Шановні партнери! Всі ціни, інформація про наявність та терміни доставки документів актуальні.


Додаткова копія: Про затвердження Порядку розроблення та подання на затвердження планів розвитку систем розподілу та інвестиційних програм операторів систем розподілу

НАЦІОНАЛЬНА КОМІСІЯ, ЩО ЗДІЙСНЮЄ ДЕРЖАВНЕ РЕГУЛЮВАННЯ У СФЕРАХ ЕНЕРГЕТИКИ ТА КОМУНАЛЬНИХ ПОСЛУГ

ПОСТАНОВА

від 4 вересня 2018 року N 955

м. Київ

Про затвердження Порядку розроблення та подання на затвердження планів розвитку систем розподілу та інвестиційних програм операторів систем розподілу

Відповідно до статті 50 Закону України "Про ринок електричної енергії" (Закон N 2019-VIII) та статті 17 Закону України "Про Національну комісію, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг" (Закон N 1540-VIII) Національна комісія, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг, постановляє:

1. Затвердити Порядок розроблення та подання на затвердження планів розвитку систем розподілу та інвестиційних програм операторів систем розподілу, що додається.

2. Визнати такою, що втратила чинність, постанову Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сфері енергетики, від 13 грудня 2012 року N 1627 "Про затвердження Порядку формування інвестиційних програм ліцензіатів з передачі та постачання електричної енергії", зареєстровану в Міністерстві юстиції України 02 січня 2013 року за N 20/22552 (зі змінами).

3. Ця постанова набирає чинності з дня, наступного за днем її опублікування в офіційному друкованому виданні - газеті "Урядовий кур'єр".

4. Операторам систем розподілу при формуванні інвестиційних програм на 2019 рік керуватись планами розвитку електричних мереж напругою 35 - 154 кВ та визначення обсягів реконструкції електричних мереж напругою 0,4 - 10 кВ, затвердженими центральним органом виконавчої влади, що забезпечує формування та реалізацію державної політики в електроенергетичному комплексі.

 

Голова НКРЕКП

О. Кривенко

 

ЗАТВЕРДЖЕНО
Постанова Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг
04 вересня 2018 року N 955

Порядок розроблення та подання на затвердження планів розвитку систем розподілу та інвестиційних програм операторів систем розподілу

1. Загальні положення

1.1. Цей Порядок поширюється на суб'єктів господарювання, які отримали або мають намір отримати ліцензію на провадження господарської діяльності з розподілу електричної енергії (далі - ліцензіати), та установлює процедуру подання, формування, розгляду, схвалення та виконання планів розвитку систем розподілу (далі - ПРСР) та інвестиційних програм (далі - ІП) ліцензіатів.

1.2. У цьому Порядку терміни вживаються в таких значеннях:

базовий період - період дії ІП, який передує прогнозному періоду, тривалістю, як правило, календарний рік;

звітний період - період дії ІП, за який ліцензіат звітує про виконання ІП (щокварталу наростаючим підсумком та за підсумками року);

інвестиційна програма (ІП) - план використання коштів, розроблений на підставі схваленого ПРСР ліцензіата, для підвищення рівня надійності та економічності роботи основних фондів, який містить комплекс зобов'язань ліцензіата на період її виконання щодо розвитку ліцензіата, джерела її фінансування, графік виконання та пояснювальну записку;

план розвитку системи розподілу (ПРСР) - документ, який містить необхідні прогнозні обсяги нового будівництва, реконструкції та технічного переоснащення системи розподілу на наступні 5 календарних років, розроблений з урахуванням Плану розвитку системи передачі на наступні 10 років, та визначає потребу в майбутніх інвестиціях, план виконання відповідних заходів для забезпечення енергоефективності та надійності функціонування системи розподілу з дотриманням установлених показників якості надання послуг з розподілу електричної енергії;

прогнозний період - період, протягом якого ліцензіат планує виконання ІП (як правило, перший календарний рік п'ятирічного періоду ПРСР).

Інші терміни, що використовуються в цьому Порядку, вживаються у значеннях, наведених у Законі України "Про ринок електричної енергії" (Закон N 2019-VIII).

1.3. Ліцензіат зобов'язаний використовувати кошти, визначені як джерело фінансування ІП, виключно на її виконання відповідно до графіка, визначеного ІП.

1.4. Розгляду питання про схвалення ПРСР та ІП передує їх відкрите обговорення на місцях згідно з Порядком проведення відкритого обговорення проектів рішень Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг, затвердженим постановою НКРЕКП від 30 червня 2017 року N 866 (Порядок N 866).

1.5. Рішення про схвалення ПРСР та ІП або внесення змін до них приймається НКРЕКП на засіданні, що проводиться у формі відкритого слухання, шляхом всебічного та повного з'ясування позицій усіх учасників засідання після розгляду та опрацювання НКРЕКП ПРСР та ІП або запропонованих змін до них та наданих матеріалів згідно з вимогами цього Порядку.

Під час розгляду питання про схвалення ПРСР та ІП або внесення змін до них на засідання НКРЕКП у формі відкритого слухання запрошуються представники ліцензіата та центрального органу виконавчої влади, що забезпечує формування та реалізацію державної політики в електроенергетичному комплексі.

2. Вимоги до ПРСР та ІП

2.1. Щорічно до НКРЕКП ліцензіатом надається ПРСР, розроблений згідно з вимогами розділу III Кодексу систем розподілу, затвердженого постановою НКРЕКП від 14 березня 2018 року N 310 (далі - Кодекс).

2.2. З метою обґрунтування запланованих витрат ліцензіата на прогнозний період, які спрямовуються на нове будівництво, реконструкцію, модернізацію та розвиток основних фондів, інших активів ліцензіата, до НКРЕКП подається ІП за формою, наведеною в додатку 1 до цього Порядку.

2.3. Джерела фінансування ІП формуються ліцензіатом з таких статей:

амортизаційні відрахування;

прибуток на виробничі інвестиції, передбачений структурою тарифів;

запланований обсяг надходжень за перетоки реактивної електричної енергії.

Додатковими джерелами фінансування ІП можуть бути кредити, плата за приєднання, будь-яка фінансова допомога, кошти, отримані від здійснення діяльності, пов'язаної та не пов'язаної з розподілом електричної енергії, та інші джерела відповідно до вимог чинного законодавства.

2.4. ІП формується відповідно до розділів, визначених цим Порядком, із зазначенням обсягу фінансування по кожному з розділів (без урахування податку на додану вартість (далі - ПДВ)) та включає:

1) інформацію про прогнозний загальний техніко-економічний стан ліцензіата на дату закінчення чинної ІП з урахуванням заходів чинної ІП;

2) опис робіт, запланованих на прогнозний період;

3) перелік робіт, основного обладнання, матеріалів, апаратного та програмного забезпечення та послуг, запланованих для виконання у прогнозному періоді, з розбивкою на етапи (квартали) з фінансуванням відповідно до планових квартальних обсягів надходжень коштів;

4) пояснювальну записку з обґрунтуванням необхідності проведення робіт по кожному розділу ІП;

5) джерела фінансування ІП;

6) прогноз ліцензіата щодо зниження технологічних витрат та втрат електричної енергії за результатами реалізації ІП.

2.5. До ІП ліцензіатом додаються обґрунтовувальні матеріали до запланованих робіт та закупівель товарів, які, зокрема, можуть містити цінові пропозиції (прайси) виробників або їх офіційних представників в Україні, результати публічної закупівлі, накази про затвердження проектної документації (або зведені кошториси до відповідних проектів), що передбачені ІП.

2.6. Числова інформація в ІП та звітах щодо її виконання зазначається з точністю до двох цифр після коми, а якщо ціла частина числа дорівнює нулю - з точністю до двох значущих цифр після коми.

2.7. Ліцензіат може передбачити в ІП кошти для розробки проектів на виконання робіт, що заплановані до реалізації в майбутніх періодах.

2.8. Обсяги інвестицій визначаються ліцензіатом виходячи з технічного стану основних фондів та інших активів ліцензіата, принципів економічної доцільності запровадження відповідних заходів, а також з урахуванням впливів цих заходів на рівень тарифів на розподіл електричної енергії.

2.9. Планування фінансування розділів ІП повинно здійснюватись ліцензіатом з урахуванням необхідності забезпечення належного рівня якості електропостачання на довгостроковий період, підвищення енергоефективності розподільних електричних мереж.

2.10. Фінансування робіт з проведення будівництва, реконструкції, модернізації об'єктів ліцензіата включається до ІП за наявності необхідних для цього проектів, розроблених та затверджених відповідно до вимог чинного законодавства.

2.11. Ціни закупівель, які застосовуються при формуванні ІП, є орієнтовними. Остаточна ціна закупівель визначається ліцензіатом на конкурентних засадах відповідно до вимог чинного законодавства про здійснення закупівель.

2.12. Розгляд та включення до ІП заходів за розділами: заходи зі зниження нетехнічних витрат електричної енергії; впровадження та розвиток автоматизованих систем диспетчерського управління (АСДУ); впровадження та розвиток інформаційних технологій; впровадження та розвиток систем зв'язку здійснюється НКРЕКП за наявності таких документів:

відповідних планів розвитку, що містять переліки запланованих заходів та проектів (за роками);

проектної та кошторисної документації або статуту проекту з техніко-економічним обґрунтуванням.

2.13. Технічні завдання впровадження та модернізації автоматизованих систем комерційного обліку електричної енергії на ринку електричної енергії України мають бути погоджені з Адміністратором комерційного обліку.

2.14. На титульній сторінці всіх примірників схваленої ІП зазначаються реквізити документів, якими ІП затверджена відповідно до статуту ліцензіата, погоджена з центральним органом виконавчої влади, що забезпечує формування та реалізацію державної політики в електроенергетичному комплексі, та схвалена НКРЕКП. Зазначені відмітки підписуються керівником ліцензіата або уповноваженою ним особою та скріплюються печаткою ліцензіата (за наявності).

Сторінки ІП нумеруються, прошнуровуються, кількість прошнурованих аркушів завіряється підписом керівника ліцензіата або уповноваженою ним особою та скріплюється печаткою ліцензіата (за наявності).

2.15. Матеріали, що надаються як обґрунтування ПРСР та ІП, повинні бути підписані керівником ліцензіата або уповноваженою ним особою та скріплені печаткою (за наявності).

3. Порядок розгляду та схвалення ПРСР та ІП

3.1. Надання до НКРЕКП ПРСР та його розгляд НКРЕКП здійснюються відповідно до вимог розділу III Кодексу.

