МИНИСТЕРСТВО ЭНЕРГЕТИКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
ПРИКАЗ
от 21 июня 2017 г. N 544
О ВНЕСЕНИИ ИЗМЕНЕНИЙ
В МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ ПО РАСЧЕТУ УРОВНЯ НАДЕЖНОСТИ
И КАЧЕСТВА ПОСТАВЛЯЕМЫХ ТОВАРОВ И ОКАЗЫВАЕМЫХ УСЛУГ
ДЛЯ ОРГАНИЗАЦИИ ПО УПРАВЛЕНИЮ ЕДИНОЙ НАЦИОНАЛЬНОЙ
(ОБЩЕРОССИЙСКОЙ) ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТЬЮ И ТЕРРИТОРИАЛЬНЫХ
СЕТЕВЫХ ОРГАНИЗАЦИЙ, УТВЕРЖДЕННЫЕ ПРИКАЗОМ МИНЭНЕРГО
РОССИИ ОТ 29 НОЯБРЯ 2016 Г. N 1256
В соответствии с пунктом 2 постановления Правительства Российской Федерации от 31 декабря 2009 г. N 1220 "Об определении применяемых при установлении долгосрочных тарифов показателей надежности и качества поставляемых товаров и оказываемых услуг" (Собрание законодательства Российской Федерации, 2010, N 5, ст. 524; 2011, N 17, ст. 2416; 2014, N 8, ст. 815; 2015, N 37, ст. 5153; 2016, N 41, ст. 5834) приказываю:
Утвердить прилагаемые изменения в Методические указания по расчету уровня надежности и качества поставляемых товаров и оказываемых услуг для организации по управлению единой национальной (общероссийской) электрической сетью и территориальных сетевых организаций, утвержденные приказом Минэнерго России от 29 ноября 2016 г. N 1256 (зарегистрирован Минюстом России 27 декабря 2016 г., регистрационный N 44983).
Министр
А.В.НОВАК
Утверждены
приказом Минэнерго России
от 21.06.2017 N 544
ИЗМЕНЕНИЯ,
КОТОРЫЕ ВНОСЯТСЯ В МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ ПО РАСЧЕТУ УРОВНЯ
НАДЕЖНОСТИ И КАЧЕСТВА ПОСТАВЛЯЕМЫХ ТОВАРОВ И ОКАЗЫВАЕМЫХ
УСЛУГ ДЛЯ ОРГАНИЗАЦИИ ПО УПРАВЛЕНИЮ ЕДИНОЙ НАЦИОНАЛЬНОЙ
(ОБЩЕРОССИЙСКОЙ) ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТЬЮ И ТЕРРИТОРИАЛЬНЫХ
СЕТЕВЫХ ОРГАНИЗАЦИЙ, УТВЕРЖДЕННЫЕ ПРИКАЗОМ МИНЭНЕРГО
РОССИИ ОТ 29 НОЯБРЯ 2016 Г. N 1256
1. В пункте 3.2.2 слова ", определяемого в соответствии с формулой (1.11)" заменить словами ", определяемого в соответствии с формулой (11)".
2. Пункт 4.1.1 изложить в следующей редакции:
"4.1.1. Плановые значения показателей надежности и качества услуг устанавливаются регулирующими органами на каждый расчетный период регулирования в пределах долгосрочного периода регулирования.
Плановые значения показателей надежности и качества услуг определяются для каждой сетевой организации:
а) для первого расчетного периода регулирования в долгосрочном периоде регулирования, на который устанавливаются плановые значения уровня надежности и качества оказываемых услуг, в долгосрочном периоде регулирования, начавшемся до 2018 года, исходя из средних фактических значений показателей уровня надежности и качества оказываемых услуг за предыдущие расчетные периоды в пределах долгосрочного периода регулирования, суммарно не более пяти, по которым имеются отчетные данные на момент установления плановых значений на следующий долгосрочный период регулирования.
