интервальные и интегральные приборы учета электроэнергии

Вопросы по расчётам и учёту

Прошу объяснить разницу между интервальным учетом и интегральным

Интегральный учёт — приборы учёта, обеспечивающие учёт электрической энергии суммарно на определённый момент времени (т.е. с нарастающим итогом).

Интервальный учёт — приборы учёта, обеспечивающие измерение приращений активной (реактивной) электроэнергии с заданной дискретностью (т.е. за определённые интервалы времени) и хранение профиля нагрузки.

Приборы интервального учёта не исключают возможность их использований в качестве интегрального учёта, т.е. помимо возможности выполнения измерений приращений электроэнергии, так же позволяют выполнять измерения электроэнергии суммарного на определённый момент времени.

На основании какого нормативного документа в августе 2008 года в счет-фактурах для промышленных предприятий, находящихся на розничном рынке выставлена мощность по свободной (нерегулируемой) цене?

Существуют ли какие нибуть льготы по оплате за электроэнергию при использовании на производстве установок по компенсации реактивной мощности?

Почему нет счета-фактуры на оплату за электроэнергию за предыдущий месяц по сроку хотя бы 10 числа? Из-за поздних сроков получения от Вас информации задерживается бюджетная отчетность, соответственно и расчеты с Вами.

В многоквартирном двухсекционном доме (имеет два ввода питания 380/220) установлен учет на МОП в 1-ой и во 2-ой секции,а общедомовой учет установлен только в первой секции, а во второй установить общедомовой учет невозможно из-за поврежденной одной фазы. Договора на электропотребление с жителями дома заключены с Кыштымэнергосбыт. Как должны вестись расчеты за потребленную энергию мест общего пользования для ТСЖ.

Уважаемый Сергей Иванович! На Ваше обращение на сайт сообщаем:
Начисление в адрес ТСЖ за электроэнергию, потреблённую на общедомовые нужды дома № *** производится по договору №*** и соглашению от 01.05.2010г. к этому договору. Основание: п.89 «Правил функционирования розничных рынков электрической энергии в переходный период реформирования электроэнергетики», утв. Постановлением Правительства РФ от 31.08.2006г. №530 (количество электроэнергии определяется на границе балансовой принадлежности сетей сетевой организации и внутридомовых сетей) и п.136 Правил (оплатаэлектроэнергии может осуществляться как на основании данных, полученных с помощью приборов учёта, так и на основании расчётного способа).

Количество электроэнергии, потреблённой на 1-й секции электрощитовой (1-4 подъезды дома) определяется по общедомовому прибору учёта, установленному на границе раздела; из полученного объёма вычитается объём электроэнергии, начисленный гражданам по индивидуальным счётчикам. Полученная разность – объём электроэнергии, потреблённой на общедомовые нужды в 1-4 подъездах. Количество электроэнергии, потреблённой на 2-й секции электрощитовой (5-8 подъезды дома) на общедомовые нужды, в связи с отсутствием общедомового прибора учёта определяется расчётным способом (по установленной мощности оборудования и числу часов работы) согласно приложению №8 к указанному договору.

Источник

Определение объема потребления электроэнергии

Согласно действующему законодательству, определение объема потребления электроэнергии осуществляется на основании двух способов:

Расчетные способы подразумевают значительное увеличение затрат на электроснабжение в сравнении с использованием приборов учета и по сути являются для потребителей штрафными санкциями в случае нарушения потребителем правил розничных рынков электроэнергии.

Приборы учета должны:

Приборы учета интегральные и интервальные:

Для потребителей с максимальной мощностью не менее 670 кВт. использование интервальных приборов учета обязательно. Именно поэтому указанные потребители для расчетов с гарантирующим поставщиком не могут использовать 1 или 2 ценовые категории.

Энергопринимающие устройства потребителя считаются оборудованными интервальными приборами учета, если такими приборами учета оборудованы все точки поставки, за исключением точек поставки на объектах электросетевого хозяйства напряжением 10 кВ и ниже, при условии, что суммарная максимальная мощность по данным точкам поставки не превышает 2,5 процента максимальной мощности всех точек поставки в границах балансовой принадлежности потребителя.

Чаще всего указанное исключением применяется в следующем случае:

Что делать, если суммарная максимальная мощность транзитных потребителей превышает 2,5% от максимальной мощности предприятия?

Как вычитать объем потребления «транзитников» из объема потребления предприятия?

