(57)

где

ТЭЭII = ТЭЭIII

Продолжительность дневной зоны суток при дифференциации по двум зонам равна сумме пиковой и полупиковой зонам суток при дифференциации по трем зонам суток.

При расчете одноставочного, дифференцированного по зонам суток тарифа для населения и приравненным к нему категориям потребителей (ТЭЭII , ТЭЭIII) принимается равным средневзвешенной стоимости, учтенной при расчете регулирующим органом тарифа на электрическую энергию (мощность) для поставки населению и приравненных к нему категориям потребителей.

При этом в составе конечного одноставочного тарифа, дифференцированного по зонам суток, кроме средневзвешенной стоимости электрической энергии (мощности), дифференцированной по зонам суток оплачиваются услуги по передаче электрической энергии (одноставочный котловой тариф), сбытовая надбавка гарантирующего поставщика и услуги, оказание которых является неотъемлемой частью процесса снабжения электрической энергией потребителей и размер платы за которые в соответствии с законодательством Российской Федерации подлежит государственному регулированию.

72. При установлении тарифов на тепловую энергию (мощность), поставляемую потребителям тепловой энергии (мощности), учитываются расходы ЭСО на производство (приобретение) и передачу тепловой энергии (мощности), а также расходы на сбыт тепловой энергии (мощности) потребителям.

72.1. Расчет одноставочных тарифов на тепловую энергию (мощность), поставляемую ЭСО потребителям тепловой энергии (мощности), осуществляется по каждому виду теплоносителя путем деления на суммарный плановый полезный отпуск тепловой энергии по совокупности договоров теплоснабжения соответствующих потребителей, получающих тепловую энергию в соответствующем виде теплоносителя, суммы следующих величин:

- совокупной стоимости производства (приобретения) тепловой энергии (мощности) у каждого ПЭ (ЭСО) в соответствующим виде теплоносителя;

- совокупной стоимости оплачиваемых услуг по передаче тепловой энергии по соответствующим водяным или паровым сетям;

- совокупной стоимости расходов по сбыту тепловой энергии (мощности).

72.2. При расчете двухставочных тарифов на тепловую энергию (мощность), поставляемую потребителям тепловой энергии (мощности):

- ставка платы за потребляемую тепловую энергию по каждому виду теплоносителя рассчитывается как отношение совокупной стоимости приобретаемой (производимой) у каждого ПЭ (ЭСО) тепловой энергии по ставке платы за тепловую энергию двухставочного тарифа, определяемой в соответствии с разделом VII настоящих Методических указаний, к суммарному плановому полезному отпуску тепловой энергии по совокупности договоров теплоснабжения соответствующих потребителей, получающих тепловую энергию в соответствующим виде теплоносителя;

- ставка платы за использование тепловой мощности по каждому виду теплоносителя определяется в одинаковом размере за каждый месяц периода регулирования как деленное на 12 отношение к суммарной тепловой нагрузке по совокупности договоров теплоснабжения соответствующих потребителей, получающих тепловую энергию в соответствующем виде теплоносителя, суммы следующих величин:

- совокупной стоимости использования тепловой мощности каждого ПЭ (ЭСО) в соответствующих видах теплоносителя, у которых приобретается (производится) тепловая энергия (мощность), по ставке платы за тепловую мощность двухставочного тарифа, рассчитываемой в соответствии с разделом VII настоящих Методических указаний;

- совокупной стоимости услуг по передаче тепловой энергии (мощности), приобретаемых (оказываемых) по тарифам на услуги по передаче тепловой энергии по соответствующим водяным или паровым сетям, рассчитываемым в соответствии с разделом IX настоящих Методических указаний;

- совокупной стоимости расходов по сбыту тепловой энергии (мощности).

Для потребителей тепловой энергии (мощности), рассчитывающихся по двухставочному тарифу, оплата стоимости тепловой энергии осуществляется ежемесячно исходя из величины фактически принятого потребителем количества тепловой энергии, умноженного на ставку платы за тепловую энергию, а оплата стоимости использования тепловой мощности объектов систем теплоснабжения осуществляется ежемесячно исходя из величины тепловой нагрузки потребителя, умноженной на ставку платы за тепловую мощность.

