N	Наименование показателя	Код строки	Всего	500 кВ	330 кВ	220 кВ	150- 110 кВ	27,5- 60 кВ	1-20 кВ	0,4 кВ
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11
1	Прием электрической энергии в сеть,
2	Отдача электрической энергии из сетей,
3	Прием электрической энергии из сети смежного напряжения,
	В том числе:
3.1	из сетей 500 кВ,
3.2	из сетей 330 кВ,
3.3	из сетей 220 кВ,
3.4	из сетей 110 кВ,
3.5	из сетей 27,5-60 кВ,
3.6	из сетей 1-20 кВ,
4	Отдача электрической энергии в сети смежного напряжения,
	В том числе:
4.1	в сеть 330 кВ,
4.2	в сеть 220 кВ,
4.3	в сеть 110 кВ,
4.4	в сеть 27,5-60 кВ,
4.5	в сеть 1-20 кВ,
4.6	в сеть 0,4 кВ,
5	Отпуск электрической энергии в сеть,
6	Объем переданной (потребленной) электрической энергии*,
	В том числе:
6.1	объем (количество) переданной (потребленной) электрической энергии потребителям, непосредственно подключенным к шинам подстанций,
6.2	расход электрической энергии на производственные (с учетом хозяйственных) нужды,
7	Фактические (отчетные) потери электрической энергии в сети территориальной сетевой организации (далее - ТСО),
7.1	Относительные фактические (отчетные) потери электрической энергии, в процентах от отпуска электрической энергии в сеть ТСО, %
8	Технологические потери электрической энергии,
	В том числе:
8.1	условно-постоянные потери,
8.2	нагрузочные потери,
8.3	потери, обусловленные допустимыми погрешностями приборов учета,
8.4	Технологические потери электрической энергии в процентах от отпуска электрической энергии в сеть, %

______________________________

* Объем (количество) переданной (потребленной) электрической энергии определяется как сумма объемов переданной электрической энергии, сформированных в соответствии с фактическим уровнем номинального напряжения оборудования территориальной сетевой организации, к которому подключен потребитель услуг по передаче электрической энергии.

Раздел 2. Структура баланса электрической энергии при формировании тарифа на передачу.

N	Наименование показателя	Код строки	Всего	ВН	CHI	CHII	НН
1	2	3	4	5	6	7	8
1	Отпуск электрической энергии в сеть, *
2	Объем переданной (потребленной) электрической энергии**,
3	Фактические (отчетные) потери электрической энергии в сети ТСО,
3.1	Фактические (отчетные) потери электрической энергии в процентах от отпуска электрической энергии в сеть ТСО, %
4	Технологические потери электрической энергии,
4.1	Технологические потери электрической энергии в процентах от отпуска электрической энергии в сеть, %
5.	Потери электрической энергии, учтенные в тарифе,
5.1	Потери электрической энергии, учтенные в тарифе, в процентах от отпуска электрической энергии в сеть, %

______________________________

* Отпуск электрической энергии в сеть определяется по результатам формирования объема (количества) переданной (потребленной) электрической энергии, определенного в соответствии с Методическими указаниями по расчету регулируемых тарифов и цен на электрическую (тепловую) энергию на розничном (потребительском) рынке, утвержденными приказом Федеральной службы по тарифам от 6 августа 2004 года N 20-э/2 (зарегистрирован Минюстом России 20 октября 2004 года, регистрационный N 6076), с изменениями и дополнениями, внесенными приказами Федеральной службы по тарифам от 23.11.2004 N 193-э/11 (зарегистрирован Минюстом России 16 декабря 2004 г., регистрационный N 6191), от 14.12.2004 N 289-э/15 (зарегистрирован Минюстом России 21 декабря 2004 г., регистрационный N 6213), от 28.11.2006 N 318-э/15 (зарегистрирован Минюстом России 8 декабря 2006 г., регистрационный N 8574), от 30.01.2007 N 14-э/14 (зарегистрирован Минюстом России 6 марта 2007 г., регистрационный N 9041), от 31.07.2007 N 138-э/6 (зарегистрирован Минюстом России 20 августа 2007 г., регистрационный N 10030), от 23.11.2007 N 385-э/1 (зарегистрирован Минюстом России 29 ноября 2007 г., регистрационный N 10578), от 21.10.2008 N 209-э/1 (зарегистрирован Минюстом России 6 ноября 2008 г., регистрационный N 12580) (далее - Методические указания по расчету регулируемых тарифов и цен на электрическую (тепловую) энергию на розничном (потребительском) рынке).