Законодательство говорит следующее: «Суммарный объем потребления электрической энергии за расчетный период по точкам поставки, оборудованным интегральными приборами учета, распределяется по часам расчетного периода пропорционально доле объема потребления электрической энергии за каждый час расчетного периода, определенного суммарно по всем точкам поставки, оборудованным приборами учета, позволяющими измерять почасовые объемы потребления электрической энергии, в суммарном объеме потребления электрической энергии за расчетный период по всем точкам поставки, оборудованным приборами учета, позволяющими измерять почасовые объемы потребления электрической энергии.»

Где могут быть установлены приборы учета?

Если техническая возможность установки прибора учета на границе балансовой принадлежности отсутствует, прибор учета нужно установить в месте, максимально приближенном к границе балансовой принадлежности. При этом показания прибора учета корректируются на величину потерь от прибора учета до границы балансовой принадлежности.

Исключение здесь составляет АИИС КУЭ, соответствующая требованиям оптового рынка. В комплект документов на АИИС КУЭ входит аттестованная специализированной организацией (в основном это ФБУ «ЦСМ») «Методика измерений», содержащая алгоритм расчета потерь в элементах электрической сети конкретного потребителя (трансформаторах, КЛ, ВЛ). Заказать разработку и аттестацию «Методики измерений» возможно и без создания АИИС КУЭ, например, при наличии разногласий по определению потерь.

Источник

Интервальные и интегральные приборы учета электроэнергии

Учет электроэнергии для предприятий

Комплексные решения для малого и среднего бизнеса

Передача почасовых отчетов в энергокомпании

Сдача отчетности в форматах 80020 по регламентам энергокомпаний

Снижение стоимости электроэнергии до 35%

Перевод на выгодную ценовую категорию «Под ключ»

Контроль качества электроэнергии

Фиксация отклонений напряжения и подготовка претензий к энергокомпаниям

Оперативный контроль электропотребления объектов в любое время на своем мобильном устройстве

Электросчётчики с модемами

Комплекты оборудования для быстрого внедрения АСКУЭ

Решения на базе Ваших счётчиков

АСКУЭ с модемом или без него

Как перейти на более выгодный тариф по электроэнергии

Какие бывают тарифы?

Сегодня в России действуют Правила функционирования розничных рынков электрической энергии, утвержденные Постановлением Правительства РФ №442 от 04.05.2012г.

Согласно правилам, существует 6 тарифов или как называется по-другому – ценовых категорий. И любое предприятие имеет право выбора нужной ценовой категории с учетом некоторых ограничений, о которых пойдет речь ниже.

Первая ценовая категория – это когда электрическая энергия выставляется в целом за месяц по показаниям электросчетчика на начало и конец периода. Здесь применяются обычные электросчетчики.

Вторая ценовая категория подразумевает дифференцированный учет электроэнергии по зонам суток. Существует двухзонный учет: день/ночь и трехзонный: день/ночь/пик. Для оплаты электроэнергии по данным тарифам должны использоваться многотарифные электросчетчики.

Эти обе ценовые категории всем известны, т.к. существуют давно. Но очень часто они оказываются не выгодными. Экономия скрывается в тарифах с почасовым учетом электроэнергии – с 3 по 6 ценовые категории.

Чтобы разобраться с этими ценовыми категориями, подробнее рассмотрим:

Розничный рынок электроэнергии

Для начала сделаем обзор участников розничного рынка электроэнергии:

Генерирующие компании – которые вырабатывают электроэнергию.

Сетевые компании – которые владеют электросетевым хозяйством (трансформаторные подстанции, кабельные и воздушные линии и т.п.) и транспортируют электроэнергию по своей сети. Для краткости мы будем называть их СО.

Потребители – которых можно разделить на 2 большие группы – предприятия (прочие потребители) и население (в том числе приравненные к населению).

Упрощено процесс подачи электрической энергии потребителю на розничном рынке можно представить так:

Фактически потребитель «не видит» никого, кроме Гарантирующего поставщика и той Сетевой организации, от которой он непосредственно запитан. Ему все равно, где вырабатывается электроэнергия и сколько во всей цепочке имеется сетевых организаций (а их может быть множество).

Потребитель просто заключает договор энергоснабжения с ГП и Акт технологического присоединения (АТП) с сетевой организацией. Все вопросы, связанные с поставкой электрической энергии, берет на себя ГП, который непосредственно не участвует в процессе поставки электроэнергии, но берет на себя все взаимоотношения со всеми участниками, присутствующими в цепочке.

