П3.1).
Объем системы теплопотребления Vст рассчитывается по формуле:
с.т.
где:
Qp - расчетная тепловая нагрузка системы теплопотребления (допускается применять при наличии подтверждающих документов фактическую тепловую нагрузку вместо проектных данных системы
теплопотребления), Гкал/ч; с.т. V — удельный объем воды системы теплопотребления, уд м3 х ч/Гкал, зависит от характеристик системы и расчетного графика температур (Таблица № П3.2).
При отсутствии данных о типе нагревательных приборов систем теплопотребления допускается определять величину объема воды в данных системах теплопотребления исходя из величины их установленной мощности и удельного расхода воды на единицу установленной тепловой мощности в размере 30 м3 х ч/Гкал. При этом общий объем воды в тепловой сети и системах теплопотребления допускается вычислять исходя из удельного расхода воды на единицу установленной тепловой мощности в размере 45 м3 х ч/Гкал.
При расчете затрат по статье «Вода на технологические цели» в составе указанных затрат учитывается стоимость воды на промывку и заполнение системы (промывка теплосетей и систем теплопотребления ведется до полного осветления воды).
Рекомендуются следующие нормы на промывку и заполнение тепловых сетей и систем потребления <*>:
<*> Рекомендуемые нормы на промывку и заполнение тепловых сетей и систем потребления определены эмпирическим путем по результатам обобщенного анализа практики теплоснабжения.
Объем холодной воды на заполнение тепловых сетей, систем теплопотребления и горячего водоснабжения Узап = V.
При расчете затрат по статье «Вода на технологические цели» в составе указанных затрат учитывается стоимость холодной воды на подпитку систем горячего водоснабжения (ГВС).
Стоимость воды по статье затрат «Вода на технологические цели», включая нормативные непроизводительные утечки сетевой воды и стоимость воды на промывку и заполнение открытой системы ГВС, рассчитывается по формуле:
Sводы = ((Gут + Gп) х 8760 + Vпр + Vзап) х Св, тыс. руб., (51)
Gп — расход холодной сетевой воды на подпитку систем ГВС, определяемый по счетчикам насосных станций (НС), тепловых пунктов (ТП) и центральных тепловых пунктов (ЦТП), не может превышать нормативную величину расхода холодной сетевой воды на подпитку систем ГВС, рассчитываемую согласно Таблице № П3.4 к настоящим Методическим указаниям, более чем на 10%, м3;
Св — тариф на холодную сетевую воду, устанавливаемый государственными органами местного самоуправления или иными уполномоченными органами, руб./м3.
8760 — коэффициент пересчета часовых затрат в годовые. Если размер платы за услуги по передаче тепловой энергии устанавливается на период регулирования менее года, то пересчет затрат осуществляется с использованием коэффициента К, который рассчитывается следующим образом:
К = 24 * М, где М — количество дней в периоде регулирования.
65.2. При расчете затрат по статье «Покупная энергия на производственные и хозяйственные нужды» в составе указанных затрат учитываются тепловые потери с непроизводительными утечками и тепловые потери через изоляцию трубопроводов водяных тепловых сетей.
Часовая норма эксплуатационных тепловых потерь с утечкой сетевой воды рассчитывается по формуле:
ср.г ср.г
t + t
п 0 ср.г
Qут = сGут х р х (---------------- - t ) х 1Е3; Гкал/ч
2 х
(52)
где:
с - удельная теплоемкость теплоносителя, Ккал/кг градус;
р - плотность теплоносителя, кг/м3;
ср.г ср.г
t и t - среднегодовая температура воды в подающем и
п 0
обратном трубопроводе тепловой сети при расчетной температуре
наружного воздуха, град. С; ср.г t — среднегодовая температура холодной воды (принимается х средневзвешенной по месяцам от 5 град. С в период отопительного сезона и 15 град. С в остальные месяцы года).
Нормативные значения удельных тепловых потерь через изоляцию трубопроводов определяются исходя из действующих норм отдельно для участков подземной и надземной прокладки трубопроводов применительно к среднегодовым условиям работы данной тепловой сети.
Для участков надземной прокладки трубопроводов:
пот
Q = SUM бета х qн.п. х Lсети, Гкал/ч, (53) н.п.
пот
Q = SUM бета х qн.о. х Lсети, Гкал/ч, (54) н.о.
где:
пот пот
Q , Q - нормативные среднегодовые тепловые потери для
н.п. н.о.
надземной прокладки трубопроводов соответственно для подающего и
обратного трубопроводов, Гкал/ч;
qн.п., qн.о. — нормы удельных тепловых потерь соответственно подающего и обратного трубопроводов при надземной прокладке, Гкал/(км.ч) (Таблица № П3.5);
бета — коэффициент потерь теплоты опорами, арматурой и компенсаторами в зависимости от способов прокладки трубопроводов.
Для территорий со среднегодовой температурой наружного воздуха, отличной от 5 град. С, qн.п., qн.о. корректируются по формулам в соответствующие нормы:
ср.г ср.г
t - t
п нар
qн.п. = qн.п. ------------- (55)
ср.г
t - 5
п
ср.г ср.г
t - t
о нар
qн.о. = qн.о. ------------- (56)
ср.г
t - 5
о
ср.г
где: t - среднегодовая температура наружного воздуха для
нар
данной территории;
Lсети — длина участка тепловой сети, характеризующаяся одинаковым диаметром трубопроводов и типом прокладки, км;
бета — коэффициент тепловых потерь опорами, арматурой, компенсаторами (Таблица № П3.5).
Для участков подземной прокладки соответствующих трубопроводов:
пот
пот
где: Q - нормативные среднегодовые тепловые потери, Гкал/ч;
н
qн — нормы удельных тепловых потерь при подземной бесканальной прокладке трубопроводов и прокладке трубопроводов в непроходных каналах, Гкал/(км.ч) (Таблица № П3.3).
Для территорий со среднегодовой температурой грунта, отличной от 5 град. С, норму qн корректируют по формуле:
ср.г ср.г ср.г
t + t - 2t
п о гр
qн = qн ---------------------- (58)
ср.г ср.г
t + t - 10
п о
где:
ср.г
t - среднегодовая температура грунта для данной территории;
гр
ср.г ср.г
t , t - среднегодовая температура сетевой воды в прямом
п о
и обратном направлении.
Для двухтрубной подземной прокладки трубопроводов в проходных каналах:
пот к к Q = бета Lт (q + q ), Гкал/ч (59) н.к. н.п. н.о.
где:
к
q - удельные тепловые потери прямыми и обратными
н.п.
трубопроводами в проходном канале, определяются по формулам:
ср.г ср.г
t - t
к п к
q = qн.п. ------------- (60)
н.п. ср.г
t - 5
п
ср.г ср.г
t - t
к п к
q = qн.о. ------------- (61)
н.о. ср.г
t - 5
о
где:
ср.г
t - среднегодовая температура воздуха в проходном канале.
к
Суммарные нормативные потери тепла Q надземными и подземными трубопроводами тепловых сетей рассчитываются по формуле:
пот пот пот пот пот Q = Q + Q + Q + Q , Гкал/час (62) н.п. н.п. н.о. н н.к.
Стоимость тепловых потерь с непроизводительными утечками и тепловых потерь через изоляцию трубопроводов, учитываемых по статье «Покупная энергия на производственные и хозяйственные нужды», рассчитывается по формуле:
пот пот S = 8760 х (Qут + Q ) х Тт/ср, тыс. руб. (63)
в
Тт/ср — стоимость 1 Гкал тепла, отпущенной источником тепловой энергии, определяется следующим образом:
Т
НВВ + Тпок х Qпок Тт/ср = ------------------, руб./Гкал (64)
Qпрт + Qпок
НВВ — необходимая валовая выручка на собственное производство тепловой энергии, тыс. руб.;
Тпок — утвержденный тариф на тепловую энергию, получаемую от других поставщиков, руб./Гкал;
Qпок — объем тепловой энергии, полученной от других поставщиков, тыс. Гкал;
Qпрт — объем тепловой энергии собственного производства, тыс. Гкал.
При расчете затрат на передачу тепловой энергии по статье «Покупная энергия на производственные и хозяйственные цели» учитываются затраты на электрическую энергию, потребляемую на собственные нужды, а также потребляемую насосами ТП, ЦТП и НС. Количество электрической энергии, потребленной на производственные и хозяйственные нужды, определяется по счетчикам электрической энергии, при этом суммарная мощность насосного оборудования, используемого для передачи тепловой энергии, не должна превышать нормативные значения, рассчитанные в соответствии с Приложением 4, более чем на 20%.
Стоимость электрической энергии, учитываемая по статье «Покупная энергия на производственные и хозяйственные нужды», рассчитывается по формуле:
Э — количество электрической энергии, потребляемой на производственные и хозяйственные нужды при передаче тепловой энергии, млн. кВт.ч;
Тэ — тариф на электрическую энергию, руб./тыс. кВт.ч.
66. Расчет размера платы за услуги по передаче тепловой энергии.
66.1. Размер платы за услуги по передаче тепловой энергии по тепловым сетям соответствующего i-го теплового узла определяются следующим образом:
Т
НВВ
ср сетиi пот Т = --------- + Т , руб./Гкал (66) Тi Qi Тэi
где:
Т
НВВ - необходимая валовая выручка сетевой организации,
сетиi
осуществляющей деятельность по передаче тепловой энергии i-го теплового узла, тыс. руб.; Qi — отпуск тепловой энергии в сеть i-го теплового узла, тыс. Гкал; пот Т — ставка потерь тепловой энергии (технологический расход) Тэi на ее передачу по тепловым сетям, руб./Гкал. Т
66.2 Расчетный объем необходимой валовой выручки (НВВ )
сетиi
сетевой организации, осуществляющей деятельность по передаче тепловой энергии, определяется, исходя из:
- расходов по осуществлению деятельности по передаче тепловой энергии, включая: эксплуатационные условно — постоянные затраты ЭСО или ПЭ (входящие в состав i-го теплового узла) и часть общехозяйственных расходов, относимых на деятельность по передаче тепловой энергии;
- суммы прибыли, отнесенной на передачу тепловой энергии.
66.3. Общехозяйственные условно — постоянные затраты ЭСО и прибыль распределяются между тепловыми узлами пропорционально условно — постоянным или прямым затратам.
66.4. При расчете величины платы за услуги по передаче тепловой энергии по паровым и водяным тепловым сетям, входящим в состав i-го узла, необходимая валовая выручка сетевой организации, осуществляющей деятельность по передаче тепловой энергии, распределяется между тепловыми и паровыми сетями.
Эксплуатационные условно — постоянные затраты ЭСО или ПЭ (входящих в состав i-го теплового узла) включают в себя эксплуатационные условно — постоянные затраты, относящиеся на паровые тепловые сети, и эксплуатационные условно — постоянные затраты, относящиеся на тепловые водяные сети:
Т
З' = З' + З' постi псi всi, млн. руб. (67)
где:
З' - составляющая эксплуатационных условно - постоянных
псi
затрат, отнесенная на паровые сети; З' — составляющая эксплуатационных условно — постоянных всi затрат, отнесенная на водяные тепловые сети.
Общехозяйственные условно — постоянные затраты ЭСО и прибыль (ранее отнесенные на i-й тепловой узел) распределяются между паровыми и водяными тепловыми сетями пропорционально условно — постоянным или прямым затратам. Для потребителей пара (за исключением потребителей, получающих п пар с коллекторов ТЭС или котельной) НВВ , относящаяся на сетиi паровые сети, определяется как:
п
НВВ = Зпсi + Ппсi, млн. руб. (68) сетиi
Для потребителей горячей воды (за исключением потребителей, получающих горячую воду с коллекторов ТЭС или котельной),
в НВВ , относящаяся на водяные тепловые сети, определяется как: сетиi
в
НВВ = Звсi + Пвсi, млн. руб. (69) сетиi
Ставки платы по содержанию паровых тепловых сетей и водяных тепловых сетей соответственно составляют:
п
НВВ
сетиi
Тпсi = --------, руб./Гкал, (70) п SUM Q
j ji
в пот
НВВ - S
сетиi вi
Твсi = ---------------, руб./Гкал, (71)
в
SUM Q
j ji
где:
пот
S - стоимость тепловых потерь с непроизводительными
вi
утечками и тепловых потерь через изоляцию трубопроводов водяных тепловых сетей i-го теплового узла (формула 63), тыс. руб.;
в п
Q , Q - полезный отпуск тепловой энергии j-ой группе
ji ji
потребителей i-го теплового узла соответственно в паре и горячей
воде, тыс. Гкал.
Ставка, учитывающая потери тепловой энергии (технологический расход) на ее передачу по водяным тепловым сетям:
пот
S
пот вi Т = --------, руб./Гкал (72) водаi в
SUM Q
i ij
Ставка, учитывающая потери тепловой энергии (технологический расход) на ее передачу по паровым тепловым сетям:
пот
З
пот парi Т = ----------------------, руб./Гкал (73) парi п альфаi SUM Q х (1 - ------) р рi 100
где:
пот п альфаi З = SUM Т х Qpi х ------, тыс. руб. (74) парi р рi 100
где:
альфаi - потери тепловой энергии в i-ом тепловом узле;
Qpi - отпуск теплоэнергии в виде пара с коллекторов i-го
теплового узла, Гкал. п Т — тариф продажи на тепловую энергию, отпускаемую в виде рi пара с коллекторов i-го теплового узла, Гкал.
Ставка платы за услуги по передаче тепловой энергии по тепловым сетям для потребителей пара и горячей воды из тепловых сетей составляют соответственно:
п
НВВ
пар сетиi пот Т = --------- + Т , руб./Гкал (75) передачаi SUM Qji парi
j
в
НВВ
вода сетиi пот Т = --------- + Т , руб./Гкал (76) передачаi SUM Qji водаi
j
67. Для расчета тарифов (цен) используются следующие материалы:
- структура полезного отпуска тепловой энергии (мощности) по группам потребителей (Таблица П1.8);
- смета расходов (Таблица П1.15);
- расчет расходов на оплату труда (Таблица П1.16);
- расчет амортизационных отчислений на восстановление основных производственных фондов (Таблица П1.17);
- калькуляция расходов по передаче тепловой энергии (Таблица П1.19.2);
- расчет источников финансирования капитальных вложений (таблица П1.20);
- справка о финансировании и освоении капитальных вложений в теплосетевое строительство (передача теплоэнергии) (таблица П1.20.4);
- расчет балансовой прибыли, принимаемой при установлении тарифов на передачу тепловой энергии (Таблица П1.21.4);
- расчет платы за услуги по содержанию тепловых сетей (Таблица П1.24.1);
- расчет ставки по оплате технологического расхода (потерь) тепловой энергии на ее передачу (Таблица П1.25.1);
- бухгалтерская и статистическая отчетность на последнюю отчетную дату.
XI. Порядок расчета тарифов по группам потребителей электрической энергии на потребительском рынке
68. Процедура расчета тарифов предусматривает двухставочные тарифы (на принципах раздельного учета затрат между электрической энергией и мощностью) в качестве базы для расчета тарифов на электроэнергию для всех групп потребителей (как для потребителей, применяющих двухставочные тарифы, так и для потребителей, применяющих одноставочные и зонные тарифы).
При этом, при расчетах за покупную энергию по двухставочным тарифам, в расчет условно — постоянных расходов энергоснабжающей организации включаются расходы на покупку мощности (по ставке тарифа за мощность) и в расчет переменных составляющих расходов включаются расходы на покупку энергии (по ставке тарифа на электрическую энергию). В случае расчетов за покупную энергию по одноставочному или зонным тарифам 40% стоимости покупки относится к условно — постоянным расходам, 60% — к условно — переменным расходам.
69. Регулируемый тариф (цена) покупки электрической энергии (мощности), поставляемой потребителям и покупателям — субъектам розничного рынка (кроме населения), устанавливаются одновременно в 3-х вариантах (тарифное меню):
- одноставочные тарифы;
- двухставочные тарифы;
- тарифы, дифференцированные по зонам суток (зонные тарифы).
Для населения могут устанавливаться только одноставочные и зонные тарифы, дифференцированные по суточным зонам графика электрической нагрузки.
70. Расчет тарифов (цены) на электрическую энергию (мощность), поставляемую ПЭ потребителям, производится раздельно для потребителей группы 1 и потребителей групп 2, 3 и 4.
71. Тарифы (цены) на электрическую энергию (мощность) для потребителей группы 1 определяются, исходя из средневзвешенных цен (тарифов) на базовые части полезного отпуска и заявленной мощности и оставшуюся их часть в следующей последовательности.
