Ччи в энергетике что это
Как и зачем рассчитывать число часов использования заявленной мощности?
Потребление электрической энергии, а главное мощности, в разные часы суток происходит неравномерно, имеются часы максимума и минимума потребления мощности.
Чем больше неравномерность в нагрузке в часовом разрезе суток, тем дороже производство электроэнергии – больше тратится топлива, снижается эффективность использования генерирующего оборудования, что повышает стоимость электрической энергии.
Тариф на электрическую энергию для потребителей с максимальной мощностью энергопринимающих установок свыше 670 кВт, устанавливается с учётом годового числа часов использования заявленной мощности (ЧЧИ).
Под заявленной мощностью (договорной), в методических указаниях Федеральная служба по тарифам России рассматривает наибольшую часовую электрическую мощность, которую потребитель обязуется не превышать ежедневно в часы максимальной нагрузки энергосистемы. Величина заявленной мощности (договорной), как правило, устанавливается на год с разбивкой по месяцам.
Число часов использования заявленной мощности – это условный показатель, показывающий время, которое должен проработать потребитель с нагрузкой, соответствующей заявленной мощности, чтобы использовать то количество электрической энергии, которое фактически заявил на год.
ЧЧИ определяется как производная от деления заявленного годового объема потребления на величину максимальной мощности.
За величину максимальной мощности берется наибольшее значение потребления электрической мощности потребляемой потребителем в рабочий день в часы максимальной нагрузки энергосистемы (06:00ч. – 23:00ч.). Определение величины максимальной мощности для определения ЧЧИ, предпочтительно на основе интервальных приборов учета (наличие памяти). Эти приборы учета позволяют регистрировать значения потребляемой мощности, а значит, их использование приведёт к точному определению значения ЧЧИ, что позволит отнести потребителя к той или иной тарифной группе.
В отсутствие интервальных приборов учета, расчет ЧЧИ потребитель может определить на основе заявленного объема годового потребления и заявленной максимальной мощности собственного потребления, но для этого заявленная величина мощности должна быть подтверждена контрольным замером рабочего дня, при условии нормальной загрузки производства.
Потребителю, заинтересованному в снижении стоимости электрической энергии, необходимо обратить внимание на рациональное построение режима работы технологического оборудования, внедрить на производстве мероприятия по выравниванию суточного часового графика потребления электроэнергии.
После перехода
С 1 июля 2012 года вступил в силу основной массив новых регламентов розничного рынка электроэнергии, введённых постановлением правительства № 442 от 4 мая 2012 года. Устранён ряд перекосов, возникших в результате спешного пересмотра правил розницы в ноябре прошлого года. Однако конкретизация многих предусмотренных мер растянута во времени.
Жизнь на одну надбавку
Постановление правительства № 442 унаследовало в почти неизменном виде основной посыл ноябрьского постановления: ГП должны обеспечивать своё существование за счёт регулируемой сбытовой надбавки, а не нетарифных доходов.
В соответствии с постановлением № 877 с 1 апреля 2012 года был ликвидирован ряд механизмов, которые служили источниками доходов для ГП. Первый из них – дифференциация оплаты электроэнергии по числу часов использования мощности (ЧЧИ). ЧЧИ были введены в 2009 году для поощрения стабильного потребления электроэнергии потребителями-одноставочниками. В рамках этой системы электроэнергия дешевле всего обходилась потребителям, которые тратят электроэнергию равномерно, – как, например, завод, работающий в три смены. В то же время для пользователей с нестабильным потреблением, таких как офисы, которые ночью практически не потребляют электроэнергию, ставка была выше. Однако ввиду отсутствия у большинства потребителей почасовых приборов учёта, а также по причине отсутствия утверждённой методики определения ЧЧИ существовали разногласия в подходах к определению указанного параметра. Из этих соображений дифференциация по ЧЧИ была отменена. Другой ликвидированный источник нетарифных доходов – так называемый эффект сальдирования. Возможность извлечь дополнительную выгоду возникла за счёт разницы в методологии определения мощности на оптовом рынке электроэнергии и мощности (ОРЭМ) и РРЭ. На ОРЭМ ГП оплачивал приобретённую мощность исходя из объёма, потребляемого им в час собственного максимума нагрузки, а потребителям-двухставочникам продавал исходя из объёмов в час их максимума. В итоге ГП получал возможность продать больше мощности, чем купил сам.