3.2. ІП на прогнозний період подається на розгляд відповідно до затвердженого НКРЕКП графіка, але не пізніше ніж за 2 місяці до дати закінчення дії попередньої ІП.

3.3. ІП ґрунтується на ПРСР, оформлюється з дотриманням вимог цього Порядку, затверджується в установленому законодавством порядку та погоджується з центральним органом виконавчої влади, що забезпечує формування та реалізацію державної політики в електроенергетичному комплексі.

3.4. ІП та відповідні обґрунтовувальні матеріали надаються для опрацювання до територіального підрозділу НКРЕКП у відповідному регіоні та апарату НКРЕКП в електронному вигляді та на паперових носіях.

ІП розглядається відповідним підрозділом апарату НКРЕКП та територіальним підрозділом НКРЕКП у відповідному регіоні на предмет її оформлення, затвердження та погодження, наявності відповідного обґрунтування окремих розділів та ІП в цілому відповідно до вимог цього Порядку.

У разі встановлення невідповідності ІП вимогам цього Порядку в частині оформлення, затвердження та погодження вона до розгляду не приймається, про що письмово повідомляється ліцензіату.

У разі наявності зауважень та пропозицій до ІП НКРЕКП письмово інформує ліцензіата.

Додаткові пояснення, обґрунтування та пропозиції ліцензіата приймаються НКРЕКП протягом 10 робочих днів з дня отримання ліцензіатом зауважень та пропозицій НКРЕКП.

3.5. У разі відсутності у НКРЕКП зауважень до ІП або відсутності у ліцензіата пропозицій, додаткових пояснень та обґрунтувань щодо зауважень та пропозицій НКРЕКП до ІП питання про схвалення ІП виноситься на засідання НКРЕКП у формі відкритого слухання.

3.6. Якщо ліцензіат протягом 10 робочих днів з дня отримання зауважень та пропозицій НКРЕКП до ІП надає відповідні пропозиції, додаткові пояснення та обґрунтування, ІП повторно розглядається відповідним підрозділом апарату НКРЕКП, після чого питання про схвалення ІП виноситься на засідання НКРЕКП.

3.7. Після прийняття рішення про схвалення ІП проектна документація та обґрунтовувальні матеріали до неї, надані ліцензіатом, а також робочі примірники ІП повертаються ліцензіату та зберігаються у нього не менше 3 років після закінчення строку дії відповідної ІП та мають бути надані НКРЕКП за її запитом для виконання покладених на неї завдань.

3.8. Якщо під час розгляду в НКРЕКП ІП виникають питання, що потребують проведення експертизи, розгляд ІП призупиняється на період, необхідний для проведення такої експертизи, про що НКРЕКП письмово повідомляє ліцензіата протягом 5 днів з дня прийняття рішення НКРЕКП щодо проведення такої експертизи.

У разі визнання НКРЕКП на засіданні, що проводиться у формі відкритого слухання, недостатності обґрунтування окремих розділів ІП НКРЕКП або ліцензіат може ініціювати проведення експертизи зазначених розділів ІП, окремих заходів.

За результатами експертизи спірні питання розглядаються на засіданні НКРЕКП.

3.9. У разі визнання на засіданні у формі відкритого слухання НКРЕКП необґрунтованими окремих розділів ІП або їх складових ці розділи чи їх складові ліцензіату пропонується виключити, а кошти, передбачені на їх фінансування, можуть бути вилучені зі структури тарифу або перерозподілені ліцензіатом між іншими розділами ІП за пропозицією НКРЕКП.

3.10. Ліцензіат забезпечує достовірність наданої НКРЕКП інформації.

3.11. Схвалена НКРЕКП ІП оформлюється ліцензіатом у чотирьох примірниках. Протягом 10 календарних днів один примірник та його копія в електронній формі надаються до апарату НКРЕКП, другий примірник та його копія в електронній формі - до територіального підрозділу НКРЕКП у відповідному регіоні, третій - до центрального органу виконавчої влади, що забезпечує формування та реалізацію державної політики в електроенергетичному комплексі, четвертий залишається у ліцензіата.

Електронна форма схваленої НКРЕКП ІП оприлюднюється відповідним ліцензіатом шляхом розміщення на своєму офіційному веб-сайті в мережі Інтернет протягом 5 робочих днів з дня прийняття рішення НКРЕКП про схвалення ІП та зберігається на ньому протягом строку дії ІП та не менше 3 років після його закінчення.

3.12. При виникненні потреби у здійсненні закупівлі у зв'язку з особливими економічними та іншими обставинами, яких ліцензіат не міг передбачити, у тому числі закупівлі, пов'язаної з ліквідацією наслідків надзвичайних ситуацій, ліцензіат має право протягом прогнозного періоду, як правило, протягом місяця за підсумками першого, другого або третього кварталу, звернутися до НКРЕКП з пропозицією щодо внесення змін до схваленої ІП з наданням відповідного обґрунтування.

Зміни до ПРСР та ІП розглядаються НКРЕКП на загальних підставах відповідно до визначеної цим Порядком процедури розгляду та схвалення ПРСР/ІП.

Питання про внесення змін до ПРСР/ІП розглядаються НКРЕКП на засіданнях, які проводяться у формі відкритих слухань.

4. Виконання ПРСР та ІП

4.1. Ліцензіат зобов'язаний виконувати схвалені НКРЕКП ПРСР/ІП в повному обсязі відповідно до запланованих етапів, обсягів робіт у кількісному вираженні та обсягів фінансування у вартісному вираженні.

4.2. Виконаними вважаються об'єкти, які введені в експлуатацію відповідно до вимог чинного законодавства, прийняті на баланс та щодо яких здійснено повне фінансування.

Роботи, які мають перехідний характер, вважаються виконаними, якщо по них складено акти виконаних робіт та/або акти приймання-передавання згідно з умовами відповідного договору та здійснено оплату відповідно до цих актів або здійснені авансові платежі, якщо це передбачено схваленою ІП.

4.3. При неповному виконанні ліцензіатом ІП за звітний період надалі першочергово здійснюється фінансування заходів з будівництва, модернізації і реконструкції електричних мереж та обладнання і заходів зі зниження та/або недопущення понаднормативних витрат електричної енергії.

4.4. При зміні (збільшенні або зменшенні) вартості виконання заходів, передбачених схваленою ІП, до 5 % ліцензіат може самостійно зробити перерозподіл фінансування між цими заходами в межах одного розділу за умови незмінності фізичних обсягів цих заходів.

4.5. У випадку фактичного збільшення надходження коштів відповідно до визначених джерел фінансування ліцензіат ініціює процедуру внесення відповідних змін до ІП згідно з цим Порядком у частині збільшення джерел фінансування та доповнення запланованих заходів.

4.6. Профінансованими вважаються заходи ІП, щодо яких здійснено фактичну оплату грошовими коштами.

4.7. У разі недофінансування заходів ІП базового періоду з причин, незалежних від ліцензіата, ліцензіат може продовжити фінансування цих заходів до 20 числа місяця, наступного після закінчення періоду дії цієї ІП, за рахунок коштів, отриманих як джерело фінансування ІП базового періоду.

4.8. Об'єкти (заходи), які були профінансовані ліцензіатом, але не передбачені схваленою ІП або передбачені схваленою ІП у меншій кількості, не враховуються як виконання ІП, крім випадків відхилення не більше ніж ± 5 % від схвалених фізичних обсягів по лінійних об'єктах електричних мереж 0,4 - 20 кВ, з відповідним внесенням змін до проектно-кошторисної документації.

4.9. Ліцензіати при виконанні ІП зобов'язані проводити закупівлю нового сучасного високотехнологічного обладнання, виконаного із якісних матеріалів, що не було у використанні та щодо якого зберігаються гарантійні зобов'язання виробників або їх офіційних представників, крім випадків придбання цілісних майнових комплексів об'єктів електроенергетики при наданні належного обґрунтування.

5. Порядок надання звітів щодо виконання ПРСР та ІП

5.1. Звіт щодо виконання ПРСР надається ліцензіатом згідно з вимогами глави 3.6 розділу III Кодексу.

5.2. Звіт щодо виконання ІП, оформлений згідно з додатком 2 до цього Порядку, в електронній формі та на паперових носіях надається ліцензіатом до центрального органу виконавчої влади, що забезпечує формування та реалізацію державної політики в електроенергетичному комплексі, апарату НКРЕКП і територіального підрозділу НКРЕКП у відповідному регіоні щокварталу та за підсумками року не пізніше 25 числа місяця, наступного за звітним періодом.

Сторінки звіту щодо виконання ІП нумеруються, прошнуровуються, кількість прошнурованих аркушів завіряється підписом керівника ліцензіата або уповноваженої ним особи та скріплюється печаткою ліцензіата (за наявності).

5.3. У разі неповного виконання ІП до звіту надається пояснювальна записка щодо причин неповного виконання.

5.4. Електронна форма звіту щодо виконання ІП оприлюднюється ліцензіатом шляхом розміщення на своєму офіційному веб-сайті в мережі Інтернет не пізніше 25 числа місяця, наступного за звітним періодом, та зберігається на ньому не менше 3 років.

5.5. Контроль за виконанням ліцензіатом ПРСР та ІП здійснюється шляхом аналізу відповідним структурним підрозділом апарату НКРЕКП та територіальним підрозділом НКРЕКП у відповідному регіоні звітів щодо виконання ПРСР та ІП і проведення планових та позапланових перевірок діяльності ліцензіата НКРЕКП.

