.RU

Приказ от 6 августа 2004 г. N 20-э/2 об утверждении методических указаний по расчету регулируемых тарифов и цен на электрическую (тепловую) энергию на розничном - страница 3



национальной (общероссийской) электрической сети (ЕНЭС) и не

относимых к ЕНЭС, указанные расходы региональным органом

рекомендуется распределять в соответствии с Приложением N 3.

Передача электрической энергии из сетей территориальной сетевой организации, расположенной в одном субъекте Российской Федерации, в сеть территориальной сетевой организации, расположенной в другом субъекте Российской Федерации (далее - транзит), учитывается при установлении тарифов на передачу электрической энергии обеих сетевых организаций, если по итогам предыдущего периода регулирования из сетей одной из сетевых организаций (первая сетевая организация) в сеть другой (вторая сетевая организация) была передана электрическая энергия в большем объеме, чем было передано в ее сети. При этом вторая сетевая организация является плательщиком за транзит (организация-плательщик), а первая сетевая организация является получателем за транзит (организация-получатель).

(абзац введен Приказом ФСТ РФ от 28.11.2006 N 318-э/15)

Расходы территориальной сетевой организации-плательщика на оплату транзита включаются в экономически обоснованные расходы, учитываемые при установлении тарифа на услуги по передаче электрической энергии для иных потребителей ее услуг. Доходы от предоставления транзита по сетям сетевой организации-получателя и доходы от услуг по передаче электрической энергии, предоставляемых ею иным потребителям, должны суммарно обеспечивать ее необходимую валовую выручку.

(абзац введен Приказом ФСТ РФ от 28.11.2006 N 318-э/15)

Расчет размера платы за указанную услугу производится в соответствии с пунктами 49, 50, 51, 52 и 53 настоящих Методических указаний, при этом величина заявленной мощности в отношении транзита определяется исходя из величины сальдированного перетока электроэнергии (мощности) по итогам предыдущего периода регулирования.

(абзац введен Приказом ФСТ РФ от 28.11.2006 N 318-э/15)

Расходы территориальной сетевой организации, связанные с временным осуществлением функций гарантирующего поставщика, не компенсируемые сбытовой надбавкой, подлежат компенсации путем их включения в следующем периоде регулирования в состав тарифов на услуги по передаче электрической энергии (в том числе в состав их предельных уровней), устанавливаемых в отношении потребителей, которые обслуживались в предыдущем периоде регулирования этой организацией, выступавшей в качестве гарантирующего поставщика, пропорционально отпуску электрической энергии указанным потребителям в предыдущем периоде регулирования.

(абзац введен Приказом ФСТ РФ от 30.01.2007 N 14-э/14)

49. Исключен. - Приказ ФСТ РФ от 21.10.2008 N 209-э/1.

49. Расчет тарифов на услуги по передаче электрической энергии осуществляется с учетом необходимости обеспечения равенства тарифов на услуги по передаче электрической энергии для всех потребителей услуг, расположенных на территории соответствующего субъекта Российской Федерации и принадлежащих к одной группе (категории) из числа тех, по которым пунктом 27 настоящих Методических указаний предусмотрена дифференциация тарифов на электрическую энергию (мощность).

(в ред. Приказа ФСТ РФ от 21.10.2008 N 209-э/1)

Расчет единых на территории субъекта Российской Федерации тарифов на услуги по передаче электрической энергии, дифференцированных по уровням напряжения, для потребителей услуг по передаче электрической энергии (кроме сетевых организаций) (далее в данном пункте, а также в пунктах 54.1 и 54.2 - потребители), независимо от того, к сетям какой сетевой организации они присоединены (далее - единые (котловые) тарифы), производится на основе НВВ, рассчитанной в соответствии с пунктом 47 Методических указаний для каждой сетевой организации, расположенной на территории субъекта Российской Федерации. Указанная НВВ дифференцируется по уровням напряжения в соответствии с пунктом 48 Методических указаний.

Единые (котловые) тарифы на услуги по передаче электрической энергии на территории субъекта Российской Федерации устанавливаются одновременно в двух вариантах:

- двухставочный;

- одноставочный.

(абзац введен Приказом ФСТ РФ от 31.12.2009 N 558-э/1)

Для расчета единых (котловых) тарифов на территории субъекта Российской Федерации на каждом уровне напряжения суммируются НВВ всех сетевых организаций по соответствующему уровню напряжения.

Для территориальных сетевых организаций, находящихся в пределах технологически изолированных территориальных электроэнергетических систем, единые (котловые) тарифы устанавливаются отдельно.

Индивидуальные тарифы на услуги по передаче электрической энергии, которые территориальные сетевые организации оказывают друг другу, то есть для взаиморасчетов пары сетевых организаций (далее - индивидуальные тарифы), определяются исходя из разности между тарифной выручкой сетевой организации - получателя услуги по передаче электрической энергии, получаемой ею от потребителей электрической энергии на всех уровнях напряжения, и необходимой валовой выручкой (с учетом расходов на оплату нормативных технологических потерь в сетях и средств, получаемых (оплачиваемых) от других сетевых организаций).

(в ред. Приказа ФСТ РФ от 23.11.2007 N 385-э/1)

Расходы территориальной сетевой организации на оплату предоставляемых ей услуг по передаче электрической энергии прочими сетевыми организациями включаются в экономически обоснованные расходы, учитываемые при установлении тарифа на услуги по передаче электрической энергии электрической энергии для иных потребителей ее услуг, а доходы от предоставления услуги сетевой организации, предоставляющей услугу по передаче электрической энергии, и доходы от услуг по передаче электрической энергии, предоставляемых иным потребителям, должны суммарно обеспечивать необходимую валовую выручку данной организации.

Установление единых (котловых) тарифов, дифференцированных по уровням напряжения, и индивидуальных тарифов осуществляется на основании показателей, представленных в Таблице N П1.30.

(пункт в ред. Приказа ФСТ РФ от 31.07.2007 N 138-э/6)

50. Исключен. - Приказ ФСТ РФ от 21.10.2008 N 209-э/1.

50. Расчет двухставочных единых (котловых) тарифов предусматривает определение двух ставок:

- единой ставки на содержание электрических сетей

соответствующего уровня напряжения в расчете за МВт заявленной

СОД СОД СОД СОД

мощности потребителя Т , Т , Т и Т ;

ВН СН1 СН2 НН

- единой ставки на оплату технологического расхода (потерь)

электроэнергии в процессе ее передачи потребителям по сетям

соответствующего уровня напряжения, определяемого исходя из

сводного прогнозного баланса производства и поставок электрической

энергии (мощности) в рамках Единой энергетической системы России

по субъектам Российской Федерации, рассчитанного с учетом

нормативных технологических потерь, утверждаемых Министерством

ПОТ ПОТ ПОТ ПОТ

энергетики Российской Федерации, Т , Т , Т и Т .

ВН СН1 СН2 НН

СОД СОД СОД

Ставки на содержание электрических сетей Т , Т , Т и

ВН СН1 СН2

СОД

Т на соответствующем уровне напряжения определяются следующим

НН

образом:


Высокое напряжение 110 кВ и выше


SUM НВВ

СОД ВН

Т = -----------------------------, (15.4)

ВН ПО СН1 СН2

SUM(N + N + N ) x М

ВН ВН ВН


руб./МВт в месяц


Среднее напряжение первого уровня 35 кВ


СОД СН1

SUM НВВ + (Т x SUM N x М)

СОД СН1 ВН ВН

Т = -----------------------------------, (15.5)

СН1 ПО СН2 НН

SUM(N + N + N ) x М

СН1 СН1 СН1


руб./МВт в месяц


Среднее напряжение второго уровня 20-1 кВ


СОД СН2 СОД СН2

SUM НВВ + (Т x SUM N x М) + (Т x SUM N x М)

СОД СН2 ВН ВН СН1 СН1

Т = -----------------------------------------------------------, (15.6)

СН2 ПО НН

SUM(N + N ) x М

СН2 СН2


руб./МВт в месяц


Низкое напряжение 0,4 кВ и ниже


СОД НН СОД НН

SUM НВВ + (Т x SUM N x М) + (Т x SUM N x М)

СОД НН СН1 СН1 СН2 СН2

Т = -----------------------------------------------------------, (15.7)

НН ПО

SUM N x М

НН


руб./МВт в месяц


где:

ПО

N - заявленная мощность потребителей, присоединенных к

НН

сетевой организации (i, r) на низком уровне напряжения (НН), МВт;

ПО

N - заявленная мощность потребителей, присоединенных к

СН2

сетевой организации (i, r) на среднем втором уровне

напряжения (СН2), без учета объема мощности опосредованно (через

энергетические установки производителя электрической энергии)

присоединенных к электрической сети потребителей, в соответствии с

пунктом 55 настоящих Методических указаний, МВт;

ПО

N - заявленная мощность потребителей, присоединенных к

СН1

сетевой организации (i, r) на среднем первом уровне напряжения

(СН1), с учетом заявленной мощности опосредованно присоединенных к

электрической сети потребителей, не учтенной на среднем втором

уровне напряжения при условии, что наивысшее напряжение

производителя электроэнергии соответствует среднему первому уровню

напряжения, МВт;

ПО

N - заявленная мощность потребителей, присоединенных к

ВН

сетевой организации (i, r) на высоком уровне напряжения (ВН), с

учетом заявленной мощности опосредованно присоединенных к

электрической сети потребителей, не учтенной на среднем втором

уровне напряжения при условии, что наивысшее напряжение

производителя электроэнергии соответствует высокому уровню

напряжения, МВт;

НН

N - заявленная мощность потребителей, присоединенных к

СН2

сетевой организации на уровне напряжения НН, и трансформированная

с уровня напряжения СН2, учтенная в сводном прогнозном балансе

производства и поставок электрической энергии (мощности), МВт;

НН

N - заявленная мощность потребителей, присоединенных к

СН1

сетевой организации на уровне напряжения НН, и трансформированная

с уровня напряжения СН1, учтенная в сводном прогнозном балансе

производства и поставок электрической энергии (мощности), МВт;

СН2

N - заявленная мощность потребителей, трансформированная с

СН1

уровня напряжения СН1 на уровень напряжения СН2, учтенная в

сводном прогнозном балансе производства и поставок электрической

энергии (мощности), МВт;

СН2

N - заявленная мощность потребителей, трансформированная с

ВН

уровня напряжения ВН на уровень напряжения СН2, учтенная в сводном

прогнозном балансе производства и поставок электрической энергии

(мощности), МВт;

СН1

N - заявленная мощность потребителей, трансформированная с

ВН

уровня напряжения ВН на уровень напряжения СН1, учтенная в сводном

прогнозном балансе производства и поставок электрической энергии

(мощности), МВт;

НВВ , НВВ , НВВ и НВВ - НВВ на соответствующем

ВН СН1 СН2 НН

уровне напряжения, руб.

Знак SUM означает суммирование по сетевым организациям

субъекта Российской Федерации.

Ставки на оплату технологического расхода (потерь)

ПОТ ПОТ СОД СОД

электроэнергии Т , Т , Т и Т на соответствующем уровне

ВН СН1 СН2 НН

напряжения определяются следующим образом:


Высокое напряжение 110 кВ и выше


ПОТ

SUM З

ПОТ ВН

Т = ------------------------, (15.8)

ВН ПО СН1 СН2 руб./МВт·ч

SUM(Э + Э + Э )

ВН ВН ВН


ПОТ ЭС ПОТ

З = Т x Э , (15.9)

ВН ВН тыс. руб.


Среднее напряжение первого уровня 35 кВ


ПОТ

SUM З

ПОТ СН1

Т = -------------------------, (15.10)

СН1 ПО СН2 НН руб./МВт·ч

SUM(Э + Э + Э )

СН1 СН1 СН1


ПОТ ЭС ПОТ СН1

З = (Т x Э ) + ДельтаЗ , (15.11)

СН1 СН1 НВ тыс. руб.