** Объем (количество) переданной (потребленной) электрической энергии определяется в соответствии с Методическими указаниями по расчету регулируемых тарифов и цен на электрическую (тепловую) энергию на розничном (потребительском) рынке.

Раздел 3. Структура технологических потерь электрической энергии.

N	Наименование структурных составляющих	Код строки	500 кВ,	500 кВ, % от отпуска в сеть	330 кВ,	330 кВ, % от отпуска в сеть	220 кВ,	220 кВ, % от отпуска в сеть	150 - 110 кВ,	150 - 110 кВ,% от отпуска в сеть	27,5 - 60 кВ,	27,5 - 60 кВ, % от отпуска в сеть	1 - 20 кВ,	1 - 20 кВ, % от отпуска в сеть	0,4 кВ,	0,4 кВ, % от отпуска в сеть	Всего,	Всего, % от отпуска в сеть
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15	16	17	18	19
1	Отпуск электрической энергии в сеть
2	Условно-постоянные потери электрической энергии
	В том числе:
2.1	потери на холостой ход трансформаторов
2.2	расход электрической энергии на собственные нужды
2.3	прочие условно-постоянные потери
3	Нагрузочные потери электрической энергии
	В том числе
3.1	нагрузочные потери в трансформаторах
3.2	нагрузочные потери в линиях
3.3	прочие нагрузочные потери
4	Технические потери электрической энергии
5	Потери электрической энергии, обусловленные допустимыми погрешностями приборов учета
6	Технологические потери электрической энергии

Раздел 4. Контактная информация.

Контактная информация	Код строки	ФИО	Должность	Контактный телефон (с кодом города)	Электронный адрес
Руководитель организации	211
Ответственный за заполнение формы	212

		Потери электрической энергии в единой национальной (общероссийской) электрической сети за ______________ год
КОНФИДЕНЦИАЛЬНОСТЬ ГАРАНТИРУЕТСЯ ПОЛУЧАТЕЛЕМ ИНФОРМАЦИИ
ВОЗМОЖНО ПРЕДСТАВЛЕНИЕ В ЭЛЕКТРОННОМ ВИДЕ
Представляют:						Сроки представления:		Периодичность предоставления:
субъекты электроэнергетики, определенные пунктом 3.6 приложения N 2 к приказу Минэнерго России от 23 июля 2012 г. N 340						до 20 февраля года, следующего за отчетным годом		Годовая
Наименование отчитывающейся организации:
Почтовый адрес:
Код формы по ОКУД	Код
	отчитывающейся организации по ОКПО		вида деятельности по ОКВЭД	территории по ОКАТО	министерства (ведомства), органа управления по ОКОГУ		организационно-правовой формы по ОКОПФ		формы собственности по ОКФС

Раздел 1. Показатели баланса электрической энергии по единой национальной (общероссийской) электрической сети (далее - ЕНЭС)