Определяется доля полезного отпуска электрической энергии потребителей 1 группы в полезном отпуске всем потребителям ЭСО по формуле:
Эпол1
Эпол1, ЭполЭСО — полезный отпуск электрической энергии соответственно потребителям группы 1 и всем потребителям ЭСО (группы 1 — 4).
Определяется базовая часть полезного отпуска электрической энергии Эбаз1И заявленной мощности Nбаз1 потребителям группы 1 по формулам:
Эбаз1 = К1 х Эпол1 (78) Nбаз1 = К1 х Nзаявл1 (79)
где:
Nзаявл1 - суммарная заявленная мощность потребителей группы 1.
Э
Базовая часть тарифов на электрическую энергию Т и
баз1
М
мощность Т рассчитываются по тарифным ставкам за электрическую баз1 энергию и мощность той из s-х ПЭ, заключивших с ЭСО договора купли
-
продажи (поставки) электрической энергии (мощности), которая имеет наименьший одноставочный тариф на электрическую энергию, по формулам:
Э НВВ
Э sm Т = ------ (80) баз1 Эотпsм
М
НВВ
М sm Т = -------- (81) баз1 Nзаявлsм
где:
sm - индекс, фиксирующий из s-x ПЭ ту ПЭ, которая имеет
минимальный одноставочный тариф продажи электроэнергии;
Э М
НВВ и НВВ - необходимые sm-ой ПЭ валовые выручки
sm sm
соответственно за электрическую энергию и мощность, определяемые в соответствии с главой VIII настоящих Методических указаний;
Эотпsм, Nзаявлsм — объемы соответственно отпуска с шин от sm-ой ПЭ (согласно главе VIII настоящих Методических указаний), определяемого на основании планового баланса электрической энергии ЭСО, утвержденного в установленном порядке, и заявленных мощностей всех потребителей, приходящихся на sm-ую ПЭ, определяемых на основании планового баланса мощностей ЭСО, утверждаемого в установленном порядке. Э Оставшиеся части тарифов (цен) на электрическую энергию Т ост1 М и мощность Т , вырабатываемые всеми s-ми ПЭ и отпускаемые ост1 потребителям группы 1, определяются по формулам:
Э Э
SUM НВВ - ТВ
Э s s баз1
Т = ----------------------- (82)
ост1 SUM Эотп.s - Эотп.баз.1
s
М М
SUM НВВ - ТВ
М s s баз1
Т = -------------------, (83)
ост1 SUM Nзаявлs - Nбаз1
Эбаз1вн Эбаз1сн
Эотпбаз1 = -------------- + -------------------------------
альфавн альфавн альфасн
(1 - -------) (1 - -------) х (1 - -------)
100 100 100
(84)
Э
НВВ
Э sm ТВ = ------ х Эбаз1 (85) баз1 Эотпsм
М
НВВ
М sm ТВ = ------ х Nбаз1 (86) баз1 Эзаявлsм
где:
Э М
SUM НВВ и SUM НВВ - суммарные по всем s-м ПЭ необходимые
s s s s
валовые выручки, отнесенные соответственно на электрическую
энергию и мощность;
Эотп.баз.1 — отпуск электрической энергии с шин sm-ой ПЭ для потребителей группы 1;
Эбаз1вн и Эбаз1сн — базовая часть полезного отпуска электрической энергии с шин sm-й ПЭ потребителям группы 1 соответственно на высоком и среднем уровнях напряжения;
Э М ТВ и ТВ - тарифные выручки, получаемые sm-ой ПЭ от баз1 баз1 потребителей групп 1 соответственно за полезный отпуск им
электрической энергии в размере Эбаз1 и мощности в размере Nбаз1;
Эоптs и Nзаявлs — соответственно отпуск электроэнергии с шин s-й ПЭ и заявленная мощность всех потребителей, приходящаяся на s-ю ПЭ.
ЭГ Средневзвешенные тарифы (цены) на электрическую энергию Т и 1 МГ мощность Т для потребителей группы 1 определяются по формулам: 1
Э Э
Т х Эбаз1 + Т х (Эпол1 - Эбаз1)
ЭГ баз1 ост1
Т = --------------------------------------- (87)
1 Эпол1
М М
Т х Nбаз1 + Т х (Nзаявл1 - Nбаз1)
МГ баз1 ост1
Т = ----------------------------------------- (88)
1 Nзаявл1
Тарифные выручки, полученные всеми s-ми ПЭ от потребителей
Э М
группы 1 за отпуск электрической энергии ТВ и мощности TB ,
1 1
определяются по формулам:
Э ЭГ ТВ = Т х Эпол1 (89) 1 1 М МГ ТВ = Т х Nзаявл1 (90) 1 1 ЭГ МГ Средние тарифы (цены) на электрическую энергию Т и Т , 2-4 2-4
отпускаемые потребителям групп 2 — 4, определяются по формулам:
Э Э
SUM НВВ - ТВ
ЭГ s s 1
Т = ----------------- (91)
2-4 SUM Эотпs - Эотп1
s
М М
НВВ - ТВ
МГ s s 1
Т = -----------------, (92)
2-4 Nзаявлs - Nзаявл1
s
где: Эотп1 — отпуск электрической энергии от s-x ПЭ для потребителей группы 1, рассчитываемый по формуле:
Эпол1вн Эпол1сн
Эотп1 = -------------- + -------------------------------, (93)
альфавн альфавн альфасн
(1 - --------) (1 - --------) х (1 - --------)
100 100 100
Эпол1вн и Эпол1сн — полезный отпуск электрической энергии потребителям группы 1 соответственно на высоком и среднем уровнях напряжения. Тарифные выручки, полученные всеми s-ми ПЭ от потребителей Э групп 2 — 4 за отпуск электрической энергии ТВ и мощности 2-4 М ТВ , определяются по формулам: 2-4
ЭГ Э ТВ = Т х (ЭполЭСО - Эпол1) (94) 2-4 2-4 МГ М ТВ = Т х (SUM Nзаявлs - Nзаявл1) (95) 2-4 2-4
Если отпуск электрической энергии от sm-ой ПЭ больше базовой части отпуска электроэнергии для потребителей группы 1, то тарифы на электрическую энергию и мощность для потребителей групп 1 и 2 — 4 определяются по формулам (87), (88) и (91), (92).
В противном случае аналогичные расчеты повторяются в указанной выше последовательности, где за sm-ую ПЭ принимают ПЭ с наименьшим после рассмотренного выше (см. формулы (80) и (81)) одноставочным тарифом на электрическую энергию.
72. <a id="p101355"></a>Ставка за заявленную мощность тарифа на услуги по передаче
МП
электрической энергии по сетям для j-го потребителя Т j определяется по формуле:
МП М Т = SUM SUM Т , (96) j s1 i s1ij где s1 и i - индексы, фиксирующие соответственно ставку по
i-м уровням напряжения в s1-x ЭСО; МП Т — ставка (тариф) j-го потребителя за содержание s1ij электрических сетей i-го уровня напряжения s1-й ЭСО (определяется по формулам (31), (32) и (33) раздел IX настоящих Методических указаний). Ставка за электрическую энергию тарифа за услуги по передаче ЭП электрической энергии по сетям для j-го потребителя Т j определяется по формуле:
ЭП Э Т = SUM SUM Т , (97) j si i s1ij
где:
Э
Т - ставка (тариф) j-го потребителя за оплату потерь
s1ij
(технологического расхода) электрической энергии на ее передачу по сетям i-го уровня напряжения s1-й ЭСО (определяется по формулам (37), (39) и (40) раздел IX настоящих Методических указаний).
73. Расчет абонентной платы за услуги по организации функционирования и развитию Единой энергетической системы России производится в соответствии с Методическими документами, утвержденными Комиссией, и отражается в смете расходов на передачу электрической энергии в элементе «прочие».
74. <a id="p101387"></a>С учетом расходов на производство, передачу и
распределение электроэнергии j-й потребитель оплачивает ставку М (тариф) на заявленную мощность Т и ставку (тариф) за полезный j Э отпуск электроэнергии Т . j
М Э
Ставки (тарифы) Т и Т j-го потребителя, относящегося к
j j
группе 1, определяются по формулам:
М МГ МП Т = Т + Т (98) j 1j j Э ЭГ ЭП Т = Т + Т (99) j 1j j М Э Ставки (тарифы) Т и Т j-го потребителя, относящегося к j j
группам 2 — 4, определяются по формулам:
М МГ МП Т = Т + Т (100) j 2 - 4j j Э ЭГ ЭП Т = Т + Т (101) j 2 - 4j j
75. Расчет оплачиваемой потребителями (покупателями) электрической энергии (мощности) регулируемым организациям тарифной выручки за продажу, поставку электрической энергии (мощности) и оказание им иных услуг. Оплачиваемая j-м потребителем (покупателем) регулируемым э организациям суммарная тарифная выручка ТВ определяется по j формуле:
Э ГЭ ПЭ ТВ = ТВ + ТВ (102) j j j
где:
ГЭ ПЭ
ТВ , ТВ - оплачиваемая j-м потребителем тарифная выручка
j j
соответственно за производство электрической энергии (мощности) и
передачу электрической энергии (мощности).
ГЭ ПЭ
Тарифные выручки ТВ , ТВ определяются по формулам:
j j
ГЭ МГ ЭГ эпот пот
ТВ = Т х Nзаявлj + Т х Эполj + Т х Э (103)
j j j j j
ПЭ эсод
ТВ = Т х Nзаявлj (104)
j j
где:
МГ
Т - тариф на мощность, определяемый соответственно по
j
формуле (88) для потребителей группы 1 и по формуле (92) - для потребителей групп 2 — 4; ЭГ Т — тариф за электрическую энергию, определяемый j соответственно по формуле (87) для потребителей группы 1 и по формуле (91) - для потребителей групп 2 — 4; эпот Т — ставка (тариф) на оплату потерь электрической энергии j при ее передаче по сетям, определяемая в зависимости от уровня напряжения по формулам (37), (39) и (40); пот Э — потери электрической энергии в региональных j электрических сетях, определяемых в соответствии с разделом IX настоящих Методических указаний; эсод Т — ставка (тариф) за содержание электрических сетей, j определяемая в зависимости от уровня напряжения по формулам (31), (32) и (33). ГЭ Сумма тарифных выручек ТВ , полученных всеми s-ми ПЭ от всех j j-x потребителей (покупателей), должна равняться НВВ всех s-x ПЭ, устанавливаемых региональной комиссией. ПЭ Сумма тарифных выручек ТВ , полученных всеми s1-ми j региональными электрическими сетями (ЭСО) от всех j-x потребителей (покупателей), должна равняться НВВ всех s1-x региональных электрических сетей (ЭСО), утверждаемых Комиссией.
76. Расчет заявленной мощности потребителей, оплачивающих электроэнергию по одноставочным тарифам, осуществляется ЭСО и производится в следующей последовательности:
а) по каждой группе потребителей определяется состав представительной выборки. По каждому потребителю, вошедшему в выборку, рассматривается следующая информация:
- наименование предприятия (организации);
- вид выпускаемой продукции (для промышленных предприятий);
- коэффициент сменности (для промышленных предприятий);
- основные направления использования электроэнергии;
- суточные графики электрической нагрузки в режимные дни (если суточные графики по какой-либо тарифной группе отсутствуют, то организуются выборочные замеры нагрузки в часы утреннего и вечернего максимумов нагрузки ОЭС);
- годовой объем электропотребления;
б) по каждому потребителю в суточном графике каждого режимного дня определяется нагрузка в отчетные часы утреннего и вечернего пика (максимума) ОЭС и рассчитывается суммарный совмещенный максимум для утреннего и вечернего пиков нагрузки;
в) по утренним и вечерним совмещенным максимумам учитываемых режимных дней определяются среднегодовые значения совмещенных максимумов нагрузки. В дальнейших расчетах используется один (утренний или вечерний) наибольший суммарный совмещенный максимум нагрузки рассматриваемой группы потребителей;
г) посредством деления суммарного годового электропотребления всех абонентов, вошедших в выборку, на их совмещенный максимум нагрузки определяется среднегодовое число часов использования максимума нагрузки рассматриваемой группы потребителей.
77. <a id="p101487"></a>Для потребителей, применяющих одноставочные тарифы на
электроэнергию, рассчитанные согласно настоящим Методическим ЭО указаниям, двухставочные тарифы преобразуются в одноставочные Т j по формуле:
М Э
Т х Nзаявj + Т х Эполj
ЭО j j
Т = ------------------------ (105)
j Эполj
78. Дифференцированный по зонам суток тариф на электроэнергию для потребителей рассчитывается на основе среднего одноставочного тарифа покупки от ПЭ.
Интервалы тарифных зон суток по энергозонам (ОЭС) России устанавливаются Комиссией на основании запрашиваемой в ОАО «СО — ЦДУ ЕЭС».
Расчет тарифных ставок на электроэнергию, дифференцированных по зонам суток (пик, полупик, ночь) на основе среднего одноставочного тарифа продажи электрической энергии от ПЭ, осуществляется, исходя из следующего уравнения:
Э
Т = (Тп х Эп + Тпп х Эпп + Тн х Эн) / гк(ср) / Эпол (руб./тыс. кВт.ч), (106)
где:
Э
Т - утвержденный одноставочный тариф на электрическую
гк(ср)
энергию по ПЭ (руб./тыс. кВт.ч);
Тп, Тпп, Тн — тарифы за электроэнергию соответственно в пиковой, полупиковой и ночной зонах суточного графика нагрузки (руб./тыс. кВт.ч);
Эп, Эпп, Эн — объем покупки электроэнергии потребителем ПЭ, рассчитывающимся по зонным тарифам, соответственно в пиковой, полупиковой и ночной зонах графика нагрузки. При этом численные значения объема покупки электроэнергии по зонам могут задаваться как в абсолютных единицах (тыс. кВт.ч), так и в долях от суммарного объема покупки электроэнергии;
Эпол — полезный отпуск электроэнергии потребителю.
Величина тарифа в ночной зоне Тн устанавливается на уровне, обеспечивающем ПЭ возмещение условно — переменных затрат на производство электроэнергии, поставляемой в ночной зоне графика нагрузки:
упер
Тн = SUM З / Эн (руб./тыс. кВт.ч), (107) н
где:
упер
SUM З - сумма условно - переменных затрат по ПЭ в ночной
н
зоне графика нагрузки. упер По ЭСО З могут быть расходы на переменную составляющую н покупной электроэнергии.
Тариф за электроэнергию, поставляемую в полупиковой зоне графика нагрузки Тпп, приравнивается к утвержденному для ПЭ одноставочному тарифу:
э
Тпп = Т (руб./тыс. кВт.ч). (108) гк(ср)
Определение численного значения тарифа за электроэнергию в пиковой зоне Тп, исходя из уравнения (106), производится по следующей формуле:
з
Тср х Эпол - Тпп х Эпп - Тн х Э
н
Тп = -------------------------------- (руб./тыс. кВт.ч) (109) Эп
Дифференцированный по зонам суток тариф на электрическую энергию для потребителей рассчитывается как сумма дифференцированного по зонам суток тарифа покупки от ПЭ и одинаковых по всем зонам суток тарифа на передачу электрической энергии и платы за услуги по организации функционирования и развитию ЕЭС России.
Тарифы (цены) на электроэнергию, поставляемую потребителям (покупателям), рассчитываются в соответствии с Таблицей П1.29.
79. <a id="p101538"></a>С учетом расходов на производство, передачу и
распределение тепловой энергии j-й потребитель оплачивает тариф на Т тепловую энергию Т , определяемый по формуле: ср j
Т Т пар вода Т = Т + Т + Т , (110) ср j гк(ср)j передача j передача j
где:
Т
Т - средний тариф покупки тепловой энергии от ПЭ,
гк(ср)j
определяемый согласно разделу VIII настоящих Методических указаний по формуле (9);
пар вода
Т и Т - ставки платы за передачу тепловой
передача j передача j
энергии для потребителя соответственно пара и горячей воды,
определяемые согласно разделу Х настоящих Методических указаний по формулам (75) и (76).
80. Расчет оплачиваемой потребителями (покупателями) тепловой энергии регулируемым организациям тарифной выручки за продажу и поставку тепловой энергии. Оплачиваемая j-м потребителем (покупателем) регулируемым Т
организациям суммарная тарифная выручка ТВ определяется по
формуле: j
Т ГТ ПТ
ТВ = ТВ + ТВ , (111)
j j j
где:
ГТ ПТ
ТВ и ТВ - оплачиваемые j-м потребителем тарифные выручки
j j
соответственно за производство и передачу тепловой энергии.