И вполне логично, что все участники хотят получить оплату за свои услуги. Все их затраты включаются в конечный тариф, по которому платит потребитель.

Таким образом конечный тариф состоит из двух основных составляющих:

Если разложить конечный тариф по частям, то можно увидеть следующую картину:

А вот деятельность сетевых организаций является монопольной, т.к. сеть всего одна, и, как правило, потребитель не может выбрать через какую сеть он будет получать электроэнергию. Таким образом, это регулируемый вид деятельности, законы рынка для монополистов не действуют, поэтому в каждом регионе есть тарифные регуляторы (агентства или комитеты по тарифам), которые устанавливают тарифы на передачу электрической энергии. Эти тарифы фиксированные и устанавливаются на полугодия: с 01 января по 30 июня и с 01 июля по 31 декабря.

Теперь расскажем о том, как выстраиваются договорные отношения по приобретению электроэнергии.

Потребитель может заключать договоры энергоснабжения с ГП, и оплачивать электроэнергию, включающую обе ставки: плату за электроэнергию и плату за услуги по передаче. В этом случае ГП берет на себя все взаимоотношения с СО по передаче электроэнергии до потребителя.

Или потребитель вправе заключить 2 отдельных договора: с ГП – договор купли продажи и с СО – договор оказания услуг по передаче электроэнергии.

В денежном отношении разницы нет – в сумме по двум договорам будет такой же платеж, как и по единому договору энергоснабжения.

У потребителя был договор энергоснабжения с ГП, по которому он платил 6,5руб. за киловатт-час.

Потребитель решил перейти на прямой договор с СО. Теперь он будет платить:

Сейчас наблюдается тенденция по разделению договоров. Связано это в первую очередь с тем, что на рынке между ГП и СО возникают частые конфликты из-за неплатежей. Поэтому СО стараются перевести на себя платежи от потребителей за услуги по передаче электроэнергии и усиленно предлагают потребителям перейти на прямые договорные отношения по этим услугам минуя ГП.

Почасовой учет электроэнергии

Для оплаты по ценовым категориям с третей по шестую должны быть использованы электросчетчики почасового учета электроэнергии. Их также называют интервальными приборами учета. Это обычные цифровые приборы учета, но с наличием встроенной памяти, в которую записываются архивы потребления электрической энергии (мощность, усредненная за каждый час, полчаса, 15 минут или чаще). По-другому такие архивы называются – Профили мощности. Понятно, что для расчета по таким счетчикам недостаточно снимать только показания, требуется еще и скачивать профили мощности, а для этого нужны специальные программы. Есть 2 типа таких программ: это конфигураторы, заточенные под счетчики определенного производителя, или системы сбора данных, которые по-другому называются АСКУЭ (Автоматизированная система коммерческого учета электроэнергии) или АИИС КУЭ (Автоматизированные информационно-измерительные системы коммерческого учета электроэнергии). Мы для краткости будем называть их АСКУЭ.

АСКУЭ поставляются, как производителями электросчетчиков, так и сторонними разработчиками.

Любая АСКУЭ позволяет собирать данные удаленно с помощью модемов, которые бывают встроены в электросчетчик, или наружного исполнения. На предприятиях сегодня используются в основном GPRS-модемы, которые передают данные по сетям сотовой связи через Интернет (по типу того, как в смартфоне работает интернет).

Для возможности подключения модема у счетчика должен быть цифровой интерфейс. Интервальные счетчики почти всегда имеют цифровой интерфейс.

Если вы не знаете интервальный или интегральный у вас счетчик, просто ответьте на вопросы: счетчик старого типа или современный? Счетчик с цифровым табло или с механическим? При ответах: старого типа с механическим табло, знайте, что это интегральный счетчик и он почасовой учет не обеспечит. Его нужно будет заменить.

Если же счетчик имеет электронное табло, совсем не обязательно, что он будет подходить для почасового учета.

Как уже было сказано, тариф на электроэнергию состоит из двух основных составляющих: плата за электроэнергию и плата за услуги по передаче электроэнергии.

В свою очередь эти составляющие могут быть одноставочными или двухставочными.

Одноставочные тарифы включают в себя плату только за энергию, а двухставочные – плату за энергию и плату за мощность. В чем между ними разница, если рассматривать их не с точки зрения физики, а как расчетные параметры.