Для первого расчетного периода регулирования в долгосрочном периоде регулирования, на который устанавливаются плановые значения показателей уровня надежности и качества оказываемых услуг, начинающиеся с 2018 года и позднее плановые значения определяются как минимальное значение из фактических значений показателей уровня надежности и качества оказываемых услуг в последнем отчетном периоде регулирования и средних фактических значений показателей уровня надежности и качества оказываемых услуг за предыдущие расчетные периоды регулирования в пределах долгосрочного периода регулирования, суммарно не более трех, по которым имеются отчетные данные на момент установления плановых значений на следующий долгосрочный период регулирования, с применением темпа улучшения показателей надежности и качества услуг (p);
б) для второго и последующих расчетных периодов регулирования долгосрочного периода регулирования плановые значения (
где:
(
p - темп улучшения показателей надежности и качества услуг, определяемый обязательной динамикой улучшения <1> фактических значений показателей, равный 0,015 (p = 0,015).
--------------------------------
<1> Не применяется в случае достижения неулучшаемых значений показателей.
В случае отсутствия фактических данных у территориальной сетевой организации для первого расчетного периода регулирования, на который устанавливаются плановые значения в рамках первого долгосрочного периода регулирования плановое значение соответствующего показателя устанавливается по имеющимся фактическим данным за неполный расчетный период, предшествующий первому расчетному периоду регулирования, с приведением указанных данных до значений за полный период. При установлении плановых значений на последующие расчетные периоды регулирования применяются фактические отчетные данные за полный соответствующий расчетный период.
В случае отсутствия у организации по управлению единой национальной (общероссийской) электрической сетью данных для первого расчетного периода регулирования, плановое значение соответствующего показателя определяется по имеющимся данным первичной информации по всем прекращениям передачи электрической энергии, произошедшим на объектах сетевых организаций, в том числе учитываемым для определения показателей надежности оказываемых услуг и индикативных показателей надежности оказываемых услуг сетевыми организациями, начиная с 2014 года.
Для территориальных сетевых организаций по формуле (15) рассчитываются плановые значения параметров (критериев), характеризующих индикаторы качества обслуживания. Плановые значения индикаторов качества обслуживания, а также плановое значение показателя уровня качества обслуживания для территориальных сетевых организаций определяются в соответствии с положениями раздела 3.2 настоящих Методических указаний, если плановые значения показателей надежности и качества оказываемых услуг устанавливаются на долгосрочный период регулирования, начинающийся с 2014 года и до 2018 года, или в соответствии с положениями раздела 3.1 настоящих Методических указаний, если плановые значения показателей надежности и качества оказываемых услуг в рамках долгосрочного периода регулирования устанавливались до 2014 года.
Сетевые организации направляют данные об экономических и технических характеристиках и (или) условиях деятельности территориальных сетевых организаций по форме 1.9 приложения N 1 к настоящим Методическим указаниям и предложения по плановым значениям показателей надежности и качества услуг на каждый расчетный период регулирования в пределах долгосрочного периода регулирования по форме 1.6 приложения N 1 к настоящим Методическим указаниям для долгосрочного периода регулирования с первым расчетным периодом ранее 2014 года, по форме 1.5 приложения N 1 к настоящим Методическим указаниям для долгосрочных периодов регулирования, начинающихся с 2014 года и до 2018 года, по форме 1.7 приложения N 1 к настоящим Методическим указаниям для территориальных сетевых организаций, чей долгосрочный период регулирования начался с 2018 года, в части уровня качества осуществляемого технологического присоединения и по форме 1.8 приложения N 1 к настоящим Методическим указаниям для организации по управлению единой национальной (общероссийской) электрической сетью, долгосрочный период регулирования которой начинается с 2018 года.".
3. Пункт 4.1.2 изложить следующей редакции:
"4.1.2. Плановое значение показателя надежности и качества услуг считается достигнутым сетевой организацией по результатам расчетного периода регулирования, если фактическое значение показателя за соответствующий расчетный период регулирования соответствует плановому значению этого показателя с коэффициентом 1 + К:
Пплп x (1 - К) < Пп
Пплтпр x (1 - К) < Птпр
Пплтсо x (1 - К) < Птсо
Пплens x (1 - К) < Пens
где:
К - коэффициент допустимого отклонения;
Пп, Птпр, Птсо, Пens - фактические значения соответствующих показателей за соответствующий расчетный период регулирования.".
