Приказ ФСТ России от 06.08.2004 N 20-э/2
(ред. от 14.09.2020)
"Об утверждении Методических указаний по расчету регулируемых тарифов и цен на электрическую (тепловую) энергию на розничном (потребительском) рынке"
(Зарегистрировано в Минюсте России 20.10.2004 N 6076)	
Документ предоставлен КонсультантПлюс

www.consultant.ru

Дата сохранения: 15.02.2022

Зарегистрировано в Минюсте России 20 октября 2004 г. N 6076

ФЕДЕРАЛЬНАЯ СЛУЖБА ПО ТАРИФАМ

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
(ПОТРЕБИТЕЛЬСКОМ) РЫНКЕ

		Список изменяющих документов
(в ред. Приказов ФСТ России от 23.11.2004 N 193-э/11,
от 14.12.2004 N 289-э/15, от 28.11.2006 N 318-э/15, от 30.01.2007 N 14-э/14,
от 31.07.2007 N 138-э/6, от 23.11.2007 N 385-э/1, от 21.10.2008 N 209-э/1,
от 22.12.2009 N 469-э/8, от 31.12.2009 N 558-э/1, от 24.06.2011 N 303-э,
от 26.12.2011 N 823-э, от 14.04.2014 N 625-э,
Приказов ФАС России от 21.11.2017 N 1546/17, от 29.03.2018 N 401/18,
от 14.09.2020 N 836/20,
с изм., внесенными Приказом ФСТ России от 13.06.2013 N 760-э,
Решением Высшего Арбитражного Суда РФ
от 28.10.2013 N ВАС-10864/13,
Приказом ФСТ России от 16.09.2014 N 1442-э)		

В соответствии с Положением о Федеральной службе по тарифам, утвержденным Постановлением Правительства Российской Федерации от 30 июня 2004 г. N 332 (Собрание законодательства Российской Федерации, 2004, N 29, ст. 3049), приказываю:
1. Утвердить прилагаемые методические указания по расчету регулируемых тарифов и цен на электрическую (тепловую) энергию на розничном (потребительском) рынке.
2. Признать утратившими силу Постановление Федеральной энергетической комиссии Российской Федерации от 31 июля 2002 г. N 49-э/8 "Об утверждении методических указаний по расчету регулируемых тарифов и цен на электрическую (тепловую) энергию на розничном (потребительском) рынке" (зарегистрировано в Минюсте России 30.08.2002, регистрационный N 3760, опубликовано в Российской газете 25.09.2002 N 181), Постановление Федеральной энергетической комиссии Российской Федерации от 14 мая 2003 г. N 37-э/1 "О внесении изменений и дополнений в Методические указания по расчету регулируемых тарифов и цен на электрическую (тепловую) энергию на розничном (потребительском) рынке, утвержденные Постановлением Федеральной энергетической комиссии Российской Федерации от 31 июля 2002 г. N 49-э/8" (зарегистрировано в Минюсте России 25.06.2003, регистрационный N 4822, опубликовано в Российской газете 11.09.2003 N 181).
3. Настоящий Приказ вступает в силу в установленном порядке.

Руководитель
Федеральной службы по тарифам
С.Г.НОВИКОВ

Приложение
к Приказу
Федеральной службы по тарифам
от 6 августа 2004 г. N 20-э/2

		КонсультантПлюс: примечание.
Данные методические указания не применяются при установлении тарифов на электрическую энергию (мощность), поставляемую в технологически изолированных территориальных электроэнергетических системах и на территориях, технологически не связанных с Единой энергетической системой России и технологически изолированными территориальными электроэнергетическими системами (Приказ ФАС России от 29.05.2019 N 686/19).		
МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ
ПО РАСЧЕТУ РЕГУЛИРУЕМЫХ ТАРИФОВ И ЦЕН НА ЭЛЕКТРИЧЕСКУЮ
(ТЕПЛОВУЮ) ЭНЕРГИЮ НА РОЗНИЧНОМ (ПОТРЕБИТЕЛЬСКОМ) РЫНКЕ

		Список изменяющих документов
(в ред. Приказов ФСТ России от 23.11.2004 N 193-э/11,
от 14.12.2004 N 289-э/15, от 28.11.2006 N 318-э/15, от 30.01.2007 N 14-э/14,
от 31.07.2007 N 138-э/6, от 23.11.2007 N 385-э/1, от 21.10.2008 N 209-э/1,
от 22.12.2009 N 469-э/8, от 31.12.2009 N 558-э/1, от 24.06.2011 N 303-э,
от 26.12.2011 N 823-э, от 14.04.2014 N 625-э,
Приказов ФАС России от 21.11.2017 N 1546/17, от 29.03.2018 N 401/18,
от 14.09.2020 N 836/20)		

I. Общие положения

1. Настоящие "Методические указания по расчету регулируемых тарифов и цен на электрическую (тепловую) энергию на розничном (потребительском) рынке" (далее - Методические указания) разработаны в соответствии с Федеральным законом "О государственном регулировании тарифов на электрическую и тепловую энергию в Российской Федерации" от 14 апреля 1995 г. N 41-ФЗ (Собрание законодательства Российской Федерации, 1995, N 16, ст. 1316; 1999, N 7, ст. 880; 2003, N 2, ст. 158; N 13, ст. 1180; N 28, ст. 2894), Федеральным законом "Об электроэнергетике" от 26 марта 2003 г. N 35-ФЗ (Собрание законодательства Российской Федерации, 2003, N 13, ст. 1177), "Основами ценообразования в отношении электрической и тепловой энергии в Российской Федерации" (далее - Основы ценообразования) и "Правилами государственного регулирования и применения тарифов (цен) на электрическую и тепловую энергию в Российской Федерации" (далее - "Правила регулирования"), утвержденными Постановлением Правительства Российской Федерации "О ценообразовании в отношении электрической и тепловой энергии" от 26 февраля 2004 г. N 109 (Собрание законодательства Российской Федерации, 2004, N 9, ст. 791).
2. Методические указания предназначены для использования регулирующими органами (федеральным органом исполнительной власти по регулированию естественных монополий и органами исполнительной власти субъектов Российской Федерации в области государственного регулирования тарифов), органами местного самоуправления, регулируемыми организациями для расчета методом экономически обоснованных расходов уровней регулируемых тарифов и цен на розничном (потребительском) рынке электрической энергии (мощности) и тепловой энергии (мощности).
(в ред. Приказа ФСТ России от 21.10.2008 N 209-э/1)
Абзацы второй - третий исключены. - Приказ ФСТ России от 21.10.2008 N 209-э/1.
3. Понятия, используемые в настоящих Методических указаниях, соответствуют определениям, данным в Федеральном законе "О государственном регулировании тарифов на электрическую и тепловую энергию в Российской Федерации" от 14 апреля 1995 г. N 41-ФЗ, Федеральном законе "Об электроэнергетике" от 26 марта 2003 г. N 35-ФЗ и в Постановлении Правительства Российской Федерации "О ценообразовании в отношении электрической и тепловой энергии" от 26 февраля 2004 г. N 109 и Правилами недискриминационного доступа к услугам по передаче электрической энергии и оказания этих услуг, утвержденными Постановлением Правительства Российской Федерации от 27 декабря 2004 г. N 861 (Собрание законодательства Российской Федерации, 2004, N 52 (часть II), ст. 5525; 2006, N 37, ст. 3876; 2007, N 14, ст. 1687; N 31, ст. 4100; 2009, N 9, ст. 1103; N 8, ст. 979; N 17, ст. 2088; N 25, ст. 3073; N 41, ст. 4771).
(в ред. Приказа ФСТ России от 31.12.2009 N 558-э/1)
4. Утратил силу. - Приказ ФАС России от 14.09.2020 N 836/20.

Главы II - III. Утратили силу. - Приказ ФАС России от 14.09.2020 N 836/20.