Энергия (W) – учитывается электросчетчиками за любой период времени, и рассчитывается, как разность между конечным и начальным показаниями. Энергия измеряется в киловатт-часах (кВтч)

Мощность (P) – по сути та же энергия, но учтенная за каждый час в отдельности. Мощность может постоянно меняться в зависимости от подключенной нагрузки, поэтому в приборах почасового учета мощность усредняется за определенный промежуток времени (час, полчаса, 15 минут, …) и хранится во внутренней памяти счетчика. При расчетах за электроэнергию значение мощности усредняется за каждый час. Мощность измеряется в киловаттах (кВт).

На схеме представлены все ставки по тарифу:

Здесь видно, что мощности при расчетах берутся разные: в ставке на электроэнергию – генераторная мощность, а в ставке на передачу – транспортная мощность.

Имеются различия в расчете этих мощностей:

Генераторная мощность за месяц определяется как среднее арифметическое из величин мощности, определенных в рабочие дни этого месяца в часы пиковой нагрузки Гарантирующего поставщика.

Транспортная мощность за месяц определяется как среднее арифметическое из максимальных величин мощности, определенных в рабочие дни этого месяца в часы пиковой нагрузки, установленные Системным оператором.

Часы Системного оператора публикуются на целый год вперед, поэтому заранее известно в какие часы будет рассчитана транспортная мощность.

А с генераторной мощностью сложнее, т.к. пиковые часы гарантирующего поставщика заранее не публикуются. Они становятся известны только в следующем месяце.

Для наглядности, давайте рассмотрим график потребления за один день:

Следует учесть одно, что в течение рабочего дня есть только один час пиковой нагрузки ГП и он находится всегда в пределе часов пиковой нагрузки, установленных Системным оператором.

Если при расчетах используется двухставочный тариф одновременно при платежах за электроэнергию и за услуги по передаче, то такой тариф называется трехставочным. Это связано с тем, что тариф будет состоять из трех ставок: энергия (W), транспортная (Pт) и генераторная (Pг) мощности.

Также следует учесть, что предприятие не может выбрать двухставочный тариф по передаче, если оставит одноставочный при платежах за энергию.

Давайте теперь разберем на конкретном примере. Вот таблица с почасовым потреблением:

При расчете транспортной мощности (Pт) нас интересуют только определенные часы. Это часы пиковой нагрузки, установленные Системным администратором, и они в таблице выделены жёлтым цветом.

Мы определяем максимальные значения транспортной мощности по каждому дню только в эти часы, и сводим их в столбец «Pт». Затем остается только посчитать среднее значение за весь месяц, которое в нашем случае равно 10,81кВт.

Часы пиковой нагрузки ГП выделены оранжевым цветом. Это всего 1 час в течение каждого рабочего дня. Его значение выведено в столбец «Pг». Также считаем среднее значение за месяц, и получаем генераторную мощность равной 9,29кВт.

Мы видим, что мощности в выходные дни и за пределами часов пиковой нагрузки в расчетах никак не участвуют. Значит сколько бы киловатт в эти часы предприятие не потребляло, это не попадет в расчет транспортной и генераторной мощности.

Вывод: если предприятие платит по трехставочному тарифу и не станет потреблять энергию по рабочим дням в часы пиковой нагрузки, то тарифные ставки за мощность обнулятся, и предприятие заплатит только за энергию и очень сильно сэкономит. Зачастую энергия в трехставочном тарифе в 2,5 раза дешевле, чем в одноставочном.

Почасовые тарифы (3-6 ценовые категории)

Все почасовые тарифы подразумевают двухставочный учет электроэнергии, т.е. когда помимо энергии в расчетах фигурирует мощность.

Третья ценовая категория – это когда к оплате предъявляется не только электрическая энергия, но и генераторная мощность.

Четвертая ценовая категория – это когда к оплате предъявляется электрическая энергия, генераторная и транспортная мощности. Раньше четвертая ценовая категория называлась трехставочным тарифом.

Электроэнергия по третьей и четвертой ценовым категориям предъявляется к оплате по факту без предварительного планирования электропотребления. А пятая и шестая ценовые категории предусматривают планирование. При планировании потребитель должен заранее направить гарантирующему поставщику почасовой план потребления. Ставка за энергию на этих ценовых категориях снижена, но при нарушении этого плана более чем на 2% в сторону увеличения или снижения появляются дополнительные платежи за отклонения. Таким образом, переходя с третей на пятую ценовую категорию, или с четвертой на шестую, можно экономить только при условии точного планирования, что далеко не всегда возможно.

