|
ПОСТАНОВЛЕНИЕ МИНИСТЕРСТВА ЭНЕРГЕТИКИ РЕСПУБЛИКИ БЕЛАРУСЬ
16 октября 2002 г. № 17
ОБ УТВЕРЖДЕНИИ ИНСТРУКЦИИ ПО ПРИМЕНЕНИЮ ДВУХСТАВОЧНОГО И
ДВУХСТАВОЧНО-ДИФФЕРЕНЦИРОВАННОГО ПО ЗОНАМ СУТОК ТАРИФОВ НА
АКТИВНУЮ ЭЛЕКТРИЧЕСКУЮ МОЩНОСТЬ И ЭНЕРГИЮ С ОСНОВНОЙ ПЛАТОЙ
ЗА ФАКТИЧЕСКУЮ ВЕЛИЧИНУ НАИБОЛЬШЕЙ ПОТРЕБЛЯЕМОЙ АКТИВНОЙ
МОЩНОСТИ В ЧАСЫ МАКСИМАЛЬНЫХ НАГРУЗОК ЭНЕРГОСИСТЕМЫ
В целях совершенствования расчетов с потребителями за
электрическую энергию и стимулирования экономической
заинтересованности потребителей в выравнивании графиков нагрузки, на
основании Положения о Министерстве энергетики Республики Беларусь,
утвержденного постановлением Совета Министров Республики Беларусь от
31 октября 2001 г. № 1595 (Национальный реестр правовых актов
Республики Беларусь, 2001 г., № 107, 5/9363), Министерство
энергетики Республики Беларусь постановляет:
Утвердить прилагаемую Инструкцию по применению двухставочного и
двухставочно-дифференцированного по зонам суток тарифов на активную
электрическую мощность и энергию с основной платой за фактическую
величину наибольшей потребляемой активной мощности в часы
максимальных нагрузок энергосистемы.
Министр В.И.СЕМАШКО
СОГЛАСОВАНО
Первый заместитель
Министра экономики
Республики Беларусь
Н.П.Зайченко
16.10.2002
УТВЕРЖДЕНО
Постановление
Министерства энергетики
Республики Беларусь
16.10.2002 № 17
ИНСТРУКЦИЯ
по применению двухставочного и двухставочно-дифференцированного
по зонам суток тарифов на активную электрическую мощность и
энергию с основной платой за фактическую величину наибольшей
потребляемой активной мощности в часы максимальных
нагрузок энергосистемы
Глава 1
ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ
1. Для целей Инструкции по применению двухставочного и
двухставочно-дифференцированного по зонам суток тарифов на активную
электрическую мощность и энергию с основной платой за фактическую
величину наибольшей потребляемой активной мощности в часы
максимальных нагрузок энергосистемы (далее - Инструкция)
используются следующие основные термины и определения:
приемник электрической энергии (далее - электроприемник) -
электрический аппарат, агрегат, машина или устройство,
предназначенные для преобразования электрической энергии в другой
вид энергии;
электроустановка - совокупность машин, аппаратов, линий и
вспомогательного оборудования (вместе с сооружениями и помещениями,
в которых они установлены), предназначенных для производства,
преобразования, трансформации, передачи, распределения электрической
энергии и преобразования ее в другой вид энергии;
электрическая сеть - совокупность электроустановок для передачи
и распределения электрической энергии, состоящая из подстанций,
распределительных устройств, токопроводов, воздушных и кабельных
линий электропередачи;
энергетическая система (далее - энергосистема) - совокупность
электростанций и электрических сетей, соединенных между собой и
связанных общностью режима в непрерывном процессе производства,
преобразования и распределения электрической энергии при общем
управлении этим режимом;
энергоснабжающая организация - организация Белорусского
государственного энергетического концерна, осуществляющая на
договорной основе снабжение электрической энергией потребителей
через присоединенные электрические сети;
потребитель электрической энергии (далее - потребитель) -
юридическое лицо, электрические сети и электроустановки которого
присоединены к сетям энергоснабжающей организации;
абонент - потребитель, электрические сети и электроустановки
которого непосредственно присоединены к сетям энергоснабжающей
организации, имеющий с ней границу балансовой принадлежности
электрической сети и заключенный договор на снабжение электрической
энергией;
субабонент - потребитель, электрические сети и электроустановки
которого непосредственно присоединены к электрическим сетям абонента
энергоснабжающей организации, имеющий с ним границу балансовой
принадлежности электрической сети и заключенный договор на снабжение
электрической энергией;
граница балансовой принадлежности электрической сети - линия
имущественного раздела электрических сетей между энергоснабжающей
организацией и абонентом (или абонентом и субабонентом),
обозначенная на электрической схеме и зафиксированная двухсторонним
актом разграничения прав собственности (хозяйственного ведения,
оперативного управления) на указанные электрические сети;
присоединенная мощность - суммарная номинальная мощность