ГТ ПТ
Тарифные выручки ТВ и ТВ определяются по формуле:
j j
ГТ ТГ Тпот пот
ТВ = Т х Qпол j + Т х Q (112)
j j j j
ПТ Тсод
ТВ = Т х Qпол j, (113)
j j
где:
ТГ
Т - тарифы за тепловую энергию, определяемые для
j
потребителей пара и горячей воды соответственно по формулам (26) и (27); Qпол j — полезный отпуск потребителям пара и горячей воды тепловой энергии соответственно в виде пара и горячей воды; Тпот Т — ставка (тариф) на оплату потерь тепловой энергии при j ее передаче по сетям, определяемая в зависимости от поставки пара и горячей воды соответственно по формулам (73) и (72); пот Q — потери тепловой энергии в региональных тепловых сетях, j определяемые в соответствии с разделом Х настоящих Методических указаний; Тсод Т — ставка (тариф) за содержание тепловых сетей, j определяемая для потребителей пара и горячей воды соответственно по формулам (70) и (71). ГТ Сумма тарифных выручек ТВ , полученных всеми ПЭ, j отпускающими тепловую энергию, от всех j-х потребителей (покупателей), должна равняться НВВ всех ПЭ. ПТ Сумма тарифных выручек ТВ , полученных всеми региональными j тепловыми сетями (ЭСО) от всех j-x потребителей (покупателей), должна равняться НВВ всех региональных тепловых сетей (ЭСО).
81. Особенности расчета тарифов на электрическую (тепловую) энергию (мощность) для отдельных групп потребителей.
81.1. Тарифы на электрическую (тепловую) энергию (мощность) для бюджетных потребителей рассчитываются по состоянию на 1 апреля каждого года и вводятся в действие с 1 января последующего года. Срок действия указанных тарифов — один год.
Расчет тарифов на энергию (мощность), отпускаемую бюджетным потребителям, производится на общих основаниях в соответствии с их экономически обоснованным уровнем согласно пунктам 71 - 80 настоящих Методических указаний.
Установленные с 1 января последующего года тарифы на электроэнергию (мощность), отпускаемую j-му бюджетному
б
потребителю Т , определяются по формуле: j
б бд тек посл Т = Т х К х К , (114) j j рег рег
где:
бд
Т — рассчитанный в соответствии с пунктами 71 - 80 настоящих j Методических указаний по состоянию на 1 апреля текущего года тариф на энергию (мощность), отпускаемую j-му бюджетному потребителю; тек К — средний прогнозный индекс — дефлятор изменения оптовых рег
цен производителей промышленной продукции (без учета легкой и пищевой промышленности) на оставшийся период текущего года (с 1
апреля текущего года до 1 января последующего года); посл К — средний прогнозный индекс — дефлятор изменения оптовых рег
цен производителей промышленной продукции (без учета легкой и пищевой промышленности) на период регулирования (с 1 января
последующего года до 1 января следующего за ним года).
81.2. Тарифы на электрическую энергию, отпускаемую населению, устанавливаются на экономически обоснованном уровне согласно пунктам 71 - 80 настоящих Методических указаний.
В соответствии с пунктом 2 Постановления Правительства Российской Федерации от 7 декабря 1998 г. № 1444 «Об основах ценообразования в отношении электрической энергии, потребляемой населением» для населения, проживающего в сельских населенных пунктах, а также в городских населенных пунктах в домах, оборудованных в установленном порядке стационарными электроплитами и электроотопительными установками, применяется понижающий коэффициент 0,7.
При утверждении тарифов на электрическую энергию, потребляемую населением, в зависимости от уровней электропотребления дифференциация тарифов производится в рамках их предельных уровней.
XII. Тарифы по прямым договорам купли — продажи (поставки) энергии
82. Объемы электрической энергии (мощности), реализуемые потребителям по прямым договорам, учитываются в расчетах экономически обоснованных тарифов в соответствующих им группах:
- необходимая валовая выручка, участвующая при расчете тарифа для всех групп потребителей, не сокращается на выручку, получаемую от реализации электрической энергии (мощности) по прямым договорам;
- объем электрической энергии (мощности), участвующей в расчете экономически обоснованных тарифов для каждой группы потребителей, включает в себя объем электрической энергии (мощности), реализуемый по прямым договорам, выделяемый в отдельную строку.
83. При расчете тарифов (цен) на электрическую энергию (мощность) по прямым договорам за базу принимается экономически обоснованный тариф для соответствующей группы потребителей. Указанный тариф является предельным (максимальным).
В соответствии с пунктом 3 Правил регулирования при заключении прямых договоров купли — продажи (поставки) электрической и тепловой энергии регулирующие органы могут в соответствии со своей компетенцией и с согласия организации, осуществляющей регулируемую деятельность, и потребителей (покупателей) электрической энергии устанавливать тарифы (цены) на электрическую энергию и услуги по ее передаче со сроком действия два и более лет. Если регулирующими органами установлены предельные тарифы (цены), то при расчетах за реализуемую продукцию (услуги) могут применяться свободные (договорные) тарифы (цены) в рамках установленных предельных тарифов (цен).
При заключении прямого договора предельный одноставочный уровень тарифа на электрическую энергию (мощность) ТЭдог, рассчитывается по формуле:
дог
ТЭдог = ТЭО х k х kдог, (115) рег
где:
ТЭО - экономически обоснованный тариф для соответствующей
группы потребителей; дог k — средний прогнозный индекс — дефлятор изменения оптовых рег цен производителей промышленной продукции (без учета легкой и пищевой промышленности) на срок действия договора;
kдог — договорной коэффициент, учитывающий прогнозную потребность ПЭ в финансовых средствах и определяемый сторонами прямого договора.
84. При расчете тарифов не производится перераспределение дополнительной выручки регулируемой организации, полученной от потребителей по прямым договорам, на покрытие финансовой потребности регулируемой организации при осуществлении поставки энергии иным потребителям.
85. При наличии выпадающих доходов регулируемой организации, вызванных реализацией энергии (мощности) по прямым договорам, отнесение их на иные группы потребителей не производится.
| п.п. | Показатели | Единица измерения | Базовый период | Период регулирования |
|---|---|---|---|---|
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 |
| 1. | Электроэнергии (ресурсов), всего, в том числе: | млн. кВт.ч | ||
| 1.1. | Выработка электростанциями ЭСО (ПЭ), из них: | |||
| - ТЭС | ||||
| - ГЭС | ||||
| 1.2. | Получение электроэнергии ЭСО, всего, в том числе: | |||
| - с оптового рынка | ||||
| - от блокстанций и прочих поставщиков, всего | ||||
| в том числе | ||||
| ... | ||||
| 2. | Передача электроэнергии ЭСО на оптовый рынок (ПЭ в сеть ЭСО) | |||
| 3. | Общая потребность ЭСО (ПЭ) в электроэнергии | |||
| 4. | Установленная мощность эл. станций ЭСО (ПЭ) на начало периода | тыс. кВт | ||
| 4.1. | Установленная мощность демонтированного оборудования за период | |||
| 4.2. | Установленная мощность вводов за период | |||
| 4.3. | Изменение установленной мощности за счет перемаркировки за период | |||
| 5. | Рабочая мощность ЭСО (ПЭ) | |||
| 5.1. | Нормативные, согласованные с ОРГРЭС ограничения мощности | |||
| 5.2. | Прочие ограничения | |||
| 5.3. | Снижение мощности из-за вывода оборудования в реконструкцию и во все виды ремонтов | |||
| 5.4. | Нормативное снижение мощности в межремонтный период | |||
| 5.5. | Снижение мощности из-за вывода оборудования в консервацию | |||
| 6. | Средний максимум нагрузки потребителей ЭСО (ПЭ) | |||
| 7. | Резерв мощности ЭСО (ПЭ) | |||
| 8. | Передача мощности ЭСО на оптовый рынок (ПЭ в сеть ЭСО) | |||
| 9. | Прием мощности ЭСО (ПЭ) с оптового рынка | |||
| 10. | Прием мощности ЭСО (ПЭ) от блокстанций и прочих поставщиков | |||
| 11. | Максимум нагрузки потребителей ЭСО (ПЭ) | |||
| 12. | Располагаемая мощность ЭСО (ПЭ) | |||
| 13. | Число часов использования среднего максимума нагрузки ЭСО (ПЭ) | час | ||
| 14. | Число часов использования среднегодовой установленной мощности ЭСО (ПЭ) |
<*> По ПЭ заполняются п. п. 1 - 6.
| п.п. | Показатели | Базовый период | Период регулирования |
|---|---|---|---|
| 1 | 2 | 3 | 4 |
| 1. | Выработка электроэнергии ЭСО (ПЭ), всего | ||
| в том числе: ТЭС | |||
| ... | |||
| ГЭС | |||
| ... | |||
| 2. | Расход электроэнергии на собственные нужды | ||
| в том числе: на ТЭС | |||
| из них: - на производство электроэнергии | |||
| то же в % | |||
| - на производство теплоэнергии | |||
| то же в кВт.ч/Гкал | |||
| на ГЭС | |||
| то же в % | |||
| 3. | Отпуск электроэнергии с шин (п. 1 - п. 2), всего | ||
| в том числе: ТЭС | |||
| ГЭС | |||
| 4. | Отпуск электроэнергии на производственные и хозяйственные нужды ПЭ | ||
| 5. | Потери электроэнергии в пристанционных узлах | ||
| 6. | Отпуск электроэнергии с шин за минусом потерь, производственных и хозяйственных нужд (полезный отпуск ПЭ), | ||
| в том числе: по прямым договорам в общую сеть | |||
| 7. | Покупная электроэнергия | ||
| 7.1. | с оптового рынка | ||
| 7.2. | от блок - станций | ||
| 7.3. | от других поставщиков | ||
| 8. | Отпуск электроэнергии в сеть ЭСО (п. 6 + п. 7) | ||
| 9. | Потери электроэнергии в сетях | ||
| то же в % к отпуску в сеть | |||
| 10. | Расход электроэнергии на производственные и хозяйственные нужды ЭСО | ||
| в том числе: для закачки воды ГАЭС | |||
| для электробойлерных | |||
| для котельных | |||
| 11. | Полезный отпуск электроэнергии ЭСО (п. 8 - п. 9 - п. 10), всего | ||
| в том числе: | |||
| 11.1. | Передача электроэнергии на оптовый рынок | ||
| 11.2. | Отпуск электроэнергии по прямым договорам | ||
| 11.3. | Полезный отпуск электроэнергии в общую сеть |
Расчет
технологического расхода электрической энергии
(потерь) в электрических сетях ЭСО (региональных
электрических сетях)
| п.п. | Показатели | Ед. изм. | Базовый период | Период регулирования | ||||||
| Высокое напряжение | Среднее напряжение | Низкое напряжение | Всего | Высокое напряжение | Среднее напряжение | Низкое напряжение | Всего | |||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | 11 |
| 1. | Технические потери | млн. кВт.ч | ||||||||
| 1.1. | Потери холостого хода в трансформаторах | млн. кВт.ч | ||||||||
| Норматив потерь | кВт/МВА | |||||||||
| Суммарная мощность трансформаторов | МВА | |||||||||
| 1.2. | Потери в БСК и СТК | млн. кВт.ч | ||||||||
| Норматив потерь | тыс. кВт.ч в год/ шт. | |||||||||
| Количество | шт. | |||||||||
| 1.3. | Потери в шунтирующих реакторах | млн. кВт.ч | ||||||||
| Норматив потерь | тыс. кВт.ч в год/ шт. | |||||||||
| Количество | шт. | |||||||||
| 1.4. | Потери в СК и генераторах, работающих в режиме СК | млн. кВт.ч | ||||||||
| 1.4.1. | Номинальная мощность... | |||||||||
| Норматив потерь | тыс. кВт.ч в год/ шт. | |||||||||
| Количество | шт. | |||||||||
| 1.4.2. | ... | |||||||||
| 1.5. | Потери электрической энергии на корону | млн. кВт.ч | ||||||||
| 1.5.1. | Уровень напряжения... | |||||||||
| Норматив потерь | млн. кВт.ч в год/ км | |||||||||
| Протяженность линий | км | |||||||||
| 1.6. | Нагрузочные потери | |||||||||
| Норматив потерь | ||||||||||
| В электросетях ВН и СН | % | |||||||||
| Поправочный коэффициент | ||||||||||
| В электросетях НН | млн. кВт.ч в год/ км | |||||||||
| Отпуск в сеть ВН и СН | млн. кВт.ч | |||||||||
| Протяженность линий 0,4 кВ | км | |||||||||
| 2. | Коммерческие потери | |||||||||
| 3. | Итого | |||||||||
электрической энергии в сети ВН, СН И НН
(ЭСО, региональные электрические сети)
| п.п. | Показатели | Базовый период | Период регулирования |
|---|---|---|---|
| 1 | 2 | ||
| 1. | Отпуск эл. энергии в сеть ВН, ВСЕГО | ||
| в т.ч. от электростанций ЭСО | |||
| от других поставщиков (в т.ч. с оптового рынка) | |||
| от других организаций (сальдо - переток) | |||
| 1.1. | Потери электроэнергии в сети ВН | ||
| то же в % | |||
| 1.2. | Отпуск из сети ВН | ||
| 1.2.1. | Потребителям сети ВН | ||
| в т.ч. собственным потребителям ЭСО | |||
| потребителям, рассчитывающимся по прямым договорам | |||
| 1.2.2. | Сальдо - переток в другие организации | ||
| 1.2.3. | В сеть СН | ||
| 2. | Отпуск эл. энергии в сеть СН, ВСЕГО | ||
| в т.ч. из сети ВН | |||
| от электростанций ЭСО | |||
| от других поставщиков (в т.ч. с оптового рынка) | |||
| от других организаций (сальдо - переток) | |||
| 2.1. | Потери электроэнергии в сети СН | ||
| то же в % | |||
| 2.2. | Отпуск из сети СН | ||
| 2.2.1. | Потребителям сети СН | ||
| в т.ч. собственным потребителям ЭСО | |||
| потребителям, рассчитывающимся по прямым договорам | |||
| 2.2.2. | Сальдо - переток в другие организации | ||
| 2.2.3. | В сеть НН | ||
| 3. | Отпуск эл. энергии в сеть НН, ВСЕГО | ||
| в т.ч. из сети СН | |||
| от электростанций ЭСО | |||
| от других поставщиков (в т.ч. с оптового рынка) | |||
| от других организаций (сальдо - переток) | |||
| 3.1. | Потери электроэнергии в сети НН | ||
| то же в % | |||
| 3.2. | Отпуск из сети НН | ||
| 3.2.1. | Потребителям сети НН | ||
| в т.ч. собственным потребителям ЭСО | |||
| потребителям, рассчитывающимся по прямым договорам | |||
| 3.2.2. | Сальдо - переток в другие организации |
Электрическая мощность по диапазонам напряжения ЭСО (региональные электрические сети)
| п.п. | Показатели | Базовый период | Период регулирования |
|---|---|---|---|
| 1 | 2 | 3 | 4 |
| 1. | Среднемесячная за период суммарная заявленная (расчетная) мощность потребителей, пользующихся региональными электрическими сетями, в максимум нагрузки ОЭС | ||
| 1.1. | в сети ВН | ||
| 1.2. | в сети СН | ||
| 1.3. | в сети НН |
| N | Группа потребителей | Объем полезного отпуска электроэнергии, млн. кВт.ч | Заявленная (расчетная) мощность, тыс. кВт | Число часов использования, час. | Доля потребления на разных диапазонах напряжений, % | |||||||||
| Всего | ВН | СН | НН | Всего | ВН | СН | НН | Всего | ВН | СН | НН | |||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | 11 | 12 | 13 | 14 | 15 |
| Базовый период | ||||||||||||||
| 1. | Базовые потребители | |||||||||||||
| Потребитель 1 | ||||||||||||||
| Потребитель 2 | ||||||||||||||
| ... | ||||||||||||||
| 2. | Бюджетные потребители | |||||||||||||
| 3. | Население | |||||||||||||
| 4. | Прочие потребители | |||||||||||||
| 5. | Итого | |||||||||||||
| Период регулирования | ||||||||||||||
| 1. | Базовые потребители | |||||||||||||
| Потребитель 1 | ||||||||||||||
| Потребитель 2 | ||||||||||||||
| ... | ||||||||||||||
| 2. | Бюджетные потребители | |||||||||||||
| 3. | Население | |||||||||||||
| 4. | Прочие потребители | |||||||||||||
| 5. | Итого | |||||||||||||
| 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 | ||||||||||||
| 1,2 - 2,5 кг/см2 | 2,5 - 7,0 кг/см2 | 7,0 - 13,0 кг/см2 | > 13 кг/см2 | острый и редуцированный | 1,2 - 2,5 кг/см2 | 2,5 - 7,0 кг/см2 | 7,0 - 13,0 кг/см2 | > 13 кг/см2 | острый и редуцированный | ||||||||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | 11 | 12 | 13 | 14 | 15 | 16 | 17 | 18 |
| 1. | Отпуск теплоэнергии, всего | ||||||||||||||||
| в том числе: - с коллекторов ТЭС | |||||||||||||||||
| - от котельных | |||||||||||||||||
| - от электробойлерных | |||||||||||||||||
| 2. | Покупная теплоэнергия | ||||||||||||||||
| в том числе: | |||||||||||||||||
| ... | |||||||||||||||||
| 3. | Отпуск теплоэнергии в сеть ЭСО (п. 1 + п. 2) | ||||||||||||||||
| 4. | Потери теплоэнергии в сети ЭСО | ||||||||||||||||
| То же в % к отпуску в сеть | |||||||||||||||||
| 5. | Полезный отпуск теплоэнергии ЭСО (п. 3 - п. 4), всего | ||||||||||||||||
Примечание. Заполняется всего и отдельно по узлам теплоснабжения.