По сути единственным законным источником дохода для ГП должна была стать регулируемая сбытовая надбавка – ранее малозначащая величина, составляющая в конечной цене электроэнергии 3–5%. Однако со временем выяснилось, что сбытовой надбавки в том виде, в котором она существовала, хватает на обеспечение в лучшем случае половины операционных расходов ГП. Так, глава НП гарантирующих поставщиков и энерго-сбытовых компаний (НП ГП и ЭСК) Наталья НЕВМЕРЖИЦКАЯ отмечала, что по итогам опроса 31 компании – участника НП (годовая выручка в 2011 году – 400 млрд рублей) в 2011 году расходы, учтённые в сбытовой надбавке, по этим компаниям составили 14,65 млрд рублей при ожидаемых расходах 24 млрд рублей, то есть недофинансирование сбытовой надбавки составило не менее 40%. Когда нетарифные доходы ликвидировали, возник предвиденный дефицит финансирования операционной деятельности.
Постановление № 442 сильно подняло ценность сбытовой надбавки. Принципиальное изменение в её расчёте – это уход от регулирования по издержкам и учёт в ней нормативного уровня доходности.
По новой методике сбытовая надбавка устанавливается отдельно для разных групп потребителей, а именно: 1) население и приравненные к нему потребители; 2) сетевые организации; 3) прочие потребители. Прочие потребители, в свою очередь, дифференцируются по подгруппам в зависимости от максимальной мощности энергопринимающих устройств: 1) крупные потребители (свыше 10 МВт); 2) средние потребители (от 670 кВт до 10 МВт); 3) мелкие потребители (от 100 кВт до 670 кВт); 4) очень мелкие потребители (менее 100 кВт).
Для населения сбытовая надбавка рассчитывается исходя из экономически обоснованных затрат. Но в этом случае принципиально важна расшифровка этих затрат, ведь население, принося ГП относительно скромный доход, является самой сложной категорией с точки зрения обслуживания – как с позиции его организации (требования к качеству которой, кстати, заметно повысились – об этом ниже), так и с точки зрения рисков неплатежей и прочих факторов. По опубликованному ФСТ в конце августа проекту методологических указаний по расчёту сбытовых надбавок ГП и размера доходности их продаж, который развивает положения ПП № 442, в сбытовой надбавке будет учитываться ряд ключевых расходных статей. Это расходы на осуществление деятельности ГП и обеспечение соблюдения стандартов качества, расходы, связанные с организацией принятия им на обслуживание населения с применением особого порядка и совершением иных действий, включая расходы на обслуживание заёмных средств; расходы на обслуживание кредитов, необходимых для поддержания достаточного размера оборотного капитала при просрочке платежей со стороны потребителей, и расходы на формирование резерва по сомнительным долгам и по списанию безнадёжной задолженности. Расходы на обслуживание кредитов учитываются исходя из процентной ставки, не превышающей средней ставки рефинансирования, рассчитанной на основании ставки ЦБ плюс 0,4%, при этом в качестве достаточного размера оборотного капитала используется величина, не превышающая 1/12 части валовой выручки от продаж населению. Резерв по сомнительным долгам не должен превышать 1,5% от того же показателя. Отметим, что по расчётам НП ГП и ЭСК на конец 2011 года в целом по рынку безнадёжная дебиторская задолженность ГП составляла около 40 млрд рублей, кредитный портфель – 80–100 млрд рублей, затраты на обслуживание кредитов – 10–12 млрд рублей. Сбытовая надбавка для прочих потребителей будет устанавливаться как фиксированный процент от стоимости электроэнергии, но для каждого ГП – индивидуально с учётом структуры клиентской базы, объёмов полезного отпуска и территориальных особенностей. «Дифференциация сбытовой надбавки выгодна крупным потребителям – для них стоимость энергии может снизиться на несколько процентов», – заключают в своём исследовании аналитики консалтинговой компании Branan. Однако снятие ограничений по росту сбытовой надбавки вкупе с учётом экономически обоснованных расходов даётся ГП не без нагрузки. Постановление № 442 заметно повысило требования к качеству обслуживания потребителей. Так, согласно постановлению, к 1 мая 2013 года ГП должны разработать и внедрить стандарты качества обслуживания потребителей и программы мероприятий по повышению качества клиентского обслуживания. В стандарт входят функционирование центров очного и заочного обслуживания, в том числе обеспечение бесплатных каналов связи, возможность оплаты услуг различными способами (в том числе для физлиц – без комиссии), услуга удалённого приёма данных коммерческого учёта от потребителей (через телефон, Интернет и т. д.).