силовых трансформаторов и электроприемников потребителя напряжением
выше 1000 В, присоединенных к электрической сети энергоснабжающей
организации;
расчетный учет электрической энергии - учет вырабатываемой
(генерируемой), отпускаемой или потребляемой электрической энергии
для денежного расчета за нее;
расчетный счетчик - счетчик электрической энергии, используемый
для расчетного учета и контроля вырабатываемой (генерируемой),
отпускаемой или потребляемой электрической энергии и мощности,
величины которых подлежат оплате;
контрольный счетчик - счетчик электрической энергии,
используемый для технического учета и контроля вырабатываемой
(генерируемой), отпускаемой или потребляемой электрической энергии и
мощности, величины которых подлежат контролю;
расчетный период - период времени (месяц), за который должны
быть учтены и оплачены абонентом (субабонентом) потребленная
электрическая энергия и мощность;
электропотребление - потребление электрической мощности и
энергии;
расчетная автоматизированная система контроля и учета
электрической мощности и энергии (далее - расчетная
автоматизированная система) - совокупность технических средств, с
помощью которых у абонента (субабонента) осуществляется
централизованный контроль (и фиксация) наибольшей получасовой
совмещенной электрической мощности, потребляемой (или генерируемой)
в часы максимальных и минимальных нагрузок энергосистемы, и учет
потребляемой (или генерируемой) электрической энергии (в том числе
раздельный по тарифным зонам суток), величины которых подлежат
оплате;
двухставочный тариф - тариф для промышленных и приравненных к
ним потребителей, предусматривающий основную плату (за договорную
или фактическую величину наибольшей получасовой совмещенной активной
мощности, потребляемой в часы максимальных нагрузок энергосистемы) и
дополнительную плату (за фактическое количество потребленной
активной энергии) за расчетный период;
основная ставка двухставочного тарифа - цена 1 кВт договорной
или фактической величины наибольшей потребляемой активной мощности,
принимаемая в соответствии с декларацией об уровне тарифов на
электрическую энергию, реализуемую организациями Белорусского
государственного энергетического концерна (далее - декларация об
уровне тарифов на электрическую энергию), утверждаемой в
установленном порядке Министерством экономики Республики Беларусь;
дополнительная ставка двухставочного тарифа - цена 1 кВт·ч
потребляемой активной энергии, принимаемая в соответствии с
декларацией об уровне тарифов на электрическую энергию;
тарифная зона суток - промежутки времени суток, в течение
которых на протяжении расчетного периода действует установленный
тарифный коэффициент;
тарифный коэффициент - коэффициент (повышающий, понижающий или
равный 1,0) к дополнительной ставке двухставочного тарифа.
2. Настоящая Инструкция устанавливает порядок применения
двухставочного тарифа и двухставочно-дифференцированного по зонам
суток тарифа (далее - двухставочно-дифференцированный тариф) на
активную электрическую мощность и энергию с основной платой за
фактическую величину наибольшей потребляемой активной мощности в
часы максимальных нагрузок энергосистемы.
3. Настоящая Инструкция распространяется на энергоснабжающие
организации Белорусского государственного энергетического концерна,
промышленных и приравненных к ним потребителей электрической энергии
с присоединенной мощностью 750 кВ·А и выше, имеющих расчетную
автоматизированную систему контроля и учета электрической мощности и
энергии.
4. Двухставочный и двухставочно-дифференцированный тарифы с
основной платой за фактическую величину наибольшей потребляемой
активной мощности в часы максимальных нагрузок энергосистемы
предназначены для усиления экономической заинтересованности
промышленных и приравненных к ним потребителей в выравнивании и
уплотнении суточных графиков нагрузок путем снижения потребляемой
мощности и уменьшения потребления энергии в часы максимальных
нагрузок энергосистемы и увеличения электропотребления в часы
минимальных нагрузок (ночного провала нагрузок) энергосистемы.
5. Применение указанных тарифов дает возможность потребителям,
осуществляющим мероприятия по выравниванию и уплотнению суточных
графиков нагрузок, снижать средний тариф на 1 кВт·ч потребляемой
активной энергии за расчетный период и тем самым уменьшать
энергетическую составляющую в себестоимости производимой продукции.