| N | Потребители | Базовый период | Период регулирования | ||||
| Мощность, Гкал/ час. | Энергия, тыс. Гкал | Число часов использ. мощности, час. | Мощность, Гкал/ час. | Энергия, тыс. Гкал | Число часов использ. мощности, час. | ||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 |
| 1. | Всего отпущено потребителям | ||||||
| Горячая вода | |||||||
| Отборный пар | |||||||
| - от 1,2 до 2,5 кг/кв. см | |||||||
| - от 2,5 до 7,0 кг/кв. см | |||||||
| - от 7,0 до 13,0 кг/кв. см | |||||||
| - свыше 13,0 кг/ кв. см | |||||||
| Острый и редуцированный | |||||||
| 1.1. | Бюджетные потребители | ||||||
| Горячая вода | |||||||
| Отборный пар | |||||||
| - от 1,2 до 2,5 кг/кв. см | |||||||
| - от 2,5 до 7,0 кг/кв. см | |||||||
| - от 7,0 до 13,0 кг/кв. см | |||||||
| - свыше 13,0 кг/ кв. см | |||||||
| Острый и редуцированный | |||||||
| 1.2. | Прочие потребители | ||||||
| Горячая вода | |||||||
| Отборный пар | |||||||
| - от 1,2 до 2,5 кг/кв. см | |||||||
| - от 2,5 до 7,0 кг/кв. см | |||||||
| - от 7,0 до 13,0 кг/кв. см | |||||||
| - свыше 13,0 кг/ кв. см | |||||||
| Острый и редуцированный | |||||||
Примечание. Заполняется всего и отдельно по узлам теплоснабжения.
| п/п | Предприятие | Электрическая энергия | Тепловая энергия | Расход условного топлива всего, тыс. тут | ||||||||||
| 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 | |||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | 11 | 12 | 13 | 14 | 15 |
| Базовый период | ||||||||||||||
| 1. | ТЭС | |||||||||||||
| 1.1. | ... | |||||||||||||
| 2. | Котельная | |||||||||||||
| 2.1. | ... | |||||||||||||
| 3. | Всего по ЭСО (ПЭ) | |||||||||||||
| в т.ч. | ||||||||||||||
| 3.1. | ТЭС | |||||||||||||
| 3.2 | Котельные | |||||||||||||
| Период регулирования | ||||||||||||||
| 1. | ТЭС | |||||||||||||
| 1.1. | ... | |||||||||||||
| 2. | Котельная | |||||||||||||
| 2.1. | ... | |||||||||||||
| 3. | Всего по ЭСО (ПЭ) | |||||||||||||
| в т.ч. | ||||||||||||||
| 3.1. | ТЭС | |||||||||||||
| 3.2 | Котельные | |||||||||||||
| Электростанция (котельная) | Вид топлива | Остаток на начало периода | Приход натурального топлива <*> | Расход натурального топлива | Остаток на конец периода | ||||||||||||
| Всего, тыс. т.н.т. | Цена, руб./ т.н.т. | Стоимость, тыс. руб. | Всего, т.н.т. | Цена франко станция отправления, руб./ т.н.т. | 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 х 4 | (7 + 8 х 9) х (1 + 10) | 6 х 11 | (5 + 12) / (3 + 6) | 13 х 14 | 3 + 6 - 13 | 14 | 5 + 12 - 15 | ||||||||||
| Базовый период | |||||||||||||||||
| ТЭС 1 | Уголь... | ||||||||||||||||
| Уголь... | |||||||||||||||||
| Мазут | |||||||||||||||||
| Торф | |||||||||||||||||
| Прочие | |||||||||||||||||
| ... | |||||||||||||||||
| и т.д. | ... | ||||||||||||||||
| Всего ЭСО (ПЭ) | Уголь... | ||||||||||||||||
| Уголь... | |||||||||||||||||
| Мазут | |||||||||||||||||
| Торф | |||||||||||||||||
| Прочие | |||||||||||||||||
| Период регулирования | |||||||||||||||||
| ТЭС 1 | Уголь... | ||||||||||||||||
| Уголь... | |||||||||||||||||
| Мазут | |||||||||||||||||
| Торф | |||||||||||||||||
| Прочие | |||||||||||||||||
| ... | |||||||||||||||||
| и т.д. | ... | ||||||||||||||||
| Всего ЭСО (ПЭ) | Уголь... | ||||||||||||||||
| Уголь... | |||||||||||||||||
| Мазут | |||||||||||||||||
| Торф | |||||||||||||||||
| Прочие | |||||||||||||||||
<*> К таблице прилагается расшифровка по поставщикам топлива с указанием объемов поставок и согласованных (договорных) цен.
| Наименование электростанции | Вид топлива | Расход топлива | Переводной | Цена топлива | Стоимость топлива | ||||||||
| (котельной) | тыс. тут | тыс. т.н.т. (млн. м3) | коэффициент | руб./ т.н.т. | руб./ тут | тыс. руб. | |||||||
| Всего | Электроэнергия | Теплоэнергия | Всего | Электроэнергия | Теплоэнергия | Всего | Электроэнергия | Теплоэнергия | |||||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | 11 | 12 | 13 | 14 |
| Базовый период | |||||||||||||
| ТЭС 1 | Газ | ||||||||||||
| Мазут | |||||||||||||
| Уголь | |||||||||||||
| Торф | |||||||||||||
| Прочие | |||||||||||||
| ... | |||||||||||||
| и т.д. | ... | ||||||||||||
| Всего ЭСО (ПЭ) | Газ | ||||||||||||
| Мазут | |||||||||||||
| Уголь | |||||||||||||
| Торф | |||||||||||||
| Прочие | |||||||||||||
| ... | |||||||||||||
| Период регулирования | |||||||||||||
| ТЭС 1 | Газ | ||||||||||||
| Мазут | |||||||||||||
| Уголь | |||||||||||||
| Торф | |||||||||||||
| Прочие | |||||||||||||
| ... | |||||||||||||
| и т.д. | ... | ||||||||||||
| Всего ЭСО (ПЭ) | Газ | ||||||||||||
| Мазут | |||||||||||||
| Уголь | |||||||||||||
| Торф | |||||||||||||
| Прочие | |||||||||||||
| ... | |||||||||||||
| п.п. | Наименование поставщика | Объем покупной энергии, млн. кВт.ч | Расчетная мощность, тыс. кВт | Тариф | Затраты на покупку, тыс. руб. | ||||
| Одноставочный | Двухставочный | ||||||||
| энергии | мощности | всего | |||||||
| Ставка за мощность | Ставка за энергию | ||||||||
| руб./т. кВт.ч | руб./кВт | руб./т. кВт.ч | |||||||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 |
| Базовый период | |||||||||
| Электроэнергия | |||||||||
| 1. | Всего | ||||||||
| в том числе | |||||||||
| 1.1. | оптовый рынок | ||||||||
| 1.2. | поставщик 1 | ||||||||
| 1.3. | ... | ||||||||
| ... | |||||||||
| Теплоэнергия | |||||||||
| 1. | Всего | ||||||||
| в том числе | |||||||||
| 1.1. | поставщик 1 | ||||||||
| 1.2. | поставщик 2 | ||||||||
| 1.3. | ... | ||||||||
| ... | |||||||||
| 3. | Итого | ||||||||
| Период регулирования | |||||||||
| Электроэнергия | |||||||||
| 1. | Всего | ||||||||
| в том числе | |||||||||
| 1.1. | оптовый рынок | ||||||||
| 1.2. | поставщик 1 | ||||||||
| 1.3. | ... | ||||||||
| ... | |||||||||
| Теплоэнергия | |||||||||
| 1. | Всего | ||||||||
| в том числе | |||||||||
| 1.1. | поставщик 1 | ||||||||
| 1.2. | поставщик 2 | ||||||||
| 1.3. | ... | ||||||||
| ... | |||||||||
| 3. | Итого | ||||||||
Примечание. При покупке энергии по зонным тарифам столбцы 3, 5 и 10 заполняются по конкретному поставщику по периодам: пик, полупик, ночь.
При использовании одноставочного тарифа столбцы 4, 6, 7, 8 и 9 не заполняются.
Расчет
суммы платы за услуги по организации
функционирования и развитию ЕЭС России (до утверждения
Правительством РФ перечня соответствующих услуг)
| п.п. | Наименование показателей | Объем электроэнергии, млн. кВт.ч | Размер платы за услуги, руб./ тыс. кВт.ч | Сумма платы за услуги, тыс. руб. |
|---|---|---|---|---|
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 |
| Базовый период | ||||
| Период регулирования |
Расчет
суммы платы за пользование водными объектами
предприятиями гидроэнергетики (водный налог)
ЭСО (ПЭ)
| п.п. | Наименование показателей | Выработка электроэнергии, млн. кВт.ч | Ставка водного налога коп./кВт.ч | Сумма платы, тыс. руб. |
|---|---|---|---|---|
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 |
| Базовый период | ||||
| 1. | ГЭС ПЭ (энергоснабжающей организации) | |||
| Период регулирования | ||||
| 2. | ГЭС ПЭ (энергоснабжающей организации) |
<*> Заполняется в целом и отдельно по: производству электрической энергии, производству тепловой энергии, передаче электрической энергии, передаче тепловой энергии.
| п.п. | Наименование показателя | Базовый период | Период регулирования |
|---|---|---|---|
| 1 | 2 | 3 | 4 |
| 1. | Сырье, основные материалы | ||
| 2. | Вспомогательные материалы | ||
| из них на ремонт | |||
| 3. | Работы и услуги производственного характера | ||
| из них на ремонт | |||
| 4. | Топливо на технологические цели | ||
| 5. | Энергия | ||
| 5.1. | Энергия на технологические цели (покупная энергия Таблица N П1.12) | ||
| 5.2. | Энергия на хозяйственные нужды | ||
| 6. | Затраты на оплату труда | ||
| из них на ремонт | |||
| 7. | Отчисления на социальные нужды | ||
| из них на ремонт | |||
| 8. | Амортизация основных средств | ||
| 9. | Прочие затраты всего, в том числе: | ||
| 9.1. | Целевые средства на НИОКР | ||
| 9.2. | Средства на страхование | ||
| 9.3. | Плата за предельно допустимые выбросы (сбросы) | ||
| 9.4. | Абонентная плата РАО "ЕЭС России" (до утверждения перечня соответствующих услуг) (Таблица N П1.13) | ||
| 9.5. | Отчисления в ремонтный фонд (в случае его формирования) | ||
| 9.6. | Водный налог (ГЭС) | ||
| 9.7. | Непроизводственные расходы (налоги и другие обязательные платежи и сборы) | ||
| 9.7.1. | Налог на землю | ||
| 9.7.2. | Налог на пользователей автодорог | ||
| 9.8. | Другие затраты, относимые на себестоимость продукции, всего | ||
| в т.ч. | |||
| 9.8.1. | Арендная плата | ||
| 10. | Итого расходов | ||
| из них на ремонт | |||
| 11. | Недополученный по независящим причинам доход | ||
| 12. | Избыток средств, полученный в предыдущем периоде регулирования | ||
| 13. | Расчетные расходы по производству продукции (услуг) | ||
| в том числе: | |||
| 13.1. | - электрическая энергия | ||
| 13.1.1. | производство электроэнергии | ||
| 13.1.2. | покупная электроэнергия | ||
| 13.1.3. | передача электроэнергии | ||
| 13.2. | - тепловая энергия | ||
| 13.2.1. | производство теплоэнергии | ||
| 13.2.2. | покупная теплоэнергия | ||
| 13.2.3. | передача теплоэнергии | ||
| 13.3. | - прочая продукция |
<*> Заполняется в целом и отдельно по: производству электрической энергии, производству тепловой энергии, передаче электрической энергии, передаче тепловой энергии.
| N | Показатели | Ед. изм. | Базовый период | Период регулирования |
|---|---|---|---|---|
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 |
| 1. | Численность | |||
| Численность ППП | чел. | |||
| 2. | Средняя оплата труда | |||
| 2.1. | Тарифная ставка рабочего 1 разряда | руб. | ||
| 2.2. | Дефлятор по заработной плате | |||
| 2.3. | Тарифная ставка рабочего 1 разряда с учетом дефлятора | руб. | ||
| 2.4. | Средняя ступень оплаты | |||
| 2.5. | Тарифный коэффициент, соответствующий ступени по оплате труда | руб. | ||
| 2.6. | Среднемесячная тарифная ставка ППП | - " - | ||
| 2.7. | Выплаты, связанные с режимом работы с условиями труда 1 работника | |||
| 2.7.1. | процент выплаты | % | ||
| 2.7.2. | сумма выплат | руб. | ||
| 2.8. | Текущее премирование | |||
| 2.8.1. | процент выплаты | % | ||
| 2.8.2. | сумма выплат | руб. | ||
| 2.9. | Вознаграждение за выслугу лет | |||
| 2.9.1. | процент выплаты | % | ||
| 2.9.2. | сумма выплат | руб. | ||
| 2.10. | Выплаты по итогам года | |||
| 2.10.1. | процент выплаты | % | ||
| 2.10.2. | сумма выплат | руб. | ||
| 2.11. | Выплаты по районному коэффициенту и северные надбавки | |||
| 2.11.1. | процент выплаты | % | ||
| 2.11.2. | сумма выплат | руб. | ||
| 2.12. | Итого среднемесячная оплата труда на 1 работника | руб. | ||
| 3. | Расчет средств на оплату труда ППП (включенного в себестоимость) | |||
| 3.1. | Льготный проезд к месту отдыха | тыс. руб. | ||
| 3.2. | По Постановлению от 03.11.94 N 1206 | - " - | ||
| 3.3. | Итого средства на оплату труда ППП | - " - | ||
| 4. | Расчет средств на оплату труда непромышленного персонала (включенного в балансовую прибыль) | |||
| 4.1. | Численность, принятая для расчета (базовый период - фактическая) | чел. | ||
| 4.2. | Среднемесячная оплата труда на 1 работника | руб. | ||
| 4.3. | Льготный проезд к месту отдыха | тыс. руб. | ||
| 4.4. | По Постановлению от 03.11.94 N 1206 | тыс. руб. | ||
| 4.5. | Итого средства на оплату труда непромышленного персонала | тыс. руб. | ||
| 5. | Расчет по денежным выплатам | |||
| 5.1. | Численность всего, принятая для расчета (базовый период - фактическая) | чел. | ||
| 5.2. | Денежные выплаты на 1 работника | руб. | ||
| 5.3. | Итого по денежным выплатам | тыс. руб. | ||
| 6. | Итого средства на потребление | тыс. руб. | ||
| 7. | Среднемесячный доход на 1 работника | руб. |
<*> Заполняется в целом и отдельно по: производству электрической энергии, производству тепловой энергии, передаче электрической энергии, по передаче тепловой энергии.
