Методика складання структури балансу електроенергії в електричних мережах 0,38-150 кВ - Нормування технологічних витрат

Нормування технологічних витрат електроенергії в електричних мережах 0,38-150 кВ

6.1 Основні положення

6.1.1 Нормування ТВЕ в електричних мережах полягає в отриманні науково обґрунтованої структури прогнозних чи звітних НЗТВЕ в абсолютних значеннях за відповідний розрахунковий період на основі офіційних звітних даних про технічні параметри елементів мереж та структуру балансу електроенергії.
Особливістю процесу передачі електроенергії електричними мережами є нелінійна залежність НЗТВЕ від обсягу передачі електроенергії. Тому норма, як величина постійна та рівна відношенню НЗТВЕ до обсягу передачі електроенергії, не може бути застосована для характеристики цього процесу.

1. Методики обчислення структури ТВЕ, що ґрунтуються на статистичних даних, не можуть застосовуватись для нормування.
2. НХТВЕ розробляється на основі звітних технічних даних електричних мереж за базовий рік та принципових схем нормального режиму електричної мережі кожного ступеня напруги на розрахунковий період, у якій враховані заплановані на цей період заходи зі зниження ТВЕ, та не залежить від режимних факторів та обсягів передачі електроенергії. НХТВЕ є постійною
   для розрахункового періоду (року), для якого вона розроблена. Режимна інформація для розрахунку фізичних параметрів мережі, які є складовими НХТВЕ, не використовується.

НХТВЕ розробляються у вигляді:

1. розрахункових схем електричних мереж (переліку елементів схеми) кожного ступеня напруги та технічних даних (параметрів) елементів цих мереж;
2. значень еквівалентних групових опорів чи опорів багатоелементних ЛЕП та трансформаторів кожного ступеня напруги;
3. аналітичної залежності технічних розрахункових втрат в елементах електричних мереж від режимних факторів.

6.1.4 Обчислення структури технічних розрахункових втрат електроенергії в електричній мережі виконується з використанням затверджених НХТВЕ, структури звітного (прогнозного) балансу електроенергії за розрахунковий період, режимної інформації і нормованих значень коефіцієнтів реактивної потужності.
6.1.5 Під час обчислення значень розрахункових втрат електроенергії ЛЕП ступенів напруги 3-150 кВ, трансформатори 35-150 кВ незалежно від схеми з'єднань обмоток і трансформатори 3-27 кВ з схемою з'єднань "зірка (трикутник)/трикутник" слід розглядати як елементи мережі з симетричним навантаженням, а трансформатори 3-27 кВ з схемою з'єднань "зірка (трикутник)/зірка з нульовим виводом" і ЛЕП ступеня напруги 0,38 кВ - як елементи мережі з несиметричним навантаженням.
6.1.6 НЗТВЕ використовуються для:

1. виконання техніко-економічних розрахунків;
2. складання прогнозного балансу електроенергії;

- аналізу структури звітного балансу електроенергії та розроблення заходів зі зниження ТВЕ.

6.2 Вхідні дані для розроблення НХТВБ та обчислення структури НЗТВЕ

6.2.1НХТВЕ на розрахунковий період розробляється на основі звітних технічних характеристик електричних мереж станом на 01.01 розрахункового року.
6.2.2 Технічними характеристиками електричних мереж є:

1. визначені на підставі принципових схем нормального режиму роботи електричних мереж кожного із ступенів напруги 3-150 кВ дані про потужність власних двообмоткових і триобмоткових трансформаторів, які використовуються для передачі електроенергії споживачам та сусіднім ліцензіатам-передавачам, їх кількість, втрати потужності неробочого ходу (н.х.) і короткого замикання (к.з.) трансформаторів кожного ступеня напруги (втрати потужності н.х. і к.з. для трансформаторів номінальної напруги 35-150 кВ повинні відповідати їх паспортним (заводським) даним чи даним вимірювань після капітального ремонту, для трансформаторів номінальної напруги 3-10 кВ - заводським даним чи даним ви
   мірювань після капітального ремонту, а при відсутності цих даних - каталоговими даним, що подані у додатку Б);
2. визначені на підставі принципових схем нормального режиму роботи мереж кожного із ступенів напруги 3-150 кВ дані про сумарну довжину власних ПЛ і КЛ, приєднану потужність власних трансформаторів, трансформаторів споживачів та сусідніх ліцензіатів-передавачів, максимальне та мінімальне значення номінальної потужності трансформаторів, кількість повітряних і кабельних фідерів;
3. визначені на підставі принципових схем нормального режиму роботи мереж кожного із ступенів напруги 3 5-150 кВ дані про довжину кожної дільниці ЛЕП та марку проводу чи кабелю;
4. визначені на підставі принципових схем нормального режиму роботи мереж кожного із ступенів напруги 3-27 кВ дані про сумарну довжину кожного власного повітряного чи кабельного фідера та приєднану до нього сумарну потужність власних трансформаторів, трансформаторів споживачів та сусідніх ліцензіатів-передавачів;

• складений на підставі принципових схем нормального режиму роботи мереж кожного із ступенів напруги 3-150 кВ перелік фідерів та трансформаторів, що живляться помимо ЛЕП, споживачів та сусідніх ліцензіатів-передавачів, віддача електроенергії в які є безвтратною;

1. визначені відповідно до переліку повітряних і кабельних фідерів ступеня напруга 0,38 кВ, який складається на підставі поопорних схем електричних мереж ступеня напруги 0,38 кВ згідно з принциповою схемою нормального режиму, дані про сумарну довжину кожного власного фідера, кількість власних повітряних і кабельних фідерів, кількість повіт
   ряних і кабельних фідерів споживачів та сусідніх ліцензіатів-передавачів;
2. дані про сумарну довжину та кількість однофазних і, трифазних повітряних та кабельних вводів в індивідуальні житлові будинки;
3. дані про сумарну довжину внутрішньобудинкових мереж, що обчислена на підставі кількості побутових споживачів та усередненого значення довжини внутрішньобудинкової мережі (у трифазному еквіваленті), прийнятого рівним 0,001 км на одного побутового споживача;
4. кількість комплектів ТС і ТН на кожному ступені напруги;
5. кількість трифазних та однофазних індукційних лічильників споживачів;
6. обсяг реактивної електроенергії, виробленої власними БСК;
7. кількість та технічні дані струмообмежувальних реакторів;
8. кількість та технічні дані дугогасних котушок;
9. затверджені на розрахунковий період принципові схеми нормального режиму роботи мереж кожного із ступенів напруги 3-150 кВ, перелік та технічні дані повітряних і кабельних фідерів ступеня напруги 0,38 кВ, які живляться відповідно до принципової схеми нормального режиму від ТП 35-3/0,38 кВ;
10. кодування фідерів відповідно до принципових схем нормального режиму кожного ступеня напруги 3 кВ і вище розподільчої мережі.