N п\п	Наименование показателя	Код строки	Всего	750 - 1150 кВ	500 кВ	400 кВ - 330 кВ	220 кВ	150 - 110 кВ	27,5 - 60 кВ	1 - 20 кВ	До 1 кВ
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12
1	Прием электрической энергии в сеть,
	в том числе:
1.1	Прием электрической энергии от генерирующих компаний,
1.2	Прием электрической энергии по сечениям экспортно-импортных операций,
1.3	Прием электрической энергии от энергосбытовых организаций, потребителей электрической энергии, энергопринимающие устройства которых технологически присоединены к ЕНЭС, участников оптового рынка электрической энергии и мощности (далее - ОРЭМ),
1.4	Прием электрической энергии от смежных филиалов организации по управлению единой национальной (общероссийской) электрической сетью,
2	Прием электрической энергии из сети смежного напряжения,		X
	в том числе:
2.1	из электрической сети 1150-750 кВ,			X
2.2	из электрической сети 500 кВ,			X	X
2.3	из электрической сети 400-330 кВ,			X	X	X
2.4	из электрической сети 220 кВ,			X	X	X	X
2.5	из электрической сети 150-110 кВ,			X	X	X	X	X
2.6	из электрической сети 27,5-60 кВ,			X	X	X	X	X	X
2.7	из электрической сети 1-20 кВ,			X	X	X	X	X	X	X
2.8	из электрической сети до 1 кВ,			X	X	X	X	X	X	X	X
3	Отдача электрической энергии из сети,		X
	в том числе:
3.1	отдача электрической энергии генерирующим компаниям,
3.2	отдача электрической энергии по сечениям экспортно-импортных операций, ч
3.3	отдача электрической энергии энергосбытовым организациям, потребителям электрической энергии, энергопринимающие устройства которых технологически присоединены к ЕНЭС, участникам ОРЭМ,
3.4	отдача электрической энергии в смежные филиалы организации по управлению единой национальной (общероссийской) электрической сетью,
4	Отдача электрической энергии в сети смежного напряжения,
	в том числе
4.1	в электрическую сеть 1150-750 кВ,			X	X	X	X	X	X	X	X
4.4	в электрическую сеть 500 кВ,				X	X	X	X	X	X	X
4.5	в электрическую сеть 400-330 кВ,					X	X	X	X	X	X
4.6	в электрическую сеть 220 кВ,						X	X	X	X	X
4.7	в электрическую сеть 150-110 кВ,							X	X	X	X
4.8	в электрическую сеть 27,5-60 кВ,								X	X	X
4.9	в электрическую сеть 1-20 кВ,									X	X
4.10	в электрическую сеть до 1 кВ,										X
5	Поступление электрической энергии в сеть,
	в том числе:
5.1	поступление электрической энергии от генерирующих компаний,
5.2	поступление электрической энергии по сечениям экспортно-импортных операций,
5.3	поступление электрической энергии от энергосбытовых организаций, потребителей электрической энергии, энергопринимающие устройства которых технологически присоединены к ЕНЭС, участников ОРЭМ,
5.4	поступление электрической энергии от смежных филиалов организации по управлению единой национальной (общероссийской) электрической сетью,
5.5	поступление электрической энергии в электрические сети смежного напряжения,
6	Отпуск электрической энергии из сети,
	в том числе:
6.1	отпуск электрической энергии генерирующим компаниям,
6.2	отпуск электрической энергии в сечения экспортно-импортных операций,
6.3	отпуск электрической энергии энергосбытовым организациям, потребителям электрической энергии, энергопринимающие устройства которых технологически присоединены к ЕНЭС, участникам ОРЭМ,
6.4	отпуск электрической энергии в смежные филиалы организации по управлению единой национальной (общероссийской) электрической сетью,
6.5	отпуск электрической энергии в электрические сети смежного напряжения,
7	Фактические потери электрической энергии,
7.1	Относительное значение фактических потерь электрической энергии к суммарному отпуску электрической энергии из сети, %
8	Технологические потери электрической энергии,
8.1	Относительное значение технологических потерь электрической энергии к суммарному отпуску электрической энергии из сети, %

Примечание.

При заполнении пунктов 1, 3 используются несальдированные данные результатов измерений приборов учета, приведенные к границе балансовой принадлежности ЕНЭС в зоне обслуживания филиала организации по управлению единой национальной (общероссийской) электрической сетью. При заполнении пунктов 5 и 6 используются сальдированные величины, определяемые как сумма сальдированных значений по присоединениям (точке учета). При этом если разница между приемом электрической энергии в сеть и отдачей электрической энергии из сети получается положительной в направлении от генерирующей компании, участников ОРЭМ и др. к границе ЕНЭС, то полученное значение участвует в формировании поступления электрической энергии в сеть. Если разница между приемом электрической энергии в сеть и отдачей электрической энергии из сети получается положительной в направлении от границы ЕНЭС к генерирующей компании, участникам ОРЭМ и др., то полученное значение участвует в формировании отпуска электрической энергии из сети.

Раздел 2. Показатели баланса электрической энергии по единой национальной (общероссийской) электрической сети при формировании тарифа на передачу

N п\п	Наименование показателя	Код строки	Всего	330 кВ и выше	220 кВ и ниже
1	2	3	4	5	6
1	Отпуск электрической энергии из сети,
	в том числе:
1.1	отпуск электрической энергии генерирующим компаниям,
1.2	отпуск электрической энергии по сечениям экспортно-импортных операций,
1.3	отпуск электрической энергии энергосбытовым организациям, потребителям электрической энергии, энергопринимающие устройства которых технологически присоединены к ЕНЭС, участникам ОРЭМ,
1.4	отпуск электрической энергии в смежные филиалы организации по управлению единой национальной (общероссийской) электрической сетью,
1.5	отпуск электрической энергии в электрические сети смежного напряжения,
2	Фактические потери электрической энергии,
2.1	Относительное значение фактических потерь электрической энергии к суммарному отпуску электрической энергии из сети, %
3	Технологические потери электрической энергии,
3.1	Относительное значение технологических потерь электрической энергии к суммарному отпуску электрической энергии из сети, %
4	Потери, учтенные в тарифе,
4.1	Потери, учтенные в тарифе, в процентах от отпуска электрической энергии из сети, %