 

Директор Департаменту із регулювання
відносин у сфері енергетики

А. Гудаченко

 

Додаток 1
до Порядку розроблення та подання на затвердження планів розвитку систем розподілу та інвестиційних програм операторів систем розподілу

Інвестиційна програма

Найменування ліцензіата

 

Прогнозний період

з                                     до

П'ятирічний період

з                                     до

1. Перелік об'єктів незавершеного будівництва, модернізації та реконструкції

N
 з/п

Найменува-
ння об'єктів

Початок робіт (рік, місяць)

Затверджена кошторисна вартість, тис. грн (без ПДВ)

Обсяг здійсненого фінансування з початку виконання робіт на дату початку базового періоду, тис. грн (без ПДВ)

Обсяг фінансування, передбачений інвестиційною програмою на базовий період, тис. грн (без ПДВ)

Вартість виконаних робіт (згідно з актами) з початку виконання робіт на дату початку базового періоду, тис. грн (без ПДВ)

Обсяг незавершеного будівництва станом на дату початку базового періоду, тис. грн (без ПДВ)

Залишок кошторисної вартості на дату початку базового періоду, тис. грн (без ПДВ)

Обсяг фінансування, передбачений інвестиційною програмою на прогнозний період, тис. грн (без ПДВ)

Характер робіт (нове будівництво, реконструкція, модернізація)

Джерело фінансування

Пропозиції щодо подальшого використання

1

2

3

4

5

6

7

8

9 = 4 - 5

10

11

12

13

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Усього

-

 

 

 

 

 

 

 

-

-

-

Керівник ліцензіата
(або особа, яка виконує його обов'язки)


(підпис)

___________
(прізвище, ім'я, по батькові)

"___" 20__ року

 

 

 

М. П. (за наявності)

 

Головний бухгалтер
(або особа, яка виконує його обов'язки)


(підпис)

___________
(прізвище, ім'я, по батькові)

"___" 20__ року

 

 

2. Розрахунок джерел фінансування інвестиційної програми (тис. грн без ПДВ)

N
з/п

Показники капіталовкладень

Капіталовкладення

1 клас

2 клас

усього

базовий період

прогнозний період

базовий період

прогнозний період

базовий період

прогнозний період

 

Джерела фінансування, усього:

 

 

 

 

 

 

1

Власні кошти:

 

 

 

 

 

 

1.1

амортизаційні відрахування

 

 

 

 

 

 

1.2

прибуток на виробничі інвестиції

 

 

 

 

 

 

1.3

за перетоки реактивної е/е

 

 

 

 

 

 

1.4

інші (розшифрувати)

 

 

 

 

 

 

2

Залучені кошти:

 

 

 

 

 

 

2.1

кредити

 

 

 

 

 

 

2.2

фінансова допомога

 

 

 

 

 

 

2.3

інші (розшифрувати)

 

 

 

 

 

 

Керівник ліцензіата
(або особа, яка виконує його обов'язки)


(підпис)

___________
(прізвище, ім'я, по батькові)

"___" 20__ року

М. П. (за наявності)

 

3. План інвестицій за джерелами фінансування інвестиційної програми на 5 років

Джерела фінансування
(тис. грн без ПДВ)

(прогнозний період)*

(прогнозний період + 1)*

(прогнозний період + 2)*

(прогнозний період + 3)*

(прогнозний період + 4)*

Власні кошти

 

 

 

 

 

Залучені кошти

 

 

 

 

 

Усього

 

 

 

 

 


* Зазначити відповідний рік.

4. Узагальнений технічний стан об'єктів електричних мереж

N
з/п

Назва обладнання та якісна оцінка*

Одиниця виміру

Технічний стан на початок прогнозного періоду

Обсяги запланованих робіт на прогнозний період

Прогнозний технічний стан на кінець прогнозного періоду з урахуванням обсягів запланованих робіт

1

2

3

4

5

6

1

Повітряні лінії (ПЛ)-220 кВ, усього

км
(по трасі)

 

 

 

у доброму стані

 

 

 

підлягає реконструкції

 

 

 

підлягає капітальному ремонту

 

 

 

підлягає повній заміні

 

 

 

виведено з експлуатації

 

 

 

2

ПЛ-110 (150) кВ, усього

км
(по трасі)

 

 

 

у доброму стані

 

 

 

підлягає реконструкції

 

 

 

підлягає капітальному ремонту

 

 

 

підлягає повній заміні

 

 

 

виведено з експлуатації

 

 

 

3

ПЛ-35 кВ, усього

км
(по трасі)

 

 

 

у доброму стані

 

 

 

підлягає реконструкції

 

 

 

підлягає капітальному ремонту

 

 

 

підлягає повній заміні

 

 

 

виведено з експлуатації

 

 

 

4

ПЛ-6 (10) кВ, усього

км
(по трасі)

 

 

 

у доброму стані

 

 

 

підлягає реконструкції

 

 

 

підлягає капітальному ремонту

 

 

 

підлягає повній заміні

 

 

 

виведено з експлуатації

 

 

 

5

ПЛ-0,4 кВ, усього

км
(по трасі)

 

 

 

у доброму стані

 

 

 

підлягає реконструкції

 

 

 

підлягає капітальному ремонту

 

 

 

підлягає повній заміні

 

 

 

виведено з експлуатації

 

 

 

6

Кабельні лінії (КЛ)-220 кВ, усього

км

 

 

 

у доброму стані

 

 

 

підлягає реконструкції

 

 

 

підлягає капітальному ремонту

 

 

 

підлягає повній заміні

 

 

 

виведено з експлуатації

 

 

 

7

КЛ-110 (150) кВ, усього

км

 

 

 

у доброму стані

 

 

 

підлягає реконструкції

 

 

 

підлягає капітальному ремонту

 

 

 

підлягає повній заміні

 

 

 

виведено з експлуатації

 

 

 

8

КЛ-35 кВ, усього

км

 

 

 

у доброму стані

 

 

 

підлягає реконструкції

 

 

 

підлягає капітальному ремонту

 

 

 

підлягає повній заміні

 

 

 

виведено з експлуатації

 

 

 

9

КЛ-6 (10) кВ, усього

км

 

 

 

у доброму стані

 

 

 

підлягає реконструкції

 

 

 

підлягає капітальному ремонту

 

 

 

підлягає повній заміні

 

 

 

виведено з експлуатації

 

 

 

10

КЛ-0,4 кВ, усього

км

 

 

 

у доброму стані

 

 

 

підлягає реконструкції

 

 

 

підлягає капітальному ремонту

 

 

 

підлягає повній заміні

 

 

 

виведено з експлуатації

 

 

 

11

Підстанції (ПС) з вищим класом напруги 220 кВ, усього

шт.

 

 

 

у доброму стані

 

 

 

підлягає реконструкції

 

 

 

підлягає капітальному ремонту

 

 

 

підлягає повній заміні

 

 

 

12

ПС з вищим класом напруги 110 (150) кВ, усього

шт.

 

 

 

у доброму стані

 

 

 

підлягає реконструкції

 

 

 

підлягає капітальному ремонту

 

 

 

підлягає повній заміні

 

 

 

13

ПС з вищим класом напруги
35 кВ, усього

шт.

 

 

 

у доброму стані

 

 

 

підлягає реконструкції

 

 

 

підлягає капітальному ремонту

 

 

 

підлягає повній заміні

 

 

 

14

Трансформаторні підстанції (ТП), розподільні пункти (РП) 6 (10) кВ, усього

шт.

 

 

 

у доброму стані

 

 

 

підлягає реконструкції

 

 

 

підлягає капітальному ремонту

 

 

 

підлягає повній заміні

 

 

 

виведено з експлуатації

 

 

 

15

Силові трансформатори ПС вищою напругою 220 кВ, усього

шт.

 

 

 

у доброму стані

 

 

 

вимагають заміни з метою зниження технологічних витрат електричної енергії (ТВЕ)

 

 

 

вимагають заміни як такі, що не підлягають ремонту

 

 

 

16

Силові трансформатори ПС вищою напругою 110 (150) кВ, усього

шт.

 

 

 

у доброму стані

 

 

 

вимагають заміни з метою зниження ТВЕ

 

 

 

вимагають заміни як такі, що не підлягають ремонту

 

 

 

17

Силові трансформатори ПС вищою напругою 35 кВ, усього

шт.

 

 

 

у доброму стані

 

 

 

вимагають заміни з метою зниження ТВЕ

 

 

 

вимагають заміни як такі, що не підлягають ремонту

 

 

 

18

Силові трансформатори ПС вищою напругою 6 - 10 кВ, усього

шт.

 

 

 

у доброму стані

 

 

 

вимагають заміни з метою зниження ТВЕ

 

 

 

вимагають заміни як такі, що не підлягають ремонту

 

 

 


* Оцінку необхідності капітального ремонту або повної заміни ліній електропередачі (ЛЕП) проводити за пріоритетом реального технічного стану, а не з урахуванням періодичності капітального ремонту.

4.1. Характеристика електричних мереж

N
з/п

Назва показника

Одиниці виміру

Станом на початок прогнозного періоду

Очікується станом на кінець прогнозного періоду з урахуванням інвестиційної програми

1

2

3

4

5

1

Довжина повітряних ліній електропередачі, усього по колах

км

 

 

у т. ч.:

напругою 220 кВ

км/%

 

 

 

 

напругою 150 кВ

км/%

 

 

 

 

з них на дерев'яних опорах

км/%

 

 

 

 

напругою 110 кВ

км/%

 

 

 

 

з них на дерев'яних опорах

км/%

 

 

 

 

напругою 35 кВ

км/%

 

 

 

 

з них на дерев'яних опорах

км/%

 

 

 

 

напругою 10 кВ

км/%

 

 

 

 

з них на дерев'яних опорах

км/%

 

 

 

 

напругою 6 кВ

км/%

 

 

 

 

з них на дерев'яних опорах

км/%

 

 

 

 

напругою 0,4 кВ і нижче

км/%

 

 

 

 

з них на дерев'яних опорах

км/%

 

 

 

 

з проводом стальним (ПС)

км

 

 

з ізольованим проводом (магістральним)

км

 

 

перекидок 0,4 кВ, усього

шт./км

 

 

 

 

у т. ч. з ізольованими проводами (кабелями)

км/%

 

 

 

 

2

Довжина кабельних ліній електропередачі, усього

км

 

 

у т. ч.:

напругою 220 кВ

км/%

 

 

 

 

з них працюють понад 30 років

км/%

 

 

 

 

з ізоляцією зі зшитого поліетилену

км/%

 

 

 

 

 

 

напругою 110 кВ

км/%

 

 

 

 

з них працюють понад 30 років

км/%

 

 

 

 

з ізоляцією зі зшитого поліетилену

км/%

 

 

 

 

 

 

напругою 35 кВ

км/%

 

 

 

 

з них працюють понад 30 років

км/%

 

 

 

 

з ізоляцією зі зшитого поліетилену

км/%

 

 

 

 

 

 

напругою 10 кВ

км/%

 

 

 

 

з них працюють понад 30 років

км/%

 

 

 

 

з ізоляцією зі зшитого поліетилену

км/%

 

 

 

 

 

 

напругою 6 кВ

км/%

 

 

 

 

з них працюють понад 30 років

км/%

 

 

 

 

з ізоляцією зі зшитого поліетилену

км/%

 

 

 

 

 

 

напругою 0,4 кВ і нижче

км/%

 

 

 

 

з них працюють понад 30 років

км/%

 

 

 

 

3

Кількість власних знижувальних ПС 35 - 220 кВ та потужність силових трансформаторів на них, усього

шт./МВА

 

 

 

 

у т. ч.:

220 кВ

шт./МВА

 

 

 

 

150 кВ

шт./МВА

 

 

 

 

110 кВ

шт./МВА

 

 

 

 

35 кВ

шт./МВА

 

 

 

 

4

Кількість власних знижувальних ПС 35 - 220 кВ, усього,
з них такі, які мають:

шт.