| п/п | Показатели | Базовый период | Период регулирования |
|---|---|---|---|
| 1. | Балансовая стоимость основных производственных фондов на начало периода регулирования | ||
| 2. | Ввод основных производственных фондов | ||
| 3. | Выбытие основных производственных фондов | ||
| 4. | Средняя стоимость основных производственных фондов | ||
| 5. | Средняя норма амортизации | ||
| 6. | Сумма амортизационных отчислений |
и передачей электрической энергии
| п.п. | Калькуляционные статьи затрат | Базовый период | Период регулирования |
|---|---|---|---|
| 1 | 2 | 3 | 4 |
| 1. | Топливо на технологические цели | ||
| 2. | Вода на технологические цели | ||
| 3. | Основная оплата труда производственных рабочих | ||
| 4. | Дополнительная оплата труда производственных рабочих | ||
| 5. | Отчисления на соц. нужды с оплаты производственных рабочих | ||
| 6. | Расходы по содержанию и эксплуатации оборудования, в том числе: | ||
| 6.1. | амортизация производственного оборудования | ||
| 6.2. | отчисления в ремонтный фонд | ||
| 6.4. | другие расходы по содержанию и эксплуатации оборудования | ||
| 7. | Расходы по подготовке и освоению производства (пусковые работы) | ||
| 8. | Цеховые расходы | ||
| 9. | Общехозяйственные расходы, всего, в том числе: | ||
| 9.1. | Целевые средства на НИОКР | ||
| 9.2. | Средства на страхование | ||
| 9.3. | Плата за предельно допустимые выбросы (сбросы) загрязняющих веществ | ||
| 9.4. | Абонентная плата РАО "ЕЭС России" (до утверждения перечня соответствующих услуг) (Таблица N П1.13) | ||
| 9.5. | Отчисления в ремонтный фонд в случае его формирования | ||
| 9.6. | Непроизводственные расходы (налоги и другие обязательные платежи и сборы) всего, в том числе: | ||
| - налог на землю | |||
| - налог на пользователей автодорог | |||
| 9.7. | Другие затраты, относимые на себестоимость продукции, всего, в том числе: | ||
| 9.7.1. | Арендная плата | ||
| 10. | Водный налог (ГЭС) | ||
| 11. | Покупная электроэнергия | ||
| 11.1. | Относимая на условно - постоянные расходы | ||
| 11.2. | Относимая на переменные расходы | ||
| 12. | Недополученный по независящим причинам доход | ||
| 13. | Избыток средств, полученный в предыдущем периоде регулирования | ||
| 14. | Итого производственные расходы | ||
| 15. | Полезный отпуск электроэнергии, млн. кВт.ч | ||
| 16. | Удельные расходы, руб./тыс. кВт.ч | ||
| из них: | |||
| переменная составляющая | |||
| в том числе: | |||
| - топливная составляющая | |||
| - водный налог | |||
| - покупная электроэнергия | |||
| 17. | Условно - постоянные расходы, в том числе: | ||
| 17.1. | По источникам энергии | ||
| 17.2. | По сетям | ||
| 17.3. | Сумма общехозяйственных расходов |
электрической энергии ЭСО (ПЭ)
| п.п. | Калькуляционные статьи затрат | Базовый период | Период регулирования |
|---|---|---|---|
| 1 | 2 | 3 | 4 |
| 1. | Топливо на технологические цели | ||
| 2. | Вода на технологические цели | ||
| 3. | Основная оплата труда производственных рабочих | ||
| 4. | Дополнительная оплата труда производственных рабочих | ||
| 5. | Отчисления на соц. нужды с оплаты производственных рабочих | ||
| 6. | Расходы по содержанию и эксплуатации оборудования, в том числе: | ||
| 6.1. | амортизация производственного оборудования | ||
| 6.2. | отчисления в ремонтный фонд в случае его формирования | ||
| 6.4. | другие расходы по содержанию и эксплуатации оборудования | ||
| 7. | Расходы по подготовке и освоению производства (пусковые работы) | ||
| 8. | Цеховые расходы | ||
| 9. | Общехозяйственные расходы, всего, в том числе: | ||
| 9.1. | Целевые средства на НИОКР | ||
| 9.2. | Средства на страхование | ||
| 9.3. | Плата за предельно допустимые выбросы (сбросы) загрязняющих веществ | ||
| 9.4. | Отчисления в ремонтный фонд | ||
| 9.5. | Непроизводственные расходы (налоги и другие обязательные платежи и сборы) всего, в том числе: | ||
| - налог на землю | |||
| - налог на пользователей автодорог | |||
| 9.6. | Другие затраты, относимые на себестоимость продукции, всего, в том числе: | ||
| 9.6.1. | Арендная плата | ||
| 10. | Водный налог (ГЭС) | ||
| 11. | Недополученный по независящим причинам доход | ||
| 12. | Избыток средств, полученный в предыдущем периоде регулирования | ||
| 13. | Итого производственные расходы | ||
| 14. | Отпуск электроэнергии с шин, млн. кВт.ч | ||
| 15. | Удельные расходы, руб./тыс. кВт.ч, | ||
| из них: | |||
| переменная составляющая, | |||
| в том числе: | |||
| - топливная составляющая | |||
| - водный налог | |||
| 16. | Условно - постоянные расходы, в том числе: | ||
| 16.1. | Сумма общехозяйственных расходов |
Калькуляция расходов, связанных с передачей
электрической энергии по ЭСО (по региональным
электрическим сетям)
| п.п. | Калькуляционные статьи затрат | Базовый период | Период регулирования | ||
| всего | из них расходы на сбыт | всего | из них расходы на сбыт | ||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 1. | Основная оплата труда производственных рабочих | ||||
| 2. | Дополнительная оплата труда производственных рабочих | ||||
| 3. | Отчисления на соц. нужды с оплаты производственных рабочих | ||||
| 4. | Расходы по содержанию и эксплуатации оборудования, в том числе: | ||||
| 4.1. | амортизация производственного оборудования | ||||
| 4.2. | отчисления в ремонтный фонд | ||||
| 4.3. | другие расходы по содержанию и эксплуатации оборудования | ||||
| 5. | Расходы по подготовке и освоению производства (пусковые работы) | ||||
| 6. | Цеховые расходы | ||||
| 7. | Общехозяйственные расходы, всего, в том числе: | ||||
| 7.1. | Целевые средства на НИОКР | ||||
| 7.2. | Средства на страхование | ||||
| 7.3. | Плата за предельно допустимые выбросы (сбросы) загрязняющих веществ | ||||
| 7.4. | Отчисления в ремонтный фонд в случае его формирования | ||||
| 7.5. | Непроизводственные расходы (налоги и другие обязательные платежи и сборы) всего, в том числе: | ||||
| - налог на землю | |||||
| - налог на пользователей автодорог | |||||
| 7.6. | Другие затраты, относимые на себестоимость продукции, всего, в том числе: | ||||
| 7.6.1. | Арендная плата | ||||
| 8. | Абонентная плата РАО "ЕЭС России" | ||||
| 9. | Недополученный по независящим причинам доход | ||||
| 10. | Избыток средств, полученный в предыдущем периоде регулирования | ||||
| 11. | Итого производственные расходы | ||||
| 12. | Полезный отпуск электроэнергии, млн. кВт.ч | ||||
| 13. | Удельные расходы, руб./тыс. кВт.ч | ||||
| 14. | Условно - постоянные затраты, в том числе: | ||||
| 14.1. | Сумма общехозяйственных расходов | ||||
и передачей тепловой энергии
| п.п. | Калькуляционные статьи затрат | Базовый период | Период регулирования |
|---|---|---|---|
| 1 | 2 | 3 | 4 |
| 1. | Топливо на технологические цели | ||
| 2. | Вода на технологические цели | ||
| 3. | Основная оплата труда производственных рабочих | ||
| 4. | Дополнительная оплата труда производственных рабочих | ||
| 5. | Отчисления на соц. нужды с оплаты производственных рабочих | ||
| 6. | Расходы по содержанию и эксплуатации оборудования, в том числе: | ||
| 6.1. | амортизация производственного оборудования | ||
| 6.2. | отчисления в ремонтный фонд | ||
| 6.4. | другие расходы по содержанию и эксплуатации оборудования | ||
| 7. | Расходы по подготовке и освоению производства (пусковые работы) | ||
| 8. | Цеховые расходы | ||
| 9. | Общехозяйственные расходы, всего, в том числе: | ||
| 9.1. | Целевые средства на НИОКР | ||
| 9.2. | Средства на страхование | ||
| 9.3. | Плата за предельно допустимые выбросы (сбросы) загрязняющих веществ | ||
| 9.4. | Отчисления в ремонтный фонд в случае его формирования | ||
| 9.5. | Непроизводственные расходы (налоги и другие обязательные платежи и сборы) всего, в том числе: | ||
| - налог на землю | |||
| - налог на пользователей автодорог | |||
| 9.6. | Другие затраты, относимые на себестоимость продукции, всего, в том числе: | ||
| 9.6.1. | Арендная плата | ||
| 10. | Покупная теплоэнергия | ||
| 10.1. | Относимая на условно - постоянные расходы | ||
| 10.2. | Относимая на переменные расходы | ||
| 11. | Недополученный по независящим причинам доход | ||
| 12. | Избыток средств, полученный в предыдущем периоде регулирования | ||
| 13. | Итого производственные расходы | ||
| 14. | Полезный отпуск теплоэнергии, тыс. Гкал | ||
| 15. | Удельные расходы, руб./Гкал, | ||
| из них: | |||
| переменная составляющая, | |||
| в том числе: | |||
| - топливная составляющая | |||
| - покупная теплоэнергия | |||
| 16. | Условно - постоянные расходы, в том числе: | ||
| 16.1. | По источникам энергии | ||
| 16.2. | По сетям | ||
| 16.3. | Сумма общехозяйственных расходов |
тепловой энергии ЭСО (ПЭ)
| п.п. | Калькуляционные статьи затрат | Базовый период | Период регулирования |
|---|---|---|---|
| 1 | 2 | 3 | 4 |
| 1. | Топливо на технологические цели, всего: | ||
| 2. | Вода на технологические цели | ||
| 3. | Основная оплата труда производственных рабочих | ||
| 4. | Дополнительная оплата труда производственных рабочих | ||
| 5. | Отчисления на соц. нужды с оплаты производственных рабочих | ||
| 6. | Расходы по содержанию и эксплуатации оборудования, в том числе: | ||
| 6.1. | амортизация производственного оборудования | ||
| 6.2. | отчисления в ремонтный фонд | ||
| 6.4. | другие расходы по содержанию и эксплуатации оборудования | ||
| 7. | Расходы по подготовке и освоению производства (пусковые работы) | ||
| 8. | Цеховые расходы | ||
| 9. | Общехозяйственные расходы, всего, в том числе: | ||
| 9.1. | Целевые средства на НИОКР | ||
| 9.2. | Средства на страхование | ||
| 9.3. | Плата за предельно допустимые выбросы (сбросы) загрязняющих веществ | ||
| 9.4. | Отчислениям в ремонтный фонд в случае его формирования | ||
| 9.5. | Непроизводственные расходы (налоги и другие обязательные платежи и сборы) всего, в том числе: | ||
| - налог на землю | |||
| - налог на пользователей автодорог | |||
| 9.6. | Другие затраты, относимые на себестоимость продукции, всего, в том числе: | ||
| 9.6.1. | Арендная плата | ||
| 10. | Недополученный по независящим причинам доход | ||
| 11. | Избыток средств, полученный в предыдущем периоде регулирования | ||
| 12. | Итого производственные расходы | ||
| 13. | Отпуск теплоэнергии, тыс. Гкал | ||
| 14. | Удельные расходы, руб./Гкал, | ||
| в том числе: | |||
| - топливная составляющая | |||
| 15. | Условно - постоянные расходы, в том числе: | ||
| 15.1. | Сумма общехозяйственных расходов |
энергии по ЭСО (по региональным тепловым сетям)
| п.п. | Калькуляционные статьи затрат | Базовый период | Период регулирования | ||
| всего | из них расходы на сбыт | всего | из них расходы на сбыт | ||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 1. | Вода на технологические цели | ||||
| 2. | Основная оплата труда производственных рабочих | ||||
| 3. | Дополнительная оплата труда производственных рабочих | ||||
| 4. | Отчисления на соц. нужды с оплаты производственных рабочих | ||||
| 5. | Расходы по содержанию и эксплуатации оборудования, в том числе: | ||||
| 5.1. | амортизация производственного оборудования | ||||
| 5.2. | отчисления в ремонтный фонд | ||||
| 5.3. | другие расходы по содержанию и эксплуатации оборудования | ||||
| 6. | Расходы по подготовке и освоению производства (пусковые работы) | ||||
| 7. | Цеховые расходы | ||||
| 8. | Общехозяйственные расходы, всего, в том числе: | ||||
| 8.1. | Целевые средства на НИОКР | ||||
| 8.2. | Средства на страхование | ||||
| 8.3. | Плата за предельно допустимые выбросы (сбросы) загрязняющих веществ | ||||
| 8.4. | Отчисления в ремонтный фонд в случае его формирования | ||||
| 8.5. | Непроизводственные расходы (налоги и другие обязательные платежи и сборы) всего, в том числе: | ||||
| - налог на землю | |||||
| - налог на пользователей автодорог | |||||
| 8.6. | Другие затраты, относимые на себестоимость продукции, всего, в том числе: | ||||
| 8.6.1. | Арендная плата | ||||
| 9. | Недополученный по независящим причинам доход | ||||
| 10. | Избыток средств, полученный в предыдущем периоде регулирования | ||||
| 11. | Итого производственные расходы | ||||
| 12. | Полезный отпуск тепловой энергии, тыс. Гкал | ||||
| 13. | Удельные расходы, руб./Гкал | ||||
| 14. | Условно - постоянные расходы, в том числе: | ||||
| 14.1. | Сумма общехозяйственных расходов | ||||
источников финансирования капитальных вложений
| п.п. | Наименование | Базовый период | Период регулирования |
|---|---|---|---|
| 1 | 2 | 3 | 4 |
| 1. | Объем капитальных вложений - всего | ||
| в том числе: | |||
| - на производственное и научно - техническое | |||
| развитие | |||
| - на непроизводственное развитие | |||
| 2. | Финансирование капитальных вложений | ||
| из средств - всего | |||
| 2.1. | Амортизационных отчислений на полное | ||
| восстановление основных фондов (100%) | |||
| 2.2. | Неиспользованных средств на начало года | ||
| 2.3. | Федерального бюджета | ||
| 2.4. | Республиканского бюджета | ||
| 2.5. | Регионального (республиканского, краевого, областного) бюджета | ||
| 2.6. | Прочих | ||
| 2.7. | Средства, полученные от реализации ценных | ||
| бумаг | |||
| 2.8. | Кредитные средства | ||
| 2.9. | Итого по пп. 2.1 - 2.8 | ||
| 2.10. | Прибыль (п. 1 - п. 2.9): | ||
| - отнесенная на производство электрической энергии | |||
| - отнесенная на передачу электрической энергии | |||
| - отнесенная на производство тепловой энергии | |||
| - отнесенная на передачу тепловой энергии |
Справка
о финансировании и освоении капитальных
вложений по источникам электроэнергии (производство
электроэнергии) по ЭСО (ПЭ)