СН1 ПОТ СН1

ДельтаЗ = Т x Э , (15.12)

ВН ВН ВН тыс. руб.


Среднее напряжение второго уровня 20-1 кВ


ПОТ

SUM З

ПОТ СН2

Т = ------------------, (15.13)

СН2 ПО НН руб./МВт·ч

SUM(Э + Э )

СН2 СН2


ПОТ ЭС ПОТ СН2 СН2

З = (Т x Э ) + ДельтаЗ + ДельтаЗ , (15.14)

СН2 СН2 ВН СН1 тыс. руб.


СН2 ПОТ СН2

ДельтаЗ = Т x Э , (15.15)

ВН ВН ВН тыс. руб.


СН2 ПОТ СН2

ДельтаЗ = Т x Э , (15.16)

СН1 СН1 СН1 тыс. руб.


Низкое напряжение 0,4 кВ и ниже


ПОТ

SUM З

ПОТ НН

Т = ----------, (15.17)

НН ПО руб./МВт·ч

SUM Э

НН


ПОТ ЭС ПОТ НН НН

З = (Т x Э ) + ДельтаЗ + ДельтаЗ , (15.18)

НН НН СН1 СН2 тыс. руб.


НН ПОТ НН

ДельтаЗ = Т x Э , (15.19)

СН1 СН1 СН1 тыс. руб.


НН ПОТ НН

ДельтаЗ = Т x Э , (15.20)

СН2 СН2 СН2 тыс. руб.


где:

ПО ПО ПО ПО

Э , Э , Э и Э - плановый отпуск из сети электроэнергии

ВН СН1 СН2 НН

потребителям на ВН, СН1, СН2 и НН, млн. кВт.ч;

СН1 СН2 СН2 НН НН

Э , Э , Э , Э и Э - плановая трансформация

ВН ВН СН1 СН1 СН2

электроэнергии из сети более высокого уровня напряжения (нижний

индекс) в смежную сеть более низкого уровня напряжения (верхний

индекс), МВт;

ПОТ ПОТ ПОТ ПОТ

З , З , З , З - расходы на оплату потерь в сетях

ВН СН1 СН2 НН

соответствующего уровня напряжения, ВН, СН1, СН2 и НН, тыс. руб.;

ПОТ ПОТ ПОТ ПОТ

Э , Э , Э и Э - величина технологического расхода

ВН СН1 СН2 НН

(потерь) электроэнергии в сети на ВН, СН1, СН2 и НН,

соответственно, млн. кВт.ч;

СН1 СН2 СН2 НН НН

ДельтаЗ , ДельтаЗ , ДельтаЗ , ДельтаЗ и ДельтаЗ -

ВН ВН СН1 СН1 СН2

часть расходов на оплату потерь электроэнергии в сети более

высокого напряжения (нижний индекс), учитываемая при расчете

ставки на компенсацию потерь электроэнергии в сети более низкого

напряжения (верхний индекс), тыс. руб.


ЭС ПОТ ЭС ПОТ

Т x Э = SUM , SUM Т x Э , где i = ВН, СН1, СН2 и НН

i g s sg si


ЭС

Т - тариф покупки потерь электроэнергии, руб./МВт.ч.

sg

Тариф покупки потерь устанавливается регулирующим органом для каждой сетевой организации (s), входящей в состав потребителей 4 группы, отдельно по каждому ГП (g) и рассчитывается следующим образом:


э пот N пот

Т x Э + Т x N

ЭС св s,g св s,g усл

Т = ------------------------------- + Т , (руб./МВт·ч) (15.21)

sg пот

Э

s,g


где:

э

T - ставка средневзвешенной стоимости единицы электрической

св

энергии за 1 МВт.ч, определенная в соответствии с пунктом 63.1

настоящих Методических указаний;

N

T - ставка средневзвешенной стоимости единицы электрической

св

расчетной мощности, определенная в соответствии с пунктом 63.1

настоящих Методических указаний;

пот

Э - потери электрической энергии в сети (s), учтенные в

sg

сводном прогнозном балансе производства и поставок электрической

энергии (мощности) (МВт.ч);

пот

N - потери электрической мощности в сети (s), учтенные в

sg

сводном прогнозном балансе производства и поставок электрической

энергии (мощности) (с учетом покупки резервной мощности с ОРЭМ,

учтенной в сводном прогнозном балансе производства и поставок

электрической энергии (мощности)) (МВт.ч);

усл

Т - сбытовая надбавка и услуги, оказание которых является

неотъемлемой частью процесса снабжения электрической энергией

потребителей и размер платы за которые в соответствии с

законодательством Российской Федерации подлежит государственному

регулированию (руб./МВт.ч);

В случае если какая-либо сетевая организация не представила необходимых данных для целей формирования тарифов на услуги по передаче электрической энергии, то единый (котловой) тариф рассчитывается исходя из данных, использованных для установления тарифов на услуги по передаче электрической энергии на текущий период регулирования.

(п. 50 в ред. Приказа ФСТ РФ от 31.12.2009 N 558-э/1)

51. Для потребителей, рассчитывающихся по одноставочному котловому тарифу, указанный тариф на услуги по передаче электрической энергии определяется следующим образом:


СОД n ПО

Т x 12 x SUM N

усл ВН i ВН ПОТ

Т = -------------------- + Т руб./МВт·ч (13)

ВН n ПО ВН

SUM Э

i ВН


СОД n ПО

Т x 12 x SUM N

усл СН1 i СН1 ПОТ

Т = --------------------- + Т руб./МВт·ч (13.1)

СН1 n ПО СН1

SUM Э

i СН1


СОД n ПО

Т x 12 x SUM N

усл СН2 i СН2 ПОТ

Т = --------------------- + Т руб./МВт·ч (13.2)

СН2 n ПО СН2

SUM Э

i СН2


СОД n ПО

Т x 12 x SUM N

усл ВН i НН ПОТ

Т = -------------------- + Т руб./МВт·ч (13.3)

НН n ПО НН

SUM Э

i НН

(п. 51 в ред. Приказа ФСТ РФ от 31.12.2009 N 558-э/1)

52. Исключен. - Приказ ФСТ РФ от 21.10.2008 N 209-э/1.

52. Индивидуальные тарифы на услуги по передаче электрической энергии устанавливаются одновременно в двух вариантах:

- двухставочный;

- одноставочный.

(в ред. Приказа ФСТ РФ от 31.12.2009 N 558-э/1)

Расчет двухставочного индивидуального тарифа предусматривает определение двух ставок:

(в ред. Приказа ФСТ РФ от 31.12.2009 N 558-э/1)

- ставки на содержание электрических сетей в расчете на МВА

(МВт) суммарной присоединенной (заявленной) мощности без разбивки

СОД

по напряжениям ТС ;

- ставки на оплату технологического расхода (потерь)

электрической энергии на ее передачу в расчете на МВт·ч без

ПОТ

разбивки по напряжениям ТС .

Базой для расчета ставки индивидуальных тарифов на содержание электрических сетей является присоединенная (заявленная) мощность сетевой организации.

Базой для расчета ставки индивидуальных тарифов на оплату технологического расхода (потерь) электрической энергии является плановый сальдированный переток электроэнергии между сетевыми организациями. Оплата услуг осуществляется за фактический объем сальдированного перетока.

Избыток/недостаток средств, относимый на содержание

СОД ПОТ

электрических сетей Р и на потери электроэнергии Р , который

должна получить сетевая организация, рассчитывается следующим

образом:


СОД СОД ПО СОД ПО

Р = (Т x N x М - НВВ ) + (Т x N x М - НВВ ) + руб. (15.21)

ВН ВН ВН СН1 СН1 СН1


СОД ПО СОД ПО

+ (Т x N x М - НВВ ) + (Т x N x М - НВВ ),

СН2 СН2 СН2 НН НН НН


ПОТ ПОТ ПО ПОТ ПОТ ПО ПОТ

Р = (Т x Э - З ) + (Т x Э - З ) + руб. (15.22)

ВН ВН ВН СН1 СН1 СН1


ПОТ ПО ПОТ ПОТ ПО ПОТ

+ (Т x Э - З ) + (Т x Э - З )

СН2 СН2 СН2 НН НН НН


В случае, если сетевая организация по заключенным договорам получает плату от нескольких сетевых организаций, ее избыток/недостаток должен учитывать совокупные платежи от всех таких организаций.

При этом НВВ любой сетевой организации региона должна суммарно обеспечиваться за счет платежей от потребителей, а также от сетевых организаций.

СОД

Ставка на содержание электрических сетей ТС , установленная

для сетевой организации - получателя платы, по которой сетевая

организация - плательщик рассчитывается с сетевой

организацией - получателем платы, определяется следующим образом:


СОД

СОД Р

ТС = -------, руб./МВА в месяц (руб./МВт в месяц) (15.23)

N x М


где:

N - суммарная величина присоединенной (заявленной) мощности на

всех уровнях напряжения для точек присоединения сетевой МВА

(МВт).

Ставка на оплату технологического расхода (потерь)

ПОТ

электрической энергии ТС , установленная для сетевой

организации - получателя платы, по которой сетевая

организация - плательщик рассчитывается с организацией -

получателем платы, определяется следующим образом:


ПОТ

ПОТ Р

ТС = ---------, руб./МВт·ч (15.24)

ПЕРЕТ

Э


где:

ПЕРЕТ

Э - суммарный сальдированный переток электроэнергии из

сети сетевой организации - получателя платежа в сеть сетевой

организации-плательщика во всех точках присоединения на всех

уровнях напряжения, МВт·ч.

При поступлении платежей потребителей по заключенным договорам

только в одну сетевую организацию, индивидуальные тарифы

определяются по формулам (15.23) и (15.24),

СОД ПОТ

с учетом того, что Р и Р рассчитываются следующим образом:

(в ред. Приказа ФСТ РФ от 31.12.2009 N 558-э/1)


СОД

Р = НВВ + НВВ + НВВ + НВВ , руб. (15.25)

ВН СН1 СН2 НН


ПОТ ПОТ ПОТ ПОТ ПОТ

Р = З + З + З + З , руб. (15.26)

ВН СН1 СН2 НН

Расчет одноставочного индивидуального тарифа производится следующим образом:


дек сод з(п) пот перет

SUM (ТС x N ) + (ТС x Э )

ВР янв

Т = ----------------------------------------- (руб./МВт·ч);

перет (руб./МВА·ч)

Э (13.4)


з(п)

N - суммарная величина присоединенной (заявленной)

мощности на всех уровнях напряжения для точек присоединения

сетевой МВА (МВт).

(абзац введен Приказом ФСТ РФ от 31.12.2009 N 558-э/1)

(пункт введен Приказом ФСТ РФ от 31.07.2007 N 138-э/6)

53. Исключен. - Приказ ФСТ РФ от 21.10.2008 N 209-э/1.