IV. Основные методические положения по формированию
регулируемых тарифов (цен) с использованием
метода экономически обоснованных расходов

14. Регулирование тарифов (цен) основывается на принципе обязательности ведения раздельного учета организациями, осуществляющими регулируемую деятельность, объемов продукции (услуг), доходов и расходов по производству, передаче и сбыту энергии в соответствии с законодательством Российской Федерации.
Для организаций, осуществляющих регулируемые виды деятельности, которые не являются основным видом их деятельности, распределение косвенных расходов между регулируемыми и нерегулируемыми видами деятельности по решению регионального органа рекомендуется производить в соответствии с одним из нижеследующих методов:
- согласно учетной политике, принятой в организации;
- пропорционально прямым расходам.
Для организаций, осуществляющих производство (передачу) электрической (тепловой) энергии сторонним потребителям (субабонентам) и для собственного потребления, распределение расходов по указанному виду деятельности между субабонентами и организацией по решению регионального органа рекомендуется производить в соответствии с одним из нижеследующих методов:
- согласно учетной политике, принятой в организации;
- пропорционально отпуску (передаче) электрической (тепловой) энергии.
При установлении тарифов (цен) не допускается повторный учет одних и тех же расходов по указанным видам деятельности.
15. При использовании метода экономически обоснованных расходов (затрат) тарифы рассчитываются на основе размера необходимой валовой выручки организации, осуществляющей регулируемую деятельность, от реализации каждого вида продукции (услуг) и расчетного объема производства соответствующего вида продукции (услуг) за расчетный период регулирования.
Расчетный годовой объем производства продукции и (или) оказываемых услуг определяется исходя из формируемого в установленном порядке сводного прогнозного баланса производства и поставок электрической энергии (мощности) в рамках Единой энергетической системы России по субъектам Российской Федерации (далее - сводный баланс).
Абзац исключен. - Приказ ФСТ России от 31.12.2009 N 558-э/1.
16. Определение состава расходов, включаемых в необходимую валовую выручку, и оценка их экономической обоснованности производятся в соответствии с законодательством Российской Федерации и нормативными правовыми актами, регулирующими отношения в сфере бухгалтерского учета.
17. Если деятельность организации регулируется более чем одним регулирующим органом, то регулирующие органы обязаны согласовывать устанавливаемые ими размеры необходимой валовой выручки с тем, чтобы суммарный объем необходимой валовой выручки возмещал экономически обоснованные расходы и обеспечивал экономически обоснованную доходность инвестированного капитала этой организации в целом по регулируемой деятельности.
18. Если организация осуществляет кроме регулируемой иные виды деятельности, расходы на их осуществление и полученные от этих видов деятельности доходы (убытки) не учитываются при расчете регулируемых тарифов (цен).
19. При установлении тарифов регулирующие органы принимают меры, направленные на исключение из расчетов экономически необоснованных расходов организаций, осуществляющих регулируемую деятельность.
В случае если по итогам расчетного периода регулирования на основании данных статистической и бухгалтерской отчетности и иных материалов выявлены необоснованные расходы организаций, осуществляющих регулируемую деятельность за счет поступлений от регулируемой деятельности, регулирующие органы обязаны принять решение об исключении этих расходов из суммы расходов, учитываемых при установлении тарифов на следующий расчетный период регулирования.
20. Если организации, осуществляющие регулируемую деятельность, в течение расчетного периода регулирования понесли экономически обоснованные расходы, не учтенные при установлении тарифов (цен), в том числе расходы, связанные с объективным и незапланированным ростом цен на продукцию, потребляемую в течение расчетного периода регулирования, эти расходы учитываются регулирующими органами при установлении тарифов (цен) на последующий расчетный период регулирования (включая расходы, связанные с обслуживанием заемных средств, привлекаемых для покрытия недостатка средств).
21. Необходимая валовая выручка (далее - НВВ) на период регулирования, для покрытия обоснованных расходов на производство регулируемого вида деятельности, с учетом корректировки по избытку (исключению необоснованных расходов) средств и возмещению недостатка средств, рассчитывается по формуле:

где:
НВВр - необходимый доход регулируемой организации в расчетном периоде, обеспечивающий компенсацию экономически обоснованных расходов на производство продукции (услуг) и получение прибыли, определяемой в соответствии с настоящими Методическими указаниями;
 - экономически обоснованные расходы регулируемой организации, подлежащие возмещению (со знаком "+") и исключению из НВВр (со знаком "-") по статьям расходов в соответствии с пунктами 19 и 20 настоящих Методических указаний.

V. Расчет расходов,
относимых на регулируемые виды деятельности

22. В необходимую валовую выручку включаются планируемые на расчетный период регулирования расходы, уменьшающие налоговую базу налога на прибыль организаций (расходы, связанные с производством и реализацией продукции (услуг), и внереализационные расходы), и расходы, не учитываемые при определении налоговой базы налога на прибыль (относимые на прибыль после налогообложения).
22.1. Расходы, связанные с производством и реализацией продукции (услуг) по регулируемым видам деятельности, включают следующие составляющие расходов:
1) топливо, определяемое на основе пункта 22 Основ ценообразования;
2) покупная электрическая энергия, определяемая в соответствии с пунктом 23 Основ ценообразования;
3) оплата услуг, оказываемых организациями, осуществляющими регулируемую деятельность, определяемая на основе пункта 24 Основ ценообразования;
4) сырье и материалы, определяемые в соответствии с пунктом 25 Основ ценообразования;
5) ремонт основных средств, определяемый на основе пункта 26 Основ ценообразования;
6) оплата труда, определяемая на основе пункта 27 Основ ценообразования;
7) амортизация основных средств, определяемая на основе пункта 28 Основ ценообразования;
8) выпадающие доходы сетевой организации при оплате заявителем технологического присоединения, энергопринимающих устройств максимальной мощностью, не превышающей 15 кВт включительно (с учетом ранее присоединенной в данной точке присоединения мощности), в объеме, не превышающем 550 рублей, расходы на выплату процентов по кредитным договорам, связанным с рассрочкой по оплате технологического присоединения субъектов малого и среднего предпринимательства при присоединении энергопринимающих устройств максимальной мощностью свыше 15 кВт и до 100 кВт включительно (с учетом ранее присоединенной в данной точке присоединения мощности);
(пп. 8 введен Приказом ФСТ России от 31.12.2009 N 558-э/1)
9) другие расходы, связанные с производством и (или) реализацией продукции, в том числе расходы, связанные с осуществлением коммерческого учета электроэнергии, расходы на оплату услуг организаций коммерческой инфраструктуры оптового рынка.
(подпункт в ред. Приказа ФСТ России от 21.10.2008 N 209-э/1)
22.2. Внереализационные расходы (рассчитываемые с учетом внереализационных доходов), в том числе расходы по сомнительным долгам. При этом в составе резерва по сомнительным долгам может учитываться дебиторская задолженность, возникшая при осуществлении соответствующего регулируемого вида деятельности. Уплата сомнительных долгов, для погашения которых был создан резерв, включенный в тариф в предшествующий период регулирования, признается доходом и исключается из необходимой валовой выручки в следующем периоде регулирования с учетом уплаты налога на прибыль организаций.
В состав внереализационных расходов включаются также расходы на консервацию основных производственных средств, используемых в регулируемых видах деятельности.
22.3. Расходы, не учитываемые при определении налоговой базы налога на прибыль (относимые на прибыль после налогообложения), включают в себя следующие основные группы расходов:
1) капитальные вложения (инвестиции) на расширенное воспроизводство;
2) выплата дивидендов и других доходов из прибыли после уплаты налогов;
3) взносы в уставные (складочные) капиталы организаций;
4) прочие экономически обоснованные расходы, относимые на прибыль после налогообложения, включая затраты организаций на предоставление работникам льгот, гарантий и компенсаций в соответствии с отраслевыми тарифными соглашениями.
23. При отсутствии нормативов по отдельным статьям расходов допускается использовать в расчетах экспертные оценки, основанные на отчетных данных, представляемых организацией, осуществляющей регулируемую деятельность.
24. Планируемые расходы по каждому виду регулируемой деятельности рассчитываются как сумма прямых и косвенных расходов. Прямые расходы относятся непосредственно на соответствующий регулируемый вид деятельности.
Распределение косвенных расходов между различными видами деятельности, осуществляемыми организацией, по решению регионального органа производится в соответствии с одним из нижеследующих методов:
- согласно учетной политике, принятой в организации;
- пропорционально условно-постоянным расходам;
- пропорционально прямым расходам по регулируемым видам деятельности.
25. Регулирующие органы на основе предварительно согласованных с ними мероприятий по сокращению расходов организаций, осуществляющих регулируемую деятельность, обязаны в течение 2 лет после окончания срока окупаемости расходов на проведение этих мероприятий сохранять расчетный уровень расходов, учтенных при регулировании тарифов на период, предшествующий сокращению расходов.

Главы VI - VII. Утратили силу. - Приказ ФАС России от 14.09.2020 N 836/20.