| Наименование строек | Утверждено на базовый период | В течение базового периода | Остаток финансирования | План на период регулирования | Источник финансирования | |
| Освоено фактически | Профинансировано | |||||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| Всего | ||||||
| в т.ч. | ||||||
Справка
о финансировании и освоении капитальных
вложений по источникам теплоэнергии (производство
теплоэнергии) по ЭСО (ПЭ)
| Наименование строек | Утверждено на базовый период | В течение базового периода | Остаток финансирования | План на период регулирования | Источник финансирования | |
| Освоено фактически | Профинансировано | |||||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| Всего | ||||||
| в т.ч. | ||||||
Справка
о финансировании и освоении капитальных
вложений в электросетевое строительство (передача
электроэнергии) по ЭСО (по региональным
электрическим сетям)
| Наименование строек | Утверждено на базовый период | В течение базового периода | Остаток финансирования | План на период регулирования | Источник финансирования | |
| Освоено фактически | Профинансировано | |||||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| Всего | ||||||
| в т.ч. | ||||||
Справка
о финансировании и освоении капитальных
вложений в теплосетевое строительство (передача
теплоэнергии) по ЭСО (по региональным тепловым сетям)
| Наименование строек | Утверждено на базовый период | В течение базового периода | Остаток финансирования | План на период регулирования | Источник финансирования | |
| Освоено фактически | Профинансировано | |||||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| Всего | ||||||
| в т.ч. | ||||||
| п.п. | Наименование | Базовый период | Период регулирования |
|---|---|---|---|
| 1 | 2 | 3 | 4 |
| 1. | Прибыль на развитие производства | ||
| в том числе: | |||
| - капитальные вложения | |||
| 2. | Прибыль на социальное развитие | ||
| в том числе: | |||
| - капитальные вложения | |||
| 3. | Прибыль на поощрение | ||
| 4. | Дивиденды по акциям | ||
| 5. | Прибыль на прочие цели | ||
| - % за пользование кредитом | |||
| - услуги банка | |||
| - другие (с расшифровкой) | |||
| 6. | Прибыль, облагаемая налогом | ||
| 7. | Налоги, сборы, платежи - всего | ||
| в том числе: | |||
| - на прибыль | |||
| - на имущество | |||
| - плата за выбросы загрязняющих веществ | |||
| - другие налоги и обязательные сборы и платежи (с расшифровкой) | |||
| 8. | Прибыль от товарной продукции | ||
| 8.1. | За счет реализации электрической энергии | ||
| 8.1.1. | - производство электрической энергии | ||
| 8.1.2. | - передача электрической энергии | ||
| 8.2. | За счет реализации тепловой энергии | ||
| 8.2.1. | - производство тепловой энергии | ||
| 8.2.2. | - передача тепловой энергии |
Расчет
балансовой прибыли, принимаемой при установлении
тарифов на производство электрической энергии ЭСО (ПЭ)
| п.п. | Наименование | Базовый период | Период регулирования |
| 1 | 2 | 3 | 4 |
| 1. | Прибыль на развитие производства | ||
| в том числе: | |||
| - капитальные вложения | |||
| 2. | Прибыль на социальное развитие | ||
| в том числе: | |||
| - капитальные вложения | |||
| 3. | Прибыль на поощрение | ||
| 4. | Дивиденды по акциям | ||
| 5. | Прибыль на прочие цели | ||
| - % за пользование кредитом | |||
| - услуги банка | |||
| - другие (с расшифровкой) | |||
| 6. | Прибыль, облагаемая налогом | ||
| 7. | Налоги, сборы, платежи - всего | ||
| в том числе: | |||
| - на прибыль | |||
| - на имущество | |||
| - плата за выбросы загрязняющих веществ | |||
| - другие налоги и обязательные сборы и платежи (с расшифровкой) | |||
| 8. | Прибыль от товарной продукции |
Расчет
балансовой прибыли, принимаемой при установлении
тарифов на производство тепловой энергии ЭСО (ПЭ)
| п.п. | Наименование | Базовый период | Период регулирования |
| 1 | 2 | 3 | 4 |
| 1. | Прибыль на развитие производства | ||
| в том числе: | |||
| - капитальные вложения | |||
| 2. | Прибыль на социальное развитие | ||
| в том числе: | |||
| - капитальные вложения | |||
| 3. | Прибыль на поощрение | ||
| 4. | Дивиденды по акциям | ||
| 5. | Прибыль на прочие цели | ||
| - % за пользование кредитом | |||
| - услуги банка | |||
| - другие (с расшифровкой) | |||
| 6. | Прибыль, облагаемая налогом | ||
| 7. | Налоги, сборы, платежи - всего | ||
| в том числе: | |||
| - на прибыль | |||
| - на имущество | |||
| - плата за выбросы загрязняющих веществ | |||
| - другие налоги и обязательные сборы и платежи (с расшифровкой) | |||
| 8. | Прибыль от товарной продукции |
Расчет
балансовой прибыли, принимаемой при установлении
тарифов на передачу электрической энергии ЭСО
(региональные электрические сети)
| п.п. | Наименование | Базовый период | Период регулирования |
| 1 | 2 | 3 | 4 |
| 1. | Прибыль на развитие производства | ||
| в том числе: | |||
| - капитальные вложения | |||
| 2. | Прибыль на социальное развитие | ||
| в том числе: | |||
| - капитальные вложения | |||
| 3. | Прибыль на поощрение | ||
| 4. | Дивиденды по акциям | ||
| 5. | Прибыль на прочие цели | ||
| - % за пользование кредитом | |||
| - услуги банка | |||
| - другие (с расшифровкой) | |||
| 6. | Прибыль, облагаемая налогом | ||
| 7. | Налоги, сборы, платежи - всего | ||
| в том числе: | |||
| - на прибыль | |||
| - на имущество | |||
| - плата за выбросы загрязняющих веществ | |||
| - другие налоги и обязательные сборы и платежи (с расшифровкой) | |||
| 8. | Прибыль от товарной продукции, в том числе: | ||
| 8.1. | отнесенная на сбытовую деятельность |
Расчет
балансовой прибыли, принимаемой при установлении
тарифов на передачу тепловой энергии ЭСО
(региональные тепловые сети)
| п.п. | Наименование | Базовый период | Период регулирования |
| 1 | 2 | 3 | 4 |
| 1. | Прибыль на развитие производства | ||
| в том числе: | |||
| - капитальные вложения | |||
| 2. | Прибыль на социальное развитие | ||
| в том числе: | |||
| - капитальные вложения | |||
| 3. | Прибыль на поощрение | ||
| 4. | Дивиденды по акциям | ||
| 5. | Прибыль на прочие цели | ||
| - % за пользование кредитом | |||
| - услуги банка | |||
| - другие (с расшифровкой) | |||
| 6. | Прибыль, облагаемая налогом | ||
| 7. | Налоги, сборы, платежи - всего | ||
| в том числе: | |||
| - на прибыль | |||
| - на имущество | |||
| - плата за выбросы загрязняющих веществ | |||
| - другие налоги и обязательные сборы и платежи (с расшифровкой) | |||
| 8. | Прибыль от товарной продукции, в том числе: | ||
| 8.1. | отнесенная на сбытовую деятельность |
| п.п. | Показатели | Ед. изм. | Электроэнергия | Теплоэнергия | Всего | |||
| Узел теплоснабжения N 1 | Узел теплоснабжения N 2 | Узел теплоснабжения N ... | Всего: | |||||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| 1. | Условно - переменные расходы | тыс. руб. | ||||||
| 1.1. | Электростанции ЭСО - всего | |||||||
| в т.ч. по источникам | ||||||||
| 1.2. | С оптового рынка | |||||||
| 1.3. | ПЭ1 - всего | |||||||
| в т.ч. по источникам | ||||||||
| ... | ... | |||||||
| 2. | Условно - постоянные расходы | тыс. руб. | ||||||
| 2.1. | Электростанции ЭСО - всего | |||||||
| в т. ч. по источникам | ||||||||
| 2.2. | С оптового рынка | |||||||
| 2.3. | ПЭ1 - всего | |||||||
| в т.ч. по источникам | ||||||||
| ... | ... | |||||||
| 3. | Расходы всего (п. 1 + п. 2) | тыс. руб. | ||||||
| 3.1. | Электростанции ЭСО - всего | |||||||
| 3.2. | в т.ч. по источникам | |||||||
| 3.3. | С оптового рынка | |||||||
| ПЭ1 - всего | ||||||||
| в т.ч. по источникам | ||||||||
| ... | ... | |||||||
| 4. | Прибыль | тыс. руб. | ||||||
| 4.1. | Электростанции ЭСО - всего | |||||||
| в т.ч. по источникам | ||||||||
| 4.2. | С оптового рынка | |||||||
| 4.3. | ПЭ1 - всего | |||||||
| в т.ч. по источникам | ||||||||
| ... | ... | |||||||
| 5. | Рентабельность (п. 4 / п. 3 х 100%) | % | ||||||
| 5.1. | Электростанции ЭСО - всего | |||||||
| в т.ч. по источникам | ||||||||
| 5.2. | С оптового рынка | |||||||
| 5.3. | ПЭ1 - всего | |||||||
| в т.ч. по источникам | ||||||||
| ... | ... | |||||||
| 6. | Необходимая валовая выручка | тыс. руб. | ||||||
| 6.1. | Электростанции ЭСО - всего | |||||||
| в т.ч. по источникам | ||||||||
| 6.2. | С оптового рынка | |||||||
| 6.3. | ПЭ1 - всего | |||||||
| в т.ч. по источникам | ||||||||
| ... | ... | |||||||
| 7. | Установленная мощность, тыс. кВт | тыс. кВт | ||||||
| 7.1. | Электростанции ЭСО - всего | |||||||
| в т.ч. по источникам | ||||||||
| 7.2. | С оптового рынка | |||||||
| 7.3. | ПЭ1 - всего | (Гкал/ час) | ||||||
| в т.ч. по источникам | ||||||||
| ... | ... | |||||||
| 8. | Отпуск энергии | млн. кВт.ч | ||||||
| 8.1. | Электростанции ЭСО - всего | |||||||
| в т.ч. по источникам | ||||||||
| 8.2. | С оптового рынка | |||||||
| 8.3. | ПЭ1 - всего | (тыс. Гкал) | ||||||
| в т.ч. по источникам | ||||||||
| ... | ... | |||||||
| 9. | Средний одноставочный тариф продажи Т(гк(ср)) | руб./ тыс. | ||||||
| 9.1. | Электростанции ЭСО - всего | |||||||
| в т.ч. по источникам | ||||||||
| 9.2. | С оптового рынка | |||||||
| 9.3. | ПЭ1 - всего | кВт.ч (руб./ | ||||||
| в т.ч. по источникам (расчетный) | Гкал) | |||||||
| ... | ... | |||||||
| 10. | Ставка за мощность | руб./ тыс. | ||||||
| 10.1. | Электростанции ЭСО - всего | |||||||
| в т.ч. по источникам | ||||||||
| 10.2. | С оптового рынка | |||||||
| 10.3. | ПЭ1 - всего | кВт (руб./ | ||||||
| в т.ч. по источникам (расчетный) | Гкал/ час.) | |||||||
| ... | ... | |||||||
| 11. | Ставка за энергию | руб./ тыс. | ||||||
| 11.1. | Электростанции ЭСО - всего | |||||||
| в т.ч. по источникам | ||||||||
| 11.2. | С оптового рынка | |||||||
| 11.3. | ПЭ1 - всего | кВт.ч (руб./ | ||||||
| в т.ч. по источникам (расчетный) | Гкал/) | |||||||
| ... | ... | |||||||
| п.п. | Единицы измерения | Базовый период | Период регулирования | |
|---|---|---|---|---|
| 1 | 2 | 4 | 5 | 6 |
| 1. | Полезный отпуск электрической энергии потребителям, всего | млн. кВт.ч | ||
| в т.ч. | ||||
| 1.1. | Потребителям группы 1 | млн. кВт.ч | ||
| 1.1.1. | в том числе по базовой части тарифа (п. 1.1 х п. 3) | млн. кВт.ч | ||
| 1.2. | Потребителям групп 2 - 4 | млн. кВт.ч | ||
| 2. | Заявленная (расчетная) мощность потребителей, всего | МВт. мес | ||
| в т.ч. | ||||
| 2.1. | Потребителям группы 1 | МВт. мес | ||
| 2.1.1. | в том числе по базовой части тарифа (п. 2.1 х п. 3) | МВт. мес | ||
| 2.2. | Потребителям групп 2 - 4 | МВт. мес | ||
| 3. | Доля полезного отпуска потребителей группы 1 в общем полезном отпуске потребителям К1 = п. 1.1 / п. 1 | - | ||
| 4. | Базовая часть тарифа группы 1 (п. 4.1 х п. 1.1.1 + п. 4.2 х п. 2.1.1 х М) / п. 1.1.1 | руб./ МВт.ч | ||
| 4.1. | ставка на энергию | руб./ МВт.ч | ||
| 4.2. | ставка на мощность | руб./ МВт | ||
| 5. | Оставшаяся часть тарифа группы 1 (п. 5.1 х (п. 1.1 - п. 1.1.1) + п. 5.2 х (п. 2.1 - п. 2.1.1) х М) / (п. 1.1 - п. 1.1.1) | руб./ МВт.ч | ||
| 5.1. | ставка на энергию | руб./ МВт.ч | ||
| 5.2. | ставка на мощность | руб./ МВт | ||
| 6. | Тариф покупки электроэнергии потребителями группы 1 | руб./ МВт.ч | ||
| 6.1. | ставка на энергию (п. 4.1 х п. 1.1.1 + п. 5.1 х (п. 1.1 - п. 1.1.1)) / п. 1.1 | руб./ МВт.ч | ||
| 6.2. | ставка на мощность (п. 4.2 х п. 2.1.1 + п. 5.2 х (п. 2.1 - п. 2.1.1)) / п. 2.1 | руб./ МВт | ||
| 7. | Тариф покупки электроэнергии потребителями групп 2 - 4 (п. 1.2 х п. 7.1 + п. 2.2 х п. 7.2 х М) / п. 1.2 | руб./ МВт.ч | ||
| 7.1. | ставка на энергию | руб./ МВт.ч | ||
| 7.2. | ставка на мощность | руб./ МВт |
| п.п. | Единицы измерения | Базовый период | Период регулирования | |||
| всего | из них на сбыт | всего | из них на сбыт | |||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| 1. | Расходы, отнесенные на передачу электрической энергии (п. 11 табл. П.1.18.2) | тыс. руб. | ||||
| 1.1. | ВН | |||||
| 1.2. | СН | |||||
| 1.3. | НН | |||||
| 2. | Прибыль, отнесенная на передачу электрической энергии (п. 8 табл. П.1.21.3) | тыс. руб. | ||||
| 2.1. | ВН | |||||
| 2.2. | СН | |||||
| 2.3. | НН | |||||
| 3. | Рентабельность (п. 2 / п. 1 х 100%) | % | ||||
| 3. | Необходимая валовая выручка, отнесенная на передачу электрической энергии (п. 1 + п. 2) | тыс. руб. | ||||
| 3.1. | ВН | |||||
| 3.2. | СН | |||||
| 3.3. | НН | |||||
| 4. | Среднемесячная за период суммарная заявленная (расчетная) мощность потребителей в максимум нагрузки ОЭС | МВт. мес | ||||
| 4.1. | Суммарная по ВН, СН и НН (п. 1.1 + п. 1.2 + п. 1.3 табл. П1.5) | |||||
| 4.2. | Суммарная по СН и НН (п. 1.2 + п. 1.3 табл. П1.5) | |||||
| 4.3. | В сети НН (п. 1.3 табл. П1.5) | |||||
| 5. | Плата за услуги на содержание электрических сетей по диапазонам напряжения в расчете на 1 МВт согласно формулам (31) - (33) | руб./ МВт.мес | ||||
| 5.1. | ВН | |||||
| 5.2. | СН | |||||
| 5.3. | НН | |||||
| 6. | Плата за услуги на содержание электрических сетей по диапазонам напряжения в расчете на 1 МВт.ч согласно формулам (34) - (36) | руб./ МВт.ч | ||||
| 6.1. | ВН | |||||
| 6.2. | СН | |||||
| 6.3. | НН | |||||
Расчет платы за услуги по содержанию тепловых сетей ЭСО (региональные тепловые сети)
| п.п. | Единицы измерения | Базовый период | Период регулирования | |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 |
| 1. | Затраты, отнесенные на передачу тепловой энергии (п. 11 табл. П.1.19.2), в т.ч. | тыс. руб. | ||
| Вода на технологические цели | тыс. руб. | |||
| Покупная энергия на производственные и хозяйственные нужды | тыс. руб. | |||
| 1.1. | водяные тепловые сети | тыс. руб. | ||
| 1.2. | паровые тепловые сети | тыс. руб. | ||
| 2. | Прибыль, отнесенная на передачу тепловой энергии (п. 8 табл. П.1.21.4) | тыс. руб. | ||
| 2.1. | водяные тепловые сети | тыс. руб. | ||