Как отмечает советник зампреда правления НП ГП и ЭСК Михаил БЫКАНОВ, стандарты качества обслуживания были приняты во многих крупных ГП по собственной инициативе ещё до выхода постановления, поскольку для энергосбыта основной актив не материальные фонды, как у генкомпаний, а клиентская база и сотрудники. Многие компании создают колл-центры и центры обслуживания клиентов, внедряют опцию онлайн-оплаты. Так, в «Омскэнергосбыте» онлайн-оплата была введена в сентябре 2010 года; в «Смоленскэнергосбыте» и «Свердловэнергосбыте» введена возможность передавать показания приборов учёта через sms. По словам Михаила, если сбытовая надбавка будет учитывать расходы, связанные с выполнением стандартов качества, и соответствовать экономически обоснованным затратам на реализацию инвестпроектов, качество обслуживания клиентов энергосбытов будет расти ещё быстрее.
Методология расчёта сбытовой надбавки пока существует в виде проекта. Хватит ли её ГП для исполнения всего, что предписано ПП № 442, покажет время. Впрочем, рассматривая финансовое будущее сбытового сектора, стоит также учитывать ряд новых расходных статей, формирующихся безотносительно к постановлению. Так, чтобы сократить субсидирование населения промышленностью, для первых готовится введение социального нормирования энергопотребления. Соответствующее распоряжение правительства было подписано 10 сентября. По утверждённому комплексу мер, с 2013 года соцнорма потребления электроэнергии вводится в ряде пилотных регионов РФ. Она предполагает, что население будет оплачивать минимальный месячный объём потребления, размер которого ещё не определен, по одной тарифной ставке, а сверхнормативное потребление – по другой. Но в этом случае энергосбытовые компании, в первую очередь ГП, должны будут понести дополнительные расходы на обеспечение корректного помесячного учёта потребления электроэнергии домохозяйством.
Уход от плавающего пика
Принятие новых правил розничного рынка ликвидировало коллизию, связанную с определением объёмов потреблённой мощности. Ноябрьское постановление ввело разные принципы определения объёмов на ОРЭМ и РРЭ: так, если на оптовом рынке объём мощности должен был определяться исходя из собственного пика потребителя в дневные часы рабочих дней, то на розничном – исходя из нагрузки потребителя в час пика нагрузки ГП. Отличие собственного пика нагрузки от пика нагрузки ГП побуждало бы потребителя, который работал на оптовом рынке самостоятельно, переходить на обслуживание ГП, снижая тем самым конкуренцию в секторе. Постановление № 442 ввело единый принцип определения мощности на обоих рынках. С 1 января 2013 года коммерческий оператор публикует для каждого региона час пиковой нагрузки, и потребитель оплачивает мощность как на ОРЭМ, так и на РРЭ исходя из средней по дням месяцев нагрузки, которой он достигал в данные часы. Это ликвидирует стимул к уходу с ОРЭМ на обслуживание к ГП. На три ставки Постановление № 442 содержит тарифные новации, вносящие определённость в порядок оплаты потреблённой электроэнергии и мощности. С 1 июля 2013 года крупные потребители (с максимальной мощностью не менее 670 кВт) в обязательном порядке переводятся на двух- или трёхставочный тариф, отдельно расплачиваясь за объём фактически потреблённой электроэнергии и фактически потреблённой мощности в час пиковой нагрузки субъекта РФ (в случае выбора 3-й или 5-й ценовой категории), а также за содержание сетей (в случае выбора 4-й или 6-й ценовой категории). Ставка за содержание сетей рассчитывается на основе фактически потреблённой мощности в час собственного пика потребления.