VIII. Расчет тарифа на услуги по передаче электрической
энергии по региональным электрическим сетям

43. Расчет тарифа на услуги по передаче электрической энергии по региональным электрическим сетям определяется исходя из стоимости работ, выполняемых организацией, эксплуатирующей на правах собственности или на иных законных основаниях электрические сети и/или устройства преобразования электрической энергии, в результате которых обеспечиваются:
передача электрической энергии (мощности) как потребителям, присоединенным к данной сети, так и отпускаемой в электрические сети других организаций (собственников);
поддержание в пределах государственных стандартов качества передаваемой электрической энергии;
содержание в соответствии с техническими требованиями к устройству и эксплуатации собственных электроустановок и электрических сетей, технологического оборудования, зданий и энергетических сооружений, связанных с эксплуатацией электрических сетей.
44. Размер тарифа на услуги по передаче электрической энергии рассчитывается в виде экономически обоснованной ставки, которая в свою очередь дифференцируется по четырем уровням напряжения в точке подключения потребителя (покупателя, другой энергоснабжающей организации) к электрической сети рассматриваемой организации:
на высоком напряжении: (ВН) 110 кВ и выше;
на среднем первом напряжении: (СН1) 35 кВ;
на среднем втором напряжении: (СН11) 20 - 1 кВ;
на низком напряжении: (НН) 0,4 кВ и ниже.

		КонсультантПлюс: примечание.
О применении пункта 45 см. информационное письмо ФСТ России от 24.03.2006 N ЕЯ-1433/14.		
45. При расчете тарифа на услуги по передаче электрической энергии за уровень напряжения принимается значение питающего (высшего) напряжения центра питания (подстанции) независимо от уровня напряжения, на котором подключены электрические сети потребителя (покупателя, ЭСО), при условии, что граница раздела балансовой принадлежности электрических сетей рассматриваемой организации и потребителя (покупателя, ЭСО) устанавливается на: выводах проводов из натяжного зажима портальной оттяжки гирлянды изоляторов воздушных линий (ВЛ), контактах присоединения аппаратных зажимов спусков ВЛ, зажимах выводов силовых трансформаторов со стороны вторичной обмотки, присоединении кабельных наконечников КЛ в ячейках распределительного устройства (РУ), выводах линейных коммутационных аппаратов, проходных изоляторах линейных ячеек, линейных разъединителях.
46. При определении тарифа на услуги по передаче электрической энергии (мощности) по указанным четырем уровням напряжения не учитываются сети потребителей, находящиеся у них на правах собственности или иных законных основаниях при условии, что содержание, эксплуатация и развитие этих сетей производится за счет средств указанных потребителей.
47. Расчетный объем необходимой валовой выручки (НВВсети) сетевой организации, осуществляющей деятельность по передаче электрической энергии по сетям высокого, среднего первого, среднего второго и низкого напряжения, определяется исходя из:
- расходов по осуществлению деятельности по передаче электрической энергии, в том числе: часть общехозяйственных расходов, относимых на деятельность по передаче электрической энергии, а также расходов на оплату услуг по передаче электрической энергии, принимаемой из сети, присоединенной к сети рассматриваемой организации;
- суммы прибыли, отнесенной на передачу электрической энергии.
48. Необходимая валовая выручка НВВсети распределяется по уровням напряжения по следующим формулам:

где:
НВВ - суммарный расчетный объем необходимой валовой выручки, обеспечивающей компенсацию экономически обоснованных расходов (с учетом расходов из прибыли) на осуществление деятельности по передаче электрической энергии;
НВВвн, НВВсн1, НВВсн11 и НВВнн - расчетный объем необходимой валовой выручки, обеспечивающей компенсацию экономически обоснованных расходов (с учетом расходов из прибыли) на осуществление деятельности по передаче электрической энергии соответственно по сетям (объектам электросетевого хозяйства) высокого, среднего первого, среднего второго и низкого напряжения;
Авн, Асн1, Асн11, Анн - амортизационные отчисления на полное восстановление основных производственных фондов, по принадлежности к тому или иному уровню напряжения в соответствии с Приложением 2 (таблицы 2.1 и 2.2). Прочая амортизация в целях определения НВВ для каждого уровня напряжения учитывается в составе прочих (распределяемых) расходов;
ПРНвн, ПРНсн1, ПРНсн11, ПРНнн - прямые расходы из прибыли на производственное развитие (с учетом налога на прибыль), относимые, соответственно, на ВН, СН1, СН11, НН:
- по ВЛЭП и КЛЭП - в соответствии с таблицей 2.1 Приложения 2;
- по подстанциям, трансформаторным подстанциям, комплексным трансформаторным подстанциям и распределительным пунктам - пропорционально мощности трансформатора на соответствующем уровне напряжения;
НИвн, НИсн1, НИсн11, НИнн - налог на имущество, база для которого исчисляется в соответствии с принадлежностью такого имущества к тому или иному уровню напряжения в соответствии с Приложением 2 (таблицы 2.1 и 2.2). Налог на имущество, рассчитанный от прочей базы в целях определения НВВ для каждого уровня напряжения, учитывается в составе прочих (распределяемых) расходов;
Рп - суммарные прямые расходы сетевой организации, включающие в себя амортизационные отчисления, расходы на производственное развитие и налог на имущество;
 - сумма условных единиц по оборудованию всех уровней напряжения, определяется в соответствии с Приложением 2;
Увн, Усн1, Усн11 и Унн - суммы условных единиц по оборудованию, отнесенных соответственно к высокому, среднему первому, среднему второму и низкому уровням напряжения, определяемых в соответствии с Приложением 2;
 - прочие расходы сетевой организации, относимые на соответствующий уровень напряжения и рассчитываемые по формулам (11.2), (11.5), (11.8) и (11.11).
Объекты электросетевого хозяйства учитываются на соответствующем уровне напряжения согласно условным единицам.
В целях раздельного учета в НВВвн расходов на содержание объектов электросетевого хозяйства, относимых к единой 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 России 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 России от 28.11.2006 N 318-э/15)

		КонсультантПлюс: примечание.
Приказом ФСТ России от 21.10.2008 N 209-э/1 пункты 49, 50, 52, 53 исключены. В данной редакции документа пунктами 49, 50, 52 считаются соответственно пункты 54, 54.1, 54.2 предыдущей редакции данного документа.		
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 России 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 России от 30.01.2007 N 14-э/14)
49. Исключен. - Приказ ФСТ России 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 России от 21.10.2008 N 209-э/1)

		КонсультантПлюс: примечание.
В соответствии с изменениями, внесенными Приказом ФСТ России от 21.10.2008 N 209-э/1, пункты 54.1, 54.2 считаются соответственно пунктами 50, 52.		
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 России 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.
При наличии согласования между высшими должностными лицами субъектов Российской Федерации (руководителями высших исполнительных органов государственной власти субъектов Российской Федерации), ставки единых (котловых) тарифов на услуги по передаче электрической энергии могут устанавливаться органами исполнительной власти субъектов Российской Федерации в области государственного регулирования тарифов в целях обеспечения их равенства для всех потребителей услуг, расположенных на территориях 2 и более субъектов Российской Федерации и принадлежащих к одной группе (категории) из числа тех, по которым законодательством Российской Федерации предусмотрена дифференциация тарифов на электрическую энергию (мощность), в соответствии с настоящими Методическими указаниями.
(абзац введен Приказом ФАС России от 29.03.2018 N 401/18)
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 России 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 России от 31.07.2007 N 138-э/6)
50. Исключен. - Приказ ФСТ России 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 мощности потребителя ;
- 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 энергетики Российской Федерации, .
Ставки на содержание электрических сетей  на соответствующем уровне напряжения определяются следующим образом:

Высокое напряжение 110 кВ и выше

Среднее напряжение первого уровня 35 кВ

Среднее напряжение второго уровня 20 - 1 кВ

Низкое напряжение 0,4 кВ и ниже

где:
 - заявленная мощность потребителей, присоединенных к сетевой организации (i, r) на низком уровне напряжения (НН), МВт;
 - заявленная мощность потребителей, присоединенных к 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;
 - заявленная мощность потребителей, присоединенных к 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;
 - заявленная мощность потребителей, присоединенных к 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;
 - заявленная мощность потребителей, присоединенных к сетевой организации на уровне напряжения НН, и трансформированная с уровня напряжения СН2, учтенная в сводном прогнозном балансе производства и поставок электрической энергии (мощности), МВт;
 - заявленная мощность потребителей, присоединенных к сетевой организации на уровне напряжения НН, и трансформированная с уровня напряжения СН1, учтенная в сводном прогнозном балансе производства и поставок электрической энергии (мощности), МВт;
 - заявленная мощность потребителей, трансформированная с уровня напряжения СН1 на уровень напряжения СН2, учтенная в сводном прогнозном балансе производства и поставок электрической энергии (мощности), МВт;
 - заявленная мощность потребителей, трансформированная с уровня напряжения ВН на уровень напряжения СН2, учтенная в сводном прогнозном балансе производства и поставок электрической энергии (мощности), МВт;
 - заявленная мощность потребителей, трансформированная с уровня напряжения ВН на уровень напряжения СН1, учтенная в сводном прогнозном балансе производства и поставок электрической энергии (мощности), МВт;
НВВвн, НВВсн1, НВВсн2 и НВВнн - НВВ на соответствующем уровне напряжения, руб.
Знак  означает суммирование по сетевым организациям субъекта Российской Федерации.
Ставки на оплату технологического расхода (потерь) электроэнергии  на соответствующем уровне напряжения определяются следующим образом:

Высокое напряжение 110 кВ и выше

Среднее напряжение первого уровня 35 кВ

Среднее напряжение второго уровня 20 - 1 кВ

Низкое напряжение 0,4 кВ и ниже

где:
 - плановый отпуск из сети электроэнергии потребителям на ВН, СН1, СН2 и НН, млн. кВт·ч;
 - плановая трансформация электроэнергии из сети более высокого уровня напряжения (нижний индекс) в смежную сеть более низкого уровня напряжения (верхний индекс), МВт;
 - расходы на оплату потерь в сетях соответствующего уровня напряжения, ВН, СН1, СН2 и НН, тыс. руб.;
 - величина технологического расхода (потерь) электроэнергии в сети на ВН, СН1, СН2 и НН, соответственно, млн. кВт·ч;
 - 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.

где i = ВН, СН1, СН2 и НН
 - тариф покупки потерь электроэнергии, руб./МВт.ч.
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:

где:
 - ставка средневзвешенной стоимости единицы электрической энергии за 1 МВт·ч, определенная в соответствии с пунктом 63.1 настоящих Методических указаний;
 - ставка средневзвешенной стоимости единицы электрической расчетной мощности, определенная в соответствии с пунктом 63.1 настоящих Методических указаний;
 - потери электрической энергии в сети (s), учтенные в сводном прогнозном балансе производства и поставок электрической энергии (мощности) (МВт·ч);
 - потери электрической мощности в сети (s), учтенные в 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);
Тусл - 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 России 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:

(п. 51 в ред. Приказа ФСТ России от 31.12.2009 N 558-э/1)
52. Исключен. - Приказ ФСТ России 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 России от 31.12.2009 N 558-э/1)
Расчет двухставочного индивидуального тарифа предусматривает определение двух ставок:
(в ред. Приказа ФСТ России от 31.12.2009 N 558-э/1)
- ставки на содержание электрических сетей в расчете на МВА (МВт) суммарной присоединенной (заявленной) мощности без разбивки по напряжениям ТСсод;
- ставки на оплату технологического расхода (потерь) электрической энергии на ее передачу в расчете на МВт·ч без разбивки по напряжениям ТСпот.
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 электрических сетей Рсод и на потери электроэнергии Рпот, который должна получить сетевая организация, рассчитывается следующим образом:

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.
Ставка на содержание электрических сетей ТСсод, установленная для сетевой организации - получателя платы, по которой сетевая организация - плательщик рассчитывается с сетевой организацией - получателем платы, определяется следующим образом:

где:
N - суммарная величина присоединенной (заявленной) мощности на всех уровнях напряжения для точек присоединения сетевой МВА (МВт).
Ставка на оплату технологического расхода (потерь) электрической энергии ТСпот, установленная для сетевой организации - получателя платы, по которой сетевая организация - плательщик рассчитывается с организацией - получателем платы, определяется следующим образом:

где:
Эперет - 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), с учетом того, что Рсод и Рпот рассчитываются следующим образом:
(в ред. Приказа ФСТ России от 31.12.2009 N 558-э/1)

Расчет одноставочного индивидуального тарифа производится следующим образом:

Nз(п) - суммарная величина присоединенной (заявленной) мощности на всех уровнях напряжения для точек присоединения сетевой МВА (МВт).
(абзац введен Приказом ФСТ России от 31.12.2009 N 558-э/1)
(пункт введен Приказом ФСТ России от 31.07.2007 N 138-э/6)
53. Исключен. - Приказ ФСТ России от 21.10.2008 N 209-э/1.

		КонсультантПлюс: примечание.
В соответствии с изменениями, внесенными Приказом ФСТ России от 21.10.2008 N 209-э/1, пункты 54, 54.1, 54.2 считаются пунктами 49, 50, 52 соответственно, пункт 51 изложен в новой редакции, пункт 53 исключен. Таким образом, нарушена очередность нумерации пунктов: пункт 54 отсутствует.		
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 России 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 России 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.
Абзацы шестой - двенадцатый утратили силу. - Приказ ФАС России от 14.09.2020 N 836/20.
(п. 55 в ред. Приказа ФСТ России от 31.07.2007 N 138-э/6)
55.1. Утратил силу. - Приказ ФСТ России от 14.04.2014 N 625-э.
56. Исключен. - Приказ ФСТ России 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.

Главы IX - XI. Утратили силу. - Приказ ФАС России от 14.09.2020 N 836/20.

Приложение 1

		Список изменяющих документов
(в ред. Приказов ФСТ России от 31.07.2007 N 138-э/6,
от 22.12.2009 N 469-э/8,
Приказа ФАС России от 14.09.2020 N 836/20)		

Таблица N П1.1.1

Баланс мощности ПЭ в годовом совмещенном максимуме
графика электрической нагрузки ОЭС

Утратил силу. - Приказ ФАС России от 14.09.2020 N 836/20.

Таблица N П1.1.2

Баланс мощности ЭСО в годовом совмещенном максимуме
графика электрической нагрузки ОЭС

Утратил силу. - Приказ ФАС России от 14.09.2020 N 836/20.

Таблица N П1.2.1

Расчет полезного отпуска электрической энергии по ПЭ

Утратил силу. - Приказ ФАС России от 14.09.2020 N 836/20.

Таблица N П1.2.2

Расчет полезного отпуска электрической энергии по ЭСО

Утратил силу. - Приказ ФАС России от 14.09.2020 N 836/20.

Таблица N П1.3

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

N п/п	Показатели	Ед. изм.	Базовый период	Период регулирования	
			ВН	СН1	СН11	НН	Всего	ВН	СН1	СН11	НН	Всего	
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	
1.	Технические потери	млн. кВт.ч											
1.1.	Потери холостого хода в трансформаторах (а x б x в)	млн. кВт.ч											
а	Норматив потерь	кВт/МВА											
б	Суммарная мощность трансформаторов	МВА											
в	Продолжительность периода	час											
1.2.	Потери в БСК и СТК (а x б)	млн. кВт.ч											
а	Норматив потерь	тыс. кВт.ч в год/шт.											
б	Количество	шт.											
1.3.	Потери в шунтирующих реакторах (а x б)	млн. кВт.ч											
а	Норматив потерь	тыс. кВт.ч в год/шт.											
б	Количество	шт.											
1.4.	Потери в синхронных компенсаторах (СК)	млн. кВт.ч											
1.4.1.	Потери в СК номинальной мощностью ____ Мвар (а x б)												
а	Норматив потерь	тыс. кВт.ч в год/шт.											
б	Количество	шт.											
1.4.2.	Потери в СК номинальной мощностью ____ Мвар (а x б)												
а	Норматив потерь	тыс. кВт.ч в год/шт.											
б	Количество	шт.											
1.4.3.	...												
1.5.	Потери электрической энергии на корону, всего	млн. кВт.ч											
1.5.1.	Потери на корону в линиях напряжением ___ кВ (а x б)	млн. кВт.ч											
а	Норматив потерь	млн. кВт.ч в год/км											
б	Протяженность линий	км											
1.5.2.	...	млн. кВт.ч											
1.6.	Нагрузочные потери, всего												
1.6.1.	Нагрузочные потери в сети ВН, СН1, СН11 (а x б x в)												
а	Норматив потерь	%											
б	Поправочный коэффициент												
в	Отпуск в сеть ВН, СН1 и СН11	млн. кВт.ч											
1.6.2.	Нагрузочные потери в сети НН (а x б)	млн. кВт.ч											
а	Норматив потерь	тыс. кВт.ч в год/км											
б	Протяженность линий 0,4 кВ	км											
2.	Расход электроэнергии на собственные нужды подстанций	млн. кВт.ч											
3.	Потери, обусловленные погрешностями приборов учета	млн. кВт.ч											
4.	Итого	млн. кВт.ч											