6. Выравнивание и уплотнение суточных графиков нагрузок
энергосистемы, повышение эффективности использования ее генерирующих
мощностей, улучшение режимов эксплуатации оборудования электрических
станций и сетей, а также снижение удельных расходов топлива на
производство электрической энергии достигаются при условии
систематического проведения потребителями регулировочных
мероприятий.
7. Потребители могут способствовать уплотнению и выравниванию
суточных графиков нагрузок энергосистемы следующими путями:
понижая относительный уровень потребления активной мощности и
энергии только в часы максимальных нагрузок энергосистемы;
повышая относительный уровень потребления активной мощности и
энергии только в часы минимальных нагрузок энергосистемы;
понижая относительный уровень потребления активной мощности и
энергии в часы максимальных нагрузок энергосистемы и вместе с тем
повышая его в часы минимальных нагрузок энергосистемы.
8. При применении двухставочного и
двухставочно-дифференцированного тарифов контроль и фиксация
наибольшей получасовой совмещенной потребляемой активной мощности
должны осуществляться в утренние и вечерние часы (периоды)
максимальных нагрузок энергосистемы Республики Беларусь, которые
энергоснабжающие организации доводят до сведения потребителей в
письменной форме в установленные сроки.
9. При применении двухставочно-дифференцированного тарифа
раздельный учет потребляемой активной энергии должен осуществляться
в трех тарифных зонах суток: ночной, полупиковой и пиковой,
продолжительность и границы которых для промышленных и приравненных
к ним потребителей с присоединенной мощностью 750 кВ·А и выше
устанавливаются настоящей Инструкцией.
10. Потребитель, имеющий расчетную автоматизированную систему и
рассчитывающийся за электропотребление по двухставочному тарифу с
основной платой за договорную величину наибольшей потребляемой
активной мощности, вправе по согласованию с энергоснабжающей
организацией выбрать для себя, исходя из сменности работы,
особенностей технологии производства и экономической
целесообразности, любой из двух видов тарифов:
либо двухставочно-дифференцированный тариф с основной платой за
фактическую величину наибольшей потребляемой активной мощности;
либо двухставочный тариф с основной платой за фактическую
величину наибольшей потребляемой активной мощности.
11. Переход потребителя на оплату за электропотребление по
двухставочно-дифференцированному либо двухставочному тарифу с
основной платой за фактическую величину наибольшей потребляемой
активной мощности осуществляется по его письменному заявлению в
энергоснабжающую организацию и оформляется приложением к договору на
снабжение электрической энергией.
Глава 2
ТЕХНИЧЕСКИЕ ТРЕБОВАНИЯ, ПРЕДЪЯВЛЯЕМЫЕ К РАСЧЕТНОЙ
АВТОМАТИЗИРОВАННОЙ СИСТЕМЕ КОНТРОЛЯ И УЧЕТА ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ
МОЩНОСТИ И ЭНЕРГИИ
12. Расчетная автоматизированная система должна состоять из
следующих технических средств: расчетных счетчиков активной энергии
(индукционных или электронных), оснащенных телеметрическими
датчиками (импульсный выход, цифровой интерфейс связи), и
сопряженного с ними посредством линий связи специального
электронного программируемого многотарифного счетно-суммирующего
устройства (далее - сумматор), осуществляющего фиксацию величин
наибольшей получасовой совмещенной активной мощности, потребляемой в
утренние и вечерние часы максимальных нагрузок энергосистемы, и
осуществляющего раздельный учет потребляемой активной энергии в
тарифных зонах суток.
Указанная автоматизированная система становится расчетной
только после прохождения государственной поверки по месту установки
у потребителя и опломбирования сумматора клеймами представителя
Комитета по стандартизации, метрологии и сертификации при Совете
Министров Республики Беларусь и представителя энергоснабжающей
организации.
Ответственность за содержание, исправность и сохранность
расчетной автоматизированной системы, а также сохранность и
целостность указанных клейм (пломб) несет потребитель.
13. В случае повреждения любого из технических средств,
входящих в состав расчетной автоматизированной системы, расчеты с
потребителем, начиная с расчетного периода, в котором произошло
повреждение, переводятся на двухставочный тариф с основной платой за
договорную величину наибольшей потребляемой активной мощности до
устранения повреждений, проведения внеочередной государственной
поверки указанной автоматизированной системы и завершения текущего
расчетного периода.