55. Для потребителей электрической энергии, энергопринимающие устройства которых присоединены к электрическим сетям сетевой организации через энергетические установки производителя электрической энергии, регулирующий орган устанавливает тарифы с учетом следующих особенностей оплаты услуг по передаче электрической энергии:

(в ред. Приказа ФСТ РФ от 31.12.2009 N 558-э/1)

в случае если все энергопринимающие устройства потребителя присоединены к электрическим сетям сетевой организации через энергетические установки производителя электрической энергии и потребитель получает от данного производителя весь объем потребляемой электрической энергии, потребитель оплачивает услуги по передаче электрической энергии по установленной ставке тарифа на содержание электрических сетей для уровня напряжения, на котором производитель присоединен к электрическим сетям сетевой организации по напряжению станции наиболее высокого уровня;

(в ред. Приказа ФСТ РФ от 31.12.2009 N 558-э/1)

в случае, если часть энергопринимающих устройств потребителя присоединена к электрическим сетям сетевой организации через энергетические установки производителя электрической энергии, а часть - непосредственно, величина заявленной мощности потребителя указывается отдельно для непосредственных присоединений и присоединений к электрическим сетям сетевой организации через энергетические установки производителя электрической энергии. При этом потребитель оплачивает услуги по передаче электрической энергии:

при присоединении к электрическим сетям сетевой организации через энергетические установки производителя электрической энергии - за заявленную мощность энергоустановок, присоединенных к электрическим сетям сетевой организации через энергетические установки производителя электрической энергии, аналогично положениям абзаца второго настоящего пункта;

при непосредственном присоединении - по установленному тарифу на услуги по передаче электрической энергии для уровня напряжения, на котором энергопринимающие устройства потребителя непосредственно присоединены к электрическим сетям сетевой организации (с учетом пункта 45 Методических указаний). При этом оплата производится по ставке тарифа на содержание электрических сетей - за заявленную мощность энергоустановок, непосредственно присоединенных к электрическим сетям, а по ставке тарифа на оплату технологического расхода (потерь) электрической энергии - за объем электрической энергии, получаемой потребителем из электрической сети.

Для потребителей на территории субъекта Российской Федерации, энергопринимающие устройства которых присоединены в порядке, предусмотренном вторым и четвертым абзацем настоящего пункта к электрическим сетям сетевой организации и объем электроэнергии (мощности) которых, отпущенный таким потребителям с энергетических установок производителя электрической энергии, в 2007 г. не учитывался органами исполнительной власти субъектов Российской Федерации в области государственного регулирования тарифов при расчете тарифа на оказание услуг по передаче, устанавливается переходный период по оплате услуг по передаче.

(абзац введен Приказом ФСТ РФ от 23.11.2007 N 385-э/1)

Оплата за услуги по передаче по ставке тарифа на содержание производится такими потребителями с коэффициентом, применяемым к объему заявленной мощности, не учтенному при расчетах в 2007 г.,

(абзац введен Приказом ФСТ РФ от 23.11.2007 N 385-э/1)

в 2008 г. - 0,25;

(абзац введен Приказом ФСТ РФ от 23.11.2007 N 385-э/1)

в 2009 г. - 0,5;

(абзац введен Приказом ФСТ РФ от 23.11.2007 N 385-э/1)

в 2010 г. - 0,75;

(абзац введен Приказом ФСТ РФ от 23.11.2007 N 385-э/1)

с 2011 г. - 1,0.

(абзац введен Приказом ФСТ РФ от 23.11.2007 N 385-э/1)

Данные особенности поэтапного перехода к полной оплате услуг по передаче должны учитываться органами исполнительной власти субъектов Российской Федерации в области государственного регулирования тарифов при расчете и установлении соответствующих тарифов.

(абзац введен Приказом ФСТ РФ от 23.11.2007 N 385-э/1)

(п. 55 в ред. Приказа ФСТ РФ от 31.07.2007 N 138-э/6)

55.1. В случае, если расходы на эксплуатацию бесхозяйных объектов электросетевого хозяйства (далее - бесхозяйные сети) не учтены при установлении тарифов, потребитель электрической энергии, присоединенный к бесхозяйным сетям, оплачивает потери электрической энергии в этих сетях пропорционально его фактическому электропотреблению.

(п. 55.1 введен Приказом ФСТ РФ от 31.07.2007 N 138-э/6)

56. Исключен. - Приказ ФСТ РФ от 28.11.2006 N 318-э/15.

57. Для расчета тарифов (цен) используются следующие материалы:

расчет технологического расхода электрической энергии (потерь) в электрических сетях ЭСО (региональные электрические сети) (Таблица П1.3);

баланс электрической энергии по сетям ВН, СН1, СН1 и НН (Таблица П1.4);

электрическая мощность по диапазонам напряжения ЭСО (Таблица П1.5);

структура полезного отпуска электрической энергии (мощности) по группам потребителей ЭСО (Таблица П1.6);

расчет суммы платы на услуги по организации функционирования и развитию ЕЭС России, оперативно-диспетчерскому управлению в электроэнергетике, организации функционирования торговой системы оптового рынка электрической энергии (мощности), передаче электрической энергии по единой национальной (общероссийской) электрической сети (Таблица П1.13);

смета расходов (Таблица П1.15);

расчет расходов на оплату труда (Таблица П1.16);

расчет амортизационных отчислений на восстановление основных производственных фондов (Таблица П1.17);

расчет среднегодовой стоимости основных производственных фондов по линиям электропередачи и подстанциям (Таблица П1.17.1);

калькуляция расходов, связанных с передачей электрической энергии (Таблица П1.18.2);

расчет источников финансирования капитальных вложений (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);

расчет платы за услуги по содержанию электрических сетей (Таблица П1.24);

расчет ставки по оплате технологического расхода (потерь) электрической энергии на ее передачу по сетям (Таблица П1.25);

экономически обоснованные тарифы на электрическую энергию (мощность) по группам потребителей (Таблица П1.27);

расчет условных единиц для распределения общей необходимой валовой выручки на содержание электрических сетей по уровням напряжения (Приложение 2);

бухгалтерская и статистическая отчетность на последнюю отчетную дату.


IX. Расчет размера платы за услуги

по передаче тепловой энергии в системах

централизованного теплоснабжения


58. Расчет платы за услуги по передаче тепловой энергии по тепловым сетям определяется из следующих видов расходов:

расходы на эксплуатацию тепловых сетей;

расходы на оплату тепловой энергии, израсходованной на передачу тепловой энергии по тепловым сетям (технологический расход (потери) тепловой энергии в сетях).

Расходы на эксплуатацию тепловых сетей должны обеспечивать:

- содержание в соответствии с технологическими нормами, требованиями и правилами тепловых сетей и сооружений на них, устройств защиты и автоматики, а также зданий и сооружений, предназначенных для эксплуатации тепловых сетей;

- уровень надежности теплоснабжения каждого потребителя в соответствии с проектной категорией надежности;

- поддержание качества передаваемых тепловой энергии и теплоносителей в пределах, устанавливаемых в договорах и обязательных к применению правилах, утвержденных в установленном порядке;

- поддержание в состоянии эксплуатационной готовности тепловых сетей, а также оборудования, зданий и сооружений, связанных с эксплуатацией тепловых сетей.

59. Расчет платы за услуги по передаче тепловой энергии

T в виде тарифа на передачу по тепловым сетям единицы

передi

тепловой мощности производится по формуле:


т

НВВ

сети

Т = --------, (16)

передi P x M

(в ред. Приказа ФСТ РФ от 22.12.2009 N 469-э/8)


где:

Т - плата за услуги по передаче тепловой энергии

передi

(руб./Гкал/час в мес.);

т

НВВ - необходимая валовая выручка теплосетевой

сети

организации на регулируемый период по оказанию услуг по передаче

тепловой энергии в паре или в горячей воде, тыс. руб.;

Р - суммарная тепловая нагрузка по совокупности договоров теплоснабжения потребителей тепловой энергии в паре или горячей воде, заключенных с энергоснабжающей организацией на регулируемый период, тыс. Гкал/час;

(в ред. Приказа ФСТ РФ от 22.12.2009 N 469-э/8)

М - продолжительность периода регулирования, мес.

В случае если в рамках одной СЦТ для ПЭ (ЭСО) устанавливаются одноставочные тарифы на тепловую энергию (мощность), то размер платы за услуги по передаче тепловой энергии по решению регулирующего органа на основании предложения регулируемой организации рассчитывается в виде тарифа на передачу по тепловым сетям единицы тепловой энергии по следующей формуле:

(абзац введен Приказом ФСТ РФ от 22.12.2009 N 469-э/8)


т

НВВ

1 сети

Т = ----------, (16.1)

передi Q

отп сети

(абзац введен Приказом ФСТ РФ от 22.12.2009 N 469-э/8)


где:

(абзац введен Приказом ФСТ РФ от 22.12.2009 N 469-э/8)

1

Т - плата за услуги по передаче тепловой энергии,

передi

руб./Гкал;

(абзац введен Приказом ФСТ РФ от 22.12.2009 N 469-э/8)

Q - плановый объем тепловой энергии, отпускаемой из

отп сети

сети в паре или горячей воде, тыс. Гкал.

(абзац введен Приказом ФСТ РФ от 22.12.2009 N 469-э/8)

60. Расчет тарифов на тепловую энергию для потребителей по настоящим Методическим указаниям основывается на полном возврате теплоносителей в тепловую сеть и (или) на источник тепла.

Стоимость используемой на источниках тепла исходной воды для обеспечения технологического процесса относится к стоимости сырья, основных и вспомогательных материалов, используемых при производстве тепловой энергии.

Расходы теплоснабжающей организации на приобретение воды принимаются по ценам ее покупки и расходам на химическую очистку воды по указанным в договорах ценам.

61. При расчете величины платы за услуги по передаче тепловой энергии по паровым и водяным тепловым сетям НВВ регулируемой организации, осуществляющей деятельность по передаче тепловой энергии в паре и в горячей воде, распределяется между тепловыми и паровыми сетями.

61.1. Прямые расходы на развитие и содержание паровых и водяных тепловых сетей учитываются раздельно. Общехозяйственные расходы и прибыль регулируемой организации распределяются между СЦТ пропорционально прямым расходам. При невозможности отнесения какой-либо составляющей прямых расходов (материальные расходы, оплата труда, отчисления в ремонтный фонд, прочие прямые расходы) по видам услуг по передаче тепловой энергии (пар, горячая вода) по прямому признаку расчет указанных расходов производится пропорционально условным единицам тепловых сетей или в соответствии с учетной политикой, принятой в регулируемой организации.

61.2. В составе материальных расходов учитываются расходы на приобретение воды, электрической и тепловой энергии, расходуемых на технологические цели, включая расходы на компенсацию следующих нормативных технологически необходимых затрат и технически неизбежных потерь ресурсов:

тепловые потери через изоляцию трубопроводов тепловых сетей и с потерями теплоносителей;

потери (в том числе с утечками) теплоносителей (пар, конденсат, горячая вода) - без тепловой энергии, содержащейся в каждом из них;

затраты электроэнергии на привод насосов (подкачивающих, смесительных, циркуляционных, дренажных и т.п.), а также другого оборудования, обеспечивающего технологический процесс передачи и распределения тепловой энергии.

61.3. Расходы на компенсацию указанных в подпункте 61.2 настоящих Методических указаний потерь и затрат ресурсов определяются по действующим тарифам и ценам на каждый из видов ресурсов, получаемых по договорам с поставщиками (производителями), или по расходам на их производство в тех случаях, когда ЭСО, наряду с оказанием услуг по передаче тепловой энергии и теплоносителя, осуществляет производство данных ресурсов с последующим их потреблением в процессе передачи тепловой энергии.

В случае приобретения тепловой энергии (мощности) с целью компенсации потерь по двухставочным тарифам, расходы на компенсацию потерь, учитываемые в тарифе на услуги по передаче тепловой энергии по тепловым сетям, определяются с учетом стоимости использования мощности, величина которой определяется одним из следующих способов:

(абзац введен Приказом ФСТ РФ от 22.12.2009 N 469-э/8)

- в виде величины нормативного технологического расхода (потерь) тепловой энергии, деленной на число часов в периоде регулирования;

(абзац введен Приказом ФСТ РФ от 22.12.2009 N 469-э/8)

- равной договорной величине тепловой нагрузки, соответствующей договорному объему тепловой энергии, приобретаемой с целью компенсации потерь.

(абзац введен Приказом ФСТ РФ от 22.12.2009 N 469-э/8)

Выбор способа определения величины используемой мощности, соответствующей нормативному технологическому расходу (потерям) тепловой энергии, осуществляется регулирующим органом на основании предложения организации, осуществляющей регулируемую деятельность по передаче тепловой энергии по тепловым сетям.