Таблица N П1.4

Баланс электрической энергии по сетям ВН, СН1, СН11 и НН

млн. кВт.ч

N п/п	Показатели	Базовый период	Период регулирования	
		Всего	ВН	СН1	СН11	НН	Всего	ВН	СН1	СН11	НН	
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	
1.	Поступление эл. энергии в сеть, всего											
1.1.	из смежной сети, всего											
	в том числе из сети											
	ВН											
	СН1											
	СН11											
1.2.	от электростанций ПЭ (ЭСО)											
1.3.	от других поставщиков (в т.ч. с оптового рынка)											
1.4.	поступление эл. энергии от других организаций											
2.	Потери электроэнергии в сети											
	то же в % (п. 1.1/п. 1.3)											
3.	Расход электроэнергии на производственные и хозяйственные нужды											
4.	Полезный отпуск из сети											
4.1.	в т.ч.											
	собственным потребителям ЭСО											
	из них:											
	потребителям, присоединенным к центру питания											
	на генераторном напряжении											
4.2.	потребителям оптового рынка											
4.3.	сальдо переток в другие организации											

Таблица N П1.5

Электрическая мощность по диапазонам напряжения ЭСО

МВт

N п/п	Показатели	Базовый период	Период регулирования	
		Всего	ВН	СН1	СН11	НН	Всего	ВН	СН1	СН11	НН	
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	
1.	Поступление мощности в сеть, всего											
1.1.	из смежной сети											
1.2.	от электростанций ПЭ											
	от других поставщиков (в т.ч. с оптового рынка)											
	от других организаций											
2.	Потери в сети											
	то же в %											
3.	Мощность на производственные и хозяйственные нужды											
4.	Полезный отпуск мощности потребителям											
4.1.	в т.ч.
Заявленная (расчетная) мощность собственных потребителей, пользующихся региональными электрическими сетями											
4.2.	Заявленная (расчетная) мощность потребителей оптового рынка											
4.3.	В другие организации											

Таблица N П1.6

Структура полезного отпуска электрической энергии
(мощности) по группам потребителей ЭСО

N п/п	Группа потребителей	Объем полезного отпуска электроэнергии, млн. кВт.ч	Заявленная (расчетная) мощность, тыс. кВт	Число часов использования, час	Доля потребления на разных диапазонах напряжений, %	
		Всего	ВН	СН1	СН11	НН	Всего	ВН	СН1	СН11	НН		Всего	ВН	СН1	СН11	НН	
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15	16	17	18	
Базовый период	
1.	Базовые потребители																	
	Потребитель 1																	
	Потребитель 2																	
	...																	
2.	Население																	
3.	Прочие потребители																	
3.1.	в том числе Бюджетные потребители																	
4.	Итого																	
Период регулирования	
1.	Базовые потребители																	
	Потребитель 1																	
	Потребитель 2																	
	...																	
2.	Население																	
3.	Прочие потребители																	
3.1.	в том числе Бюджетные потребители																	
4.	Итого																	

Таблица N П1.7

Расчет полезного отпуска тепловой энергии ЭСО (ПЭ)

Утратил силу. - Приказ ФАС России от 14.09.2020 N 836/20.

Таблица N П1.8

Структура полезного отпуска тепловой энергии мощности

Утратила силу. - Приказ ФАС России от 14.09.2020 N 836/20.

Таблица N П1.9

Расчет расхода топлива по электростанциям (котельным)

Утратил силу. - Приказ ФАС России от 14.09.2020 N 836/20.

Таблица N П1.10

Расчет баланса топлива

Утратил силу. - Приказ ФАС России от 14.09.2020 N 836/20.

Таблица N П1.11

Расчет затрат на топливо для выработки
электрической и тепловой энергии

Утратил силу. - Приказ ФАС России от 14.09.2020 N 836/20.

Таблица N П1.12

Расчет стоимости покупной энергии
на технологические цели

Утратил силу. - Приказ ФАС России от 14.09.2020 N 836/20.

Таблица N П1.13

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

N п/п	Наименование показателей	Объем электроэнергии, млн. кВт.ч	Размер платы за услуги, руб./тыс. кВт.ч	Сумма платы за услуги, тыс. руб.	
1	2	3	4	5	
	Базовый период				

					
	Период регулирования				

					

Таблица N П1.14

Расчет суммы платы за пользование
водными объектами предприятиями гидроэнергетики
(водный налог)

N п/п	Наименование показателей	Выработка электроэнергии, млн. кВт.ч	Ставка водного налога, коп./ кВт.ч	Сумма платы, тыс. руб.	
1	2	3	4	5	
	Базовый период				
1.	ГЭС ПЭ (энергоснабжающей организации)				
					
	Период регулирования				
2.	ГЭС ПЭ (энергоснабжающей организации)				

Таблица N П1.15

Смета расходов <*>

N п/п	Наименование показателя	Базовый период	Период регулирования	
1	2	3	4	
1.	Сырье, основные материалы			
2.	Вспомогательные материалы			
	из них на ремонт			
3.	Работы и услуги производственного характера			
	из них на ремонт			
4.	Топливо на технологические цели			
5.	Энергия			
5.1.	Энергия на технологические цели (покупная энергия Таблица N П1.12)			
5.2.	Энергия на хозяйственные нужды			
6.	Затраты на оплату труда			
	из них на ремонт			
7.	Отчисления на социальные нужды			
	из них на ремонт			
8.	Амортизация основных средств			
9.	Прочие затраты всего, в том числе:			
9.1.	Целевые средства на НИОКР			
9.2.	Средства на страхование			
9.3.	Плата за предельно допустимые выбросы (сбросы)			
9.4.	Оплата за услуги по организации функционирования и развитию ЕЭС России, оперативно-диспетчерскому управлению в электроэнергетике, организации функционирования торговой системы оптового рынка электрической энергии (мощности), передаче электрической энергии по единой национальной (общероссийской) электрической сети			
9.5.	Отчисления в ремонтный фонд (в случае его формирования)			
9.6.	Водный налог (ГЭС)			
9.7.	Непроизводственные расходы (налоги и другие обязательные платежи и сборы)			
9.7.1.	Налог на землю			
9.7.2.	Налог на пользователей автодорог			
9.8.	Другие затраты, относимые на себестоимость продукции, всего			
	в т.ч.			
9.8.1.	Арендная плата			
10.	Итого расходов			
	из них на ремонт			
11.	Недополученный по независящим причинам доход			
12.	Избыток средств, полученный в предыдущем периоде регулирования			
13.	Расчетные расходы по производству продукции (услуг)			
	в том числе:			
13.1.	- электрическая энергия			
13.1.1.	производство электроэнергии			
13.1.2.	покупная электроэнергия			
13.1.3.	передача электроэнергии			
13.2.	- тепловая энергия			
13.2.1.	производство теплоэнергии			
13.2.2.	покупная теплоэнергия			
13.2.3.	передача теплоэнергии			
13.3.	- прочая продукция			

--------------------------------
<*> Заполняется в целом и отдельно по: производству электрической энергии, производству тепловой энергии, передаче электрической энергии, передаче тепловой энергии.

Таблица N П1.16

Расчет расходов на оплату труда <*>

N п/п	Показатели	Ед. изм.	Базовый период	Период регулирования	
1	2	3	4	5	
1.	Численность				
	Численность ППП	чел.			
2.	Средняя оплата труда				
2.1.	Тарифная ставка рабочего 1 разряда	руб.			
2.2.	Дефлятор по заработной плате				
2.3.	Тарифная ставка рабочего 1 разряда с учетом дефлятора	руб.			
2.4.	Средняя ступень оплаты				
2.5.	Тарифный коэффициент, соответствующий ступени по оплате труда	руб.			
2.6.	Среднемесячная тарифная ставка ППП	руб.			
2.7.	Выплаты, связанные с режимом работы с условиями труда 1 работника				
2.7.1.	процент выплаты	%			
2.7.2.	сумма выплат	руб.			
2.8.	Текущее премирование				
2.8.1.	процент выплаты	%			
2.8.2.	сумма выплат	руб.			
2.9.	Вознаграждение за выслугу лет				
2.9.1.	процент выплаты	%			
2.9.2.	сумма выплат	руб.			
2.10.	Выплаты по итогам года				
2.10.1.	процент выплаты	%			
2.10.2.	сумма выплат	руб.			
2.11.	Выплаты по районному коэффициенту и северные надбавки				
2.11.1.	процент выплаты	%			
2.11.2.	сумма выплат	руб.			
2.12.	Итого среднемесячная оплата труда на 1 работника	руб.			
3.	Расчет средств на оплату труда ППП (включенного в себестоимость)				
3.1.	Льготный проезд к месту отдыха	тыс. руб.			
3.2.	По Постановлению от 03.11.94 N 1206	тыс. руб.			
3.3.	Итого средства на оплату труда ППП	тыс. руб.			
4.	Расчет средств на оплату труда непромышленного персонала (включенного в балансовую прибыль)				
4.1.	Численность, принятая для расчета (базовый период - фактическая)	чел.			
4.2.	Среднемесячная оплата труда на 1 работника	руб.			
4.3.	Льготный проезд к месту отдыха	тыс. руб.			
4.4.	По Постановлению от 03.11.94 N 1206	тыс. руб.			
4.5.	Итого средства на оплату труда непромышленного персонала	тыс. руб.			
5.	Расчет по денежным выплатам				
5.1.	Численность всего, принятая для расчета (базовый период - фактическая)	чел.			
5.2.	Денежные выплаты на 1 работника	руб.			
5.3.	Итого по денежным выплатам	тыс. руб.			
6.	Итого средства на потребление	тыс. руб.			
7.	Среднемесячный доход на 1 работника	руб.			