4. Пункт 4.1.4 изложить в следующей редакции:
"4.1.4. Плановое значение показателя уровня надежности и (или) качества оказываемых услуг считается достигнутым сетевой организацией со значительным улучшением, если фактическое значение показателя за соответствующий расчетный период регулирования не превышает плановое значение этого показателя с коэффициентом 1 - К, кроме случаев, когда плановое и фактическое значения показателя равны нулю (при таких значениях плановый показатель уровня надежности и (или) качества оказываемых услуг считается достигнутым):
Пп
Птпр
Птсо
Пens
где:
К - коэффициент допустимого отклонения;
Пп, Птпр, Птсо, Пens - фактические значения соответствующих показателей за соответствующий расчетный период регулирования.".
5. Пункт 4.2.2 изложить в следующей редакции:
"4.2.2. Для первого расчетного периода регулирования в долгосрочном периоде регулирования, на который устанавливаются плановые значения для каждого i-го показателя из числа показателей, определенных по формулам (2), (3), плановые значения (
минимального значения (
единоразового улучшения минимального значения (
В случае отсутствия у территориальной сетевой организации данных для первого расчетного периода регулирования плановое значение соответствующего показателя устанавливается по имеющимся данным за неполный расчетный период, предшествующий первому расчетному периоду регулирования, с приведением их до значений за полный период, а также по имеющимся данным первичной информации по всем прекращениям передачи электрической энергии, произошедшим на объектах такой сетевой организации, в том числе учитываемым для определения показателей надежности оказываемых услуг и индикативных показателей надежности оказываемых услуг сетевыми организациями, начиная с 2014 года.
Для территориальных сетевых организаций, у которых впервые начинается долгосрочный период регулирования, плановые значения для первого расчетного периода регулирования приравниваются к значениям показателя средней продолжительности прекращения передачи электрической энергии потребителям услуг и показателя средней частоты прекращения передачи электрической энергии потребителям услуг для группы территориальных сетевых организаций, к которой принадлежит такая организация, рассчитанным на соответствующий год, в соответствии с пунктом 4.2.5 настоящих Методических указаний.".
6. Пункт 4.2.3 изложить в следующей редакции:
"4.2.3. Для второго и последующих расчетных периодов регулирования долгосрочного периода регулирования плановые значения показателей уровня надежности оказываемых услуг определяются для каждого i-го показателя из числа показателей, определенных по формулам (2), (3), на каждый расчетный период (t) в пределах долгосрочного периода регулирования по следующей формуле:
где:
rm,i - темп улучшения i-го показателя уровня надежности оказываемых услуг для сетевой организации группы m, определяемый в соответствии с пунктом 4.2.4 настоящих методических указаний;
m - номер группы территориальных сетевых организаций по i-му показателю надежности, в соответствии с формой 9.1 и 9.2 приложения N 9 к настоящим Методическим указаниям, к которой принадлежит территориальная сетевая организация.".
7. В пункте 4.2.4:
а) в абзацах первом, восьмом, девятом и одиннадцатом слова "(rm)" заменить словами "(rm,i)";
б) абзац второй изложить в следующей редакции:
"
в) абзац пятый изложить в следующей редакции:
"
г) в абзаце двенадцатом слова "уполномоченным федеральным органом исполнительной власти Российской Федерации в сфере электроэнергетики" заменить словами "Министерством энергетики Российской Федерации".
8. Абзац пятый пункта 4.2.5 изложить в следующей редакции:
"Сm,i,
9. Абзац первый пункта 4.2.6 изложить в следующей редакции:
"4.2.6. Территориальные сетевые организации направляют предложения по плановым значениям показателей надежности и качества услуг на каждый расчетный период регулирования в пределах долгосрочного периода регулирования по форме 1.7 приложения N 1 к настоящим Методическим указаниям, данные об экономических и технических характеристиках и (или) условиях деятельности территориальных сетевых организаций по форме 1.9 приложения N 1 к настоящим Методическим указаниям, а также данные, используемые при расчете фактических значений показателей надежности и при расчете индикативных показателей уровня надежности, в соответствии с формами 8.1 и 8.3 приложения N 8 к настоящим Методическим указаниям с приложением обосновывающих материалов.".