Раздел 3. Структура технологических потерь электрической энергии в сетях единой национальной (общероссийской электрической сети

N п/п	Наименование показателя	Код строки	1150 - 750 кВ,	1150 - 750 кВ, % от отпуска из сети	500 - 400 кВ,	500 - 400 кВ, % от отпуска из сети	350 кВ,	350 кВ, % от отпуска из сети	220 кВ,	220 кВ, % от отпуска из сети	150 - 110 кВ,	150 - 110 кВ, % от отпуска из сети	27,5 - 60 кВ,	27,5 - 60 кВ, % от отпуска из сети	1 - 20 кВ,	1 - 20 кВ, % от отпуска из сети	0,4 кВ,	0,4 кВ, % от отпуска из сети	Всего,	Всего, % от отпуска из сети
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15	16	17	18	19	20	21
1	Отпуск электрической энергии из сети
2	Условно-постоянные потери электрической энергии
2.1	Потери электрической энергии на холостой ход трансформаторов
2.2	Потери электрической энергии на корону в воздушных линиях
2.3	Токи утечки в воздушных линиях
2.4	Потери электрической энергии в изоляции в кабельных линиях
2.5	Потери электрической энергии в измерительных трансформаторах тока
2.6	Потери электрической энергии в измерительных трансформаторах напряжения
2.7	Потери электрической энергии в счетчиках прямого включения
2.8	Потери электрической энергии в шунтирующих реакторах
2.9	Потери электрической энергии в соединительных проводах и сборных шинах подстанций
2.10	Потери электрической энергии в вентильных разрядниках
2.11	Потери электрической энергии в ограничителях перенапряжений
2.12	Потери электрической энергии в устройствах присоединения высокочастотной связи
2.13	Потери электрической энергии в компенсирующих устройствах
2.14	Расход электрической энергии на собственные нужды
2.15	Расход электрической энергии на плавку гололеда
3	Нагрузочные потери электрической энергии
3.1	Нагрузочные потери электрической энергии в трансформаторах
3.2	Нагрузочные потери электрической энергии в линиях
3.3	Нагрузочные потери электрической энергии в токоограничивающих реакторах
3.4	Нагрузочные потери электрической энергии в шинопроводах
4	Технические потери электрической энергии
5	Потери электрической энергии, обусловленные допустимыми погрешностями приборов учета
6	Технологические потери электрической энергии

Раздел 4. Контактная информация.

Контактная информация	Код строки	ФИО	Должность	Контактный телефон (с кодом города)	Электронный адрес
Руководитель организации	211
Ответственный за заполнение формы	212

Мероприятия по снижению потерь электрической энергии в электрических сетях за 20 ____ год

КОНФИДЕНЦИАЛЬНОСТЬ ГАРАНТИРУЕТСЯ ПОЛУЧАТЕЛЕМ ИНФОРМАЦИИ
ВОЗМОЖНО ПРЕДСТАВЛЕНИЕ В ЭЛЕКТРОННОМ ВИДЕ
Представляют:				Сроки представления:		Периодичность предоставления:
субъекты электроэнергетики, определенные пунктом 3.7 приложения 2 к приказу Минэнерго России от 23 июля 2012 г. N 340				до 20 февраля года, следующего за отчетным периодом		ежегодная
Наименование отчитывающейся организации:
Почтовый адрес:
Код формы по ОКУД	Код
	отчитывающейся организации по ОКПО	вида деятельности по ОКВЭД	территории по ОКАТО	министерства (ведомства), органа управления по ОКОГУ	организационно-правовой формы по ОКОПФ		формы собственности по ОКФС

Раздел 1. Мероприятия по снижению потерь электрической энергии в электрических сетях.