14. Потребитель обязан обеспечивать проведение каждой очередной
государственной поверки расчетной автоматизированной системы, строго
соблюдая межповерочные интервалы, установленные Комитетом по
стандартизации, метрологии и сертификации при Совете Министров
Республики Беларусь.
15. При питании потребителя от двух и более независимых
источников необходимо предусматривать устройство автоматического
включения резерва (далее - АВР) питания сумматора для предотвращения
перехода последнего в режим пассивного хранения данных (без
накопления и обработки поступающей информации и вычисления
контролируемых параметров).
16. При включении расчетных счетчиков потребителя через
измерительные трансформаторы напряжения сумматор рекомендуется
запитывать (через указанное устройство АВР) от вторичных обмоток
измерительных трансформаторов напряжения разных секций шин
распределительных устройств.
17. Расчетная автоматизированная система должна включать в себя
расчетные счетчики всех питающих и транзитных линий абонента, а
также, как правило, расчетные счетчики (и сумматоры) субабонентов,
запитанных от электрической сети абонента.
Допускается по согласованию с энергоснабжающей организацией
применять в составе расчетной автоматизированной системы контрольные
счетчики, установленные на приемных концах питающих линий
потребителя, вместо расчетных счетчиков, установленных на передающих
концах питающих линий (на границе балансовой принадлежности
электрической сети).
В этом случае потери активной мощности и энергии в указанных
питающих линиях должны относиться на счет потребителя.
18. Если потребитель имеет лишь один силовой трансформатор, в
качестве расчетной автоматизированной системы допускается применять
электронный программируемый многотарифный счетчик активной энергии,
осуществляющий фиксацию величин наибольшей получасовой активной
мощности, потребляемой в утренние и вечерние часы максимальных
нагрузок энергосистемы, и осуществляющий раздельный учет
потребляемой активной энергии в тарифных зонах суток.
Глава 3
ПОРЯДОК РАСЧЕТА И ОПЛАТЫ ВЕЛИЧИН ПОТРЕБЛЯЕМОЙ АКТИВНОЙ МОЩНОСТИ
И ЭНЕРГИИ ПО ДВУХСТАВОЧНОМУ И ДВУХСТАВОЧНО-ДИФФЕРЕНЦИРОВАННОМУ
ТАРИФАМ
19. При применении двухставочного и
двухставочно-дифференцированного тарифов с основной платой за
фактическую величину наибольшей потребляемой активной мощности
потребитель обязан в установленные сроки в письменной форме заявлять
в энергоснабжающую организацию величины наибольшей активной мощности
и количество активной энергии, планируемые к потреблению на
календарные периоды времени (год, квартал, месяц, сутки), а также
вправе их корректировать на тех же условиях и в те же сроки, что и
при применении двухставочного тарифа с основной платой за договорную
величину наибольшей потребляемой активной мощности.
20. В свою очередь энергоснабжающая организация обязана в
установленный срок в письменной форме доводить до сведения
потребителя согласованную (договорную) величину наибольшей
потребляемой активной мощности на каждый очередной календарный
(расчетный) период.
21. Оплату за договорную величину наибольшей потребляемой
активной мощности потребитель обязан производить в первых числах
очередного расчетного периода на основании платежного требования
энергоснабжающей организации.
22. При применении двухставочного и
двухставочно-дифференцированного тарифов основная плата (за
мощность) за расчетный период первоначально рассчитывается по
следующим формулам соответственно:
М max
П = а · Р ;
Д Д
М max
П = а · k · P ,
ДД а Д
где а - основная ставка двухставочного тарифа, руб./кВт;
k - понижающий коэффициент к основной ставке двухставочного
a
тарифа;
max
Р - договорная величина наибольшей получасовой совмещенной
Д
активной мощности, потребляемой в часы максимальных нагрузок
энергосистемы, кВт.
23. Фактическая величина наибольшей потребляемой активной
мощности за расчетный период в общем случае рассчитывается по
следующей формуле:
max max
Р = Р + DР - Р ,
ф изм суб
_____________________________
D - это греческая буква "дельта".
max
где Р - измеренная (вычисленная и зафиксированная) сумматором
изм
величина наибольшей получасовой совмещенной активной мощности,
потребляемой в часы максимальных нагрузок энергосистемы (за
вычетом активной мощности, потребляемой субабонентами, расчетные
счетчики которых включены в состав расчетной автоматизированной
системы), кВт;
DР - суммарные потери активной мощности в питающих линиях и
силовых трансформаторах потребителя (между границами балансовой
принадлежности электрической сети и точками подключения к схеме сети
соответствующих расчетных счетчиков), кВт;
Р - суммарная расчетная активная мощность, потребляемая в
суб
часы максимальных нагрузок энергосистемы субабонентами, расчетные
счетчики которых не включены в состав расчетной автоматизированной
системы, кВт.