| 2.2. | паровые тепловые сети | тыс. руб. | ||
| 3. | Рентабельность (п. 2 / п. 1 х 100%) | % | ||
| 4. | Необходимая валовая выручка, отнесенная на передачу тепловой энергии (п. 1 + п. 2) | тыс. руб. | ||
| 4.1. | водяные тепловые сети | тыс. руб. | ||
| 4.2. | паровые тепловые сети | тыс. руб. | ||
| 5. | Полезный отпуск тепловой энергии собственным потребителям | тыс. Гкал | ||
| 5.1. | в горячей воде | тыс. Гкал | ||
| 5.2. | в паре | тыс. Гкал | ||
| 6. | Плата за услуги на содержание тепловых сетей согласно формулам (72) - (73) | руб./ Гкал | ||
| 6.1. | водяных тепловых сетей | руб./ Гкал | ||
| 6.2. | паровых тепловых сетей | руб./ Гкал |
Расчет ставки по оплате технологического расхода (потерь) электрической энергии на ее передачу по сетям ЭСО (региональных электрических сетей)
| п.п. | Единицы измерения | Базовый период | Период регулирования | |
|---|---|---|---|---|
| 1 | 2 | 4 | 5 | 6 |
| 1. | Ставка за электроэнергию тарифа покупки | руб./ МВт.ч | ||
| 2. | Отпуск электрической энергии в сеть с учетом величины сальдо - перетока электроэнергии | млн. кВт.ч | ||
| 2.1. | ВН | |||
| 2.2. | СН | |||
| 2.3. | НН | |||
| 3. | Потери электрической энергии | % | ||
| 3.1. | ВН | |||
| 3.2. | СН | |||
| 3.3. | НН | |||
| 4. | Полезный отпуск электрической энергии | млн. кВт.ч | ||
| 4.1. | ВН | |||
| 4.2. | СН | |||
| 4.3. | НН | |||
| 5. | Расходы на компенсацию потерь | тыс. руб. | ||
| 5.1. | ВН | |||
| 5.2. | СН | |||
| 5.3. | НН | |||
| 4. | Ставка на оплату технологического расхода (потерь) электрической энергии на ее передачу по сетям | руб./ МВт.ч | ||
| 4.1. | ВН | |||
| 4.2. | СН | |||
| 4.3. | НН |
Расчет ставки по оплате технологического расхода (потерь) тепловой энергии на ее передачу по сетям ЭСО (региональных тепловых сетей)
| п.п. | Единицы измерения | Базовый период | Период регулирования | |
|---|---|---|---|---|
| 1 | 2 | 4 | 5 | 6 |
| 1. | Тариф покупки тепловой энергии | руб./ Гкал | ||
| 1.1. | Бюджетные потребители | руб./ Гкал | ||
| 1.2. | Прочие потребители | руб./ Гкал | ||
| 2. | Отпуск тепловой энергии с коллекторов ЭСО (ГК) | тыс. Гкал | ||
| 2.1. | в виде горячей воды | тыс. Гкал | ||
| 2.2. | в виде пара | тыс. Гкал | ||
| 3. | Потери тепловой энергии | % | ||
| 3.1. | в водяных тепловых сетях | |||
| 3.2. | в паровых тепловых сетях | |||
| 4. | Расходы на компенсацию потерь | тыс. руб. | ||
| 4.1. | в водяных тепловых сетях | тыс. руб. | ||
| 4.2. | в паровых тепловых сетях | тыс. руб. | ||
| 5. | Ставка на оплату технологического расхода (потерь) тепловой энергии на ее передачу по сетям | руб./ Гкал | ||
| 5.1. | водяным тепловым сетям | руб./ Гкал | ||
| 5.2. | паровым тепловым сетям | руб./ Гкал |
Расчет дифференцированных по времени суток ставок платы за электроэнергию по ЭСО (ПЭ)
| 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 | ||
| 1.1. | - в период ночных провалов графика нагрузки; | |||
| 1.2. | - в часы максимальных (пиковых) нагрузок; | млн. кВт.ч | ||
| 1.3. | - в остальное время суток (полупик) | млн. кВт.ч | ||
| 4. | Условно - переменные расходы электроэнергии, отпущенной ПЭ (энергоснабжающей организацией) в период ночных провалов графика нагрузки | тыс. руб. | ||
| 5. | Средний одноставочный тариф на электроэнергию по ПЭ (энергоснабжающей организации) | руб./ тыс. кВт.ч | ||
| 6. | Тарифная ставка за электроэнергию в ночной зоне - тариф ночь (п. 5 / п. 2) | руб./ тыс. кВт.ч | ||
| 7. | Тарифная ставка за электроэнергию в полупиковой зоне - тариф полупик (п. 6) | руб./ тыс. кВт.ч | ||
| 8. | Тарифная ставка за электроэнергию в пиковой зоне - тариф пик ((п. 6 х п. 1 - п. 8 х п. 4 - п. 7 х п. 2) / п. 3) | руб./ тыс. кВт.ч |
Экономически обоснованные тарифы на электрическую энергию (мощность) по группам потребителей ЭСО
| N | Группа потребителей | Ед. изм. | Базовые потребители | В том числе | Бюджетные потребители | |||||||||
| Потребитель 1 | ||||||||||||||
| Всего | ВН | СН | НН | Всего | ВН | СН | НН | Всего | ВН | СН | НН | |||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | 10 | 11 | 12 | 13 | |
| 1. | Объем полезного отпуска | млн. кВт.ч | ||||||||||||
| 2. | Заявленная мощность | МВт | ||||||||||||
| 3. | Тариф на покупку электрической энергии | руб./ МВт.ч | ||||||||||||
| 3.1. | Ставка за мощность | руб./ МВт.мес | ||||||||||||
| 3.2. | Ставка за энергию | руб./ МВт.ч | ||||||||||||
| 4. | Стоимость единицы услуг | руб./ МВт.ч | ||||||||||||
| 4.1. | Плата за услуги по передаче электрической энергии | руб./ МВт.ч | ||||||||||||
| 4.1.1. | Ставка на содержание электросетей | руб./ МВт.мес | ||||||||||||
| 4.1.2. | Ставка по оплате потерь | руб./ МВт.ч | ||||||||||||
| 4.2. | Плата за иные услуги | руб./ МВт.мес | ||||||||||||
| 5. | Средний одноставочный тариф п. 3 + п. 4 | руб./ МВт.ч | ||||||||||||
| 5.1. | Плата за мощность п. 3.1 + п. 4.1.1 + п. 4.2 | руб./ МВт.мес | ||||||||||||
| 5.2. | Плата за энергию п. 3.2 + п. 4.1.2 | руб./ МВт.ч | ||||||||||||
| 6. | Товарная продукция всего п. 5 х п.1 | тыс. руб. | ||||||||||||
| в том числе | ||||||||||||||
| 6.1. | - за электроэнергию (мощность) п. 3 х п. 1 | тыс. руб. | ||||||||||||
| 6.2. | - за услуги п. 4 х п. 1 + В5 | тыс. руб. | ||||||||||||
| То же п. 6 | ||||||||||||||
| 6.1. | - за мощность п. 5.1 х п. 2 х М | тыс. руб. | ||||||||||||
| 6.2. | - за электрическую энергию п. 5.2 х п. 1 | тыс. руб. | ||||||||||||
| N | Группа потребителей | Ед. изм. | Население | Прочие | Всего | |||||||||
| Всего | ВН | СН | НН | Всего | ВН | СН | НН | Всего | ВН | СН | НН | |||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | 10 | 11 | 12 | 13 | |
| 1. | Объем полезного отпуска | млн. кВт.ч | ||||||||||||
| 2. | Заявленная мощность | МВт | ||||||||||||
| 3. | Тариф на покупку электрической энергии | руб./ МВт.ч | ||||||||||||
| 3.1. | Ставка за мощность | руб./ МВт. мес | ||||||||||||
| 3.2. | Ставка за энергию | руб./ МВт.ч | ||||||||||||
| 4. | Стоимость единицы услуг | руб./ МВт.ч | ||||||||||||
| 4.1. | Плата за услуги по передаче электрической энергии | руб./ МВт.ч | ||||||||||||
| 4.1.1. | Ставка на содержание электросетей | руб./ МВт. мес | ||||||||||||
| 4.1.2. | Ставка по оплате потерь | руб./ МВт.ч | ||||||||||||
| 4.2. | Плата за иные услуги | руб./ МВт. мес | ||||||||||||
| 5. | Средний одноставочный тариф п. 3 + п. 4 | руб./ МВт.ч | ||||||||||||
| 5.1. | Плата за мощность п. 3.1 + п. 4.1.1 + п. 4.2 | руб./ МВт. мес | ||||||||||||
| 5.2. | Плата за энергию п. 3.2 + п. 4.1.2 | руб./ МВт.ч | ||||||||||||
| 6. | Товарная продукция всего п. 5 х п. 1 | тыс. руб. | ||||||||||||
| в том числе | ||||||||||||||
| 6.1. | - за электроэнергию (мощность) п. 3 х п. 1 | тыс. руб. | ||||||||||||
| 6.2. | - за услуги п. 4 х п. 1 | тыс. руб. | ||||||||||||
| То же п. 6 | ||||||||||||||
| 6.1. | - за мощность п. 5.1 х п. 2 х М | тыс. руб. | ||||||||||||
| 6.2. | - за электрическую энергию п. 5.2 х п. 1 | тыс. руб. | ||||||||||||
Расчет
одноставочных экономически обоснованных тарифов
на тепловую энергию по узлам теплоснабжения ЭСО (ПЭ)
| Потребители | Энергия, тыс. Гкал | Число часов использ. максим. мощности, час. | Ставка за мощность, руб./ Гкал/ час. | Ставка за энергию, руб./ Гкал | Одноставочный 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 - горячая вода - пар от 1,2 до 2,5 кгс/см2 - пар от 2,5 до 7,0 кгс/см2 - пар от 7,0 до 13,0 кгс/см2 - пар свыше 13,0 кгс/см2 - острый и редуцированный пар |
Расчет
ставок платы за тепловую мощность
для потребителей пара и горячей воды по узлам
теплоснабжения ЭСО (ПЭ)
| Единицы измерения | Базовый период | Период регулир. | ||
|---|---|---|---|---|
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 |
| 1 | Общая составляющая постоянных расходов и прибыли энергоснабжающей организации | тыс. руб. | ||
| 2 | Средняя за период регулирования тепловая нагрузка (в виде пара и горячей воды) всех потребителей | Гкал/ час. | ||
| 3 | Общая ставка платы за тепловую мощность | руб./ Гкал/ час. |
Расчет
дифференцированных ставок за теплоэнергию
для потребителей пара различных параметров и горячей
воды по узлам теплоснабжения ЭСО (ПЭ)
| 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 | ||
| 2 | Тарифные ставки за энергию для потребителей пара - отборный пар от 1,2 до 2,5 кгс/см2 - отборный пар от 2,5 до 7,0 кгс/см2 - отборный пар от 7,0 до 13,0 кгс/см2 - отборный пар свыше 13,0 кгс/ см2 - острый и редуцированный пар | руб./ Гкал руб./ Гкал руб./ Гкал руб./ Гкал руб./ Гкал руб./ Гкал | ||
| 3 | Тарифная ставка за энергию для потребителей горячей воды с коллекторов ТЭС | руб./ Гкал | ||
| 4 | Удельный расход топлива на 1 Гкал теплоэнергии, отпущенной в виде горячей воды | кг/Гкал | ||
| 6 | Тарифные ставки за энергию для потребителей горячей воды | руб./ Гкал |
| N | Группа потребителей | Ед. изм. | Всего | Бюджетные потребители | Прочие потребители | ||||||||||||
| горячая вода | отборный пар | в том числе | горячая вода | отборный пар | в том числе | ||||||||||||
| 1,2 - 2,5 кг/см2 | 2,5 - 7,0 кг/см2 | 7,0 - 13,0 кг/см2 | > 13 кг/см2 | острый и редуцированный | 1,2 - 2,5 кг/см2 | 2,5 - 7,0 кг/см2 | 7,0 - 13,0 кг/см2 | > 13 кг/см2 | острый и редуцированный | ||||||||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | 11 | 12 | 13 | 14 | 15 | 16 | 17 | 18 |
| 1. | Объем полезного отпуска | тыс. Гкал | |||||||||||||||
| 2. | Расчетная мощность | Гкал/ час. | |||||||||||||||
| 3. | Тариф на покупку тепловой энергии | руб./ Гкал | |||||||||||||||
| 3.1. | Ставка за мощность | руб./ Гкал/ час. | |||||||||||||||
| 3.2. | Ставка за энергию | руб./ Гкал | |||||||||||||||
| 4. | Плата за услуги по передаче тепловой энергии | руб./ Гкал | |||||||||||||||
| 4.1. | Ставка на содержание тепловых сетей | руб./ Гкал | |||||||||||||||
| 4.2. | Ставка по оплате потерь | руб./ Гкал | |||||||||||||||
| 5. | Средний одноставочный тариф п. 3 + п. 4 | руб./ Гкал | |||||||||||||||
| 6. | Товарная продукция всего п. 5 х п. 1 | тыс. руб. | |||||||||||||||
| в том числе | |||||||||||||||||
| 6.1. | - за тепловую энергию п. 3 х п. 1 | тыс. руб. | |||||||||||||||
| 6.2. | - за услуги п. 4 х п. 1 | тыс. руб. | |||||||||||||||
| N | Показатель | Ед. изм. | Диапазоны напряжения | Зонные тарифы | ||||
| ВН | СН | НН | Ночная зона | Полупиковая (дневная) зона | Пиковая зона | |||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| 1. | Базовые потребители | |||||||
| 1.1. | Потребитель 1 | |||||||
| Одноставочный тариф | руб./ тыс. кВт.ч | |||||||
| Двухставочный тариф | ||||||||
| Плата за мощность | руб./ МВт.мес | х | х | х | ||||
| Плата за энергию | руб./ тыс. кВт.ч | х | х | х | ||||
| 1.2. | Потребитель 2 | |||||||
| Одноставочный тариф | руб./ тыс. кВт.ч | |||||||
| Двухставочный тариф | ||||||||
| Плата за мощность | руб./ МВт.мес | х | х | х | ||||
| Плата за энергию | руб./ тыс. кВт.ч | х | х | х | ||||
| 1.3. | ... | |||||||
| 2. | Бюджетные потребители | |||||||
| Одноставочный тариф | руб./ тыс. кВт.ч | |||||||
| Двухставочный тариф | ||||||||
| Плата за мощность | руб./ МВт.мес | х | х | х | ||||
| Плата за энергию | руб./ тыс. кВт.ч | х | х | х | ||||
| 3. | Население | |||||||
| Одноставочный тариф | руб./ тыс. кВт.ч | х | х | |||||
| 4. | Прочие потребители | |||||||
| Одноставочный тариф | руб./ тыс. кВт.ч | |||||||
| Двухставочный тариф | ||||||||
| Плата за мощность | руб./ МВт.мес | х | х | х | ||||
| Плата за энергию | руб./ тыс. кВт.ч | х | х | х | ||||
РАСЧЕТ
УСЛОВНЫХ ЕДИНИЦ ДЛЯ РАСПРЕДЕЛЕНИЯ
ОБЩЕЙ НЕОБХОДИМОЙ ВАЛОВОЙ ВЫРУЧКИ НА СОДЕРЖАНИЕ
ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ ПО УРОВНЯМ НАПРЯЖЕНИЯ
Система условных единиц для распределения
общей суммы тарифной выручки по классам напряжения
Объем воздушных линий электропередач (ВЛЭП)
и кабельных линий электропередач (КЛЭП) в условных
единицах в зависимости от протяженности, напряжения,
конструктивного использования и материала опор
| Напряжение, кВ | Количество цепей на опоре | Материал опор | Количество условных единиц (у) на 100 км трассы ЛЭП | Протяженность | Объем условных единиц | |
| у/100 км | км | у | ||||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 = 5 х 6 х 100 |
| ВЛЭП | 1150 | - | металл | 800 | ||
| 750 | 1 | металл | 600 | |||
| 400 - 500 | 1 | металл | 400 | |||
| ж/бетон | 300 | |||||
| 330 | 1 | металл | 230 | |||
| ж/бетон | 170 | |||||
| 2 | металл | 290 | ||||
| ж/бетон | 210 | |||||
| 220 | 1 | дерево | 260 | |||
| металл | 210 | |||||
| ж/бетон | 140 | |||||
| 2 | металл | 270 | ||||
| ж/бетон | 180 | |||||
| 110 - 150 | 1 | дерево | 180 | |||
| металл | 160 | |||||
| ж/бетон | 130 | |||||
| 2 | металл | 190 | ||||
| ж/бетон | 160 | |||||
| КЛЭП | 220 | - | - | 3000 | ||
| 110 | - | - | 2300 | |||
| ВН, всего | ||||||
| ВЛЭП | 35 | 1 | дерево | 170 | ||
| металл | 140 | |||||
| ж/бетон | 120 | |||||
| 2 | металл | 180 | ||||
| ж/бетон | 150 | |||||
| 1 - 20 | - | дерево | 160 | |||
| дерево на ж/б пасынках | 140 | |||||
| ж/бетон, металл | 110 | |||||
| КЛЭП | 20 - 35 | - | - | 470 | ||
| 3 - 10 | - | - | 350 | |||
| СН, всего | ||||||
| ВЛЭП | 0,4 кВ | - | дерево | 260 | ||
| дерево на ж/б пасынках | 220 | |||||
| ж/бетон, металл | 150 | |||||
| КЛЭП | до 1 кВ | - | - | 270 | ||
| НН, всего | ||||||
Примечание. При расчете условных единиц протяженность ВЛЭП - 0,4 кВ от линии до ввода в здании не учитывается.
Условные единицы по ВЛЭП - 0,4 кВ учитывают трудозатраты на обслуживание и ремонт:
б) линий с совместной подвеской проводов.
Условные единицы по ВЛЭП 0,4 - 20 кВ учитывают трудозатраты оперативного персонала распределительных сетей 0,4 - 20 кВ.
Кабельные вводы учтены в условных единицах КЛЭП напряжением до 1 кВ.