--------------------------------
<*> Заполняется в целом и отдельно по: производству электрической энергии, производству тепловой энергии, передаче электрической энергии, передаче тепловой энергии.

Таблица N П1.17

Расчет амортизационных отчислений
на восстановление основных производственных фондов <*>

тыс. руб.

N п/п	Показатели	Базовый период	Период регулирования	
1.	Балансовая стоимость основных производственных фондов на начало периода регулирования			
2.	Ввод основных производственных фондов			
3.	Выбытие основных производственных фондов			
4.	Средняя за отчетный период стоимость основных производственных фондов			
5.	Средняя норма амортизации			
6.	Сумма амортизационных отчислений			

--------------------------------
<*> Заполняется в целом и отдельно по: производству электрической энергии, производству тепловой энергии, передаче электрической энергии, по передаче тепловой энергии.

Примечание. При заполнении таблицы по передаче электрической энергии справочно указывается первоначальная стоимость основных фондов по уровням напряжения (ВН, СН1, СН11, НН).

Таблица N П1.17.1

Расчет среднегодовой стоимости
основных производственных фондов по линиям
электропередач и подстанциям

	Стоимость на начало регулируемого периода	Ввод основных производственных фондов	Выбытие основных производственных фондов	Стоимость на конец регулируемого периода	Среднегодовая стоимость	Амортизация	
1. Линии электропередач							
ВЛЭП							
ВН							
СН1							
СН11							
НН							
КЛЭП							
ВН							
СН1							
СН11							
НН							
2. Подстанции							
ВН							
СН1							
СН11							
НН							
Всего (стр. 1 + стр. 2)							
ВН							
СН1							
СН11							
НН							

Таблица N П1.18

Калькуляция расходов, связанных с производством
и передачей электрической энергии

Утратила силу. - Приказ ФАС России от 14.09.2020 N 836/20.

Таблица N П1.18.1

Калькуляция расходов, связанных с производством
электрической энергии ЭСО (ПЭ)

Утратила силу. - Приказ ФАС России от 14.09.2020 N 836/20.

Таблица N П1.18.2

Калькуляция расходов, связанных с передачей
электрической энергии

тыс. руб.

N п/п	Калькуляционные статьи затрат	Базовый период	Период регулирования	
		всего	из них расходы на сбыт	всего	из них расходы на сбыт	
1	2	3	4	5	6	
1.	Основная оплата труда производственных рабочих					
2.	Дополнительная оплата труда производственных рабочих					
3.	Отчисления на соц. нужды с оплаты производственных рабочих					
4.	Расходы по содержанию и эксплуатации оборудования, в том числе:					
4.1.	амортизация производственного оборудования					
	ВН					
	СН1					
	СН11					
	НН					
4.2.	отчисления в ремонтный фонд					
4.3.	другие расходы по содержанию и эксплуатации оборудования					
5.	Расходы по подготовке и освоению производства (пусковые работы)					
6.	Цеховые расходы					
7.	Общехозяйственные расходы, всего в том числе:					
7.1.	Целевые средства на НИОКР					
7.2.	Средства на страхование					
7.3.	Плата за предельно допустимые выбросы (сбросы) загрязняющих веществ					
7.4.	Отчисления в ремонтный фонд в случае его формирования					
7.5.	Непроизводственные расходы (налоги и другие обязательные платежи и сборы) всего,
в том числе:					
	- налог на землю					
	ВН					
	СН1					
	СН11					
	НН					
7.6.	Другие затраты, относимые на себестоимость продукции
всего,
в том числе:					
7.6.1.	Арендная плата					
8.	Недополученный по независящим причинам доход					
9.	Избыток средств, полученный в предыдущем периоде регулирования					
10.	Итого производственные расходы					
	в том числе:					
	ВН					
	СН1					
	СН11					
	НН					
11.	Полезный отпуск электроэнергии, млн. кВт.ч					
12.	Удельные расходы, руб./тыс. кВт.ч					
13.	Условно-постоянные затраты, в том числе:					
13.1.	Сумма общехозяйственных расходов					
14.	Оплата за услуги по организации функционирования и развитию ЕЭС России, оперативно-диспетчерскому управлению в электроэнергетике, организации функционирования торговой системы оптового рынка электрической энергии (мощности), передаче электрической энергии по единой национальной (общероссийской) электрической сети					

Таблица N П1.19

Калькуляция расходов, связанных с производством
и передачей тепловой энергии

Утратила силу. - Приказ ФАС России от 14.09.2020 N 836/20.

Таблица N П1.19.1

Калькуляция расходов,
связанных с производством тепловой энергии

Утратила силу. - Приказ ФАС России от 14.09.2020 N 836/20.

Таблица N П1.19.2

Калькуляция расходов, по передаче тепловой энергии

Утратила силу. - Приказ ФАС России от 14.09.2020 N 836/20.

Таблица N П1.20

Расчет источников финансирования капитальных вложений

тыс. руб.

N п/п	Наименование	Базовый период	Период регулирования	
1	2	3	4	
1.	Объем капитальных вложений - всего			
	в том числе:			
	- на производственное и научно-техническое развитие			
	- на непроизводственное развитие			
2.	Финансирование капитальных вложений			
	из средств - всего			
2.1.	Амортизационных отчислений на полное восстановление основных фондов (100%)			
2.2.	Неиспользованных средств на начало года			
2.3.	Федерального бюджета			
2.4.	Местного бюджета			
2.5.	Регионального (республиканского, краевого, областного) бюджета			
2.6.	Прочих			
2.7.	Средства, полученные от реализации ценных бумаг			
2.8.	Кредитные средства			
2.9.	Итого по пп. 2.1 - 2.8			
2.10.	Прибыль (п. 1 - п. 2.9):			
	- отнесенная на производство электрической энергии			
	- отнесенная на передачу электрической энергии			
	- отнесенная на производство тепловой энергии			
	- отнесенная на передачу тепловой энергии			

Таблица N П1.20.1

Справка о финансировании и освоении
капитальных вложений по источникам электроэнергии
(производство электроэнергии)

Утратила силу. - Приказ ФАС России от 14.09.2020 N 836/20.

Таблица N П1.20.2

Справка
о финансировании и освоении капитальных
вложений по источникам тепловой энергии
(производство тепловой энергии)

Утратила силу. - Приказ ФАС России от 14.09.2020 N 836/20.

Таблица N П1.20.3

Справка
о финансировании и освоении капитальных
вложений в электросетевое строительство
(передача электроэнергии)

тыс. руб.

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

							

Таблица N П1.20.4

Справка
о финансировании и освоении капитальных
вложений в теплосетевое строительство
(передача тепловой энергии)

Утратила силу. - Приказ ФАС России от 14.09.2020 N 836/20.

Таблица N П1.21

Расчет балансовой прибыли, принимаемой при установлении
тарифов на электрическую и тепловую энергию

Утратил силу. - Приказ ФАС России от 14.09.2020 N 836/20.

Таблица N П1.21.1

Расчет балансовой прибыли, принимаемой при установлении
тарифов на производство электрической энергии

Утратил силу. - Приказ ФАС России от 14.09.2020 N 836/20.

Таблица N П1.21.2

Расчет балансовой прибыли, принимаемой при установлении
тарифов на производство тепловой энергии

Утратил силу. - Приказ ФАС России от 14.09.2020 N 836/20.

Таблица N П1.21.3

Расчет балансовой прибыли, принимаемой при установлении
тарифов на передачу электрической энергии

тыс. руб.