72.3. В случае если одной ЭСО в целях поставки потребителям тепловой энергии (мощности) осуществляется приобретение тепловой энергии у ПЭ (ЭСО) по одноставочному тарифу, то расчет двухставочного тарифа на тепловую энергию (мощность), поставляемую потребителям тепловой энергии (мощности), осуществляется следующим образом:

- ставка платы за потребляемую тепловую энергию определяется, исходя из стоимости приобретения тепловой энергии, определяемой с использованием топливных составляющих тарифов ПЭ (ЭСО), рассчитанных в соответствии с разделом VII настоящих Методических указаний, и плановых объемов приобретения тепловой энергии у каждого ПЭ (ЭСО);

- ставка платы за использование тепловой мощности определяется как деленное на 12 отношение суммы следующих величин к суммарной тепловой нагрузке по совокупности договоров теплоснабжения соответствующих потребителей:

- величины, полученной путем вычитания из совокупной стоимости приобретения тепловой энергии (мощности) у ПЭ (ЭСО) стоимости тепловой энергии, рассчитанной, исходя из топливной составляющей, принятой при расчете ставки платы за потребляемую тепловую энергию;

- совокупной стоимости услуг по передаче тепловой энергии;

- совокупной стоимости расходов по сбыту тепловой энергии (мощности).

72.4. При комплексном теплоснабжении, когда выработка тепловой энергии (мощности) и ее передача, распределение и реализация производится одним юридическим лицом при условии ведения раздельного учета расходов по регулируемым видам деятельности:

- при расчете одноставочных тарифов на тепловую энергию (мощность), поставляемую потребителям тепловой энергии (мощности), учитываются совокупные расходы ЭСО;

- при расчете двухставочных тарифов на тепловую энергию (мощность), поставляемую потребителям тепловой энергии (мощности), стоимость производства тепловой энергии, стоимость использования тепловой мощности и стоимость услуг по передаче и сбыту тепловой энергии определяется на основании расчетных тарифов, рассчитываемых в соответствии с разделами VII и IX настоящих Методических указаний.

72.5. При приобретении (производстве) ЭСО тепловой энергии (мощности), производимой на нескольких источниках тепла, приоритет в структуре приобретения (производства) тепловой энергии (мощности) должен отдаваться источникам с наименьшей топливной составляющей тарифа в случае установления одноставочного тарифа продажи или наименьшей ставкой платы за тепловую энергию в случае установления двухставочного тарифа продажи тепловой энергии (мощности), при условии соблюдения установленных в сводном прогнозном балансе объемов производства тепловой энергии на теплоэлектростанциях, осуществляющих производство тепловой и электрической энергии, а также при наличии необходимой теплосетевой инфраструктуры и мощности тепловых сетей с учётом стоимости их содержания и эксплуатации.

XI. Тарифы на электрическую энергию (мощность), реализуемую по двусторонним договорам

73. Двусторонние договоры могут заключаться в соответствии с Основами ценообразования.

74. При наличии выпадающих доходов регулируемой организации, вызванных реализацией энергии (мощности) по двусторонним договорам, отнесение их на иные группы потребителей не производится.

Баланс мощности ПЭ в годовом совмещенном максимуме графика электрической нагрузки ОЭС

N п/п	Показатели	Единица измерения	Базовый период	Период регулирования
1	2	3	4	5
1.	Установленная мощность эл. станций ПЭ	тыс. кВт
2.	Снижение мощности из-за вывода оборудования в консервацию
3.	Нормативные, согласованные с ОРГРЭС ограничения мощности
4.	Прочие ограничения
5.	Располагаемая мощность ПЭ
6.	Снижение мощности из-за вывода оборудования в реконструкцию и во все виды ремонтов
7.	Рабочая мощность ПЭ
8.	Мощность на собственные нужды
9.	Полезная мощность ПЭ

Баланс мощности ЭСО в годовом совмещенном максимуме графика электрической нагрузки ОЭС

N п/п	Показатели	Единица измерения	Базовый период	Период регулирования
1	2	3	4	5
1.	Поступление мощности в сеть ЭСО от ПЭ	тыс. кВт
1.1.	Собственных станций
1.2.	От блокстанций
1.3.	С оптового рынка
1.4.	Других ПЭ и ЭСО
1.4.1.	...
2.	Потери в сети
3.	Мощность на производственные и хозяйственные нужды
4.	Полезный отпуск мощности ЭСО
	в том числе
	Максимум нагрузки собственных потребителей ЭСО
	Передача мощности другим ЭСО
	Передача мощности на оптовый рынок