(абзац введен Приказом ФСТ РФ от 22.12.2009 N 469-э/8)

62. Для расчета тарифов (цен) на услуги по передаче тепловой энергии используются следующие материалы:

(в ред. Приказа ФСТ РФ от 22.12.2009 N 469-э/8)

- расчет полезного отпуска тепловой энергии (Таблица П1.7);

(абзац введен Приказом ФСТ РФ от 22.12.2009 N 469-э/8)

- структура полезного отпуска тепловой энергии (мощности) (Таблица П1.8);

(в ред. Приказа ФСТ РФ от 22.12.2009 N 469-э/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 передаче тепловой энергии (Таблица П1.24.1);

- бухгалтерская и статистическая отчетность на последнюю отчетную дату.


X. Расчет тарифов по группам потребителей электрической

и тепловой энергии на потребительском рынке


63. Процедура расчета тарифов на электрическую энергию 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 электрическую 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).

63.1. Двухставочный тариф для конечных потребителей представляет собой сумму следующих слагаемых:

средневзвешенная стоимость единицы электрической энергии и расчетной мощности, состоящая из двух ставок;

стоимость услуг по передаче единицы электрической энергии (мощности) - единый (котловой) тариф, который дифференцируется по уровням напряжения, определяемый в соответствии с п. 50 настоящих Методических указаний;

сбытовая надбавка гарантирующего поставщика;

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.

Средневзвешенная стоимость единицы электрической энергии и расчетной мощности определяется отдельно для каждого ГП (ЭСО, ЭСК) в виде следующих 2 ставок:

- Ставка средневзвешенной стоимости единицы электрической энергии (за 1 МВт·ч):


э опт n роз роз

Т x Э + SUM (Э x Т )

э индi,j n=1 n эn

Т = --------------------------------------, руб./МВт·ч (16)

св пр

Э


где:

э

Т - индикативная цена на электрическую энергию для i-го

индi,j

региона j-й ценовой зоны (руб./МВт·ч);

опт

Э - объем электроэнергии, покупаемый ГП (ЭСО, ЭСК) на

оптовом рынке электрической энергии, учтенный в сводном прогнозном

балансе производства и поставок электрической энергии (мощности)

(МВт·ч);

роз

Э - объем электроэнергии, покупаемый ГП (ЭСО, ЭСК) на

n

розничном рынке электрической энергии у n-го поставщика

(производитель, другой гарантирующий поставщик, энергосбытовая

организация и т.д.), учтенный в сводном прогнозном балансе

производства и поставок электрической энергии (мощности) (МВт·ч);

роз

Т - ставка на электрическую энергию, для n-го поставщика

эi

розничного рынка электрической энергии (руб./МВт·ч);

пр

Э - объем электрической энергии, приобретаемой на оптовом и

розничном рынках ГП (ЭСО, ЭСК), для продажи потребителям

розничного рынка (в т.ч. сетевым организациям), учтенный в сводном

прогнозном балансе производства и поставок электрической энергии

(мощности) (МВт·ч).

- Ставка средневзвешенной стоимости единицы электрической расчетной мощности:


дек N опт дек г роз роз

SUM (Т x N ) + SUM SUM (Т x N )

N янв индij янв n Nn n

Т = -----------------------------------------------, (руб./МВт·мес.)

св пр (16.1)

N

сг


где:

N

Т - индикативная цена на электрическую мощность для i-го

индi,j

региона j-й ценовой зоны (руб./МВт·мес.);

опт

N - объем электрической мощности, покупаемый ГП (ЭСО, ЭСК)

на оптовом рынке (с учетом покупки резервной мощности с ОРЭМ),

учтенный в сводном прогнозном балансе производства и поставок

электрической энергии (мощности) (МВт·мес.);

роз

Т - ставка на электрическую мощность, для n-го поставщика

Nn

розничного рынка электрической энергии (руб./МВт·мес.);

роз

N - объем электрической мощности, покупаемый ГП (ЭСО, ЭСК)

n

на розничном рынке у n-го, r-го поставщика, учтенный в сводном

прогнозном балансе производства и поставок электрической энергии

(мощности) (МВт·мес.);

пр

N - объем расчетной электрической мощности, определяемый как

сг

среднеарифметическое (за год) месячных объемов электрической

мощности, учтенный в сводном прогнозном балансе производства и

поставок электрической энергии (мощности) (МВт·мес.).

(п. 63.1 введен Приказом ФСТ РФ от 31.12.2009 N 558-э/1)

64. Одноставочный тариф для конечных потребителей представляет собой сумму следующих слагаемых:

средневзвешенная стоимость единицы электрической энергии (мощности), состоящая из одной ставки, которая дифференцируются в зависимости от числа часов использования потребителями электрической мощности;

стоимость услуг по передаче единицы электрической энергии (мощности) - единый (котловой) тариф, который дифференцируется по уровням напряжения, определяемый в соответствии с п. 51 настоящих Методических указаний, но не дифференцируются в зависимости от режима использования потребителями электрической мощности;

сбытовая надбавка гарантирующего поставщика;

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.

Средневзвешенная стоимость единицы электрической энергии и мощности, применяемая при расчете одноставочного тарифа на электрическую энергию, определяется отдельно для каждого ГП (ЭСО, ЭСК) в виде ставок за электрическую энергию (мощность), дифференцированных в зависимости от числа часов использования потребителями электрической мощности, и определяется по следующей формуле:


N

Т x М

ЭО св э

Т = --------- + Т (16.3)

j h св

max j


h - годовое число часов использования расчетной мощности;

max j

Э

Т - ставка средневзвешенной стоимости единицы электрической

св

энергии за 1 кВт.час;

М

Т - ставка за 1 кВт средневзвешенной стоимости единицы

св

электрической расчетной мощности;


Диапазоны h

max j

от 7001 часов и выше - 7500;

от 6501 до 7000 часов - 6750;

от 6001 до 6500 часов - 6250;

от 5501 до 6000 часов - 5750;

менее 5500 часов - 5250.


Орган исполнительной власти субъектов Российской Федерации в

области государственного регулирования устанавливает нижнюю

границу дифференциации тарифов в диапазоне менее 5500 часов, с

шагом 500 часов, при этом h принимается равным среднему

max j

значению часов из соответствующего диапазона.

(п. 64 в ред. Приказа ФСТ РФ от 31.12.2009 N 558-э/1)

65. Расчет тарифов (цены) на электрическую энергию (мощность), поставляемую ПЭ потребителям, производится раздельно для потребителей группы 1 и потребителей групп 2 и 3.

66. 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 (заявленной мощности) потребителей 1 группы в полезном отпуске всем потребителям ЭСО (заявленной мощности всех потребителей ЭСО) по формулам:


Э

пол1

К = ---------- (17)

1 Э

полЭСО


N

расч1

К = -----------, (17.1)

2 N

расчЭСО

(в ред. Приказа ФСТ РФ от 31.12.2009 N 558-э/1)


где:

Э , Э - полезный отпуск электрической энергии

пол1 полЭСО

соответственно потребителям группы 1 и всем потребителям ЭСО

(группы 1 - 3).

N , N - расчетная мощность (учтенная в сводном

расч1 расчЭСО

прогнозном балансе производства и поставок электрической энергии

(мощности) соответственно потребителей группы 1 и всех

потребителей ЭСО (группы 1 - 3).

(в ред. Приказа ФСТ РФ от 31.12.2009 N 558-э/1)

Определяется базовая часть полезного отпуска электрической

энергии Э и заявленной мощности N потребителям группы 1 по

баз1 баз1

формулам:


Э = К x Э (18)

баз1 1 пол1


N = К x N , (19)

баз1 2 расч1

(в ред. Приказа ФСТ РФ от 31.12.2009 N 558-э/1)


где:

N - суммарная расчетная мощность (учтенная в сводном

расч1

прогнозном балансе производства и поставок электрической энергии

(мощности) потребителей группы 1.

(в ред. Приказа ФСТ РФ от 31.12.2009 N 558-э/1)

э

Базовая часть тарифов на электрическую энергию Т и

баз1

м

мощность Т рассчитываются по тарифным ставкам за

баз1

электрическую энергию и мощность того из s-х ПЭ, заключивших с СЭО

договора купли-продажи (поставки) электрической энергии

(мощности), который имеет наименьший одноставочный тариф на

электрическую энергию, по формулам:


э

НВВ

э sm

Т = --------- (20)

баз1 Э

отпsm


м

НВВ

м sm

Т = ---------, (21)

баз1 N

отпsm


где:

sm - индекс, фиксирующий из s-x ПЭ того ПЭ, который имеет

минимальный одноставочный тариф продажи электроэнергии;

э м

НВВ и НВВ - необходимые sm-му ПЭ валовые выручки

sm sm

соответственно за электрическую энергию и мощность, определяемые в

соответствии с главой VII настоящих Методических указаний;

Э N - объемы соответственно полезного отпуска

отпsm отпsm

электрической энергии и мощности от sm-го ПЭ (согласно главе VII

настоящих Методических указаний), определяемые на основании

плановых балансов электрической энергии (мощности) ЭСО,

утвержденных в установленном порядке.

э

Оставшиеся части тарифов (цен) на электрическую энергию Т

ост1

м

и мощность T , вырабатываемые всеми s-ми ПЭ и отпускаемые

ост1

потребителям группы 1, определяются по формулам:


э э

^ SUMНВВ - ТВ

э s s баз1

Т = ------------------------, (22)

ост1 SUMЭ - Э

s отпs отп.баз.1


М М

SUMНВВ - ТВ

М s s баз1

Т = ------------------------ (23)

ост1 SUMN - N

s отпs отпбаз1

(в ред. Приказа ФСТ РФ от 23.11.2004 N 193-э/11)


Э Э

баз1вн баз1сн1

Э = ----------------- + ----------------------------------- (24)

отпбаз1 альфа альфа альфа

вн вн сн1

(1 - ---------) (1 - ---------) x (1 - ---------)

100 100 100


N N

баз1вн баз1сн1

N = ----------------- + ----------------------------------- (25)

отпбаз1 альфа альфа альфа

вн вн сн1

(1 - ---------) (1 - ---------) x (1 - ---------)

100 100 100


э

НВВ

э sm

ТВ = --------- x Э (26)

баз1 Э отпбаз1

отпsm


М

НВВ

М sm

ТВ = --------- x N (27)

баз1 N отпбаз1

отпsm

(в ред. Приказа ФСТ РФ от 23.11.2004 N 193-э/11)


где:

Э М

SUMНВВ и SUMНВВ - суммарные по всем s-м ПЭ необходимые

s s s s

валовые выручки, отнесенные соответственно на электрическую

энергию и мощность;

Э и N - соответственно базовая часть полезного

отп.баз1 отпбаз1

отпуска электрической энергии и мощности от sm-го ПЭ для

потребителей группы 1;

Э и Э - базовая часть полезного отпуска

баз1вн баз1сн1

электрической энергии от sm-го ПЭ потребителям группы 1

соответственно на высоком и среднем первом уровнях напряжения;

N и N - базовая часть заявленной мощности,

баз1вн баз1сн1

отпускаемой от sm-го ПЭ потребителям группы 1 соответственно на

высоком и среднем первом уровнях напряжения;

Э М

ТВ и ТВ - тарифные выручки, получаемые sm-м ПЭ от

баз1 баз1

потребителей групп 1 соответственно за полезный отпуск им

электрической энергии в размере Э и мощности в размере N ;

баз1 баз1

Э и N - соответственно, полезный отпуск

отпs отпs

электрической энергии и мощности от s-го ПЭ потребителям.