10. В абзацах втором и четвертом пункта 6.1, в пунктах 6.8 и 7.1 слова "начался после 2018 года" заменить словами "начался с 2018 года".
11. В пункте 6.2:
а) в абзаце третьем слова "(Пsaidi)" заменить словами "(Пsaidi,рем)";
б) абзац четвертый изложить в следующей редакции:
"
в) абзац шестой изложить в следующей редакции:
"Tj - продолжительность j-го прекращения передачи электрической энергии в отношении точек поставки потребителей услуг сетевой организации, час;";
г) в абзаце десятом слова "(Пsaifi)" заменить словами "(Пsaifi,рем)";
д) абзац одиннадцатый изложить в следующей редакции:
"
12. Абзац первый пункта 6.3 изложить в следующей редакции:
"6.3. Фиксация времени начала и устранения прекращения передачи электрической энергии в отношении точек поставки потребителей услуг сетевой организации в форме 8.1 приложения N 8 к настоящим Методическим указаниям осуществляется в следующем порядке:".
13. Пункт 6.7 изложить в следующей редакции:
"6.7. Расчет индикативного показателя уровня надежности оказываемых услуг организацией по управлению единой национальной (общероссийской) электрической сетью, долгосрочный период регулирования которых начался до 2018 года, осуществляется по форме 8.2 приложения N 8 к настоящим Методическим указаниям.".
14. Пункт 6.8 изложить в следующей редакции:
"6.8. Расчет индикативного показателя уровня надежности оказываемых услуг территориальными сетевыми организациями, долгосрочный период регулирования которых начался до 2018 года, и организацией по управлению единой национальной (общероссийской) электрической сетью, долгосрочный период регулирования которой начался с 2018 года, осуществляется сетевой организацией по форме 8.3 приложения N 8 к настоящим Методическим указаниям.".
15. Главу 6 "Индикативные показатели уровня надежности оказываемых услуг сетевыми организациями и порядок их расчета" дополнить пунктом 6.9 в следующей редакции:
"6.9. Расчет индикативного показателя уровня надежности оказываемых услуг территориальными сетевыми организациями, долгосрочный период регулирования которых начался с 2018 года, осуществляется сетевой организацией по форме 8.3 приложения N 8 к настоящим Методическим указаниям в части проведения ремонтных работ.".
16. Абзац первый пункта 7.3 изложить в следующей редакции:
"7.3. Расчет базовых значений показателей надежности, указанных в разделе 2.2 настоящих Методических указаний, для групп территориальных сетевых организаций с применением метода сравнения аналогов осуществляется Министерством энергетики Российской Федерации в следующем порядке:".
17. Форму 1.3 и форму 1.4 изложить в следующей редакции:
"(Образец)
Форма 1.3. Расчет показателя средней продолжительности
прекращения передачи электрической энергии потребителям
услуг и показателя средней частоты прекращений передачи
электрической энергии потребителям услуг
сетевой организации
___________________________________________________________
Наименование сетевой организации
|
N п/п
|
Наименование составляющей показателя
|
Метод определения
|
|
1
|
Максимальное за расчетный период регулирования число точек поставки потребителей услуг сетевой организации, шт.