Остальные потребители смогут, как и раньше, выбирать между одноставочным и двухставочным тарифами исходя из наличия соответствующих приборов учёта. Принцип определения цены для потребителей-одноставочников изменился: теперь для них будет определяться единый коэффициент оплаты мощности.
В постановлении о розничных рынках содержится ряд нововведений, касающихся коммерческого учёта электроэнергии. Требования к приборам учёта электроэнергии теперь зависят от категории потребителя. Установлено, что счётчик обязан установить собственник энергопринимающих устройств. Если же он этого не делает, он оплачивает сетевой компании услуги по установке счётчика. Определены сроки, когда потребитель обязан передать ГП показания счётчика. Введён ряд штрафов: увеличена ответственность за безучётное и бездоговорное потребление электроэнергии.
В будущем планируется упорядочить систему расчётов на розничном рынке: так, пока в стадии разработки и обсуждения находится система с учреждением единого регистратора, в ведение которого будут переданы все расчёты на рознице (около 2 трлн рублей в год) и без акцепта которого списание средств со спецсчетов не будет возможным.
В борьбе за конкуренцию
В новых правилах определены условия, при которых гарантирующий поставщик может потерять свой статус. Это происходит в случае банкротства, ликвидации, исключения из реестра субъектов оптового рынка или добровольного отказа. Если ГП не нарушает правил, то потерять статус он не может.
Постановление № 442 заметно облегчило выход потребителей на оптовый рынок. В числе самых прогрессивных для потребителя мер, введённых постановлением, отмена заключения региональной энергетической комиссии (РЭК) о социально-экономических последствиях выхода потребителя на ОРЭМ и компенсации сбытовой надбавки ГП, от которого уходят к конкуренту, для малых и средних потребителей (с присоединённой мощностью до 2 МВт). Так правительство поощряет конкуренцию между сбытовыми компаниями.
Не все вопросы розницы удалось разрешить в рамках новых правил. Так, один из острейших споров на стадии разработки документа касался вопроса определения ответственности за строительство ненужных объектов сетевого хозяйства, так называемых энергетических памятников. Инициатива, которую планировалось изначально заложить в постановление, предполагала введение для крупных потребителей (не менее 670 кВт) оплаты не используемой, а присоединённой сетевой мощности. Аргументы сетей понятны: с 1 января 2011 года из платы за техприсоединение была исключена инвестиционная составляющая в части капитального строительства, связанного с присоединением потребителя, который, таким образом, перестал нести обязательства по его оплате. Все расходы на строительство стали нести сетевые организации, а поскольку в итоге эти расходы были переложены в тариф на передачу, фактически обязательства по оплате чужого непродуманного строительства легли на плечи всех остальных потребителей региона. В результате в чистом поле стоят бесполезные «памятники», а потребители платят за их поддержание. Попытка призвать заявителя к ответственности через введение оплаты резерва мощности вызвала резкую критику со стороны потребителей. Их тоже можно понять: допустим, потребитель по своим коммерческим соображениям решил не брать электричество из ЕНЭС, а построил собственную блок-станцию до отмены инвестсоставляющей, оплатив строительство сетевых объектов. Теперь оказывается, что он должен оплачивать ещё и присоединённую сетевую мощность при том, что он уже однажды заплатил за само строительство этой мощности.