(в ред. Приказа ФСТ РФ от 23.11.2004 N 193-э/11)

ЭГ

Средневзвешенные тарифы (цены) на электрическую энергию Т и

1

МГ

мощность Т для потребителей группы 1 определяются по формулам:

1


Э Э

Т x Э + Т x (Э - Э )

ЭГ баз1 отпбаз1 ост1 отп1 отпбаз1

Т = ------------------------------------------------ (28)

1 Э

отп1


М М

Т x N + Т x (N - N )

МГ баз1 отпбаз1 ост1 отп1 отпбаз1

Т = ------------------------------------------------ (29)

1 N

отп1


Тарифные выручки, полученные всеми s-ми ПЭ от потребителей

Э М

группы 1 за отпуск электрической энергии TB и мощности ТВ

1 1

определяются по формулам:


Э ЭГ

ТВ = Т x Э (30)

1 1 отп1


М МГ

ТВ = Т x N (31)

1 1 отп1


ЭГ МГ

Средние тарифы (цены) на электрическую энергию Т и Т ,

2-3 2-3

отпускаемые потребителям групп 2 - 3, определяются по формулам:


Э Э

^ SUMНВВ - ТВ

ЭГ s s 1

Т = ------------------ (32)

23 SUMЭ - Э

s отпs отп1


М М

SUMНВВ - ТВ

МГ s s 1

Т = ------------------, (33)

23 SUMN - N

s отпs отп1


где Э и N - соответственно отпуск электрической

отп1 отп1

энергии и мощности от s-x ПЭ для потребителей группы 1,

рассчитываемые по формулам:


Э Э

пол1вн пол1сн1

Э = ----------------- + ----------------------------------- (34)

отп1 альфа альфа альфа

вн вн сн1

(1 - ---------) (1 - ---------) x (1 - ---------)

100 100 100


N N

расч1вн расч1сн1

N = ----------------- + ----------------------------------, (35)

отп1 альфа альфа альфа

вн вн сн1

(1 - ---------) (1 - ---------) x (1 - ---------)

100 100 100

(в ред. Приказа ФСТ РФ от 31.12.2009 N 558-э/1)


где:

Э и Э - полезный отпуск электрической энергии

пол1вн пол1сн

потребителям группы 1 соответственно на высоком и среднем уровнях

напряжения.

Тарифные выручки, полученные всеми s-ми ПЭ от потребителей

Э

групп 2 и 3 за отпуск электрической энергии ТВ и мощности

2-3

М

ТВ , определяются по формулам:

2-3


ЭГ Э

ТВ = Т х (SUMЭ - Э ) (36)

23 2-3 s отпs отп1


МГ М

ТВ = Т x (SUMN - N ) (37)

23 2-3 s отпs отп1


Если отпуск электрической энергии от sm-го ПЭ больше базовой части отпуска электроэнергии для потребителей группы 1, то тарифы на электрическую энергию и мощность для потребителей групп 1 , 2 и 3 определяются по формулам (28), (29) и (32), (33).

В противном случае аналогичные расчеты повторяются в указанной выше последовательности, где за sm-го ПЭ принимают ПЭ с наименьшим после рассмотренного выше (см. формулы (20) и (21)) одноставочным тарифом на электрическую энергию.

67. Исключен. - Приказ ФСТ РФ от 31.12.2009 N 558-э/1.

68. С учетом расходов на производство и передачу электрической

энергии j-й потребитель оплачивает ставку (тариф) на заявленную

М

мощность T и ставку (тариф) за полезный отпуск электроэнергии

j

Э

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 (40)

j lj j


Э ЭГ ЭП

Т = Т + Т (41)

j lj j


М Э

Ставка (тарифы) T и Т j-го потребителя, относящегося

j j

к группам 2 и 3, определяются по формулам:


М МГ МП

Т = Т + Т (42)

j 2-3j j


Э ЭГ ЭП

Т = Т + Т (43)

j 2-3j j


69. Определение расчетной мощности потребителей (исходя из заявленного объема электрической энергии), 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;

- суточный график электрической нагрузки в день годового максимума совмещенного графика нагрузки ОЭС (если суточный график по какой-либо тарифной группе отсутствуют, то организуется выборочные замеры нагрузки в часы утреннего и вечернего максимумов нагрузки ОЭС);

- годовой объем электропотребления;

б) по каждому потребителю в указанном суточном графике определяется нагрузка в отчетные часы утреннего и вечернего пика (максимума) ОЭС. В дальнейших расчетах используется один (утренний или вечерний) наибольший суммарный совмещенный максимум нагрузки рассматриваемой группы потребителей;

в) 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.

70. Исключен. - Приказ ФСТ РФ от 31.12.2009 N 558-э/1.

71. Для потребителей, оплачивающих электрическую энергию по одноставочному тарифу, дифференцированному по зонам (часам) суток, средневзвешенная стоимость единицы электрической энергии и мощности определяется отдельно для каждого ГП (ЭСО, ЭСК) и дифференцируется по соответствующим зонам (часам) суток.

Интервалы тарифных зон суток по энергозонам (ОЭС) России и субъектам Российской Федерации устанавливаются Службой на основании запрашиваемой в ОАО "СО ЕЭС" информации.

Органы исполнительной власти субъектов Российской Федерации в области государственного регулирования тарифов утверждают дифференцированные по зонам суток тарифы одновременно по трем и двум зонам суток для каждой группы потребителей.

- Тарифы, дифференцированные по трем зонам суток (пик, полупик, ночь), рассчитываются в следующем порядке:

Средневзвешенная стоимость единицы электрической энергии (ставка тарифа

на электрическую энергию (мощность)), применяемая для потребителей в ночной

зоне суточного графика нагрузки (Т ), рассчитывается по формуле:

н


III пок пок

Т = З / Э (руб./кВт·ч) (45)

н


пок ор рр

З = З + З (руб.) (46)


рр n

З = SUM З (руб.) (47)

m топ


ор э опт

З = Т x Э (руб.) (48)

инд


пок опт рр

Э = Э + Э , (тыс. кВт·ч) (49)


где:

пок

З - затраты на покупку электроэнергии с оптового рынка и

затраты на топливо при производстве электроэнергии розничной

генерацией (руб.);

рр

З - затраты на топливо при производстве электроэнергии

розничной генерацией (руб.);

ор

З - затраты на покупку электроэнергии с оптового рынка, по

ставке за электроэнергию, исходя из двухставочного тарифа оптового

рынка (руб.);

З - затраты на топливо на производство электрической

топ

энергии на m-й, n-й электростанции, поставляющей электроэнергию на

розничный рынок (руб.);

э

Т - индикативная цена на электрическую энергию для

инд

соответствующего субъекта Российской Федерации (руб./МВт·ч);

опт

Э - объем электроэнергии, покупаемый ГП (ЭСО, ЭСК) на

оптовом рынке электрической энергии, учтенный в сводном прогнозном

балансе производства и поставок электрической энергии (мощности)

по соответствующему субъекту Российской Федерации (МВт·ч);

пок

Э - объем электроэнергии, приобретаемый ГП на оптовом и

розничном рынках (тыс. кВт·ч);

рр

Э - объем электроэнергии, приобретаемый ГП у розничной

генерации (тыс. кВт·ч).

Ставка тарифа на электрическую энергию (мощность), используемую

III

потребителями в полупиковой зоне суточного графика нагрузки (Т ),

пп

рассчитывается как отношение стоимости покупки электроэнергии с учетом

мощности данным гарантирующим поставщиком на оптовом и розничных рынках к

собственному суммарному полезному отпуску (с учетом потерь) по следующей

формуле:


э опт роз N опт роз

Т x (Э + Э ) + Т x (N + N )

III св св

Т = ------------------------------------------- (руб./кВт·ч) (50)

пп пр

Э


Ставка тарифа на электрическую энергию (мощность),

используемую потребителями в пиковой зоне суточного графика

III

нагрузки (Т ), рассчитывается по формуле:

п


III III III

Т Т x Э - Т x Э - Т x Э

III ээ ээ ээ н н пп пп

Т = -----------------------------------------, (51)

п Э

п


где:


Э = Э + Э + Э

ээ п пп н


Э , Э , Э - плановое потребление электрической энергии в

п пп н

пиковой, полупиковой и ночной зонах суточного графика нагрузки в

объемах электроэнергии ГП (ЭСО, ЭСК), учтенных в сводном

прогнозном балансе производства и поставок электрической энергии

(мощности);

III

Т - ставка на электрическую энергию (мощность)

ээ

одноставочного тарифа на электрическую энергию (мощность),

рассчитанного для нижнего диапазона, установленного органом

исполнительной власти субъекта Российской Федерации в области

государственного регулирования тарифов (руб./тыс. кВт·ч);

- Ставки тарифа, дифференцированные по двум зонам суток (пик, ночь), рассчитываются в следующем порядке:

Ставка тарифа на электрическую энергию (мощность),

потребляемую в ночной зоне суточного графика нагрузки (Т ),

н

рассчитывается по формуле:


II пок пок

Т = З / Э (руб./МВт·ч) (52)

н


пок ор рр

З = З + З (руб.) (53)


ор э опт

З = Т x Э (руб.) (54)

индi,j


ор э опт

З = Т x Э (руб.) (55)

инд


пок опт рр

Э = Э + Э , (тыс. кВт·ч) (56)


где:

пок

З - затраты на покупку электроэнергии с оптового рынка и

затраты на топливо при производстве электроэнергии розничной

генерацией (руб.);

рр

З - затраты на топливо при производстве электроэнергии

розничной генерацией (руб.);

ор

З - затраты на покупку электроэнергии с оптового рынка, по

ставке за электроэнергию, исходя из двухставочного тарифа оптового

рынка (руб.);

З - затраты на топливо на производство электрической

топ

энергии на m-й, n-й электростанции, поставляющей электроэнергию на

розничный рынок (руб.);

э

Т - индикативная цена на электрическую энергию для

инд

соответствующего субъекта Российской Федерации (руб./МВт·ч);

опт

Э - объем электроэнергии, покупаемый ГП (ЭСО, ЭСК) на

оптовом рынке электрической энергии, учтенный в сводном прогнозном

балансе производства и поставок электрической энергии (мощности)

по соответствующему субъекту Российской Федерации (МВт·ч);

пок

Э - объем электроэнергии, приобретаемый ГП на оптовом и

розничном рынках (тыс. кВт·ч);

рр

Э - объем электроэнергии, приобретаемый ГП на розничном

рынке (тыс. кВт·ч);

- ставка тарифа на электрическую энергию (мощность),

II

потребляемую в пиковой зоне суточного графика нагрузки (Т ),

п

рассчитывается по формуле:


II II

Т x Э - Т x Э

II ээ ээ н н

Т = ----------------------, (руб./тыс. кВт·ч) (57)

п Э

п


где:


Э = Э + Э ,

ээ п н


где:

II

Т - ставка на электрическую энергию (мощность)

ээ

одноставочного тарифа на электрическую энергию (мощность),

рассчитанного для нижнего диапазона, установленного органом

исполнительной власти субъекта Российской Федерации в области

государственного регулирования тарифов (руб./тыс. кВт·ч).

При этом в составе конечного одноставочного тарифа, дифференцированного по зонам суток, кроме ставки на электрическую энергию (мощность) 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.

(п. 71 в ред. Приказа ФСТ РФ от 31.12.2009 N 558-э/1)

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.

(п. 72 в ред. Приказа ФСТ РФ от 22.12.2009 N 469-э/8)

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).

(п. 72.1 введен Приказом ФСТ РФ от 22.12.2009 N 469-э/8)

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.

(п. 72.2 введен Приказом ФСТ РФ от 22.12.2009 N 469-э/8)

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).

(п. 72.3 введен Приказом ФСТ РФ от 22.12.2009 N 469-э/8)

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.

(п. 72.4 введен Приказом ФСТ РФ от 22.12.2009 N 469-э/8)

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 учетом стоимости их содержания и эксплуатации.