Объем подстанций 35 - 1150 кВ, трансформаторных
подстанций (ТП), комплексных трансформаторных
подстанций (КТП) и распределительных пунктов (РП)
0,4 - 20 кВ в условных единицах
| п/п | Наименование | Единица измерения | Напряжение, кВ | Количество условных единиц (у) на единицу измерения | Количество единиц измерения | Объем условных единиц |
| у/ед. изм. | ед. изм. | у | ||||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 = 5 х 6 |
| 1 | Подстанция | П/ст | 1150 | 1000 | ||
| 750 | 600 | |||||
| 400 - 500 | 500 | |||||
| 330 | 250 | |||||
| 220 | 210 | |||||
| 110 - 150 | 105 | |||||
| 35 | 75 | |||||
| 2 | Силовой трансформатор или реактор (одно- или трехфазный), или вольтодобавочный трансформатор | Единица оборудования | 1150 | 60 | ||
| 750 | 43 | |||||
| 400 - 500 | 28 | |||||
| 330 | 18 | |||||
| 220 | 14 | |||||
| 110 - 150 | 7,8 | |||||
| 35 | 2,1 | |||||
| 1 - 20 | 1,0 | |||||
| 3 | Воздушный выключатель | 3 фазы | 1150 | 180 | ||
| 750 | 130 | |||||
| 400 - 500 | 88 | |||||
| 330 | 66 | |||||
| 220 | 43 | |||||
| 110 - 150 | 26 | |||||
| 35 | 11 | |||||
| 1 - 20 | 5,5 | |||||
| 4 | Масляный выключатель | - " - | 220 | 23 | ||
| 110 - 150 | 14 | |||||
| 35 | 6,4 | |||||
| 1 - 20 | 3,1 | |||||
| 5 | Отделитель с короткозамыкателем | Единица оборудования | 400 - 500 | 35 | ||
| 330 | 24 | |||||
| 220 | 19 | |||||
| 110 - 150 | 9,5 | |||||
| 35 | 4,7 | |||||
| 6 | Выключатель нагрузки | - " - | 1 - 20 | 2,3 | ||
| 7 | Синхронный компенсатор мощн. 50 Мвар | - " - | 1 - 20 | 26 | ||
| 8 | То же, 50 Мвар и более | - " - | 1 - 20 | 48 | ||
| 9 | Статические конденсаторы | 100 конд. | 35 | 2,4 | ||
| 1 - 20 | 2,4 | |||||
| 10 | Мачтовая (столбовая) ТП | ТП | 1 - 20 | 2,5 | ||
| 11 | Однотрансформаторная ТП, КТП | ТП, КТП | 1 - 20 | 2,3 | ||
| 12 | Двухтрансформаторная ТП, КТП | ТП, КТП | 1 - 20 | 3 | ||
| 13 | Однотрансформаторная подстанция 34 / 0,4 кВ | п/ст | 35 | 3,5 | ||
| 14 | Итого | ВН | - | - | ||
| СН | - | - | ||||
| НН | - | - | ||||
Примечание. В п. 1 учтены трудозатраты оперативного персонала подстанций напряжением 35 - 1150 кВ.
Условные единицы по п. п. 2 - 9 учитывают трудозатраты по обслуживанию и ремонту оборудования, не включенного в номенклатуру условных единиц (трансформаторы напряжения, аккумуляторные батареи, сборные шины и т.д.), резервного оборудования.
Условные единицы по п. 2 "Силовые трансформаторы 1 - 20 кВ" определяются только для трансформаторов, используемых для собственных нужд подстанций 35 - 1150 кВ.
По п. п. 3 - 6 учтены дополнительные трудозатраты на обслуживание и ремонт устройств релейной защиты и автоматики, а для воздушных выключателей (п. 3) - дополнительно трудозатраты по обслуживанию и ремонту компрессорных установок.
Значение условных единиц п. п. 4 и 6 "Масляные выключатели 1 - 20 кВ" и "Выключатели нагрузки 1 - 20 кВ" относятся к коммутационным аппаратам, установленным в распределительных устройствах 1 - 20 кВ подстанций 35 - 1150 кВ, ТП, КТП и РП 1 - 20 кВ, а также к секционирующим коммутационным аппаратам на линиях 1 - 20 кВ.
Объем РП 1 - 20 кВ в условных единицах определяется по количеству установленных масляных выключателей (п. 4) и выключателей нагрузки (п. 6). При установке в РП трансформаторов 1 - 20 / 0,4 кВ дополнительные объемы обслуживания определяются по п. 11 или 12.
По п. п. 10 - 12 дополнительно учтены трудозатраты оперативного персонала распределительных сетей 0,4 - 20 кВ.
По п. п. 1, 2 условные единицы относятся на уровень напряжения, соответствующий нижней границе номинального напряжения.
| Условный диаметр трубы, мм | Удельный объем воды Vуд м3/км | Условный диаметр трубы, мм | Удельный объем воды Vуд м3/км |
|---|---|---|---|
| 25 | 0,6 | 400 | 135 |
| 40 | 1,3 | 450 | 170 |
| 50 | 1,4 | 500 | 210 |
| 100 | 8 | 600 | 300 |
| 125 | 12 | 700 | 390 |
| 150 | 18 | 800 | 508 |
| 200 | 34 | 900 | 640 |
| 250 | 53 | 1000 | 785 |
| 300 | 75 | 1100 | 947 |
| 350 | 101 | 1200 | 1120 |
Удельный объем воды Vуд с.т. в системах
теплопотребления при различных перепадах температур
в зависимости от типа систем теплопотребления
(м3 х ч/Гкал)
| Тип системы теплопотребления | Удельный объем воды, Vуд с.т., (м3 х ч/Гкал) при перепаде температур воды в системе теплопотребления, град. С | ||||
| 95 - 70 | 110 - 70 | 130 - 70 | 140 - 70 | 150 - 70 | |
| С радиаторами высотой мм: | |||||
| 500 | 19,5 | 17,6 | 15,1 | 14,6 | 13,3 |
| 1000 | 31 | 28,2 | 24,2 | 23,2 | 21,6 |
| С ребристыми трубами | 14,2 | 12,5 | 10,8 | 10,4 | 9,2 |
| С конвекторами плинтусными и панельной системой | 5,6 | 5 | 4,3 | 4,1 | 3,7 |
| С регистрами из гладких труб | 3,7 | 32 | 27 | 26 | 24 |
| Отопительная система с калориферами | 8,5 | 7,5 | 6,5 | 6 | 5,5 |
Нормы удельных тепловых потерь qH
при подземной бесканальной прокладке трубопроводов
и прокладке трубопроводов в непроходных каналах
с расчетной среднегодовой температурой грунта
5 град. С на глубине заложения трубопроводов
| Наружный диаметр трубопровода, мм | х 10 - 3 Гкал/(км х ч) для двухтрубной прокладки при разности среднегодовых температур воды и грунта, град. С | Наружный диаметр трубы dH, мм | х 10 - 3 Гкал/(км х ч) для двухтрубной прокладки трубопроводов при разности среднегодовых температур воды и грунта, град. С | ||||
| 52,5 | 65 | 75 | 52,5 | 65 | 75 | ||
| 32 | 45 | 52 | 58 | 377 | - | 183 | 202 |
| 57 | 56 | 65 | 72 | 426 | - | 203 | 219 |
| 76 | 64 | 74 | 82 | 478 | - | 223 | 241 |
| 89 | 69 | 80 | 88 | 529 | - | 243 | 261 |
| 108 | 76 | 88 | 96 | 630 | - | 277 | 298 |
| 159 | 94 | 107 | 117 | 720 | - | 306 | 327 |
| 219 | 113 | 130 | 142 | 820 | - | 341 | 364 |
| 273 | 132 | 150 | 163 | 920 | - | 373 | 399 |
| 325 | 149 | 168 | 183 | 1020 | - | 410 | 436 |
Нормы удельных тепловых потерь подающего
и обратного трубопроводов gн.п и qн.о
при наземной прокладке трубопровода с расчетной
среднегодовой температурой наружного воздуха 5 град. C
| Наружный диаметр трубопровода, | Нормы тепловых потерь qн.п., qн.о х 10 - 3 Гкал/(км х ч) | Наружный диаметр трубопровода, | Нормы тепловых потерь qн.п, qн.о х 10 - 3 Гкал/(км х ч) | ||||||
| мм | Разность среднегодовых температур воды и воздуха, град. С | мм | Разность среднегодовых температур воды и воздуха, град. С | ||||||
| 45 | 70 | 95 | 120 | 45 | 70 | 95 | 120 | ||
| 32 | 15 | 23 | 31 | 38 | 325 | 60 | 80 | 100 | 120 |
| 48 | 18 | 27 | 36 | 45 | 377 | 71 | 93 | 114 | 135 |
| 57 | 21 | 30 | 40 | 49 | 426 | 82 | 105 | 128 | 150 |
| 76 | 25 | 35 | 45 | 55 | 478 | 89 | 113 | 136 | 160 |
| 89 | 28 | 38 | 50 | 60 | 529 | 95 | 120 | 145 | 170 |
| 108 | 31 | 43 | 55 | 67 | 630 | 104 | 133 | 160 | 190 |
| 133 | 35 | 48 | 60 | 74 | 720 | 115 | 145 | 176 | 206 |
| 159 | 38 | 50 | 65 | 80 | 820 | 135 | 168 | 200 | 233 |
| 194 | 42 | 58 | 73 | 88 | 920 | 155 | 190 | 225 | 260 |
| 219 | 46 | 60 | 78 | 95 | 1020 | 180 | 220 | 255 | 292 |
| 273 | 53 | 70 | 87 | 107 | 1420 | 230 | 280 | 325 | 380 |
Коэффициент потерь теплоты опорами, арматурой
и компенсаторами в зависимости от способа
прокладки трубопроводов
| Способ прокладки | Коэффициент потерь, бета |
|---|---|
| Бесканальный В тоннелях и каналах Надземный | 1,15 1,2 1,25 |
АЛГОРИТМ ВЫЧИСЛЕНИЯ РАСХОДА ХОЛОДНОЙ ВОДЫ
НА ПОДПИТКУ СИСТЕМ ГВС И МОЩНОСТИ НАСОСНОГО
ОБОРУДОВАНИЯ НС, ТП И ЦТП
Расход холодной воды Gn определяется по расчетному среднему расходу воды на подпитку закрытой системы горячего водоснабжения
р G и потерям в системе ГВС: г
р
G = 1,2 G + 0,0025Vг, м3/ч, (1) г
1,2 — коэффициент, выбранный исходя из расчетного среднего расхода воды на горячее водоснабжение с учетом потерь тепла трубопроводами ГВС;
0,0025 — коэффициент утечек горячей воды из системы ГВС;
Vг — удельный расход горячей воды на единицу тепловой мощности, рассчитывается по формуле:
34,8 — коэффициент расчетного среднего расхода воды на горячее водоснабжение с учетом потерь тепла трубопроводами ГВС.
При параллельной схеме присоединения водонагревателей величина расчетного среднего расхода воды на подпитку закрытой системы горячего водоснабжения определяется по следующей формуле:
р ' G = Qг х 10 / (тау1 - тау ), (1.2) г 3
где:
Qг - средний тепловой поток на горячее водоснабжение;
'
тау - температура воды в подающем трубопроводе тепловой сети
1
в 1 точке излома графика температуры воды, град. С; ' тау — температура воды после параллельно включенного 3 водоподогревателя горячего водоснабжения в точке излома графика температуры воды, град. С (рекомендуется принимать тау3 = 30 град. С).
При двухступенчатых схемах присоединения водонагревателей величина расчетного среднего расхода воды на подпитку закрытой системы горячего водоснабжения определяется по следующей формуле:
р ' ' G = Qг х 1Е3 {(55 - t') / (55 - tс) + 0,2} / (тау - тау ), г 1 2
(1.3)
0,2 — коэффициент потерь тепла трубопроводами ГВС;
55 — средняя температура в системе ГВС;
t' — температура воды после первой ступени подогрева;
tс — температура холодной (водопроводной) воды в отопительный период, град. С (при отсутствии данных принимается равной 5 град. С); '
т — температура воды в обратном трубопроводе тепловой сети, 2 град. С.
Средний тепловой поток на горячее водоснабжение Qг вычисляется по формуле:
1 2 3 4 Qг = Q + Q + Q + Q , (2) г г г г
где:
1
Q - средний тепловой поток на горячее водоснабжение жилых
г
зданий в отопительный период, вычисляется как сумма тепловых потоков для каждого здания, вычисляемых по формуле:
2 1,2 Q = --- х 1Е(-6) х m х а х (55 - tс)с; Гкал/ч (3) г 24
где: m — число человек, проживающих в здании;
а — норма расхода воды на горячее водоснабжение при температуре 55 град. С на одного человека в сутки (рекомендуется — 85 л/сут. на человека);
1,2 — коэффициент расчетного среднего расхода воды на горячее водоснабжение с учетом потерь тепла трубопроводами ГВС;
1/24 — коэффициент перевода нормы расхода воды на горячее водоснабжение на одного человека из л/сут. в л/час;
tс — температура холодной (водопроводной) воды в отопительный период, град. С (при отсутствии данных принимается равной 5 град. С);
с — удельная теплоемкость теплоносителя, Ккал/кг град. С. 2 Q — средний тепловой поток на горячее водоснабжение г общественных зданий в отопительный период, вычисляется как сумма тепловых потоков для каждого здания:
2 1,2 Q = --- х 1Е(-6) х m х в х (55 - tс)с; Гкал/час (4) г 24
m — число человек, проживающих в здании;
b — норма расхода воды на горячее водоснабжение, потребляемое в общественных зданиях при температуре 55 град. С на одного человека в сутки (рекомендуется — 25 л/сут. на человека);
с — удельная теплоемкость теплоносителя, Ккал/кг град. С;
tc — температура холодной (водопроводной) воды в отопительный период, град. С (при отсутствии данных принимается равной 5 град. С). 3 Q — средний тепловой поток на горячее водоснабжение жилых г зданий в неотопительный период, вычисляется как сумма тепловых потоков для каждого здания, (18.3):
3 1,2 s Q = --- х 1Е(-6) х m х а х (55 - t )с х бета х Гкал/ч, (5) г 24 с
где:
s
t - температура холодной (водопроводной) воды в
c
неотопительный период, град. С (при отсутствии данных принимается равной 15 град. С); бета — коэффициент, учитывающий изменение среднего расхода воды на горячее водоснабжение в неотопительный период по отношению
к отопительному периоду (при отсутствии данных принимается для жилищно - коммунального сектора 0,8, для курортов 1,2 - 1,5, для
предприятий — 1,0); с — удельная теплоемкость теплоносителя, Ккал/кг град. С. 4 Q — средний тепловой поток на горячее водоснабжение г общественных зданий в неотопительный период, вычисляется как сумма тепловых потоков для каждого здания:
4 1,2 s Q = --- х 1Е(-6) х m х в х (55 - t )с х бета Гкал/ч, (6) г 24 с
m — число человек, проживающих в здании;
b — норма расхода воды на горячее водоснабжение, потребляемое в общественных зданиях при температуре 55 град. С на одного человека в сутки (рекомендуется — 25 л/сут. на человека);
бета — коэффициент, учитывающий изменение среднего расхода воды на горячее водоснабжение в неотопительный период по отношению к отопительному периоду (при отсутствии данных принимается для жилищно — коммунального сектора 0,8, для курортов 1,2 — 1,5, для предприятий — 1,0).
2. Мощности насосного оборудования НС, ТП и ЦТП определяются по следующим формулам:
2.1 Мощность сетевых насосов для закрытых систем горячего водоснабжения Nr.B.c. определяется по формуле:
Nгвс = Нг х Gг / (360 х эта), кВт, (7)
Нг — суммарные потери напора в сетях ГВС, м (из проектной документации на строительство соответствующей тепловой сети);
Gг — расход сетевой воды на ГВС, м3/ч;
эта — средневзвешенный КПД насосов.
2.2 Мощность подкачивающих насосов Nподк рассчитывается по формуле:
Nподк = Н х Оподк / (360 х эта), кВт, (8)
Н — напор насосов, (м), вычисляется по формуле:
дельтаР — перепад давлений, кПа;
гамма — удельный вес теплоносителя, кгс/м3;
Gподк — часовой объем сетевой воды, прокачиваемой подкачивающими насосами, т/ч.
Перепад давления DP, расход сетевой воды Gnдодк определяются по максимальному расходу данного участка сети в отопительный период. При практических расчетах следует принимать 10 кПа (1000 кгс/м2), что соответствует напору 1 м.
2.3 Мощность смесительных насосов Nсм определяется по формуле:
Nсм = дельтаР х Gподм / (360 эта х гамма), кВт, (9)
дельтаРсм — перепад давлений на перемычке (из проектной документации на строительство соответствующей тепловой сети определяется по наибольшему возможному перепаду давлений между подающим и обратным трубопроводами в месте установки насоса);
Gподм — определяется по формулам:
для смесительного насоса на перемычке
1,3 — коэффициент, выбранный из условий оптимального режима работы насоса, обеспечивающего только смесительные функции;
Gр — расчетный расход сетевой воды на систему отопления;
uр — коэффициент смешения; для смесительного насоса за подмешивающей перемычкой
1,2 — коэффициент, выбранный из условий оптимального режима работы насоса, обеспечивающего смесительно — подкачивающие функции.