В итоге в постановлении № 442 была закреплена промежуточная мера: с 1 июля сети направляют потребителям информацию о наличествующих у них резервных мощностях, однако делают это пока только в уведомительном порядке. Введение оплаты резерва мощности отложено на будущее.
Всё так же не полностью решён вопрос о принудительном выводе крупных объектов генерации на оптовый рынок. По закону, все субъекты электроэнергетики, присоединённые к ЕНЭС России и обладающие генмощностями от 25 МВт, с 1 января 2013 года должны реализовывать всю производимую ими электроэнергию на оптовом рынке за исключением случаев, установленных правительством РФ. Постановление № 442 оговаривает, что такой объект генерации может работать на рознице, если получит подтверждение от «Совета рынка» о том, что на него не распространяется требование о работе только на ОРЭМ. Методология выдачи подтверждения оговорена не была. В начале августа «Совет рынка» взял тайм-аут до 1 октября на разработку положения о порядке выдачи подтверждения.
Сергей ПИКИН, глава Фонда энергетического развития:
Постановление № 442 можно назвать поворотом к потребителю. Начало было заложено ещё постановлением № 877, отменой ЧЧИ. До этого за счёт неравномерного графика потребления гарантирующие поставщики имели больший доход, чем заложен регулятором. Сейчас идёт некое усреднение тарифов вкупе со снижением цен на электроэнергию, так что потребителю стало легче финансово. Но нельзя не отметить, что отмена ЧЧИ – шаг назад с точки зрения энергоэффективности. Раньше у потребителя была мотивация выравнивать график потребления, теперь по сути стоимость не зависит от графика.
Сейчас обсуждается дифференциация сбытовых надбавок для гарантирующих поставщиков. В неё войдёт вопрос обслуживания: чем сложнее обслуживание, тем выше сбытовая надбавка. Методика хорошая, но не всегда ей следуют в должной мере. Регуляторы пытаются экономить за счёт отдельных субъектов рынка, и от них зависит, получат ли гарантирующие поставщики дополнительную прибыль.
Регламент расчета ЧЧИМ
1. Общие положения
На основании ПРИКАЗА 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 (в ред. Приказа ФСТ РФ от 30.01.2007 N 14-э/14) потребители самостоятельно выбирают один трех из указанных в п.7 раздела II тарифов:
1) одноставочный тариф, включающий в себя полную стоимость 1 киловатт-часа поставляемой электрической энергии (мощности);
(в ред. Приказа ФСТ РФ от 21.10.2008 N 209-э/1)
2) двухставочный тариф, включающий в себя ставку за 1 киловатт-час электрической энергии и ставку за 1 киловатт электрической мощности;
3) одноставочный (двухставочный) тариф, дифференцированный по зонам (часам) суток.
Дифференциация устанавливается для следующих диапазонов годового числа часов использования заявленной мощности:
от 6001 до 7000 часов;
от 5001 до 6000 часов;
от 4001 до 5000 часов.
Число часов использования заявленной мощности определяется для каждого объекта и тариф устанавливается на каждый объект, каждое присоединение, а не в целом по договору.
На основании Раздела 1 ИНФОРМАЦИОННОГО ПИСЬМА от 12 августа 2005 г. N ДС-4928/14 РАЗЪЯСНЕНИЯ К МЕТОДИЧЕСКИМ УКАЗАНИЯМ (в ред. информационного письма ФСТ РФ от 31.08.2007 N СН-5083/12):
1) В договоре с потребителями, которые рассчитываются по одноставочному тарифу, «заявленная мощность» не указывается.
2) Максимум нагрузки энергоустановки рассматривается в соответствии с ГОСТом 19431-84, как наибольшее значение нагрузки энергоустановки потребителей за установленный интервал времени (сутки, неделя, месяц, год).
3. Определение ЧЧМ
3.1. Применение в расчетах с Потребителем соответствующего тарифа на
электрическую энергию (мощность) определяется в зависимости от его ЧЧМ.