Пятая ценовая категория считается также, как и третья, но подразумевает планирование.

Шестая ценовая категория считается также, как и четвертая, но подразумевает планирование.

Теперь нужно разобраться с тем, какие еще параметры могут повлиять на цену и что может повлиять на выбор ценовых категорий.

Для начала посмотрим на карту России.

Ценовые зоны

Большинство регионов России относятся к ценовым зонам.

В ценовых зонах есть конкуренция между участниками оптового рынка электроэнергии. Таких зон две:

Есть регионы, где конкуренция ограничена, вследствие незначительной пропускной способности объектов сетевого хозяйства. Такие регионы относятся к неценовым зонам. Здесь технологически невозможно внедрить рыночные механизмы ценообразования. Сюда относятся Архангельская и Калининградская области, Республика Коми и регионы Дальнего Востока (Южно-Якутский район Республики Саха (Якутия), Приморский край, Хабаровский край, Амурская область, Еврейская автономная область).

В малонаселенных районах (Новая земля, Сахалин, северная часть Сибири и Дальнего востока) оптового рынка электроэнергии нет вообще, там существуют лишь разрозненные изолированные энергосистемы.

Чтобы учесть все факторы, влияющие на цену электроэнергии нужно учитывать к ценовой или неценовой зоне относится регион, в котором находится ваше предприятие.

Тарифные параметры

Кроме ценовой категории есть и другие параметры, влияющие на цену за электроэнергию: диапазон мощности и уровень напряжения.

Вполне логично, что мощные потребители, которые берут много электрической энергии должны получать ее по сниженной стоимости. Поэтому существует 3 группы потребителей в зависимости от максимальной присоединенной мощности:

С 2012 года все мощные потребители (первой и второй группы) принудительно переведены на почасовой учет. Такие потребители в ценовых зонах не могут выбрать ни первую, ни вторую ценовую категории. А в неценовых зонах они могут оплачивать электроэнергию только по четвертой или шестой ценовым категориям.

Доступные ценовые категории:

По уровням напряжения также есть градация потребителей:

Чем выше уровень напряжения, тем ниже тариф. Связано это с тем, что на низких уровнях напряжения выше потери электроэнергии, а также возникают существенные потери при трансформации на пониженное напряжение.

Уровень напряжения определяется на границе балансовой принадлежности (указан в акте технологического присоединения).

Как перейти на другую ценовую категорию

Есть ограничения, связанные с выбором ценовой категории. Увы, но перейти на выгодный тариф в любое время года бывает невозможно. Приходится дожидаться следующего года.

Порядок смены тарифа предусмотрен в Правилах функционирования розничных рынков электрической энергии утвержденных ПП РФ от 04.05.2012г. №442. В п.97 Правил сказано, что потребители осуществляют выбор ценовой категории самостоятельно посредством уведомления гарантирующего поставщика в течение 1 месяца с даты принятия решения об установлении тарифов на услуги по передаче электрической энергии в своем регионе. При этом выбранная ценовая категория применяется для расчетов с даты введения в действие указанных тарифов на услуги по передаче электрической энергии.

В этом же пункте сказано, что изменение ценовой категории осуществляется путем направления уведомления гарантирующему поставщику за 10 рабочих дней до начала расчетного периода, с которого предполагается изменить ценовую категорию. При этом изменение уже выбранного на текущий период регулирования варианта расчета за услуги по передаче электрической энергии не допускается.

Таким образом возникает сумятица, когда же нужно поставить ГП в известность о выборе ЦК: за 10 рабочих дней до начала расчетного периода, или в течение 1 месяца с момента утверждения тарифов на передачу. Ответ прост – нужно смотреть изменяется ли вариант расчета за услуги по передаче электроэнергии. Если нет – за 10 дней и переход возможен в любой месяц года, если да – в течение 1 месяца и только один раз в год.

Подытожим: переход с I, II, III, V ценовых категорий (одноставочный тариф на передачу) на IV и VI ценовые категории (двухставочный тариф на передачу) возможен только лишь раз в год в течение 1 месяца с момента утверждения тарифов на передачу электроэнергии. Тарифы на передачу устанавливаются на год вперед, и постановление об их утверждении выходит обычно с 25 по 31 декабря каждого года. Т.е. у потребителей есть всего месяц, чтобы проанализировать какой тариф теперь для них будет выгодным и заявиться на этот тариф.