24. Полное количество активной энергии, потребленной за
расчетный период, в общем случае рассчитывается по следующей
формуле:
W = W + DW + W - W ,
изм сн суб
_____________________________
D - это греческая буква "дельта".
где W - измеренное (учтенное) сумматором количество потребленной
изм
активной энергии (за вычетом количества активной энергии,
потребленной субабонентами, расчетные счетчики которых включены в
состав расчетной автоматизированной системы), кВт·ч;
DW - суммарные потери активной энергии в питающих линиях и
силовых трансформаторах потребителя (между границами балансовой
принадлежности электрической сети и точками подключения к схеме сети
соответствующих расчетных счетчиков), кВт·ч;
W - суммарное количество активной энергии, учтенной
сн
расчетными счетчиками на трансформаторах собственных нужд
распределительных устройств потребителя (если энергия, потребляемая
на собственные нужды распределительных устройств, не учитывается
расчетными счетчиками на вводах питающих линий), кВт·ч;
W - суммарное количество активной энергии, потребленной
суб
субабонентами (включая производственную столовую потребителя),
расчетные счетчики которых не включены в состав расчетной
автоматизированной системы, кВт·ч.
При применении двухставочно-дифференцированного тарифа
Н ПП П
W = W + W + W ,
изм изм изм изм
Н ПП П
где W , W , W - измеренное (учтенное) сумматором количество
изм изм изм
активной энергии, потребленной соответственно в ночной, полупиковой
и пиковой тарифных зонах суток (за вычетом количества активной
энергии, потребленной субабонентами, расчетные счетчики которых
включены в состав расчетной автоматизированной системы), кВт·ч.
Величины DW, W и W допускается распределять по тарифным
сн суб
зонам суток за расчетный период пропорционально следующим
соотношениям:
Н ПП П
W W W
изм изм изм
----, ----, ----.
W W W
изм изм изм
25. При применении двухставочного и
двухставочно-дифференцированного тарифов полная плата за
потребленную электрическую мощность и энергию за расчетный период
рассчитывается по следующим формулам соответственно:
max
П = a · P + b · W;
Д ф
max H ПП П
П = a · k · P + b · (k · W + k · W + k · W ),
ДД a ф н ПП П
где b - дополнительная ставка двухставочного тарифа, руб./кВт·ч;
k , k , k - соответственно ночной, полупиковый и пиковый
н ПП П
тарифные коэффициенты к дополнительной ставке двухставочного
тарифа;
Н ПП П
W , W , W - количество активной энергии, потребленной
соответственно в ночной, полупиковой и пиковой тарифных зонах суток
(определяется в соответствии с пунктом 24 настоящей Инструкции),
кВт·ч.
При этом полное количество активной энергии, потребленной за
расчетный период, равно
Н ПП П
W = W + W + W .
26. Потребитель обязан ежесуточно регистрировать показания
сумматора и расчетных счетчиков активной энергии, входящих в состав
расчетной автоматизированной системы, в специальном журнале
(прошнурованном, пронумерованном и скрепленном печатью
энергоснабжающей организации).
27. По истечении расчетного периода потребитель обязан
представлять в энергоснабжающую организацию в установленный срок в
письменной форме сведения (за подписью лица, ответственного за
max
электрохозяйство) о значениях величин P и W с разделением
изм изм
H ПП П
по зонам суток (W , W , W ), а также показания сумматора и
изм изм изм
всех расчетных счетчиков активной энергии на начало и конец
расчетного периода.
28. Если фактическая величина наибольшей потребляемой активной
max
мощности P за расчетный период не превысила договорной величины
Ф
max
Р , то в первых числах очередного расчетного периода производится
Д max
перерасчет основной платы по величине Р .
Ф
29. В случае превышения за расчетный период договорных величин
наибольшей потребляемой активной мощности и (или) потребления
активной энергии потребитель обязан оплатить величины превышения
потребления активной мощности и (или) энергии на тех же условиях,
что и при применении двухставочного тарифа с основной платой за
договорную величину наибольшей потребляемой активной мощности. При
расчете платы за превышение договорной величины наибольшей
потребляемой активной мощности понижающий коэффициент k не
a
применяется.