N п/п	Наименование	Базовый период	Период регулирования	
		всего	из них на сбыт	всего	из них на сбыт	
1	2	3	4	5	6	
1.	Прибыль на развитие производства					
	в том числе:					
	- капитальные вложения					
	ВН					
	СН1					
	СН11					
	НН					
2.	Прибыль на социальное развитие					
	в том числе:					
	- капитальные вложения					
3.	Прибыль на поощрение					
4.	Дивиденды по акциям					
5.	Прибыль на прочие цели					
	- % за пользование кредитом					
	- услуги банка					
	- другие (с расшифровкой)					
6.	Прибыль, облагаемая налогом					
7.	Налоги, сборы, платежи - всего					
	в том числе:					
	- на прибыль					
	ВН					
	СН1					
	СН11					
	НН					
	- на имущество					
	ВН					
	СН1					
	СН11					
	НН					
	- плата за выбросы загрязняющих веществ					
	- другие налоги и обязательные сборы и платежи (с расшифровкой)					
8.	Прибыль от товарной продукции, в том числе					
	в том числе:					
	ВН					
	СН1					
	СН11					
	НН					

Таблица N П1.21.4

Расчет балансовой прибыли, принимаемой при установлении
тарифов на передачу тепловой энергии

Утратил силу. - Приказ ФАС России от 14.09.2020 N 836/20.

Таблица N П1.22

Расчет
экономически обоснованного тарифа продажи ЭСО (ПЭ)

Утратил силу. - Приказ ФАС России от 14.09.2020 N 836/20.

Таблица N П1.23

Расчет экономически обоснованного тарифа
покупки электроэнергии потребителями

Утратил силу. - Приказ ФАС России от 14.09.2020 N 836/20.

Таблица N П1.24

Расчет платы за услуги
по содержанию электрических сетей

N п/п		Единицы измерения	Базовый период	Период регулирования	
			всего	из них на сбыт	всего	из них на сбыт	
1	2	3	4	5	6	7	
1.	Расходы, отнесенные на передачу электрической энергии (п. 11 табл. П1.18.2)	тыс. руб.					
1.1.	ВН						
1.2.	СН						
	в т.ч. СН1						
	СН11						
1.3.	НН						
2.	Прибыль, отнесенная на передачу электрической энергии (п. 8 табл. П1.21.3)	тыс. руб.					
2.1.	ВН						
2.2.	СН						
	в т.ч. СН1						
	СН11						
2.3.	НН						
3.	Рентабельность (п. 2 / п. 1 x 100%)	%					
4.	Необходимая валовая выручка, отнесенная на передачу электрической энергии (п. 1 + п. 2)	тыс. руб.					
4.1.	ВН						
4.2.	СН						
	в т.ч. СН1						
	СН11						
4.3.	НН						
5.	Плата за услуги на содержание электрических сетей по диапазонам напряжения в расчете на 1 МВт согласно формулам (31) - (33)	руб./МВт. мес.					
5.1.	ВН						
5.2.	СН						
	в т.ч. СН1						
	СН11						
5.3.	НН						
6.	Плата за услуги на содержание электрических сетей по диапазонам напряжения в расчете на 1 МВт.ч согласно формулам (34) - (36)	руб./МВт.ч					
6.1.	ВН						
6.2.	СН						
	в т.ч. СН1						
	СН11						
6.3.	НН						

Таблица N П1.24.1

Расчет платы за услуги по передаче тепловой энергии

Утратил силу. - Приказ ФАС России от 14.09.2020 N 836/20.

Таблица N П1.25

Расчет ставки по оплате
технологического расхода (потерь) электрической
энергии на ее передачу по сетям

N п/п		Единицы измерения	Базовый период	Период регулирования	
1	2	3	4	5	
1.	Средневзвешенный тариф на электрическую энергию	руб./ МВт.ч			
2.	Отпуск электрической энергии в сеть с учетом величины сальдо-перетока электроэнергии	млн. кВт.ч			
2.1.	ВН				
2.2.	СН				
	в т.ч. СН1				
	СН11				
2.3.	НН				
3.	Потери электрической энергии	%			
3.1.	ВН				
3.2.	СН				
	в т.ч. СН1				
	СН11				
3.3.	НН				
4.	Полезный отпуск электрической энергии	млн. кВт.ч			
4.1.	ВН				
4.2.	СН				
	в т.ч. СН1				
	СН11				
4.3.	НН				
					
5.	Расходы на компенсацию потерь	тыс. руб.			
5.1.	ВН				
5.2.	СН				
	в т.ч. СН1				
	СН11				
5.3.	НН				
6.	Ставка на оплату технологического расхода (потерь) электрической энергии на ее передачу по сетям	руб./ МВт.ч			
6.1.	ВН				
6.2.	СН				
	в т.ч. СН1				
	СН11				
6.3.	НН				

Таблица N П1.26

Расчет дифференцированных по времени суток
ставок платы за электрическую энергию

Утратил силу. - Приказ ФАС России от 14.09.2020 N 836/20.

Таблица N П1.27

Экономически обоснованные тарифы
на электрическую энергию (мощность)
по группам потребителей

Утратили силу. - Приказ ФАС России от 14.09.2020 N 836/20.

Таблица N П1.28

Расчет одноставочных экономически обоснованных тарифов
на тепловую энергию по СЦТ (ЭСО)

Утратил силу. - Приказ ФАС России от 14.09.2020 N 836/20.

Таблица N П1.28.1

Расчет ставок платы за тепловую мощность
для потребителей пара и горячей воды по СЦТ (ЭСО)

Утратил силу. - Приказ ФАС России от 14.09.2020 N 836/20.

Таблица N П1.28.2

Расчет дифференцированных ставок
за тепловую энергию для потребителей
пара различных параметров и горячей воды по СЦТ

Утратил силу. - Приказ ФАС России от 14.09.2020 N 836/20.

Таблица N П1.28.3

Расчет экономически обоснованных тарифов
на тепловую энергию (мощность)
по группам потребителей

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

Таблица N П1.29

Укрупненная структура тарифа
на электрическую энергию для потребителей

Утратила силу. - Приказ ФАС России от 14.09.2020 N 836/20.

Таблица N П1.30

Отпуск (передача) электроэнергии
территориальными сетевыми организациями

		Список изменяющих документов
(введена Приказом ФСТ России от 31.07.2007 N 138-э/6)		

N	Наименование показателя	Отпуск ЭЭ, тыс. кВт·ч	Заявленная мощность, МВт	Присоединенная мощность, МВА	Товарная продукция, тыс. руб.	
1	2	3	4	5	6	
1	Поступление электроэнергии в сеть - всего					
	в т.ч. из					
1.1	не сетевых организаций					
1.2	сетевых организаций					
	в т.ч. из					
1.2.1	сетевой организации 1					
1.2.2	сетевой организации 2					
	...					
2	Потери электроэнергии - всего					
3	Отпуск (передача) электроэнергии сетевыми предприятиями - всего					
	в т.ч.					
3.1	не сетевым организациям					
3.2	сетевым организациям					
	в т.ч.					
3.2.1	сетевой организации 1					
3.2.1.1	также в сальдированном выражении (п. 3.2.1 - п. 1.2.1)					
3.2.2	сетевой организации 2					
3.2.2.1	также в сальдированном выражении (п. 3.2.2 - п. 1.2.2)					
	...					
4	Поступление электроэнергии в ЕНЭС					
	в т.ч. из					
4.1	не сетевых организаций					
4.2	сетевых организаций					
	в т.ч. из					
4.2.1	сетевой организации 1					
4.2.2	сетевой организации 2					
	...					
5	Потери электроэнергии					
6	Отпуск (передача) электроэнергии					
	в т.ч.					
6.1	не сетевым организациям					
6.2	сетевым организациям					
	в т.ч.					
6.2.1	сетевой организации 1					
6.2.1.1	также в сальдированном выражении (п. 6.2.1 - п. 4.2.1)					
6.2.2	сетевой организации 2					
6.2.2.1	также в сальдированном выражении (п. 6.2.2 - п. 4.2.2)					
	...					
7	Трансформировано из сети ЕНЭС в:				X	
8	- ВН				X	
9	- СН1				X	
10	- СН2				X	
11	- НН				X	
12	Поступление электроэнергии в сеть ВН 110 кВ					
	в т.ч. из					
12.1	не сетевых организаций					
12.2	сетевых организаций					
	в т.ч. из					
12.2.1	сетевой организации 1					
12.2.2	сетевой организации 2					
	...					
13	Потери электроэнергии					
14	Отпуск (передача) электроэнергии					
	в т.ч.					
14.1	не сетевым организациям					
14.2	сетевым организациям					
	в т.ч					
14.2.1	сетевой организации 1					
14.2.1.1	также в сальдированном выражении (п. 14.2.1 - п. 12.2.1)					
14.2.2	сетевой организации 2					
14.2.2.1	также в сальдированном выражении (п. 14.2.2 - п. 12.2.2)					
	...					
15	Трансформировано из 110 кВ в:				X	
16	- СН1				X	
17	- СН2				X	
18	- НН				X	
19	Поступление электроэнергии в сеть СН1					
	в т.ч. из					
19.1	не сетевых организаций					
19.2	сетевых организаций					
	в т.ч. из					
19.2.1	сетевой организации 1					
19.2.2	сетевой организации 2					
	...					
20	Потери электроэнергии					
21	Отпуск (передача) электроэнергии					
	в т.ч.					
21.1	не сетевым организациям					
21.2	сетевым организациям					
	в т.ч.					
21.2.1	сетевой организации 1					
21.2.1.1	также в сальдированном выражении (п. 21.2.1 - п. 19.2.1)					
21.2.2	сетевой организации 2					
21.2.2.1	также в сальдированном выражении (п. 21.2.2 - п. 19.2.2)					
	...					
22	Трансформировано из 35 кВ в:				X	
23	- СН2				X	
24	- НН				X	
25	Поступление электроэнергии в сеть СН2					
	в т.ч. из					
25.1	не сетевых организаций					
25.2	сетевых организаций					
	в т.ч. из					
25.2.1	сетевой организации 1					
25.2.2	сетевой организации 2					
	...					
26	Потери электроэнергии					
27	Отпуск (передача) электроэнергии					
	в т.ч.					
27.1	не сетевым организациям					
27.2	сетевым организациям					
	в т.ч.					
27.2.1	сетевой организации 1					
27.2.1.1	также в сальдированном выражении (п. 27.2.1 - п. 25.2.1)					
27.2.2	сетевой организации 2					
27.2.2.1	также в сальдированном выражении (п. 27.2.2 - п. 25.2.2)					
	...					
28	Трансформировано из 10-6 кВ в:				X	
29	- НН				X	
30	Поступление электроэнергии в сеть НН					
	в т.ч. из					
30.1	не сетевых организаций					
30.2	сетевых организаций					
	в т.ч. из					
30.2.1	сетевой организации 1					
30.2.2	сетевой организации 2					
	...					
31	Потери электроэнергии					
32	Отпуск (передача) электроэнергии					
	в т.ч.					
3.1	не сетевым организациям					
3.2	сетевым организациям					
	в т.ч.					
32.2.1	сетевой организации 1					
32.2.1.1	также в сальдированном выражении (п. 32.2.1 - п. 30.2.1)					
32.2.2	сетевой организации 2					
32.2.2.1	также в сальдированном выражении (п. 32.2.2 - п. 30.2.2)					
	...					