 

 

два і більше трансформаторів

шт./%

 

 

 

 

два і більше джерел живлення

шт.

 

 

телемеханіку в повному обсязі

шт./%

 

 

 

 

пристрої компенсації ємнісного струму

шт.

 

 

пристрої компенсації реактивної потужності

шт.

 

 

5

Кількість та потужність силових трансформаторів, установлених на знижувальних підстанціях напругою 6 - 220 кВ (без трансформаторів для підключення заземлювальних реакторів та трансформаторів власних потреб), усього

шт./МВА

 

 

 

 

з них працюють понад 25 років

шт./%/МВА

 

 

 

 

 

 

у т. ч.:

напругою 220 кВ

шт./%/МВА

 

 

 

 

 

 

з них працюють понад 25 років

шт./%/МВА

 

 

 

 

 

 

напругою 110 кВ (150 кВ)

шт./%/МВА

 

 

 

 

 

 

з них працюють понад 25 років

шт./%/МВА

 

 

 

 

 

 

напругою 35 кВ

шт./%/МВА

 

 

 

 

 

 

з них працюють понад 25 років

шт./%/МВА

 

 

 

 

 

 

напругою 6 - 10 кВ

шт./%/МВА

 

 

 

 

 

 

з них працюють понад 25 років

шт./%/МВА

 

 

 

 

 

 

6

Кількість короткозамикачів, установлених на знижувальних підстанціях напругою 35 - 220 кВ, усього

шт.

 

 

з них потребують заміни

шт./%

 

 

 

 

у т. ч.:

напругою 220 кВ

шт.

 

 

з них потребують заміни

шт.

 

 

напругою 150 кВ

шт.

 

 

з них потребують заміни

шт.

 

 

напругою 110 кВ

шт.

 

 

з них потребують заміни

шт.

 

 

напругою 35 кВ

шт.

 

 

з них потребують заміни

шт.

 

 

7

Кількість відокремлювачів, установлених на знижувальних підстанціях напругою 35 - 220 кВ, усього

шт.

 

 

з них потребують заміни

шт./%

 

 

 

 

у т. ч.:

напругою 220 кВ

шт.

 

 

з них потребують заміни

шт.

 

 

напругою 150 кВ

шт.

 

 

з них потребують заміни

шт.

 

 

напругою 110 кВ

шт.

 

 

з них потребують заміни

шт.

 

 

напругою 35 кВ

шт.

 

 

з них потребують заміни

шт.

 

 

8

Кількість роз'єднувачів, установлених на знижувальних підстанціях напругою 35 - 220 кВ, усього

шт.

 

 

з них потребують заміни

шт./%

 

 

 

 

у т. ч.:

напругою 220 кВ

шт.

 

 

з них потребують заміни

шт.

 

 

напругою 150 кВ

шт.

 

 

з них потребують заміни

шт.

 

 

напругою 110 кВ

шт.

 

 

з них потребують заміни

шт.

 

 

напругою 35 кВ

шт.

 

 

з них потребують заміни

шт.

 

 

9

Кількість вимикачів, установлених на об'єктах електричних мереж напругою 6 - 220 кВ, усього

шт.

 

 

у т. ч.:

напругою 220 кВ, з них:

шт.

 

 

масляних

шт.

 

 

повітряних

шт.

 

 

електромагнітних

шт.

 

 

вакуумних

шт.

 

 

елегазових, у т. ч.:

шт.

 

 

бакових

шт.

 

 

колонкових

шт.

 

 

напругою 150 кВ, з них:

шт.

 

 

масляних

шт.

 

 

повітряних

шт.

 

 

електромагнітних

шт.

 

 

вакуумних

шт.

 

 

елегазових, у т. ч.:

шт.

 

 

бакових

шт.

 

 

колонкових

шт.

 

 

напругою 110 кВ, з них:

шт.

 

 

масляних

шт.

 

 

повітряних

шт.

 

 

електромагнітних

шт.

 

 

вакуумних

шт.

 

 

елегазових, у т. ч.:

шт.

 

 

бакових

шт.

 

 

колонкових

шт.

 

 

напругою 35 кВ, з них:

шт.

 

 

масляних

шт.

 

 

повітряних

шт.

 

 

електромагнітних

шт.

 

 

вакуумних

шт.

 

 

елегазових, у т. ч.:

шт.

 

 

бакових

шт.

 

 

колонкових

шт.

 

 

напругою 6 - 10 кВ, з них:

шт.

 

 

масляних

шт.

 

 

повітряних

шт.

 

 

електромагнітних

шт.

 

 

вакуумних

шт.

 

 

елегазових, у т. ч.:

шт.

 

 

бакових

шт.

 

 

колонкових

шт.

 

 

10

Кількість вимикачів, що випрацювали термін служби

шт./%

 

 

 

 

у т. ч.:

напругою 220 кВ

шт./%

 

 

 

 

напругою 150 кВ

шт./%

 

 

 

 

напругою 110 кВ

шт./%

 

 

 

 

напругою 35 кВ

шт./%

 

 

 

 

напругою 6 - 10 кВ

шт./%

 

 

 

 

11

Кількість вимикачів, що не відповідають струмам короткого замикання в електромережі, але експлуатуються, усього

шт.

 

 

у т. ч.:

напругою 220 кВ

шт.

 

 

напругою 150 кВ

шт.

 

 

напругою 110 кВ

шт.

 

 

напругою 35 кВ

шт.

 

 

 

 

 

 

напругою 6 - 10 кВ

шт.

 

 

12

Кількість і потужність підстанцій 6 - 10/0,4 кВ, усього

шт./МВА

 

 

 

 

з них працюють понад 25 років

шт./%

 

 

 

 

у т. ч.:

відкритих

шт./%

 

 

 

 

однотрансформаторних

шт./%

 

 

 

 

з них щоглових

шт./%

 

 

 

 

двотрансформаторних

шт./%

 

 

 

 

закритих

шт./%

 

 

 

 

однотрансформаторних

шт./%

 

 

 

 

двотрансформаторних

шт./%

 

 

 

 

 

 

вбудованих у РП

шт./%

 

 

 

 

 

 

однотрансформаторних

шт./%

 

 

 

 

 

 

двотрансформаторних

шт./%

 

 

 

 

13

Кількість РП 6 - 20 кВ, усього

шт.

 

 

з них працюють понад 25 років

шт./%

 

 

 

 

14

Кількість повітряних фідерів 6 - 10 кВ, усього

шт.

 

 

у т. ч.:

довжиною з відгалуженнями до 15 км

шт./%

 

 

 

 

довжиною з відгалуженнями від 15 до 50 км

шт./%

 

 

 

 

довжиною з відгалуженнями понад 50 км

шт./%

 

 

 

 

15

Кількість лінійних та підстанціонних роз'єднувачів напругою 6 - 10 кВ, усього

шт.

 

 

з них потребують заміни

шт./%

 

 

 

 

16

Кількість вимикачів навантаження 6 - 10 кВ, усього

шт.

 

 

з них потребують заміни

шт./%

 

 

 

 

17

Довжина грозозахисного троса по трасі ПЛ 35 - 220 кВ, усього

км

 

 

з них підлягають заміні та відновленню

км/%

 

 

 

 

у т. ч.:

на лініях напругою 220 кВ

км/%

 

 

 

 

на лініях напругою 150 кВ

км/%

 

 

 

 

на лініях напругою 110 кВ

км/%

 

 

 

 

на лініях напругою 35 кВ

км/%

 

 

 

 

18

Кількість обмежувачів перенапруги (ОПН), усього

шт.

 

 

у т. ч.:

напругою 220 кВ

шт.

 

 

напругою 150 кВ

шт.

 

 

напругою 110 кВ

шт.

 

 

напругою 35 кВ

шт.

 

 

напругою 6 - 10 кВ

шт.

 

 

4.2. Інформація щодо лічильників електричної енергії на початок прогнозного періоду

У промислових споживачів

Лічильники

Кількість точок обліку, усього, шт.

Кількість безоблікових точок обліку, шт.

Кількість установлених лічильників, шт.

Кількість лічильників, що підлягають заміні за планом у (прогнозний період)* році, шт.

Фактично замінено у (базовий період)* році, шт.

усього

у тому числі:

на балансі

з простроченим терміном повірки

багатотарифні

з попередньою оплатою

усього

у тому числі:

усього

у тому числі:

ліцензіата

споживачів

індукцій
них

електрон
них

індукцій
них

електрон
них

1

2 = 3 + 4

3

4 = 5 + 6 = = 16 + 24

5

6

7

8

9

10 = 11 + 12

11

12

13 = 14 + 15

14

15

1 фазні

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

3 фазні

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Разом

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

У непромислових споживачів

Лічильники

Кількість точок обліку, усього, шт.

Кількість безоблікових точок обліку, шт.

Кількість установлених лічильників, шт.

Кількість лічильників, що підлягають заміні за планом у (прогнозний період)* році, шт.

Фактично замінено у (базовий період)* році, шт.

усього

у тому числі:

на балансі

з простроченим терміном повірки

багатотарифні

з попередньою оплатою

усього

у тому числі:

усього

у тому числі:

ліцензіата

споживачів

індукційних

електронних

індукційних

електронних

1

2 = 3 + 4

3

4 = 5 + 6 = 16 + 24

5

6

7

8

9

10 = 11 + 12

11

12

13 = 14 + 15

14

15

1 фазні

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

3 фазні

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Разом

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

У побутових споживачів

Лічильники

Кількість точок обліку, усього, шт.

Кількість безоблікових точок обліку, шт.

Кількість установлених лічильників, шт.

Кількість лічильників, що підлягають заміні за планом у (прогнозний період)* році, шт.

Фактично замінено у (базовий період)* році, шт.

усього

у тому числі:

на балансі

з простроченим терміном повірки

багатотарифні

з попередньою оплатою

усього

у тому числі:

усього

у тому числі:

ліцензіата

споживачів

індукцій
них

електрон
них

індукційних

електронних

1

2 = 3 + 4

3

4 = 5 + 6 = 16 + 24

5

6

7

8

9

10 = 11 + 12

11

12

13 = 14 + 15

14

15

1 фазні

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

3 фазні

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Разом

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Усього

Лічильники

Кількість точок обліку, усього, шт.