(п. 72.5 введен Приказом ФСТ РФ от 22.12.2009 N 469-э/8)


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.


Приложение 1


(в ред. Приказов ФСТ РФ от 31.07.2007 N 138-э/6,

от 22.12.2009 N 469-э/8)


Таблица N П1.28.3


Расчет экономически обоснованных тарифов

на тепловую энергию (мощность)

по группам потребителей


Исключен. - Приказ ФСТ РФ от 22.12.2009 N 469-э/8.


Приложение 2


^ СИСТЕМА УСЛОВНЫХ ЕДИНИЦ

ДЛЯ РАСПРЕДЕЛЕНИЯ ОБЩЕЙ СУММЫ

ТАРИФНОЙ ВЫРУЧКИ ПО КЛАССАМ НАПРЯЖЕНИЯ


Приложение 3


РАЗДЕЛЬНЫЙ УЧЕТ В НВВ

^ ВН

РАСХОДОВ НА СОДЕРЖАНИЕ ОБЪЕКТОВ

ЭЛЕКТРОСЕТЕВОГО ХОЗЯЙСТВА, ОТНОСИМЫХ К ЕДИНОЙ

НАЦИОНАЛЬНОЙ (ОБЩЕРОССИЙСКОЙ) ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ

(ЕНЭС) (ИНДЕКС ВН1) И НЕ ОТНОСИМЫХ К ЕНЭС

^ (ИНДЕКС ВН11)


НВВ = НВВ + НВВ (1)

вн вн1 вн11


п пр

НВВ = Р + Р (2)

вн1 вн1 вн1


п пр

НВВ = Р + Р (3)

вн11 вн11 вн11


п п п

Р = Р + Р (4)

вн вн1 вн11


пр пр пр

Р = Р + Р (5)

вн вн1 вн11


У = У + У (6)

вн вн1 вн11


НИ = НИ + НИ (7)

вн вн1 вн11


НЗ = НЗ + НЗ (8)

вн вн1 вн11


А = А + А (9)

вн вн1 вн11


ПРН = ПРН + ПРН (10)

вн вн1 вн11


У

пр п вн1

Р = (НВВ - Р ) x ----- (11)

вн1 вн вн У

вн


У

пр п вн11

Р = (НВВ - Р ) x ----- (12)

вн11 вн вн У

вн


Приложение 4


(в ред. Приказа ФСТ РФ от 23.11.2004 N 193-э/11)


I. Определение нормативных эксплуатационных

технологических затрат и потерь теплоносителей


1. Теплоноситель "вода"

1.1. К эксплуатационным технологическим затратам сетевой воды относятся:

- затраты теплоносителя на заполнение трубопроводов тепловых сетей перед пуском после плановых ремонтов, а также при подключении новых участков тепловых сетей;

- технологические сливы теплоносителя средствами автоматического регулирования тепловой нагрузки и защиты;

- технически обоснованный расход теплоносителя на плановые эксплуатационные испытания.

1.2. К утечке теплоносителя относятся технически неизбежные в процессе передачи и распределения тепловой энергии потери теплоносителя через неплотности в арматуре и трубопроводах тепловых сетей в регламентированных нормативными актами технической эксплуатации электрических станций и сетей пределах.

Нормативные значения годовых потерь теплоносителя с его утечкой определяются по формуле:


альфа x V x n

ср.год год

G = ------------------------- = m x n , м3, (1)

ут.н 100 у.год.н год


где:

альфа - норма среднегодовой утечки теплоносителя (м3/чм3), установленная правилами технической эксплуатации электрических станций и сетей и правилами технической эксплуатации тепловых энергоустановок в пределах 0,25% среднегодовой емкости трубопроводов тепловой сети в час;

V - среднегодовая емкость тепловой сети, м3;

ср.год

n - продолжительность функционирования тепловой сети в

год

течение года, ч;

m - среднечасовая годовая норма потерь теплоносителя,

у.год.н

обусловленных утечкой, м3/ч.

Значение среднегодовой емкости тепловых сетей определяется по формуле:


V x n + V x n V x n + V x n

от от л л от от л л

V = --------------------- = ---------------------, м3, (2)

год n + n n

от л год


где:

V и V - емкость трубопроводов тепловой сети соответственно

от л

в отопительном и неотопительном периодах, м3;

n и n - продолжительность функционирования тепловой сети

от л

соответственно в отопительном и неотопительном периодах, ч.

1.3. Потери теплоносителя при авариях и других нарушениях нормального режима эксплуатации, а также превышающие нормативные значения показателей, приведенных выше, в утечку не включаются и являются непроизводительными потерями.

1.4. Технологические затраты теплоносителя, связанные с вводом в эксплуатацию трубопроводов тепловых сетей, как новых, так и после планового ремонта или реконструкции, принимаются условно в размере 1,5-кратной емкости тепловой сети, находящейся в ведении организации, осуществляющей передачу тепловой энергии и теплоносителей, с учетом требований нормативных актов по технической эксплуатации систем транспорта и распределения тепловой энергии (тепловых сетей) и нормативных актов по технической эксплуатации тепловых сетей систем коммунального теплоснабжения.

1.5. Технологические затраты теплоносителя, обусловленные его сливом приборами автоматики и защиты тепловых сетей и систем теплопотребления, определены конструкцией и технологией обеспечения нормального функционирования этих приборов.

Размеры затрат устанавливаются на основе паспортной информации или технических условий на указанные приборы и уточняются в результате их регулировки. Значения годовых потерь теплоносителя в результате слива из этих приборов определяются по формуле:


G = SUM(m x N x n), м3, (3)

а.н.


где:

m - технически обоснованный расход теплоносителя, сливаемого каждым из установленных типов средств автоматики или защиты, м3/ч;

N - количество функционирующих средств автоматики и защиты одного типа, шт.;

п - продолжительность функционирования однотипных средств автоматики и защиты в течение года, ч.

1.6. Технологические затраты теплоносителя при плановых эксплуатационных испытаниях тепловых сетей включают потери теплоносителя при выполнении подготовительных работ, отключении участков трубопроводов, их опорожнении и последующем заполнении. Нормирование этих затрат теплоносителя производится с учетом регламентируемой нормативными документами периодичности проведения упомянутых работ, а также эксплуатационных норм затрат, утвержденных в установленном порядке, для каждого вида работ в тепловых сетях и системах теплопотребления, находящихся на балансе организации, осуществляющей передачу тепловой энергии и теплоносителя.

2. Теплоноситель "пар"

2.1. Нормируемые потери пара могут быть определены по нормам для водяных тепловых сетей по формуле:


ср.г -3

G = 0,0025 x V x ро x n x 10 , т, (4)

пп пар пар


где:

ро - плотность пара при средних давлении и температуре по

пар

магистралям от источника тепла до потребителя, кг/м3;

ср.г

V - среднегодовой объем паровых сетей, находящихся в

пар

ведении организации, осуществляющей передачу тепловой энергии и

теплоносителя, м3, определяемый по формуле (2);

n - среднегодовое число часов работы паровых сетей, ч.

ср

2.2. Среднее давление пара Р в паровых сетях определяется по

п

формуле:


Р + Р

k н к

SUM(--------- x n )

1 2 const

Р = --------------------------, кгс/см2, (5)

ср n

год


где:

Р , Р - соответственно, начальное и конечное давления пара на

н к

источнике теплоты и у потребителей по каждой паровой магистрали по

периодам работы n (ч), с относительно постоянными значениями

const

давлений, кгс/см2;

n - число часов работы каждой паровой магистрали в течение

год

года, ч;

k - количество паровых магистралей.

ср

Средняя температура пара Т определяется по формуле:

п


Т + Т

k н к

SUM(--------- x n )

ср 1 2 const

Т = --------------------------, град. C, (6)

п n

год


где:

Т , Т - соответственно, начальная и конечная температуры пара

н к

на источнике теплоты и у потребителей по каждой паровой магистрали

по периодам работы n (ч), с относительно постоянными

const

значениями давления.

2.3. Потери конденсата учитываются по норме для водяных

тепловых сетей в размере 0,0025 от среднегодового объема

ср.г

конденсатопроводов V , м3/ч при соответствующей плотности воды

конд

(конденсата) ро , по формуле:

конд


ср.г -3

G = 0,0025 x V x ро x n x 10 , т (7)

пк конд конд


II. Определение нормативных эксплуатационных

технологических затрат и потерь тепловой энергии


3. Нормативные затраты и потери тепловой энергии определяются двумя составляющими:

- затратами и потерями тепловой энергии с потерями теплоносителя;

- потерями тепловой энергии теплопередачей через теплоизоляционные конструкции трубопроводов и оборудование систем транспорта.

4. Определение нормативных эксплуатационных технологических затрат и потерь тепловой энергии с потерями теплоносителя "вода".

Потери тепловой энергии определяются по отдельным составляющим затрат и потерь сетевой воды в соответствии с п. п. 2, 3 настоящего Приложения с последующим суммированием.

4.1. Нормативные значения годовых технологических тепловых потерь с утечкой теплоносителя из трубопроводов тепловых сетей определяются по формуле:


Q = m x ро x с x [b x t + (1 - b) x t -

у.н у.н.год год 1год 2год


-6

- t ] x n x 10 , Гкал (ГДж), (8)

x.год год


где:

ро - среднегодовая плотность теплоносителя при среднем

год

значении температуры теплоносителя в подающем и обратном

трубопроводах тепловой сети, кг/м3;

t , t - среднегодовые значения температуры теплоносителя

1год 2год

в подающем и обратном трубопроводах тепловой сети, град. С;

t - среднегодовое значение температуры холодной воды,

х.год

подаваемой на источник теплоснабжения и используемой для подпитки

тепловой сети, град. С;

с - удельная теплоемкость теплоносителя (сетевой воды), ккал/кг х град. С;

b - доля массового расхода теплоносителя, теряемого подающим трубопроводом (при отсутствии данных принимается в пределах от 0,5 до 0,75).

Среднегодовые значения температуры теплоносителя в подающем и обратном трубопроводах тепловой сети определяются как средние из ожидаемых среднемесячных значений температуры теплоносителя по применяемому в системе теплоснабжения графику регулирования тепловой нагрузки, соответствующих ожидаемым среднемесячным значениям температуры наружного воздуха на всем протяжении функционирования тепловой сети в течение года.

Ожидаемые среднемесячные значения температуры наружного воздуха определяются как средние из соответствующих статистических значений по информации метеорологической станции за последние 5 лет (при отсутствии таковой - в соответствии со строительными нормами и правилами по строительной климатологии или климатологическим справочником).

Среднегодовое значение температуры холодной воды, подаваемой на источник теплоснабжения для подпитки тепловой сети, определяется по формуле:


t x n + t x n

х.от от х.л л

t = ---------------------------, град. С, (9)

х год n + n

от л


где:

t , t - значения температуры холодной воды, поступающей

х.от х.л

на источник теплоснабжения в отопительном и неотопительном

периодах, град. С (при отсутствии достоверной информации

t = 5 град. С, t = 15 град. С).

х.от х.л

4.2. Нормативные технологические затраты тепловой энергии на заполнение трубопроводов после проведения планового ремонта и пуск в эксплуатацию новых сетей определяются по формуле с учетом плотности воды ро, используемой для заполнения:


-6

Q = 1,5 x V x c x ро x (t - t ) x 10 , Гкал (ГДж), (10)

зап тр зап x


где:

1,5 x V - затраты сетевой воды на заполнение трубопроводов

тр

и оборудования, находящегося на балансе организации,

осуществляющей передачу тепловой энергии, м3;

t , t - соответственно, температуры сетевой воды при

зап x

заполнении и холодной воды в этот период, град. С.