Наименование мероприятия	Код строки	Планируемое сокращение потерь электрической энергии, тыс.					Фактическое сокращение потерь электрической энергии, тыс.
		ВН	СН1	СН2	НН	итого	ВН	СН1	СН2	НН	итого
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12
1. Организационные мероприятия
1.1. Оптимизация мест размыкания линий электропередачи с двусторонним питанием
1.2. Оптимизация установившихся режимов электрических сетей
1.2.1. Оптимизация установившихся режимов электрических сетей по реактивной мощности
1.2.2. Оптимизация установившихся режимов электрических сетей по активной мощности
1.3. Оптимизация распределения нагрузки между подстанциями основной электрической сети за счет переключений в ее схеме
1.4. Оптимизация мест размыкания контуров электрических сетей
1.5. Оптимизация рабочих напряжений в центрах питания радиальных электрических сетей
1.6. Отключение в режимах малых нагрузок
1.6.1. Отключение в режимах малых нагрузок линий электропередачи в замкнутых электрических сетях и двухцепных линиях
1.6.2. Отключение в режимах малых нагрузок трансформаторов на подстанциях с двумя и более трансформаторами
1.7. Отключение трансформаторов на подстанциях с сезонной нагрузкой
1.8. Выравнивание нагрузок фаз в электросетях
1.9. Сокращение продолжительности ремонта
1.9.1. Сокращение продолжительности ремонта линий электропередачи
1.9.2. Сокращение продолжительности ремонта трансформаторов
1.9.3. Сокращение продолжительности ремонта основного оборудования синхронных компенсаторов
1.9.4. Сокращение продолжительности комплексных ремонтов оборудования распределительных устройств, в т.ч. ячеек, шин и пр.
1.10. Снижение расхода электрической энергии на собственные нужды подстанций
1.11. Ввод в работу неиспользуемых средств автоматического регулирования напряжения на трансформаторах с регулированием напряжения под нагрузкой (далее - РПН)
1.12. Выполнение ремонтов под напряжением на воздушных линиях электропередачи
1.13. Выявление неучтенной электрической энергии в результате проведения рейдов
1.14. Прочие организационные мероприятия
2. Технические мероприятия
2.1. Установка и ввод в работу устройств компенсации реактивной мощности
2.1.1. Установка и ввод в работу батарей статических конденсаторов (далее - БСК)
2.1.2. Установка и ввод в работу синхронных компенсаторов
2.1.3. Установка и ввод в работу статических тиристорных компенсаторов
2.2. Установка и ввод в работу шунтирующих реакторов
2.3. Замена проводов на перегруженных линиях
2.4. Замена перегруженных, установка и ввод в работу дополнительных силовых трансформаторов на эксплуатируемых подстанциях
2.5. Замена недогруженных силовых трансформаторов
2.6. Установка и ввод в работу устройств
2.6.1. Установка и ввод в работу устройств РПН на трансформаторах с переключением без возбуждения
2.6.2. Установка и ввод в работу регулировочных трансформаторов
2.7. Установка и ввод в работу на трансформаторах с РПН устройств автоматического регулирования коэффициента трансформации
2.8. Установка и ввод в работу устройств автоматического регулирования мощности БСК в электрических сетях
2.9. Установка и ввод в работу вольтодобавочных трансформаторов с поперечным регулированием
2.10. Оптимизация нагрузки электросетей за счет строительства
2.10.1. Оптимизация нагрузки электрических сетей за счет строительства линий
2.10.2. Оптимизация нагрузки электрических сетей за счет строительства подстанций
2.11. Перевод электрических сетей на более высокое номинальное напряжение
2.11.1. Перевод на более высокое номинальное напряжение линий электропередачи
2.11.2. Перевод на более высокое номинальное напряжение подстанций
2.12. Установка и ввод в работу БСК для продольной компенсации
2.13. Прочие технические мероприятия
3. Мероприятия по совершенствованию систем расчетного и технического учета электрической энергии
3.1. Организация равномерного снятия показаний электросчетчиков строго в установленные сроки по группам потребителей
3.2. Установка автоматизированных систем учета электрической энергии
3.3. Выделение цепей учета электрической энергии на отдельные обмотки трансформаторов тока
3.4. Устранение недогрузки и перегрузки
3.4.1. Устранение недогрузки и перегрузки цепей тока
3.4.2. Устранение недогрузки и перегрузки цепей напряжения
3.5. Установка электросчетчиков повышенных классов точности
3.6. Установка дополнительной аппаратуры
3.6.1. Установка дополнительных электросчетчиков
3.6.2. Установка дополнительных трансформаторов тока
3.6.3. Установка дополнительных трансформаторов напряжения
3.7. Проведение проверок и обеспечение своевременности и правильности снятий показаний электросчетчиков
3.8. Установка электросчетчиков учета на границах балансовой и эксплуатационной ответственности
3.9. Составление и анализ небалансов электрической энергии по подстанциям и электростанциям
3.10. . Компенсация индуктивной нагрузки трансформаторов напряжения
3.11. Установка на подстанциях с дежурным персоналом сигнализации о выходе из строя высоковольтных предохранителей трансформаторов напряжения
3.12. Прочие мероприятия по совершенствованию систем учета
Итого

Раздел 2. Контактная информация.