Кількість безоблікових точок обліку, шт.

Кількість установлених лічильників, шт.

Кількість лічильників, що підлягають заміні за планом у (прогнозний період)* році, шт.

Фактично замінено у (базовий період)* році, шт.

усього

у тому числі:

на балансі

індукційних

електронних

з простроченим терміном повірки

багатотарифні

з попередньою оплатою

усього

у тому числі:

усього

у тому числі:

ліцензіата

споживачів

індукцій
них

електрон
них

індукційних

електронних

1

2 = 3 + 4

3

4 = 5 + 6 = 7 + 8

5

6

7

8

9

10

11

12 = 13 + 14

13

14

15 = 16 + 17

16

17

1 фазні

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

3 фазні

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Разом

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 


* Зазначити відповідний рік.

У промислових споживачів (продовження)

Лічильники

Кількість установлених лічильників, шт.

індукційні лічильники

електронні лічильники

усього

клас точності

строк експлуатації (у роках)

усього

клас точності

строк експлуатації (у роках)

2,5

2,0

1,0 і краще

до 4

до 8

до 12

більше 12

2,0

1,0 та краще

до 6

більше 6

Х

16 = 17 + 18 + 19 = 20 + 21 + 22 + 23

17

18

19

20

21

22

23

24 = 25 + 26 =
27 + 28

25

26

27

28

1 фазні

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

3 фазні

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Разом

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

У непромислових споживачів (продовження)

Лічильники

Кількість установлених лічильників, шт.

індукційні лічильники

електронні лічильники

усього

клас точності

строк експлуатації (у роках)

усього

клас точності

строк експлуатації (у роках)

2,5

2,0

1,0 і краще

до 4

до 8

до 12

більше 12

2,0

1,0 та краще

до 6

більше 6

Х

16 = 17 + 18 + 19 = 20 + 21 + 22 + 23

17

18

19

20

21

22

23

24 = 25 + 26 = 27 + 28

25

26

27

28

1 фазні

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

3 фазні

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Разом

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

У побутових споживачів (продовження)

Лічильники

Кількість установлених лічильників, шт.

індукційні лічильники

електронні лічильники

усього

клас точності

строк експлуатації
(у роках)

усього

клас точності

строк експлуатації (у роках)

2,5

2,0

1,0 і краще

до 8

до 16

до 24

більше 24

2,0

1,0 та краще

до 6

більше 6

Х

16 = 17 + 18 + 19 = 20 + 21 + 22 + 23

17

18

19

20

21

22

23

24 = 25 + 26 = 27 + 28

25

26

27

28

1 фазні

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

3 фазні

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Разом

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Усього (продовження)

Лічильники

Кількість установлених лічильників, шт.

індукційні лічильники

електронні лічильники

усього

клас точності

строк експлуатації
(у роках)

усього

клас точності

строк експлуатації (у роках)

2,5

2,0

1,0 і краще

до 8

до 16

до 24

більше 24

2,0

1,0 та краще

до 6

більше 6

Х

18 = 19 + 20 + 21 = 22 + 23 + 24 + 25

19

20

21

22

23

24

25

26 = 27 + 28 = 29 + 30

27

28

29

30

1 фазні

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

3 фазні

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Разом

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

4.2.1. Стан обліку електричної енергії у промислових споживачів на початок прогнозного періоду

N
з/п

Тип приладу обліку (повне маркування)

Кількість приладів обліку, шт.

Виробник приладу обліку

Рівень напруги ЛЕП, кВ

Клас точності приладу обліку

Кількість лічильників, які не відповідають вимогам нормативних документів

Примітка

1

2

3

4

5

6

7

8

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Усього

 

 

4.2.2. Стан обліку електричної енергії у промислових споживачів

N з/п

Лічильники зі строком експлуатації

Наявний стан на початок прогнозного періоду

Прогнозний стан на кінець прогнозного періоду

кількість, шт.

відсоток від загальної кількості

кількість, шт.

відсоток від загальної кількості

1

2

3

4

5

6

1

до 8 років

 

 

 

 

2

8 - 20 років

 

 

 

 

3

20 - 30 років

 

 

 

 

4

більше 30 років

 

 

 

 

5

відсутні

 

 

 

 

6

усього

 

 

 

 

4.2.3. Стан обліку електричної енергії у населення на початок прогнозного періоду

Загальна кількість точок обліку

Кількість точок обліку у сільській місцевості

Кількість точок обліку у містах

Прилади обліку

відсутні

індукційні

електронні

клас точності гірше 2,0

клас точності 2,0 та краще

з імпульсним виходом

без імпульсного виходу

1

2

3

4

5

6

7

8

 

 

 

 

 

 

 

 

4.2.4. Стан обліку електричної енергії у населення

N
з/п

Лічильники зі строком експлуатації

Наявний стан на початок прогнозного періоду

Прогнозний стан на кінець прогнозного періоду

кількість, шт.

відсоток від загальної кількості

кількість, шт.

відсоток від загальної кількості

1

2

3

4

5

6

1

до 8 років

 

 

 

 

2

8 - 20 років

 

 

 

 

3

20 - 30 років

 

 

 

 

4

більше 30 років

 

 

 

 

5

відсутні

 

 

 

 

6

усього

 

 

 

 

4.3. Стан комерційного обліку електричної енергії на початок прогнозного періоду*

N
з/п

Найменування підстанцій (станцій) та приєднань

Рівень напруги ЛЕП, кВ

Клас точності лічильника (необхідний)

Клас точності лічильника (наявний)

Тип лічильника прийому/віддачі

Виробник лічильників

Відповідність лічильника вимогам Інструкції про порядок комерційного обліку електричної енергії**

Річний обсяг передачі електричної енергії через точку обліку, тис. кВт·год

Відповідність точки обліку вимогам Інструкції про порядок комерційного обліку електричної енергії**

Наявність дублюючого лічильника

Кількість трансформаторів напруги, що підлягають заміні (встановленню), шт.

Кількість трансформаторів струму, що підлягають заміні (встановленню), шт.

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Усього

 

 

 

 

 

 


* Указати всі точки комерційного обліку з суміжними ліцензіатами (Оптовий ринок електричної енергії України, електропередавальні організації, генеруючі підприємства).

** Додаток 10 до Договору між Членами Оптового ринку електричної енергії України.

4.3.1. Технічний стан вимірювальних трансформаторів струму та напруги точок комерційного обліку

Тип вимірювального трансформатора

Кількість установлених трансформаторів, шт.

Кількість трансформаторів, що підлягають заміні, шт.

Кількість трансформаторів, що підлягають установленню в точках обліку, які не облаштовані приладами обліку, шт.

Кількість трансформаторів, установлення яких передбачено інвестиційною програмою на прогнозний період, шт.

1

2

3

4

5

Трансформатори напруги (ТН), усього

 

 

 

 

у т. ч.:

напругою 220 кВ

 

 

 

 

напругою 150 кВ

 

 

 

 

напругою 110 кВ

 

 

 

 

напругою 35 кВ

 

 

 

 

напругою 10 кВ

 

 

 

 

напругою 6 кВ

 

 

 

 

Трансформатори струму (ТС), усього

 

 

 

 

у т. ч.:

напругою 220 кВ

 

 

 

 

напругою 150 кВ

 

 

 

 

напругою 110 кВ

 

 

 

 

напругою 35 кВ

 

 

 

 

напругою 10 кВ

 

 

 

 

напругою 6 кВ

 

 

 

 

напругою 0,4 кВ

 

 

 

 

4.4. Стан технічного обліку електричної енергії на початок прогнозного періоду

N
з/п

Найменування підстанцій (станцій) та приєднань

Рівень напруги ЛЕП, кВ

Кількість точок обліку, шт.

Клас точності лічильника (необхідний)

Клас точності лічильника (наявний)

Відповідність лічильника вимогам Інструкції про порядок комерційного обліку електричної енергії*

Примітка

1

2

3

4

5

6

7

8

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Усього

 

 


* Додаток 10 до Договору між Членами Оптового ринку електричної енергії України.

4.5. Стан комп'ютерної техніки на початок прогнозного періоду

Група за роком випуску

Кількість, шт.

%

Комп'ютери до (базовий період - 4)* року випуску

 

 

Комп'ютери (базовий період - 3)* року випуску

 

 

Комп'ютери (базовий період - 2)* року випуску

 

 

Комп'ютери (базовий період - 1)* року випуску

 

 

Комп'ютери (базовий період)* року випуску

 

 

Усього

 

 


* Зазначити відповідний рік.

4.6. Узагальнений порівняльний аналіз змін технічного стану колісних транспортних засобів, спеціальних машин та механізмів, виконаних на колісних шасі *

N
з/п

Назва показника

Одиниця виміру

Показник на кінець року

(базовий період - 2)**

(базовий період - 1)**

(базовий період)**

(прогнозний період)** з урахуванням обсягів запланованих робіт

1

2

3

4

5

6

7

1

Загальна кількість колісної техніки

шт.

 

 

 

 

з неї підлягає списанню

шт.

 

 

 

 

%

 

 

 

 

1.1

Автокрани

шт.

 

 

 

 

з них підлягають списанню

шт.

 

 

 

 

%

 

 

 

 

1.2

Автобурові машини

шт.

 

 

 

 

з них підлягають списанню

шт.

 

 

 

 

%

 

 

 

 

1.3

Бурильно-кранові машини

шт.

 

 

 

 

з них підлягають списанню

шт.

 

 

 

 

%

 

 

 

 

1.4

Автовежі телескопічні та підіймачі

шт.

 

 

 

 

з них підлягають списанню

шт.

 

 

 

 

%

 

 

 

 

у т. ч. на базі тракторів

шт.

 

 

 

 

з них підлягають списанню

шт.

 

 

 

 

%

 

 

 

 

1.5

Автомобільні електромеханічні майстерні

шт.

 

 

 

 

з них підлягають списанню

шт.

 

 

 

 

%

 

 

 

 

1.6

Електролабораторії

шт.

 

 

 

 

з них підлягають списанню

шт.

 

 

 

 

%

 

 

 

 

1.7

Автомобілі (вахтові) для перевезення бригад робітників

шт.

 

 

 

 

з них підлягають списанню

шт.

 

 

 

 

%

 

 

 

 

у т. ч. для оперативних виїзних бригад (ОВБ)

шт.

 

 

 

 

з них підлягають списанню

шт.

 

 

 

 

%

 

 

 

 

1.8

Вантажні автомобілі

шт.