3.2. ГП обязан рассчитать ЧЧМ Абонента на
соответствующий период регулирования по каждому объекту потребителя, заявленному в договоре энергоснабжения, для каждого уровня напряжения по следующей формуле:
ЧЧМ=Vгод/Pmax; где Vгод= Vфакт
Данный способ расчета ЧЧМ может быть использован при
наличии надлежащим образом оформленных документов о проведении
соответствующих замеров.
3.3. В случае непредставления или предоставления недостоверных данных по замерам рассчитать ЧЧМ по формуле, указанной в п. 3.2. настоящего Регламента с использованием вместо максимальной
мощности величины разрешенной или присоединенной (установленной) мощности Абонента.
3.4. Абонент обязан не потреблять мощность, фактически
превышающую мощность, использованную в расчетах ЧЧМ на
соответствующий период регулирования.
4. Контроль максимальной величины потребления мощности Потребителем
4.1. ГП имеет право контролировать фактическое потребление
Абонентом мощности путем определения ее максимальной величины
4.2. Определение максимальной величины фактически потребленной
Абонентом мощности производится представителем ГП/сетевой организации.
4.3. В каждом случае определения фактически потребленной
Абонентом максимальной величины мощности представителем ГП/сетевой организации составляется Акт к договору энергоснабжения.
При превышении фактически использованной Абонентом мощности над
принятой ГП при расчете ЧЧМ данный Акт является основанием для
произведения перерасчета ЧЧМ и стоимости электрической энергии.
5. Перерасчет ЧЧМ.
5.1. ГП имеет право произвести перерасчет ЧЧМ в следующих
случаях:
5.1.1. В случае превышения фактически использованной Абонентом
мощности над принятой ГП при расчете ЧЧМ;
5.1.2. В случае фактического снижения потребления электрической
энергии относительно договорной величины (приложение №1 к договору
энергоснабжения), приводящего к фактическому отнесению Абонента к
другой тарифной группе по ЧЧМ в текущем периоде регулирования.
5.2 В предусмотренном п. 5.1.1. случае перерасчет ЧЧМ производится
по следующей формуле:
ЧЧМ=(Vфакт т *12)/ n*Pmax замер
где Vфакт т- фактический объем потребления электроэнергии за период с
начала расчетного года до месяца (включительно), в котором было
зафиксировано превышение фактически использованной Абонентом
мощности над использованной ГП при расчете ЧЧМ в кВт*ч;
5.3. В предусмотренном п. 5.1.2. случае перерасчет ЧЧМ производится
по следующей формуле:
ЧЧМ=(Vфакт т + Vдог т) /Pmax прин
где Vфакт т- фактический объем потребления электроэнергии за период с
начала расчетного года до месяца (включительно), в котором было
обнаружено снижение Абонентом потребления электрической энергии
приводящее к фактическому его отнесению к другой тарифной группе по
ЧЧМ в текущем периоде регулирования в кВт*ч;
Vдог т- договорной объем электропотребления за период с месяца,
следующего за тем, в котором было обнаружено снижение Абонентом
потребления электрической энергии приводящее к фактическому его
отнесению к другой тарифной группе по ЧЧМ в текущем периоде
регулирования в кВт*ч;
6. Перерасчет стоимости электрической энергии.
6.1. На основании расчета фактического ЧЧМ (ЧЧМ факт расч),
произведенного в соответствии с п. 5.2. или п. 5.3. настоящего
Регламента, определяется тариф на электрическую
энергию (мощность) в соответствии с прейскурантом, утвержденным
регулирующим органом.
6.2. По определенному в соответствии с п. 6.1. настоящего
Регламента тарифу ГП производит Потребителю перерасчет за потребленную с начала соответствующего периода регулирования электрическую энергию в части объема, оплачиваемого по регулируемым тарифам.
6.3. На основании тарифа, определенного в соответствии с п. 6.1.
настоящего регламента, в порядке, предусмотренном
действующим законодательством производится расчет нерегулируемой
цены. По данной цене ГП производит Абоненту перерасчет за
потребленную с начала соответствующего периода регулирования
электрическую энергию в части объема, оплачиваемого по нерегулируемым ценам.