А в течение года возможен переход хоть каждый месяц в пределах I, II, III и V ценовых категорий. Также можно ежемесячно скакать с IV на VI ценовые категории и обратно.

Какие обязанности наступают при выборе почасовых тарифов

Для этого, как мы уже говорили выше, требуется установить интервальные счетчики, которые учитывают объем электроэнергии по каждому часу.

Необходимо ежемесячно считывать данные с таких счетчиков и передавать своему поставщику.

Памятка по терминам

Акт технологического присоединения (АТП) или Акт разграничения балансовой принадлежности (АРБП) – документ, который потребитель заключает с Сетевой организацией. Любой потребитель имеет свою электросеть, за которую он отвечает. Эта сеть должна быть присоединена к сети Сетевой организации. Поэтому в АТП (АРБП) устанавливается место, где фактически осуществлено данное присоединение, и кто за что отвечает. Также там устанавливается размер потерь электрической энергии, предъявляемых к оплате потребителю дополнительно, максимальная разрешенная мощность электропотребления и уровень напряжения в месте разграничения сетей. Иногда потребитель присоединен к сети другого потребителя, а не Сетевой организации. Такое присоединение называется опосредованным.

Гарантирующие поставщики (ГП) – организации, обязанные заключить договоры энергоснабжения с любым, обратившимся к нему потребителем, подключенным к электросети на законных основаниях. По сути ГП является сбытовой компанией, которая продает электрическую энергию потребителям, закупая ее в генерирующих компаниях или на оптовом рынке электрической энергии.

Двухставочный тариф – тариф, при котором оплачивается не только энергия, но и мощность.

Интегральные приборы учета – обычные счетчики. Электроэнергия по ним рассчитывается, как разность между конечными и начальными показаниями.

Интервальные приборы учета – это счетчики, которые осуществляют учет электрической энергии с определенными интервалами (1 час, 30мин, 15мин, …). По другому их называют приборами почасового учета.

Модемы – устройства, которые позволяют удаленно считывать данные со счетчиков. Мы используем в основном передачу данных через GPRS-модемы, которые передают данные со счетчиков через мобильный интернет. К одному модему можно подключить несколько электросчетчиков. Все счетчики подключаются к модему проводами связи через цифровой интерфейс (например, RS-485).

Неценовые зоны – регионы России, в которых есть ограничения конкурентности на рынке электроэнергии, обусловленные с неразвитой инфраструктурой связи с оптовым рынком. По сути, оптовый рынок делает доступным закупку электроэнергии у дешевых источников электроэнергии (АЭС, ГЭС). Но не все регионы России могут закупать там электроэнергию, т.к. проложены слабые сети. Как раз такие регионы относятся к неценовым зонам.

Одноставочный тариф – тариф, при котором оплачивается только потребленная электроэнергия. Платежи за мощность отсутствуют.

Прочие потребители – все потребители, не относящиеся к категории население. Т.е. это предприятия, организации, учреждения, индивидуальные предприниматели.

Сетевые компании (СО) – организации, осуществляющие передачу электроэнергии по электрическим сетям. Это компании, которые владеют трансформаторными подстанциями кабельными и воздушными линиями.

Трехставочный тариф – тариф, при котором происходит оплата за электроэнергию, а также генераторную и транспортную мощности. По сути – это четвертая ценовая категория. В неценовых зонах, долгое время не было понятий ценовых категорий, поэтому тут понятие трехставочного тарифа укрепилось у энергетиков.

Ценовые зоны – регионы России, в которых рынок электроэнергии считается конкурентным.

Ценовые категории (ЦК) – тоже самое, что тарифы. Действуют только для предприятий. Есть 6 ценовых категорий.

Принятые сокращения

АРБП – Акт разграничения балансовой принадлежности.

АСКУЭ – автоматизированная система коммерческого учета электроэнергии.

АТП – акт технологического присоединения

ГП – гарантирующий поставщик.

НСО – независимые сбытовые компании.

СО – сетевая организация.

ЦК – ценовые категории.

Copyright — © яЭнергетик, 2020г. При любом использовании опубликованных материалов и содержимого данной статьи требуется указывать источник «яЭнергетик.рф»

Источник