 

 

 

 

з них підлягають списанню

шт.

 

 

 

 

%

 

 

 

 

1.9

Автомобілі для перевезення вантажів та пасажирів

шт.

 

 

 

 

з них підлягають списанню

шт.

 

 

 

 

%

 

 

 

 

1.10

Автомобілі з кузовами типів фургон, пікап

шт.

 

 

 

 

з них підлягають списанню

шт.

 

 

 

 

%

 

 

 

 

1.11

Автобуси категорій М3 та М2 ("мікроавтобуси")

шт.

 

 

 

 

з них підлягають списанню

шт.

 

 

 

 

%

 

 

 

 

1.12

Легкові автомобілі

шт.

 

 

 

 

з них підлягають списанню

шт.

 

 

 

 

%

 

 

 

 

1.13

Трактори і механізми, виконані на їх базі

шт.

 

 

 

 

з них підлягають списанню

шт.

 

 

 

 

%

 

 

 

 

1.14

Причепи, напівпричепи

шт.

 

 

 

 

з них підлягають списанню

шт.

 

 

 

 

%

 

 

 

 

1.15

Автомайстерні

шт.

 

 

 

 

з них підлягають списанню

шт.

 

 

 

 

%

 

 

 

 

1.16

Спеціальні легкові автомобілі

шт.

 

 

 

 

з них підлягають списанню

шт.

 

 

 

 

%

 

 

 

 

1.17

Спеціальні автомобілі, виконані на шасі вантажівок

шт.

 

 

 

 

з них підлягають списанню

шт.

 

 

 

 

%

 

 

 

 

1.18

Автонавантажувачі

шт.

 

 

 

 

з них підлягають списанню

шт.

 

 

 

 

%

 

 

 

 

1.19

Інші види колісної техніки (розшифрувати)

шт.

 

 

 

 

з них підлягають списанню

шт.

 

 

 

 

%

 

 

 

 


* У тому числі орендованих на довгостроковий період (більше року).

** Зазначити відповідний рік.

4.6.1. Аналіз колісної техніки станом на початок прогнозного періоду

N
з/п

Марка колісної техніки

Призначення (тип)

Рік випуску

Нормативний строк експлуатації, років

Належність (структурний підрозділ, служба, РЕМ)

Витрати пального*, л / 100 км

Витрати на технічне обслуговування та ремонт, тис. грн

Залишкова вартість, тис. грн

Підстава для списання/заміни

Пропонується для заміни

за місяць

щорічні

марка

призначення (тип)

орієнтовна вартість, тис. грн

витрати пального*, л / 100 км

витрати на технічне обслуговування та ремонт, тис. грн

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

16

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 


* Для спеціальних машин та механізмів, виконаних на колісних шасі, додатково враховувати витрати пального для роботи механізму (л/мотогодину).

4.6.2. Розрахунок економічної ефективності закупівлі колісної техніки на прогнозний період

N
з/п

Марка колісної техніки, що підлягає заміні

Марка колісної техніки, що пропонується на заміну

Вартість нової одиниці колісної техніки, що пропонується на заміну,
тис. грн (без ПДВ)

Очікуваний річний економічний ефект (тис. грн без ПДВ) від:

Строк окупності, років

економії витрат на паливно-мастильні матеріали

зменшення витрат на технічне обслуговування і ремонт

зменшення інших витрат

зменшення витрат на закупівлю автомобільних шин за рахунок збільшення їх норми пробігу

загальний очікуваний економічний ефект від заміни колісної техніки

1

2

3

4

5

6

7

8

9 = 5 + 6 + 7 + 8

10 = 4 / 9

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

4.7. Витрати електричної енергії*

Показник

(базовий період - 5)

(базовий період - 4)

(базовий період - 3)

млн кВт·год

млн грн

%

млн
кВт·год

млн грн

%

млн кВт·год

млн грн

%

Фактичне надходження електричної енергії

Усього, у т. ч.:

 

-

 

 

-

 

 

-

 

1 клас

 

-

 

 

-

 

 

-

 

2 клас

 

-

 

 

-

 

 

-

 

Нормативні технологічні витрати

Усього, у т. ч.:

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1 клас

 

 

 

 

 

 

 

 

 

2 клас

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Небаланс**

Усього, у т. ч.:

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1 клас

 

 

 

 

 

 

 

 

 

2 клас

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Показник

(базовий період - 2)

(базовий період - 1)

(базовий період)

млн кВт·год

млн грн

%

млн кВт·год

млн грн

%

млн кВт·год

млн грн

%

Фактичне надходження електричної енергії

Усього, у т. ч.:

 

-

 

 

-

 

 

-

 

1 клас

 

-

 

 

-

 

 

-

 

2 клас

 

-

 

 

-

 

 

-

 

Нормативні технологічні витрати

Усього, у т. ч.:

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1 клас

 

 

 

 

 

 

 

 

 

2 клас

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Небаланс**

Усього,
у т. ч.:

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1 клас

 

 

 

 

 

 

 

 

 

2 клас

 

 

 

 

 

 

 

 

 


* Графи "млн кВт·год" та " %" заповнюються відповідно до форми 1Б-ТВЕ. Колонка "млн грн" заповнюється тільки для рядків "Нормативні технологічні витрати" та "Небаланс", при цьому розрахунок вартості здійснюється шляхом додавання помісячних даних економії (збитків), отриманих ліцензіатом унаслідок різниці між фактичними та нормативними витратами. Місячний обсяг економії (збитків), отриманий ліцензіатом, розраховується як добуток обсягів небалансу електричної енергії та фактичної середньозваженої оптової ринкової ціни, яка розрахована відповідно до Правил Оптового ринку електричної енергії України.

** Різниця між звітним значенням технологічних витрат електричної енергії та нормативним значенням технологічних витрат електричної енергії.

4.8. Загальна характеристика ліцензіата в динаміці за останні п'ять років

N
з/п

Параметри

Рік*

(базовий період - 4)

(базовий період - 3)

(базовий період - 2)

(базовий період - 1)

(базовий період)

1

Площа території, на якій здійснюється ліцензована діяльність, км2

 

 

 

 

 

2

Кількість споживачів (абонентів) ліцензіата:

 

 

 

 

 

у тому числі по 2 класу напруги

 

 

 

 

 

з них населення

 

 

 

 

 

3

Загальна довжина електричних мереж, км **

 

 

 

 

 

з них повітряних:

 

 

 

 

 

110 (150) кВ

 

 

 

 

 

35 кВ

 

 

 

 

 

6/10 кВ

 

 

 

 

 

0,38 кВ

 

 

 

 

 

кабельних:

 

 

 

 

 

110 (150) кВ

 

 

 

 

 

35 кВ

 

 

 

 

 

6/10 кВ

 

 

 

 

 

0,38 кВ

 

 

 

 

 

4

Сумарна потужність власних трансформаторів, МВА:

 

 

 

 

 

110 (150) кВ

 

 

 

 

 

35 кВ

 

 

 

 

 

6/10 кВ

 

 

 

 

 

5

Середньооблікова чисельність персоналу, осіб

 

 

 

 

 

у тому числі з передачі

 

 

 

 

 

6

Нормативна чисельність персоналу, осіб

 

 

 

 

 

7

Середньомісячна заробітна плата працівників, грн

 

 

 

 

 

8

Річний обсяг передачі електричної енергії (відпуск з мережі), млн кВт·год

 

 

 

 

 

прогноз

 

 

 

 

 

факт

 

 

 

 

 

9

Річна виручка від передачі електричної енергії, тис. грн

 

 

 

 

 

10

Операційні витрати з передачі електричної енергії, тис. грн

 

 

 

 

 

11

Річний обсяг постачання
електричної енергії, млн кВт·год

 

 

 

 

 

прогноз

 

 

 

 

 

факт

 

 

 

 

 

12

Річна виручка від постачання електричної енергії, тис. грн

 

 

 

 

 

13

Операційні витрати з постачання електричної енергії, тис. грн

 

 

 

 

 

14

Прибуток, усього, тис. грн

 

 

 

 

 

від діяльності з передачі

 

 

 

 

 

від діяльності з постачання

 

 

 

 

 

15

База нарахування прибутку, тис. грн

 

 

 

 

 

16

Сума залучених інвестицій, тис. грн

 

 

 

 

 

17

Норма прибутку на базу нарахування, %

 

 

 

 

 

18

Втрати електричної енергії в мережах, %

 

 

 

 

 

19

Понаднормативні втрати, %

 

 

 

 

 

20

Обсяг основних фондів в умовних одиницях, усього

 

 

 

 

 

Ліній електропередач

 

 

 

 

 

Підстанцій

 

 

 

 

 

Релейного захисту та автоматики

 

 

 

 

 

Зв'язку та обчислювальної техніки

 

 

 

 

 


* У графах зазначити відповідні роки.

** Без довжини вводів в індивідуальні житлові будинки та довжини внутрішньобудинкових мереж.

5. Загальний опис робіт

N
з/п

Цільові програми

Усього на роки (прогнозний період) - (прогнозний період + 4)

У т. ч. по роках:

(прогнозний період)

(прогнозний період + 1)

(прогнозний період + 2)

(прогнозний період + 3)

(прогнозний період + 4)

тис. грн (без ПДВ)

%

тис. грн (без ПДВ)

%

тис. грн (без ПДВ)

тис. грн (без ПДВ)

тис. грн (без ПДВ)

тис. грн (без ПДВ)

1

Будівництво, модернізація та реконструкція електричних мереж та обладнання

 

 

 

 

 

 

 

 

2

Заходи зі зниження нетехнічних витрат електричної енергії

 

 

 

 

 

 

 

 

3

Впровадження та розвиток автоматизованих систем диспетчерсько-технологічного керування (АСДТК)

 

 

 

 

 

 

 

 

4

Впровадження та розвиток інформаційних технологій

 

 

 

 

 

 

 

 

5

Впровадження та розвиток
систем зв'язку

 

 

 

 

 

 

 

 

6

Модернізація та закупівля
колісної техніки

 

 

 

 

 

 

 

 

7

Інше

 

 

 

 

 

 

 

 

Усього

 

 

 

 

 

 

 

 

Керівник ліцензіата
(або особа, яка виконує його обов'язки)


(підпис)

___________
(прізвище, ім'я, по батькові)

"___" 20__ року

М. П. (за наявності)

 

5.1. Будівництво, модернізація та реконструкція електричних мереж та обладнання

N
з/п

Складові цільової програми

Усього на роки (прогнозний період) - (прогнозний період + 4)