Приложение 2

СИСТЕМА УСЛОВНЫХ ЕДИНИЦ
ДЛЯ РАСПРЕДЕЛЕНИЯ ОБЩЕЙ СУММЫ
ТАРИФНОЙ ВЫРУЧКИ ПО КЛАССАМ НАПРЯЖЕНИЯ

Таблица N П2.1

Объем воздушных линий электропередач
(ВЛЭП) и кабельных линий электропередач (КЛЭП)
в условных единицах в зависимости от протяженности,
напряжения, конструктивного использования и материала опор

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

Примечание. При расчете условных единиц протяженность ВЛЭП - 0,4 кВ от линии до ввода в здании не учитывается.
Условные единицы по ВЛЭП - 0,4 кВ учитывают трудозатраты на обслуживание и ремонт:
а) воздушных линий в здание и
б) линий с совместной подвеской проводов.
- Условные единицы по ВЛЭП 0,4 - 20 кВ учитывают трудозатраты оперативного персонала распределительных сетей 0,4 - 20 кВ.
- Кабельные вводы учтены в условных единицах КЛЭП напряжением до 1 кВ.

Таблица N П2.2

Объем подстанций 35 - 1150 кВ,
трансформаторных подстанций (ТП), комплексных
трансформаторных подстанций (КТП) и распределительных
пунктов (РП) 0,4 - 20 кВ в условных единицах

N п/п	Наименование	Единица измерения	Напряжение, кВ	Количество условных единиц (у) на единицу измерения	Количество единиц измерения	Объем условных единиц	
				у/ед.изм.	ед. изм.	У	
1	2	3	4	5	6	7 = 5 x 6	
1	Подстанция	П/ст	1150	1000			
			750	600			
			400 - 500	500			
			330	250			
			220	210			
			110 - 150	105			
			35	75			
2	Силовой трансформатор или реактор (одно- или трехфазный), или вольтодобавочный трансформатор	Единица оборудования	1150	60			
			750	43			
			400 - 500	28			
			330	18			
			220	14			
			110 - 150	7,8			
			35	2,1			
			1 - 20	1,0			
3	Воздушный выключатель	3 фазы	1150	180			
			750	130			
			400 - 500	88			
			330	66			
			220	43			
			110 - 150	26			
			35	11			
			1 - 20	5,5			
4	Масляный выключатель	- " -	220	23			
			110 - 150	14			
			35	6,4			
			1 - 20	3,1			
5	Отделитель с короткозамыкателем	Единица оборудования	400 - 500	35			
			330	24			
			220	19			
			110 - 150	9,5			
			35	4,7			
6	Выключатель нагрузки	- " -	1 - 20	2,3			
7	Синхронный компенсатор мощн. 50 Мвар	- " -	1 - 20	26			
8	То же, 50 Мвар и более	- " -	1 - 20	48			
9	Статические конденсаторы	100 конд.	35	2,4			
			1 - 20	2,4			
10	Мачтовая (столбовая) ТП	ТП	1 - 20	2,5			
11	Однотрансформаторная ТП, КТП	ТП, КТП	1 - 20	2,3			
12	Двухтрансформаторная ТП, КТП	ТП, КТП	1 - 20	3			
13	Однотрансформаторная подстанция 34/0,4 кВ	п/ст	35	3,5			
14	Итого	ВН	-	-		
		СН	-	-		
		НН	-	-		

Примечание. В п. 1 учтены трудозатраты оперативного персонала подстанций напряжением 35 - 1150 кВ.
Условные единицы по п. п. 2 - 9 учитывают трудозатраты по обслуживанию и ремонту оборудования, не включенного в номенклатуру условных единиц (трансформаторы напряжения, аккумуляторные батареи, сборные шины и т.д.), резервного оборудования.
Условные единицы по п. 2 "Силовые трансформаторы 1 - 20 кВ" определяются только для трансформаторов, используемых для собственных нужд подстанций 35 - 1150 кВ.
По п. п. 3 - 6 учтены дополнительные трудозатраты на обслуживание и ремонт устройств релейной защиты и автоматики, а для воздушных выключателей (п. 3) - дополнительно трудозатраты по обслуживанию и ремонту компрессорных установок.
Значение условных единиц п. п. 4 и 6 "Масляные выключатели 1 - 20 кВ" и "Выключатели нагрузки 1 - 20 кВ" относятся к коммутационным аппаратам, установленным в распределительных устройствах 1 - 20 кВ подстанций 35 - 1150 кВ, ТП, КТП и РП 1 - 20 кВ, а также к секционирующим коммутационным аппаратам на линиях 1 - 20 кВ.
Объем РП 1 - 20 кВ в условных единицах определяется по количеству установленных масляных выключателей (п. 4) и выключателей нагрузки (п. 6). При установке в РП трансформаторов 1 - 20/0,4 кВ дополнительные объемы обслуживания определяются по п. 11 или 12.
По п. п. 10 - 12 дополнительно учтены трудозатраты оперативного персонала распределительных сетей 0,4 - 20 кВ.
По п. п. 1, 2 условные единицы относятся на уровень напряжения, соответствующий первичному напряжению.
Условные единицы электрооборудования понизительных подстанций относятся на уровень высшего напряжения подстанций.

Приложение 3

РАЗДЕЛЬНЫЙ УЧЕТ В НВВвн
РАСХОДОВ НА СОДЕРЖАНИЕ ОБЪЕКТОВ ЭЛЕКТРОСЕТЕВОГО ХОЗЯЙСТВА,
ОТНОСИМЫХ К ЕДИНОЙ НАЦИОНАЛЬНОЙ (ОБЩЕРОССИЙСКОЙ)
ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ (ЕНЭС) (ИНДЕКС ВН1) И НЕ ОТНОСИМЫХ
К ЕНЭС (ИНДЕКС ВН11)

НВВвн = НВВвн1 + НВВвн11 (1)

Увн = Увн1 + Увн11 (6)

НИвн = НИвн1 + НИвн11 (7)

НЗвн = НЗвн1 + НЗвн11 (8)

Авн = Авн1 + Авн11 (9)

ПРНвн = ПРНвн1 + ПРНвн11 (10)

Приложение 4

Утратило силу. - Приказ ФАС России от 14.09.2020 N 836/20.