6.4. На сумму перерасчета по регулируемым тарифам и
нерегулируемым ценам ГП выставляет Абоненту счет. Данный счет
оплачивается Абонентом в течение 10 рабочих дней с момента его
выставления.
6.5. Тариф, определенный в соответствии с п. 6.1. настоящего
Регламента используется в расчетах за электрическую
энергию (мощность) между ГП и Потребителем до окончания
соответствующего периода регулирования. Либо до результатов следующего замера.
7. Корректировка мощности, использованной для расчета ЧЧМ.
7.1. Абонент в период с первого мая года, предшествующего периоду
регулирования и до окончания указанного периода регулирования имеет
право произвести корректировку мощности, использованной ГП для
расчета ЧЧМ:
7.1.1. в сторону ее уменьшения не более одного раза;
7.1.2. в сторону ее увеличения неограниченное число раз.
7.3. В каждом случае корректировки Абонентом указанной мощности,
ГП производит перерасчет ЧЧМ. Если изменение ЧЧМ приводит к смене
тарифа, расчет с применением вновь определенного тарифа производится с начала следующего расчетного периода по договору энергоснабжения.
7.4. В случае изменения тарифа, произошедшего вследствие
корректировки Абонентом мощности, использованной для расчета его ЧЧМ после начала соответствующего периода регулирования, перерасчет
стоимости электрической энергии за предыдущие расчетные периоды по
договору энергоснабжения не производится.
Порядок контроля и определения
максимальной величины потребления электрической мощности
1. Настоящий Порядок устанавливает правила определения максимальной величины потребления электрической мощности Абонентом:
2. Определение максимальной величины потребления электрической мощности Абонентом, а также контроль за ее потреблением производятся в контрольные или отчетные часы потребления мощности расчетного периода, утверждаемые на каждый календарный год органами, осуществляющими государственное регулирование тарифов.
3. Определение максимальной величины потребления электрической мощности Абонентом в расчетном периоде при наличии автоматизированной системы учета, принятой для расчетов, производится по максимальной величине активной мощности, выбранной из всех суток текущего месяца и зафиксированной автоматизированной системой учета в одни из суток текущего месяца в контрольные или отчетные часы потребления мощности.
4. Определение максимальной величины потребления электрической мощности Абонентом в расчетном периоде при наличии приборов учета, обеспечивающих хранение почасовых объемов потребления электрической энергии производится в следующей последовательности
4.1. Определяется величина потребления электрической мощности суммированием значении каждого прибора учета в каждый контрольный и отчетный час расчетного периода.
4.2. Выбирается максимальная величина потребленной Абонентом электрической мощности из всех значений, определенных в соответствии с п. 4.1. Порядка.
5. Определение максимальной величины потребления электрической мощности Абонентом в расчетном периоде при наличии приборов учета, не обладающих возможностью хранения почасовых объемов потребления электрической энергии производится в следующей последовательности:
5.1. Фиксируются показания и определяется величина потребленной Абонентом электрической мощности по каждому в отдельности прибору учета за каждые 60 (шестьдесят) минут в течение всех контрольных и отчетных часов расчетного периода и рассчитывается почасовое потребление как разница между последующим и предыдущим показанием.
5.2. Суммируются (по каждому 60-минутному интервалу в отдельности) величины потребленной Абонентом электрической мощности всех приборов учета на объекте.
5.3. Выбирается максимальное значение потребленной Абонентом электрической мощности из всех значений 60-минутных интервалов, определенных в соответствии с п. 5.2. Порядка. Установленная в соответствии с настоящим пунктом величина является максимальной
величиной потребления электрической мощности Абонентом в расчетном периоде.
Не применяется для приборов учета подключенных через трансформаторы тока.
6. Представитель ГП/сетевой организации имеет право контролировать соблюдение Абонентом режима потребления электрической мощности. Контроль осуществляется путем проверки показаний средств измерения, снятия их контрольных показаний и проверки записей в журнале первичной записи показаний средств измерений.