У т. ч. по роках:

(прогнозний період)

(прогнозний період + 1)

(прогнозний період + 2)

(прогнозний період + 3)

(прогнозний період + 4)

тис. грн

%

усього на рік

економічний ефект

тис. грн

тис. грн

тис. грн

тис. грн

зниження ТВЕ

окупність у роках

тис. грн

%

млн кВт·год

%

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

1

Будівництво, реконструкція та модернізація електричних мереж, у т. ч:

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1.1

Будівництво нових ЛЕП (КЛ, ПЛ), усього, з них:

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1.1.1

110 кВ (150 кВ)

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1.1.2

35 кВ

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1.1.3

6 - 20 кВ

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1.1.4

0,4 кВ

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1.1.4.1

у т. ч. з магістральними ізольованими проводами

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1.2

Реконструкція ЛЕП (КЛ, ПЛ), усього, з них:

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1.2.1

110 кВ (220, 150 кВ)

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1.2.2

35 кВ

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1.2.3

6 - 20 кВ

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1.2.4

0,4 кВ

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1.2.4.1

у т. ч. з магістральними ізольованими проводами

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1.3

Будівництво нових ПС, РП та ТП, усього, з них:

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1.3.1

110 кВ (150 кВ)

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1.3.2

35 кВ

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1.3.3

6 - 20 кВ

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1.4

Реконструкція ПС, ТП та РП, усього, з них:

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1.4.1

110 кВ (220, 150 кВ)

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1.4.2

35 кВ

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1.4.3

6 - 20 кВ

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1.5

Модернізація ПС, ТП та РП, усього, з них:

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1.5.1

110 кВ (220, 150 кВ)

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1.5.2

35 кВ

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1.5.3

6 - 20 кВ

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

2

Інше

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Усього

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

5.1.1. Обсяги будівництва, реконструкції та модернізації об'єктів електричних мереж
на прогнозний період

N
з/п

Інвентарний номер об'єкта

Найменування енергооб'єкта, його місцезнаходження та потужність

Вартість одиниці продукції, тис. грн (без ПДВ)

Обсяги робіт та капіталовкладень ПЛ, КЛ/ПС

Наявність проектної документації (дата і номер документа про її затвердження)*

Спосіб виконання робіт (підрядний/господарський)

Рік будівництва або попередньої реконструкції

Примітка

км/шт.

капіталовкладення, тис. грн (без ПДВ)

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

1

 

ПЛ-110 (150) кВ, усього

 

 

 

 

 

 

 

1.1

 

будівництво, усього

 

 

 

 

 

 

 

1.1.1

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1.2

 

реконструкція, усього

 

 

 

 

 

 

 

1.2.1

 

 

 

 

 

 

 

 

 

2

 

ПЛ-35 кВ, усього

 

 

 

 

 

 

 

2.1

 

будівництво, усього

 

 

 

 

 

 

 

2.1.1

 

 

 

 

 

 

 

 

 

2.2

 

реконструкція, усього

 

 

 

 

 

 

 

2.2.1

 

 

 

 

 

 

 

 

 

3

 

ПЛ-6 (10) кВ, усього

 

 

 

 

 

 

 

3.1

 

будівництво, усього

 

 

 

 

 

 

 

3.1.1

 

 

 

 

 

 

 

 

 

3.2

 

реконструкція, усього

 

 

 

 

 

 

 

3.2.1

 

реконструкція без улаштування розвантажувальних ТП

 

 

 

 

 

 

 

3.2.1.1

 

 

 

 

 

 

 

 

 

3.2.2

 

реконструкція з улаштуванням розвантажувальних ТП

 

 

 

 

 

 

 

3.2.2.1

 

 

 

 

 

 

 

 

 

4

 

ПЛ-0,4 кВ, усього

 

 

 

 

 

 

 

4.1

 

будівництво, усього

 

 

 

 

 

 

 

4.1.1

 

 

 

 

 

 

 

 

 

4.2

 

реконструкція, усього

 

 

 

 

 

 

 

4.2.1

 

 

 

 

 

 

 

 

 

5

 

КЛ-110 кВ, усього

 

 

 

 

 

 

 

5.1

 

будівництво, усього

 

 

 

 

 

 

 

5.1.1

 

 

 

 

 

 

 

 

 

5.2

 

реконструкція, усього

 

 

 

 

 

 

 

5.2.1

 

 

 

 

 

 

 

 

 

6

 

КЛ-35 кВ, усього

 

 

 

 

 

 

 

6.1

 

будівництво, усього

 

 

 

 

 

 

 

6.1.1

 

 

 

 

 

 

 

 

 

6.2

 

реконструкція, усього

 

 

 

 

 

 

 

6.2.1

 

 

 

 

 

 

 

 

 

7

 

КЛ-6 (10) кВ, усього

 

 

 

 

 

 

 

7.1

 

будівництво, усього

 

 

 

 

 

 

 

7.1.1

 

 

 

 

 

 

 

 

 

7.2

 

реконструкція, усього

 

 

 

 

 

 

 

7.2.1

 

 

 

 

 

 

 

 

 

8

 

КЛ-0,4 кВ, усього

 

 

 

 

 

 

 

8.1

 

будівництво, усього

 

 

 

 

 

 

 

8.1.1

 

 

 

 

 

 

 

 

 

8.2

 

реконструкція, усього

 

 

 

 

 

 

 

8.2.1

 

 

 

 

 

 

 

 

 

9

 

ПС з вищим класом напруги 110 (150) кВ, усього

 

 

 

 

 

 

 

9.1

 

будівництво, усього

 

 

 

 

 

 

 

9.1.1

 

 

 

 

 

 

 

 

 

9.2

 

реконструкція, усього

 

 

 

 

 

 

 

9.2.1

 

 

 

 

 

 

 

 

 

9.3

 

модернізація, усього

 

 

 

 

 

 

 

9.3.1

 

 

 

 

 

 

 

 

 

10

 

ПС з вищим класом напруги 35 кВ, усього

 

 

 

 

 

 

 

10.1

 

будівництво, усього

 

 

 

 

 

 

 

10.1.1

 

 

 

 

 

 

 

 

 

10.2

 

реконструкція, усього

 

 

 

 

 

 

 

10.2.1

 

 

 

 

 

 

 

 

 

10.3

 

модернізація, усього

 

 

 

 

 

 

 

10.3.1

 

 

 

 

 

 

 

 

 

11

 

ТП, РП-6 (10) кВ, усього

 

 

 

 

 

 

 

11.1

 

будівництво, усього

 

 

 

 

 

 

 

11.1.1

 

 

 

 

 

 

 

 

 

11.2

 

реконструкція, усього

 

 

 

 

 

 

 

11.2.1

 

 

 

 

 

 

 

 

 

11.3

 

модернізація, усього

 

 

 

 

 

 

 

11.3.1

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Усього

 

-

-

-

-


* За наявності проектної документації зазначити дату і номер документа про її затвердження.

У разі відсутності проектної документації зазначити дату, до якої планується виготовлення цієї документації.

5.2. Заходи зі зниження нетехнічних витрат електричної енергії

N
з/п

Складові цільової програми

Усього на роки (прогнозний період) - (прогнозний період + 4)

У т. ч. по роках:

(прогнозний період)

(прогнозний період + 1)

(прогнозний період + 2)

(прогнозний період + 3)

(прогнозний період + 4)

тис. грн

%

усього на рік

економічний ефект (зниження ТВЕ)

тис. грн

тис. грн

тис. грн

тис. грн

тис. грн

%

млн кВт·год

%

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

1

Покращення обліку електричної енергії, у т. ч.:

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1.1

впровадження комерційного обліку електричної енергії

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1.2

впровадження обліку електричної енергії на межі структурних підрозділів (районів електричних мереж, філій)

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1.3

заміна вимірювальних трансформаторів

ТС 0,4 кВ

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

ТС, ТН 6(10) - 150 кВ

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1.4

впровадження обліку споживання електричної енергії населенням, у т. ч.:

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

сільським

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

міським

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1.5

придбання стендів повірки, зразкових лічильників, повірочних лабораторій

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

2

Інше

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Усього

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

5.3. Впровадження та розвиток АСДТК

N
з/п

Складові цільової програми

Усього на роки (прогнозний період) - (прогнозний період  + 4)

У т. ч. по роках:

(прогнозний період)

(прогнозний період + 1)

(прогнозний період + 2)

(прогнозний період + 3)

(прогнозний період + 4)

тис. грн

%

усього на рік

тис. грн

тис. грн

тис. грн

тис. грн

тис. грн

%

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

1

Придбання та впровадження засобів диспетчерсько-технологічного керування замість морально і фізично зношених та для розширення наявних, у т. ч.:

 

 

 

 

 

 

 

 

1.1

Система керування й отримання даних

 

 

 

 

 

 

 

 

1.2

Телемеханіка підстанцій

 

 

 

 

 

 

 

 

1.3

Архіватори мови

 

 

 

 

 

 

 

 

1.4

Цифрові реєстратори подій

 

 

 

 

 

 

 

 

2

Інше

 

 

 

 

 

 

 

 

Усього

 

 

 

 

 

 

 

 

5.3.1. Етапи впровадження проекту АСДТК ліцензіата

N
з/п

Назва складової частини проекту

Період реалізації складової частини проекту

Вартість реалізації складової частини проекту відповідно до проектної документації, тис. грн (без ПДВ)

Фактичне фінансування реалізації складової частини проекту станом на дату початку базового періоду, тис. грн (без ПДВ)

Фінансування реалізації складової частини проекту, передбачене інвестиційною програмою на базовий період, тис. грн (без ПДВ)

Фінансування, передбачене на реалізацію складової частини проекту інвестиційною програмою на прогнозний період, тис. грн (без ПДВ)

Сума коштів, необхідна для завершення реалізації складової частини проекту з розбивкою по роках, тис. грн (без ПДВ)

Примітка

1

2

3

4

5

6

7

8

9

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Усього

 

 

 

 

 

 

 

Керівник ліцензіата
(або особа, яка виконує його обов'язки)


(підпис)

___________
(прізвище, ім'я, по батькові)

"___" 20__ року

М. П.