Расчет полезного отпуска электрической энергии по ПЭ

N п/п	Показатели	Базовый период	Период регулирования
1	2	3	4
1.	Выработка электроэнергии, всего
	в т.ч. ТЭС
	ГЭС
2.	Покупная электроэнергия от других собственников
3.	Расход электроэнергии на собственные нужды
	в том числе:на ТЭС
	- на производство электроэнергии
	то же в %
	- на производство теплоэнергии
	то же в кВт.ч/Гкал
	на ГЭС
	то же в %
4.	Отпуск электроэнергии с шин (п. 1 - п. 3), всего
5.	Расход электроэнергии на производственные и хозяйственные нужды ПЭ
6.	Потери электроэнергии в пристанционных узлах
7.	Полезный отпуск ПЭ, (п. 4 + п. 2 - п. 5 - п. 6)
	в том числе:по прямым договорам в общую сеть

Расчет полезного отпуска электрической энергии по ЭСО

N п/п	Показатели	Базовый период	Период регулирования
1	2	3	4
1.	Полезный отпуск ПЭ (строка 7 таблицы 1.2.1)
2.	Покупная электроэнергия
2.1.	с оптового рынка
2.2.	от блок-станций
2.3.	от других поставщиков (за вычетом строки 2 таблицы П.1.2.1)
3.	Потери электроэнергии в сетях
	то же в % к отпуску в сеть
4.	Расход электроэнергии на производственные и хозяйственные нужды
	в том числе:для закачки воды ГАЭС
	для электробойлерных
	для котельных
5.	Полезный отпуск электроэнергии ЭСО, всего
	в том числе:
5.1.	Передача электроэнергии на оптовый рынок
5.2.	Отпуск электроэнергии по прямым договорам
5.3.	Полезный отпуск электроэнергии в общую сеть

Расчет технологического расхода электрической энергии (потерь) в электрических сетях ЭСО (региональных электрических сетях)

N п/п

Показатели

Ед.изм.

Базовый период

Период регулирования

ВН

СН1

СН11

НН

Всего

ВН

СН1

СН11

НН

Всего

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

1.

Технические потери

млн. кВт.ч

1.1.

Потери холостого хода в трансформаторах (а х б х в)

млн. кВт.ч

а

Норматив потерь

кВт/ МВА

б

Суммарная мощность трансформаторов

МВА

в

Продолжительность периода

час

1.2.

Потери в БСК и СТК (а х б)

млн. кВтч

а

Норматив потерь

тыс.кВтч в год/шт.

б

Количество

шт.

1.3.

Потери в шунтирующих реакторах (а х б)

млн. кВтч

а

Норматив потерь

тыс.кВтч в год/шт.

б

Количество

шт.

1.4.

Потери в синхронных компенсаторах (СК)

млн. кВтч

1.4.1.

Потери в СК номинальной мощностью_Мвар (а х б)

а

Норматив потерь

тыс.кВтч в год/шт.

б

Количество

шт.

1.4.2.

Потери в СК номинальной мощностью_Мвар (а х б)

а

Норматив потерь

тыс.кВтч в год/шт.

б

Количество

шт.

1.4.3.

...

1.5.

Потери электрической энергии на корону, всего

млн. кВтч

1.5.1.

Потери на корону в линиях напряжением кВ (а х б)

млн. кВтч

а

Норматив потерь

млн. кВтч в год/км

б

Протяженность линий

км

1.5.2.

...

млн. кВтч

1.6.

Нагрузочные потери, всего

1.6.1.

Нагрузочные потери в сети ВН, СН1,СН11 (а х б х в)

а

Норматив потерь

%

б

Поправочный коэффициент

в

Отпуск в сеть ВН, СН1 и СН11

млн. кВтч

1.6.2.

Нагрузочные потери в сети НН (а х б)

млн. кВтч

а

Норматив потерь

тыс. кВтч в год/км

б

Протяженность линий 0,4 кВ

км

2.

Расход электроэнергии на собственные нужды подстанций

млн. кВтч

3.

Потери, обусловленные погрешностями приборов учета

млн. кВтч

4.

Итого

млн. кВтч