4.3. Нормативные технологические затраты тепловой энергии со сливами из средств авторегулирования и защиты (САРЗ) определяются по формуле:


-6

Q = G x c x ро x (t - t ) x 10 , Гкал (ГДж), (11)

а.н а.н сл x


где:

G - затраты сетевой воды со сливами из САРЗ, определяемые в

а.н

соответствии с п. 2.6, м3;

t , t - температура сливаемой сетевой воды, определяемая в

сл х

зависимости от места установка САРЗ, и температура холодной воды

за этот же период, град. С;

ро - среднегодовая плотность сетевой воды в подающем или в обратном трубопроводе, в зависимости от точек отбора сетевой воды, используемой в САРЗ.

4.4. Если установлены нормативы затрат сетевой воды на проведение плановых эксплуатационных испытаний (см. п. 2), то определяются потери тепловой энергии и с этой составляющей потерь сетевой воды по аналогичным формулам.

5. Определение нормативных эксплуатационных технологических потерь тепловой энергии с потерями теплоносителя "пар".

5.1. Нормативные потери тепловой энергии с потерями пара определяются по формуле:


-6

Q = G x c x ро x (i - i ) x 10 , Гкал (ГДж), (12)

пп пп пар п x


где:

G - годовые потери пара, определяемые по формуле (4), м3;

пп

i - энтальпия пара при средних значениях давления и

п

температуры пара по магистралям на источнике теплоты и у

потребителей, ккал/кг;

i - энтальпия холодной воды, ккал/кг (град. С).

x

5.2. Нормативные потери тепловой энергии с потерями конденсата определяются по формуле:


-6

Q = G x c x ро x (t - t ) x 10 , Гкал (ГДж), (13)

конд пк конд к x


где:

Q - годовые потери конденсата, определяемые по формуле (7),

пк

м3;

t , t - средние за период работы паропроводов значения

к x

температуры конденсата и холодной воды, град. С.

5.3. Определение нормативных технологических потерь тепловой энергии теплопередачей через теплоизоляционные конструкции трубопроводов тепловых сетей.

Эксплуатационные тепловые потери через теплоизоляционные конструкции трубопроводов тепловых сетей для средних за год условий функционирования нормируются на год, следующий после проведения тепловых испытаний на тепловые потери, и являются нормативной базой для нормирования тепловых потерь согласно действующим нормативным актам определения нормативных значений показателей функционирования водяных тепловых сетей коммунального теплоснабжения и нормативным актам по составлению энергетических характеристик для систем транспорта тепловой энергии.

5.4. Нормирование эксплуатационных тепловых потерь через изоляционные конструкции на расчетный период производится, исходя из значений часовых тепловых потерь при среднегодовых условиях функционирования тепловой сети.

Нормирование эксплуатационных часовых тепловых потерь производится в следующем порядке:

- для всех участков тепловой сети на основе сведений о конструктивных особенностях тепловой сети (типы прокладки, виды тепловой изоляции, диаметр трубопроводов, длина участков) и норм тепловых потерь, указанных в таблицах 1.1 и 1.2 настоящего приложения (если изоляция трубопроводов соответствует этим нормам) либо в таблицах 2.1 - 2.3 или 3.1 - 3.3 (если изоляция соответствует нормам, указанным в строительных нормах и правилах на тепловую изоляцию трубопроводов и оборудования), пересчетом табличных значений на среднегодовые условия функционирования;

- для участков тепловой сети, характерных для нее по типам прокладки и видам теплоизоляционных конструкций и подвергавшихся тепловым испытаниям, согласно действующим нормативным актам по определению тепловых потерь в водяных тепловых сетях, в качестве нормативных принимаются полученные в результате испытаний значения действительных (фактических) часовых тепловых потерь, пересчитанные на среднегодовые условия функционирования тепловой сети;

- для участков тепловой сети, аналогичных подвергавшимся тепловым испытаниям по типам прокладки, видам теплоизоляционных конструкций и условиям эксплуатации, в качестве нормативных принимаются значения часовых тепловых потерь, определенные по нормам тепловых потерь с введением поправочных коэффициентов, определенных по результатам тепловых испытаний;

- для участков тепловой сети, не имеющих аналогов среди участков, подвергавшихся тепловым испытаниям, в качестве нормативных принимаются значения часовых тепловых потерь, определенные теплотехническим расчетом для среднегодовых условий функционирования тепловой сети с учетом технического состояния с применением зависимостей, указанных в действующих нормативных актах по составлению энергетической характеристики для систем транспорта тепловой энергии по показателю "тепловые потери";

- для участков тепловой сети, вводимых в эксплуатацию после монтажа, реконструкции или капитального ремонта, с изменением типа или конструкции прокладки и теплоизоляционного слоя, в качестве нормативных принимаются значения часовых тепловых потерь при среднегодовых условиях функционирования тепловой сети, определенные теплотехническим расчетом на основе исполнительной технической документации.

5.5. Значения часовых тепловых потерь в тепловой сети в целом при среднегодовых условиях функционирования определяются суммированием значений часовых тепловых потерь на отдельных ее участках.

5.6. Значения часовых тепловых потерь по проектным нормам тепловых потерь для среднегодовых условий функционирования тепловой сети определяются по формулам:

- для теплопроводов подземной прокладки, по подающим и обратным трубопроводам вместе:


i -6

Q = SUM(q x L x бета) x 10 , Гкал/ч (ГДж/ч), (14)

из.н.год 1 из.н


- для теплопроводов надземной прокладки по подающим и обратным трубопроводам раздельно:


i -6

Q = SUM(q x L x бета) x 10 , Гкал/ч (ГДж/ч), (15)

из.н.год.п 1 из.н.н


i -6

Q = SUM(q x L x бета) x 10 , Гкал/ч (ГДж/ч), (15а)

из.н.год.о 1 из.н.о


где:

q , q и q - удельные часовые тепловые потери

из.н из.н.п из.н.о

трубопроводов каждого диаметра, определенные пересчетом табличных

значений норм удельных часовых тепловых потерь на среднегодовые

условия функционирования тепловой сети, подающих и обратных

трубопроводов подземной прокладки - вместе, надземной - раздельно,

ккал/м.ч (кДж/м.ч);

L - длина трубопроводов участка тепловой сети подземной прокладки в двухтрубном исчислении, надземной - в однотрубном, м;

бета - коэффициент местных тепловых потерь, учитывающий потери запорной арматурой, компенсаторами, опорами (принимается 1,2 при диаметре трубопроводов до 150 мм и 1,15 - при диаметре 150 мм и более, а также при всех диаметрах трубопроводов бесканальной прокладки);

i - количество участков трубопроводов различного диаметра.

5.7. Значения нормативных проектных удельных часовых тепловых потерь при среднегодовых значениях разности температуры теплоносителя и окружающей среды (грунта или воздуха), отличающихся от значений, приведенных в соответствующих нормах тепловых потерь, определяются линейной интерполяцией (или экстраполяцией).

5.8. Среднегодовые значения температуры теплоносителя в

подающем и обратном трубопроводах тепловой сети t и t

п год О год

определяются как средние из ожидаемых среднемесячных значений

температуры теплоносителя по действующему в системе теплоснабжения

температурному графику регулирования тепловой нагрузки,

соответствующих ожидаемым значениям температуры наружного воздуха.

Ожидаемые среднемесячные значения температуры наружного воздуха и грунта определяются как средние за последние 5 лет (по информации местной гидрометеорологической станции о статистических климатологических значениях температуры наружного воздуха и грунта на глубине заложения трубопроводов тепловых сетей) или, при отсутствии данных, с использованием строительных норм и правил по строительной климатологии и справочника по климату для соответствующего или ближайшего к нему объекта.

5.9. Значения нормативных часовых тепловых потерь участков тепловой сети, аналогичных участкам, подвергавшимся тепловым испытаниям (ан.исп.) по типам прокладки, видам изоляционных конструкций и условиям эксплуатации, определяются для трубопроводов подземной и надземной прокладки отдельно, по формулам:

- для теплопроводов подземной прокладки, по подающим и обратным трубопроводам вместе:


i -6

Q = SUM(k x q x L x бета) x 10 , Гкал/ч (ГДж/ч), (16)

из.н.ан.исп.год 1 и из.н

(в ред. Приказа ФСТ РФ от 23.11.2004 N 193-э/11)


- для теплопроводов надземной прокладки по подающим и обратным трубопроводам раздельно:


i -6

Q = SUM(k x q x L x бета) x 10 , Гкал/ч (ГДж/ч), (17)

из.н.ан.исп.год.п 1 и.п из.н.п

(в ред. Приказа ФСТ РФ от 23.11.2004 N 193-э/11)


i -6

Q = SUM(k x q x L x бета) x 10 , Гкал/ч (ГДж/ч), (17а)

из.н.ан.исп.год.о 1 и.о из.н.о

(в ред. Приказа ФСТ РФ от 23.11.2004 N 193-э/11)


где:

k , k и k - поправочные коэффициенты для

и и.п и.о

определения нормативных часовых тепловых потерь, полученные

по результатам тепловых испытаний.

5.10. Поправочные коэффициенты для участков тепловой сети, аналогичных подвергавшимся тепловым испытаниям по типам прокладки, видам теплоизоляционных конструкций и условиям эксплуатации, определяются по формулам:

- при подземной прокладке, подающие и обратные трубопроводы вместе:


Q

из.год.и

k = -----------, (18)

и Q

из.н.год


где:

Q и Q - соответственно тепловые потери,

из.год.и из.н.год

определенные тепловыми испытаниями, пересчитанные на среднегодовые

условия функционирования каждого испытанного участка тепловой

сети, и потери, определенные по проектным нормам тепловых потерь

по формуле 14 для тех же участков, ккал/ч (кДж/ч);

- при надземной прокладке, и раздельном расположении подающих и обратных трубопроводов:


Q

из.год.п.и

k = --------------, (19)

и.п Q

из.год.п.н


Q

из.год.о.и

k = -------------, (19а)

и.о Q

из.год.о.н


где:

Q и Q - соответственно тепловые потери,

из.год.п.и из.год.о.и

определенные тепловыми испытаниями и пересчитанные на

среднегодовые условия функционирования каждого испытанного участка

тепловой сети, для подающих и обратных трубопроводов, ккал/ч

(кДж/ч);

Q и Q - тепловые потери, определенные по

из.год.п.н из.год.о.н

проектным нормам тепловых потерь по формулам 15 и 15а для тех же

участков, ккал/ч (кДж/ч).

Максимальные значения поправочных коэффициентов к нормативным значениям не должны быть больше значений, приведенных в нормативном акте по составлению энергетических характеристик тепловых сетей и нормативном акте по определению нормативных значений показателей функционирования водяных тепловых сетей коммунального теплоснабжения.

Нормативные значения эксплуатационных тепловых потерь через изоляционные конструкции трубопроводов по периодам функционирования (отопительный и неотопительный) и за год в целом определяются как суммы нормативных значений эксплуатационных тепловых потерь за соответствующие месяцы.

6. Определение нормативных технологических потерь тепловой энергии через теплоизоляционную конструкцию при теплоносителе "пар".

Определение нормативных технологических потерь тепловой энергии через теплоизоляционные конструкции при теплоносителе "пар" принципиально не отличается от определения потерь тепловой энергии при теплоносителе "вода" и в общем виде определяются вышеприведенными положениями и формулами. Для учета особенностей пара, как теплоносителя, следует руководствоваться нормативными актами по определению тепловых потерь в водяных и паровых тепловых сетях, действующими в части, касающейся паровых сетей.

7. Определение нормативных технологических затрат электрической энергии на услуги по передаче тепловой энергии и теплоносителей.

7.1. Нормативные технологические затраты электрической энергии определяются затратами на привод насосного и другого оборудования, находящегося на балансе организации, осуществляющей передачу тепловой энергии и теплоносителя. К ним относятся:

- подкачивающие насосы на подающем и обратном трубопроводах тепловой сети;

- подмешивающие насосы на тепловой сети;

- дренажные насосы;

- насосы зарядки-разрядки баков-аккумуляторов;

- насосы отопления и горячего водоснабжения и насосы подпитки II контура отопления центральных тепловых пунктов (ЦТП);

- привод электрифицированной запорно-регулирующей арматуры.