|
В соответствии с заключенными договорами по передаче электроэнергии
|
|
2
|
Средняя продолжительность прекращения передачи электрической энергии на точку поставки (Пsaidi), час
|
сумма произведений по столбцу 9 и столбцу 13 формы 8.1, деленная на значение пункта 1 Формы 1.3
(
присоединений потребителей услуг сетевой организации ПОРЯДОК 1. В столбце 1 указывается порядковый номер. Указанный номер присваивается в хронологическом порядке, исходя из сквозной нумерации. 2. В столбце 2 указывается наименование структурной единицы сетевой организации (филиала, район электрических сетей, отделения), имеющего в своем составе оперативно-диспетчерский персонал. 3. В столбце 3 указывается наименование, вид и класс напряжения вышестоящего объекта электросетевого хозяйства сетевой организации, к которому присоединены объекты вторичного уровня присоединения (например, ПС 110 кВ "Восточная"). В случае, если сетевая организация не владеет указанным объектом электросетевого хозяйства на праве собственности или на ином законном основании, в столбце 3 наименование такого объекта должно быть выделено подчеркиванием. 4. В столбце 4 указывается наименование, вид и класс напряжения линии электропередачи, отходящей от вышестоящего объекта электросетевого хозяйства сетевой организации (столбец 3 формы 8.1.1) и питающей объект электросетевого хозяйства сетевой организации вторичного уровня присоединения (столбец 5 формы 8.1.1). 5. В столбце 5 указывается диспетчерское наименование объекта электросетевого хозяйства сетевой организации, к которому присоединены объекты первичного уровня присоединения - "вторичного уровня присоединения": "ПС" - подстанция 35 кВ и выше; "ТП" - трансформаторная подстанция 6 - 20 кВ; "РП" - распределительный пункт. В случае, если сетевая организация не владеет указанным объектом электросетевого хозяйства на праве собственности или на ином законном основании, в столбце 4 наименование такого объекта должно быть выделено подчеркиванием. 6. В столбце 6 указывается высший класс напряжения объекта электросетевого хозяйства сетевой организации "вторичного уровня присоединения". В случае, если сетевая организация не владеет указанным объектом электросетевого хозяйства на праве собственности или на ином законном основании, в столбце 5 наименование такого объекта должно быть выделено подчеркиванием. 7. В столбце 7 указывается диспетчерское наименование объекта электросетевого хозяйства сетевой организации, к которому непосредственно присоединены энергопринимающие устройства конечных потребителей услуг сетевой организации - "первичного уровня присоединения": "ВЛ" - воздушная линия электропередачи; "КЛ" - кабельная линия электропередачи; "КВЛ" - кабельно-воздушная линия электропередачи. Если энергопринимающие устройства потребителей услуг сетевой организации непосредственно присоединены к шинам ПС, ТП или РП, то в столбце 7 и 8 ставится прочерк и заполняются столбцы 5 и 6. 8. В столбце 8 указывается класс напряжения объекта электросетевого хозяйства сетевой организации "первичного уровня присоединения". Например, потребители электрической энергии присоединены к ВЛ-0,4 кВ с диспетчерским наименованием "ВЛ-0.4 кВ Л-1 от ТП-223", данный объект будет являться объектом "первичного уровня присоединения" (заполняются столбцы 7 и 8). В свою очередь ВЛ-0.4 кВ присоединена к ТП-223 10 кВ, которая будет являться объектом "вторичного уровня присоединения" (заполняются столбцы 6 и 5). Указанная ТП-223 10 кВ через воздушную линию электропередачи 10 кВ (заполняется столбец 4) присоединена к ПС 110 кВ "Восточная", которая будет являться вышестоящим объектом электросетевого хозяйства сетевой организации (заполняется столбец 3). 9. В столбцах 9 - 17 указывается количество точек поставки потребителей услуг сетевой организации, энергопринимающие устройства которых присоединены к сетевой организации непосредственно или опосредованно, за исключением коммунальных потребителей электрической энергии, проживающих в многоквартирных жилых домах, шт., в разделении: категорий надежности потребителей электрической энергии (1-я, 2-я и 3-я категории надежности - соответственно столбцы 10 - 12); уровней напряжения, на котором фактически присоединены энергопринимающие устройства потребителя электрической энергии (ВН (110 кВ и выше), СН1 (35 кВ), СН2 (6 - 20 кВ), НН (до 1 кВ)) - соответственно столбцы 13 - 16; смежных сетевых организаций и производителей электрической энергии - столбец 17; итоговых значений количества точек поставки потребителей услуг сетевой организации указывается в столбце 9 и определяется исходя из суммы точек поставки, указанных в столбцах 10 - 12 и 17 или в столбцах 13 - 16 и 17.".
Задайте вопрос юристу:
+7 (499) 703-46-71 - для жителей Москвы и Московской области
+7 (812) 309-95-68 - для жителей Санкт-Петербурга и Ленинградской области |