 

5.4. Впровадження та розвиток інформаційних технологій

N
з/п

Складові цільової програми

Усього на роки (прогнозний період) - (прогнозний період + 4)

У т. ч. по роках:

(прогнозний період)

(прогнозний період + 1)

(прогнозний період + 2)

(прогнозний період + 3)

(прогнозний період + 4)

тис. грн

%

усього на рік

тис. грн

тис. грн

тис. грн

тис. грн

тис. грн

%

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

1

Закупівля нових та модернізація наявних апаратних засобів інформатизації, у т. ч.:

 

 

 

 

 

 

 

 

1.1

закупівля та модернізація робочих станцій

 

 

 

 

 

 

 

 

1.2

закупівля та модернізація серверів

 

 

 

 

 

 

 

 

1.3

закупівля та модернізація активного обладнання комп'ютерних мереж

 

 

 

 

 

 

 

 

1.4

побудова та модернізація структурованих кабельних мереж

 

 

 

 

 

 

 

 

1.5

інші засоби інформатизації

 

 

 

 

 

 

 

 

2

Закупівля системного програмного забезпечення, у т. ч.:

 

 

 

 

 

 

 

 

2.1

для робочих станцій

 

 

 

 

 

 

 

 

2.2

для серверів

 

 

 

 

 

 

 

 

2.3

інше

 

 

 

 

 

 

 

 

3

Закупівля та модернізація прикладного програмного забезпечення, у т. ч.:

 

 

 

 

 

 

 

 

3.1

офісного

 

 

 

 

 

 

 

 

3.2

захисту інформації

 

 

 

 

 

 

 

 

3.3

геоінформаційних систем

 

 

 

 

 

 

 

 

3.4

систем електронного документообігу

 

 

 

 

 

 

 

 

3.5

білінгових систем

 

 

 

 

 

 

 

 

3.6

систем керування взаємовідносинами зі споживачами

 

 

 

 

 

 

 

 

3.7

інформаційних систем управління виробництвом

 

 

 

 

 

 

 

 

3.8

інше

 

 

 

 

 

 

 

 

4

Впровадження та модернізація контакт-центрів

 

 

 

 

 

 

 

 

5

Інше

 

 

 

 

 

 

 

 

Усього

 

 

 

 

 

 

 

 

5.5. Впровадження та розвиток систем зв'язку

N
з/п

Складові цільової програми

Усього на роки (прогнозний період) - (прогнозний період + 4)

У т. ч. по роках:

(прогнозний період)

(прогнозний період + 1)

(прогнозний період + 2)

(прогнозний період + 3)

(прогнозний період + 4)

тис. грн

%

усього на рік

економічний ефект (окупність у роках)

тис. грн

тис. грн

тис. грн

тис. грн

тис. грн

%

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

1

Системи зв'язку, у т. ч.:

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1.1

впровадження корпоративного зв'язку ліцензіата

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1.2

цифрові автоматичні телефонні станції (АТС)

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1.3

модернізація наявних видів зв'язку (радіо, високочастотні, радіорелейні тощо)

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1.4

резервне електроживлення засобів зв'язку

 

 

 

 

 

 

 

 

 

2

Придбання обладнання, що не вимагає монтажу

 

 

 

 

 

 

 

 

 

3

Інше

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Усього

 

 

 

 

 

 

 

 

 

5.5.1. Етапи впровадження системи зв'язку

N
з/п

Назва складової частини проекту

Період реалізації складової частини проекту

Вартість реалізації складової частини проекту відповідно до проектної документації, тис. грн (без ПДВ)

Фактичне фінансування реалізації складової частини проекту станом на дату початку базового періоду, тис. грн (без ПДВ)

Фінансування реалізації складової частини проекту, передбачене інвестиційною програмою на базовий період, тис. грн (без ПДВ)

Фінансування, передбачене на реалізацію складової частини проекту інвестиційною програмою на прогнозний період, тис. грн (без ПДВ)

Сума коштів, необхідна для завершення реалізації складової частини проекту з розбивкою по роках, тис. грн (без ПДВ)

Примітка

1

2

3

4

5

6

7

8

9

1

Упровадження та розвиток магістральних ліній зв'язку, у тому числі:

 

 

 

 

 

 

 

2

Упровадження та розвиток ліній зв'язку "останньої милі", у тому числі:

 

 

 

 

 

 

 

3

Установлення та заміна каналоутворювального та комутаційного обладнання (зокрема АТС), у тому числі:

 

 

 

 

 

 

 

4

Упровадження та розвиток локальних обчислювальних мереж (зокрема СКС), у тому числі:

 

 

 

 

 

 

 

Усього

 

 

 

 

 

 

 

Керівник ліцензіата
(або особа, яка виконує його обов'язки)


(підпис)

___________
(прізвище, ім'я, по батькові)

"___" 20__ року

М. П.

 

5.6. Модернізація та закупівля колісної техніки

N
з/п

Складові цільової програми

Усього на роки (прогнозний період) - (прогнозний період + 4)

У т. ч. по роках:

(прогнозний період)

(прогнозний період + 1)

(прогнозний період + 2)

(прогнозний період + 3)

(прогнозний період + 4)

тис. грн

%

усього на рік

економічний ефект (окупність у роках)

тис. грн

тис. грн

тис. грн

тис. грн

тис. грн

%

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Усього

 

 

 

 

 

 

 

 

 

5.7. Інше

N
з/п

Складові цільової програми

Усього на роки (прогнозний період) - (прогнозний період + 4)

У т. ч. по роках:

(прогнозний період)

(прогнозний період + 1)

(прогнозний період + 2)

(прогнозний період + 3)

(прогнозний період + 4)

тис. грн

%

усього на рік

економічний ефект (окупність у роках)

тис. грн

тис. грн

тис. грн

тис. грн

тис. грн

%

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Усього

 

 

 

 

 

 

 

 

 

6. Етапи виконання заходів інвестиційної програми на прогнозний період

N
з/п

Найменування заходів інвестиційної програми

Одиниця виміру

Вартість одиниці продукції, тис. грн (без ПДВ)

Усього

У тому числі по кварталах

Джерело фінансування

Найменування відповідної державної програми або пункт ПРСР

N сторінки пояснювальної записки

N сторінки обґрунтовувальних матеріалів

Примітка

кількість*

тис. грн без ПДВ

I квартал

II квартал

III квартал

IV квартал

кількість

тис. грн без ПДВ

кількість

тис. грн без ПДВ

кількість

тис. грн без ПДВ

кількість

тис. грн без ПДВ

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

16

17

18

19

1. Будівництво, модернізація та реконструкція електричних мереж та обладнання

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Усього по розділу 1:

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

2. Заходи зі зниження нетехнічних витрат електричної енергії

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Усього по розділу 2:

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

3. Впровадження та розвиток АСДТК

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Усього по розділу 3:

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

4. Впровадження та розвиток інформаційних технологій

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Усього по розділу 4:

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

5. Впровадження та розвиток систем зв'язку

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Усього по розділу 5:

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

6. Модернізація та закупівля колісної техніки

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Усього по розділу 6:

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

7. Інше

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Усього по розділу 7:

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Усього по програмі:

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 


* Довжина ліній електропередачі вказується по трасі ліній.

Керівник ліцензіата
(або особа, яка виконує його обов'язки)


(підпис)

___________
(прізвище, ім'я, по батькові)

"___" 20__ року

М. П. (за наявності)

 

 

Додаток 2
до Порядку розроблення та подання на затвердження планів розвитку систем розподілу та інвестиційних програм операторів систем розподілу

Звіт щодо виконання інвестиційної програми

Найменування ліцензіата

 

Звітний період

з                                      до

Прогнозний період

з                                      до

1. Звіт щодо виконання інвестиційної програми

N
з/п

Цільові програми

Заплановано на прогнозний період, тис. грн (без ПДВ)

Заплановано на звітний період (наростаючим підсумком), тис. грн (без ПДВ)

Виконано за звітний період (наростаючим підсумком), тис. грн (без ПДВ)

Відсоток фінансування

Залишилось не профінансовано, тис. грн (без ПДВ)

профінансовано

освоєно

1

2

3

4

5

6

7

8

1

Будівництво, модернізація та реконструкція електричних мереж та обладнання

 

 

 

 

 

 

2

Заходи зі зниження нетехнічних витрат електричної енергії

 

 

 

 

 

 

3

Впровадження та розвиток автоматизованих систем диспетчерсько-технологічного керування (АСДТК)

 

 

 

 

 

 

4

Впровадження та розвиток інформаційних технологій

 

 

 

 

 

 

5

Впровадження та розвиток систем зв'язку

 

 

 

 

 

 

6

Модернізація та закупівля колісної техніки

 

 

 

 

 

 

7

Інше

 

 

 

 

 

 

Усього

 

 

 

 

 

 

Керівник ліцензіата
(або особа, яка виконує його обов'язки)


(підпис)

___________
(прізвище, ім'я, по батькові)

"___" 20__ року

М. П. (за наявності)

 

2. Детальний звіт щодо виконання інвестиційної програми

N
з/п

Найменування заходів інвестиційної програми

Одиниця виміру

Заплановано на прогнозний період

Заплановано на звітний період (наростаючим підсумком)

Виконано

Реквізити документа, який засвідчує прийняття в експлуатацію закінченого будівництвом об'єкта, або очікувана дата прийняття в експлуатацію перехідних об'єктів

Залишилось не профінансовано

Різниця між фактичною вартістю одиниці продукції та плановою, %

Виконавець робіт, послуг, продавець товару, визначено на тендері чи без

Причини невиконання плану

профінансовано

освоєно

джерело фінансування

питома вартість, тис. грн без ПДВ

кількість

вартість, тис. грн

кількість

вартість, тис. грн

питома вартість, тис. грн без ПДВ

кількість

загальна вартість, тис. грн

кількість

вартість, тис. грн

кількість

вартість, тис. грн

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

16

17

18

19

20

1. Будівництво, модернізація та реконструкція електричних мереж та обладнання

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Усього по розділу 1:

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

2. Заходи зі зниження нетехнічних витрат електричної енергії

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Усього по розділу 2:

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

3. Впровадження та розвиток АСДТК

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Усього по розділу 3:

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

4. Впровадження та розвиток інформаційних технологій

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Усього по розділу 4:

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

5. Впровадження та розвиток систем зв'язку

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Усього по розділу 5:

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

6. Модернізація та закупівля колісної техніки

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Усього по розділу 6:

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

7. Інше

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Усього по розділу 7:

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Усього по програмі

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Керівник ліцензіата
(або особа, яка виконує його обов'язки)


(підпис)

___________
(прізвище, ім'я, по батькові)

"___" 20__ року

М. П. (за наявності)

 




 
 
Copyright © 2003-2019 document.UA. All rights reserved. При використанні матеріалів сайту наявність активного посилання на document.UA обов'язково. Законодавство-mirror:epicentre.com.ua
RSS канали