7.2. Затраты электрической энергии определяются раздельно по каждому виду насосного оборудования по формуле:


G H ро n

k p р н -3

Э = SUM (-------------------) 10 , кВт.ч, (20)

нас l 367эта

ну


где:

G - нормативный расход теплоносителя, перекачиваемого

p

3

насосами, (м /ч), определяемый в зависимости от их назначения;

Н - располагаемый напор, развиваемый насосами при нормативном

p

расходе (м);

ро - плотность теплоносителя, кг/м3;

n - число часов работы насосов при нормативных расходах и

н

напорах;

эта - КПД насосной установки (насосов и электродвигателей);

ну

k - количество групп насосов.

Нормативные расходы теплоносителя, перекачиваемого насосными установками, определяются в соответствии с гидравлическим режимом. При этом располагаемые напоры принимаются согласно расчетному гидравлическому режиму функционирования тепловой сети.

7.3. Если насосная группа состоит из насосов одного типа, расход теплоносителя, перекачиваемого одним из этих насосов, определяется делением среднего за час суммарного значения расхода теплоносителя на количество рабочих насосов.

Если насосная группа состоит из насосов различных типов (или диаметры рабочих колес однотипных насосов различны), для определения расхода теплоносителя, перекачиваемого каждым из установленных насосов, необходимо построить результирующую характеристику насосов, при помощи которой можно определить расход теплоносителя, перекачиваемого каждым из насосов, при известном суммарном расходе перекачиваемого теплоносителя.

7.4. При дросселировании напора, развиваемого насосом (в клапане, задвижке или дроссельной диафрагме), значения напора, развиваемого насосом, и КПД насоса при определенном значении расхода перекачиваемого теплоносителя могут быть определены по результатам испытания насоса или его паспортной характеристике.

7.5. В случае регулирования напора и производительности насосов путем изменения частоты вращения их рабочих колес результирующая характеристика насосов насосной группы определяется по результатам гидравлического расчета тепловой сети следующим образом. Определяется расход теплоносителя для насосной группы и требуемый напор насосов, измененный по сравнению с паспортной характеристикой при полученном значении расхода теплоносителя. Найденные значения расхода теплоносителя для каждого из включенных в работу насосов и развиваемого ими при этом напора позволяют определить требуемую частоту вращения рабочих колес насосов по формуле:


Н G n

1 1 2 1 2

---- = (----) = (----) , (21)

Н G n

2 2 2


где:

H и Н - соответственно напоры, развиваемые насосом при

1 2

частотах вращения соответственно n и n , м;

1 2

G и G - соответственно расходы теплоносителя при частотах

1 2

вращения n и п , м3/ч.

1 2

7.6. Мощность электродвигателей (кВт), необходимая для перекачки теплоносителя центробежными насосами, при измененной (по сравнению с номинальной) частоте вращения их рабочих колес, определяется по формуле (20) с подстановкой значений расхода перекачиваемого теплоносителя, напора, развиваемого насосом, соответствующих расчетной частоте вращения рабочих колес, и КПД преобразователя частоты (последний - в знаменатель формулы) без учета числа часов работы насосов.

7.7. При определении нормативного расхода электрической энергии значение расхода горячей воды, перекачиваемой циркуляционными насосами системы горячего водоснабжения, определяется по средней часовой за неделю тепловой нагрузки горячего водоснабжения и постоянно на протяжении сезона (отопительного или неотопительного периода).

7.8. При определении нормативного расхода электрической энергии подпиточных и циркуляционных насосов отопительных систем, подключенных к тепловой сети через теплообменники, значения расхода теплоносителя, перекачиваемого этими насосами, определяются емкостью этих систем и их теплопотреблением для каждого из характерных значений температуры наружного воздуха.

7.9. При определении нормативного расхода электрической энергии подкачивающих и подмешивающих насосов на ЦТП значения расхода теплоносителя, перекачиваемого этими насосами, и развиваемый ими напор определяются принципиальной схемой коммутации ЦТП, а также принципами их автоматизации.

7.10. Расходы сетевой воды, располагаемые напоры и продолжительность работы насосов зарядки-разрядки баков-аккумуляторов, если они не учтены в затратах на выработку энергии на источниках теплоты, определяются разработанными режимами работы баков-аккумуляторов в зависимости от режима водопотребления на горячее водоснабжение и мощности подпиточных устройств источников теплоты.

7.11. Затраты электрической энергии на привод запорно-регулирующей арматуры и средств автоматического регулирования и защиты определяются в зависимости от установленной мощности электродвигателей, назначения и числа часов работы оборудования, КПД привода по формуле:


m N n

k пр пр год

Э = SUM (---------------), (22)

пр 1 эта

пр


где:

m - количество однотипных приводов электрифицированного

пр

оборудования, шт.;

N - установленная мощность электроприводов, кВт;

пр

эта - КПД электроприводов;

пр

n - годовое число часов работы электроприводов каждого вида

год

оборудования, ч;

k - количество групп электрооборудования.


primernij-tematicheskij-plan-kursa-programma-kursa-i-uchebno-metodicheskie-rekomendacii-ryazan-2010-g-federalnoe.html
primernij-tematicheskij-plan-pervogo-goda-obucheniya-obrazovatelnie-programmi-po-tehnicheskomu-tvorchestvu-detej-yakutsk-2009.html
primernij-tematicheskij-plan-primernie-programminachalnogo-obshego-obrazovaniya-tehnologiya-trud-poyasnitelnaya-zapiska.html
primernij-tematicheskij-plan-tipovaya-uchebnaya-programma-razrabotana-v-sootvetstvii-so-sleduyushimi-normativnimi-dokumentami.html
primernij-trudovoj-dogovor-metodicheskoe-posobie-irkutsk-2005-administraciya-goroda-irkutska-komitet-po-ekonomike.html
primernij-uchebnij-plan-i-programma-disciplini-dopolnitelnogo-professionalnogo-obrazovaniya-prognozirovanie-strategicheskoe-planirovanie.html
  • report.bystrickaya.ru/httpwwwadvaytaorg-oglavlenie.html
  • uchebnik.bystrickaya.ru/uchebno-tematicheskij-plan-zaochnoe-otdelenie-programma-kursa-10-plani-seminarskih-zanyatij-18-literatura-49-obshie-svedeniya-o-kurse.html
  • holiday.bystrickaya.ru/metodicheskoe-posobie-dlya-laboratornoj-raboti-4-po-kursu-fizicheskoj-himii-dlya-studentov-dnevnoj-formi-obucheniya-himiko-tehnologicheskogo-fakulteta-i-fakulteta-stroitelnogo-materialovedeniya.html
  • literature.bystrickaya.ru/e-perehvalskaya-etnolingvistika.html
  • learn.bystrickaya.ru/finansovie-pokazateli-obshestva-godovoj-otchet-otkritogo-akcionernogo-obshestva-yargorteploenergo-za-2010-god.html
  • university.bystrickaya.ru/glava-9-severnaya-fivaida-fedotov-g-p-f34-svyatie-drevnej-rusipredisl-d-s-lihacheva-i-a-v-menya-komment-s-s-bichkova.html
  • universitet.bystrickaya.ru/tema-31-nalog-na-imushestvo-organizacij-6ch-nalogi-i-nalogooblozhenie.html
  • testyi.bystrickaya.ru/a-r-luriya-poteryannij-i-vozvrashennij-mir-stranica-7.html
  • crib.bystrickaya.ru/kak-projti-sobesedovanie-pri-prieme-na-rabotu.html
  • tetrad.bystrickaya.ru/v-strane-i-v-mire-vechernyaya-moskva-24052005-89-str-2-radio-14-mayak-novosti-23-05-2005-14-00-00-14.html
  • pisat.bystrickaya.ru/stanislav-lem-stranica-26.html
  • lektsiya.bystrickaya.ru/programma-kursa-vtoroj-inostrannij-yazik-dlya-uchashihsya-8-11-h-klassov-v-shkole-100-s-uglublennim-izucheniem-anglijskogo-yazika-sostavila-stranica-2.html
  • testyi.bystrickaya.ru/47-predmet-i-metod-pravovogo-regulirovaniya-uchebnoe-posobie-podgotovleno-v-sootvetstvii-s-programmoj-kursa-po.html
  • tasks.bystrickaya.ru/1-geograficheskoe-opisanie-municipalnogo-obrazovaniya-gorod-dyatkovo-granici-mo.html
  • ucheba.bystrickaya.ru/primenenie-sociologicheskih-issledovanij-v-processe-distancionnogo-obucheniya.html
  • knowledge.bystrickaya.ru/obespechennost-shkoli-kadrami-medrabotnikov-publichnij-otchet-municipalnogo-obsheobrazovatelnogo-uchrezhdeniya-srednyaya.html
  • tetrad.bystrickaya.ru/utverzhdena-postanovleniem.html
  • essay.bystrickaya.ru/denezhnie-reformi-rossii-i-ih-posledstviya.html
  • books.bystrickaya.ru/bernd-fon-vittenburg-shah-planete-zemlya-stranica-3.html
  • grade.bystrickaya.ru/neftegazovoe-delo.html
  • holiday.bystrickaya.ru/obrazovatelnaya-programma-dopolnitelnogo-obrazovaniya-detej-kraevedenie.html
  • holiday.bystrickaya.ru/obmen-shpricev-cherez-autrich-rukovodstvo-dlya-stran-centralnoj-i-vostochnoj-evropi-i-novih-nezavisimih-gosudarstv.html
  • notebook.bystrickaya.ru/kipnis-n-nekotorie-voprosi-instituta-dopustimosti-dokazatelstv-v-upk-rf.html
  • universitet.bystrickaya.ru/tarnsporta-un-sakaru-institts.html
  • esse.bystrickaya.ru/razvitie-tvorcheskih-sposobnostej-mladshih-shkolnikov-na-urokah-okruzhayushego-mira.html
  • exchangerate.bystrickaya.ru/agropromishlennaya-integraciya.html
  • thesis.bystrickaya.ru/principi-aktivizacii-poznavatelnoj-deyatelnosti-uchashihsya.html
  • nauka.bystrickaya.ru/valerij-lejbin-slovar-spravochnik-po-psihoanalizu-izdatelstva-stranica-4.html
  • abstract.bystrickaya.ru/24-informacionnaya-programma-1230-ezhednevnie-novosti-podmoskove-moskva-74-28-04-2012-c-1-2.html
  • lektsiya.bystrickaya.ru/posobie-prednaznacheno-dlya-shkolnih-psihologov-i-uchitelej-nachalnih-klassov-oglavlenie.html
  • tasks.bystrickaya.ru/18-proezd-perekrestka-na-zheltij-signal-svetofora-1-chasto-zadavaemie-voprosi-ne-nado-chitat-mnogo-knig.html
  • report.bystrickaya.ru/izmenenie-strukturi-zemelnogo-fonda-generalnij-plan-selyanskogo-selskogo-poseleniya-nelidovskogo-rajona-chast.html
  • control.bystrickaya.ru/dva-korablya-den-neptuna.html
  • thesis.bystrickaya.ru/primernaya-programma-disciplini-sovremennie-problemi-innovatiki-rekomenduetsya-ministerstvom-obrazovaniya-rossii-dlya-napravleniya-podgotovki-magistrov-553800-innovatika.html
  • gramota.bystrickaya.ru/zamisel-makki-r-ml5-istoriya-na-million-dollarov-master-klass-dlya-scenaristov-pisatelej-i-ne-tolko-robert-makki-per-s-angl.html
  • © bystrickaya.ru
    Мобильный рефератник - для мобильных людей.