30. Ночная тарифная зона суток соответствует по
продолжительности и границам часам минимальных нагрузок
энергосистемы.
31. Пиковая тарифная зона суток соответствует по
продолжительности и границам утренним часам максимальных нагрузок
энергосистемы.
32. Полупиковая тарифная зона суток охватывает промежутки
времени между окончанием ночной и началом пиковой тарифных зон, а
также между окончанием пиковой и началом ночной тарифных зон,
включая в себя вечерние часы максимальных нагрузок энергосистемы.
33. Значение понижающего коэффициента k устанавливается равным
а
0,5.
34. Значение полупикового тарифного коэффициента k
ПП
устанавливается равным 1,0.
35. Тарифные коэффициенты k и k определяются расчетным путем,
Н П
их значения зависят от количества календарных дней в расчетном
периоде (месяце) и корректируются в обязательном порядке в случае
изменения соотношения между базовыми значениями ставок (а и b)
двухставочного тарифа в декларации об уровне тарифов на
электрическую энергию.
36. Продолжительность и границы тарифных зон суток для всех
расчетных периодов (месяцев) календарного года являются едиными и
устанавливаются следующими:
ночная: t = 7 ч (с 23.00 до 6.00);
Н
полупиковая: t = 14 ч (с 6.00 до 8.00 и с 11.00 до 23.00);
ПП
пиковая: t = 3 ч (с 8.00 до 11.00).
П
37. Тарифные коэффициенты k и k (при k = 1,0 и указанной
Н П ПП
выше продолжительности и границах тарифных зон суток) рассчитываются
по следующим формулам:
a · k · (4 · t - t )
a П Н
k = 1 - ------------------------;
H b · d · (t **2 - t **2)
к Н П
a · k · (4 · t - t )
a H П
k = 1 + ------------------------,
П b · d · (t **2 - t **2)
k H П
где d - календарное количество дней в расчетном периоде.
k
38. Согласно приложению расчетные значения тарифных
коэффициентов для разных по продолжительности расчетных периодов
(месяцев) представлены в таблицах П1 и П2.
Приложение
к Инструкции по
применению двухставочного и
двухставочно-дифференцированного
по зонам суток тарифов на
активную электрическую мощность
и энергию с основной платой за
фактическую величину наибольшей
потребляемой активной мощности
в часы максимальных нагрузок
энергосистемы
Таблица П1
----------------------T---------------------------------------------
Календарное количество¦ Тарифный коэффициент
дней в расчетном +--------------T-------------T----------------
периоде, d ¦ k ¦ k ¦ k
k ¦ H ¦ ПП ¦ П
----------------------+--------------+-------------+----------------
28 ¦ 0,759470141 ¦ 1,0 ¦ 2,202649297
----------------------+--------------+-------------+----------------
29 ¦ 0,767764274 ¦ 1,0 ¦ 2,161178632
----------------------+--------------+-------------+----------------
30 ¦ 0,775505464 ¦ 1,0 ¦ 2,122472678
----------------------+--------------+-------------+----------------
31 ¦ 0,782747224 ¦ 1,0 ¦ 2,086263882
----------------------+--------------+-------------+----------------
Таблица П2
-----------------------T--------------------------------------------
Календарное количество ¦ Тарифный коэффициент
дней в расчетном +----------------T----------T----------------
периоде, d ¦ k ¦ k ¦ k
к ¦ Н ¦ ПП ¦ П
-----------------------+----------------+----------+----------------
28 ¦ 0,759801220 ¦ 1,0 ¦ 2,200993901
-----------------------+----------------+----------+----------------
29 ¦ 0,768083936 ¦ 1,0 ¦ 2,159580318
-----------------------+----------------+----------+----------------
30 ¦ 0,775814472 ¦ 1,0 ¦ 2,120927641
-----------------------+----------------+----------+----------------
31 ¦ 0,783046300 ¦ 1,0 ¦ 2,084768684
-----------------------+----------------+----------+----------------
Тарифные коэффициенты, приведенные в таблицах П1 и П2,
рассчитаны исходя из разных базовых значений ставок двухставочного
тарифа (соответственно: а = 6573,2 руб./кВт, b = 61,0 руб./кВт·ч и
а = 5229,8 руб./кВт, b = 48,6 руб./кВт·ч), установленных декларацией
об уровне тарифов на электрическую энергию, реализуемую
предприятиями системы концерна "Белэнерго", утвержденной приказом
Министерства экономики Республики Беларусь от 28 июня 2002 г. № 44 и
введенной в действие с 1 июля 2002 г.
|