Контактная информация	Код строки	ФИО	Должность	Контактный телефон (с кодом города)	Электронный адрес
Руководитель организации	211
Ответственный за заполнение формы	212

Сведения о постановке на государственный кадастровый учет границ охранных зон объектов электросетевого хозяйства (на отчетную дату)

КОНФИДЕНЦИАЛЬНОСТЬ ГАРАНТИРУЕТСЯ ПОЛУЧАТЕЛЕМ ИНФОРМАЦИИ

ВОЗМОЖНО ПРЕДСТАВЛЕНИЕ В ЭЛЕКТРОННОМ ВИДЕ

Представляют:

Сроки представления:

Периодичность предоставления:

субъекты электроэнергетики, определенные пунктом 3.8 приложения N 2 к приказу Минэнерго России от 23 июля 2012 г. N 340

до 20 числа месяца, следующего за отчетным периодом

ежеквартальная

Наименование отчитывающейся организации:

Почтовый адрес:

Код формы по ОКУД

Код

отчитывающейся организации по ОКПО

вида деятельности по ОКВЭД

территории по ОКАТО

министерства (ведомства), органа управления по ОКОГУ

организационно-правовой формы по ОКОПФ

формы собственности по ОКФС

Раздел 1. Сведения о постановке на государственный кадастровый учет границ охранных зон объектов электросетевого хозяйства.

N п/п	Вид земельного участка	Общее количество и площадь земельных участков		Из общего количества и площади земельных участков:											В том числе: поставлены на кадастровый учет охранные зоны
				выкупленные		взятые в аренду (субаренду)		на праве постоянного (бессрочного) пользования		право не определено		оформлен сервитут
		ед.	га	ед.	га	ед.	га	ед.	га	ед.	га	ед.	га	ед.		га
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15		16
1.	Земельные участки под объектами подстанций (далее - ПС):
	в том числе:
1.1.	ПС 500 кВ и выше
1.2.	ПС 300 кВ
1.3.	ПС 220 кВ
1.4.	ПС 110 кВ
1.5.	ПС 35 кВ
1.6.	ПС 0,4-6-10-20 кВ
2.	Земельные участки под воздушными линиями электропередачи (далее - ВЛ):
	в том числе:
1.1.	ВЛ 500 кВ и выше
1.2.	ВЛ 300 кВ
1.3.	ВЛ 220 кВ
1.4.	ВЛ 110 кВ
1.5.	ВЛ 35 кВ
1.6.	ВЛ 0,4-20 кВ
3.	Земельные участки под другими объектами электросетевого хозяйства

Раздел 2. Контактная информация

Контактная информация	Код строки	ФИО	Должность	Контактный телефон (с кодом города)	Электронный адрес
Руководитель организации	211
Ответственный за заполнение формы	212

Сведения о текущих затратах на охрану окружающей природной среды, экологических и природоресурсных платежах за _________ год

КОНФИДЕНЦИАЛЬНОСТЬ ГАРАНТИРУЕТСЯ ПОЛУЧАТЕЛЕМ ИНФОРМАЦИИ

ВОЗМОЖНО ПРЕДСТАВЛЕНИЕ В ЭЛЕКТРОННОМ ВИДЕ

Представляют:

Сроки представления:

Периодичность предоставления:

субъекты электроэнергетики, определенные пунктом 4.1 приложения N 2 к приказу Минэнерго России от 23 июля 2012 г. N 340

до 20 февраля года, следующего за отчетным периодом

ежегодная

Наименование отчитывающейся организации:

Почтовый адрес:

Код формы по ОКУД

Код

отчитывающейся организации по ОКПО

вида деятельности по ОКВЭД

территории по ОКАТО

министерства (ведомства), органа управления по ОКОГУ

организационно-правовой формы по ОКОПФ

формы собственности по ОКФС