Сумарну розрахункову довжину власних повітряних і кабельних фідерів ступеня напруги 0,38 кВ обчислюють з врахуванням сумарної довжини однофазних (у трифазному еквіваленті) та трифазних повітряних і кабельних вводів та сумарної довжини внутрішньобудинкових мереж.
6.2.3 Під час розроблення НХТВЕ повинні використовуватися технічні характеристики елементів електричних мереж ліцензіата-передавача у межах балансової належності технологічних витрат електроенергії в електричних мережах (за ознакою віднесення ТВЕ в цих елементах на баланс ліцензіата-передавача межі балансової належності елементів мереж повинні співпадати з точками розрахункового обліку електроенергії).
Слід мати на увазі, що дані річного звіту, які, як правило, використовуються під час розроблення НХТВЕ для загальної характеристики мереж, можуть вказуватись у межах балансової належності. Межі балансової належності в окремих випадках, якщо таке передбачено чинними договорами, можуть не співпадати з межами балансової належності ТВЕ в електричних мережах.
Технічні дані елементів електричних мереж (ЛЕП і трансформаторів), що не мають відомчої належності і використовуються ліцензіатом-передавачем для передачі електричної енергії постачальників, ТВЕ в яких не можуть бути відшкодовані власником через його відсутність, слід враховувати під час розроблення НХТВЕ та обчислення НЗТВЕ таким же чином, як це здійснюється для власних ЛЕП та трансформаторів.
6.2.4 Структуру НЗТВЕ на розрахунковий період обчислюють на підставі структури звітного балансу електроенергії за розрахунковий період та офіційної інформації про параметри електричних режимів мереж.
Структура звітного балансу електроенергії приймається згідно з відомчою формою звітності 1Б-ТВЕ "Структура балансу електроенергії та технологічних витрат електроенергії в електричних мережах". Використовуються також первинні звітні документи ліцензіата-передавача, що містять інформацію, на підставі якої складається форма звітності 1Б-ТВЕ, а саме: акти про складання балансу електроенергії на підстанціях (електростанціях) та акти про використану електричну енергію споживачами.
Якщо межі балансової належності технологічних витрат електроенергії в електричних мережах у розрахункових періодах поточного року не співпадають з цими межами у базовому році, то структура звітного балансу електроенергії за такі періоди базового року повинна бути приведена у відповідність з межами балансової належності ТВЕ в електричних мережах у розрахункових періодах поточного року.
До офіційної інформації про параметри електричних режимів мереж належать:

1. узгоджені та підтверджені офіційно електроенергетичною системою дані про середньоексплуатаційні рівні напруги в усіх центрах живлення місцевих (локальних) електричних мереж (шинах 150, 110 і 35 Кв підстанцій 750-220 кВ електроенергетичних систем та електростанцій) за кожен розрахунковий період;
2. дані про максимальне та мінімальне навантаження електричних мереж за кожен розрахунковий період.

Середньоексплуатаційний рівень напруги у центрі живлення місцевих (локальних) електричних мереж визначають шляхом усереднення середньоексплуатаційних значень напруги за кожну добу розрахункового періоду в режимі близькому до максимального. Під режимом близьким до максимального слід вважати режим, що тривав протягом півгодини до та після фіксування максимуму навантаження.
До іншої офіційної інформації про параметри електричних режимів мережі, використання якої дозволяє уточнити значення технічних розрахункових втрат електроенергії в її елементах, належать дані контрольних вимірювань, дані добових відомостей про параметри електричних режимів роботи мережі і т.ін.
6.2.5 Для обчислення структури технічних розрахункових втрат електроенергії в елементах системотвірних мереж ступенів напруги 150 і 110 кВ, в першу чергу в елементах, що належать до замкнених контурів, може використовуватися інформація про потоки активної і реактивної енергії (потужності), отримана з допомогою АСОЕ верхнього рівня, що відповідає вимогам розділу 8 "Інструкції про порядок комерційного обліку електричної енергії"

6.3 Критерії вибору вигляду НХТВЕ та порядок застосування методик нормування ТВЕ

6.3.1 Основним критерієм вибору вигляду НХТВЕ є наявний обсяг офіційних вхідних даних, які реально можуть бути використані для обчислення структури НЗТВЕ з максимально низькою похибкою. Розроблення НХТВЕ та обчислення складових НЗТВЕ в елементах системотвірних та розподільчих електричних мереж виконується згідно з вимогами методик, що подані у додатках В і Г відповідно.
6.3.2 Розроблення НХТВЕ електричних мереж ступенів напруги ПО і 150 кВ у разі наявності у них замкнених контурів повинні виконуватись у вигляді розрахункової схеми мережі і технічних даних ЛЕП та трансформаторів кожного ступеня напруги за методикою, що подана у розділі В.2 додатку В.
Обчислення технічних розрахункових втрат електроенергії за розрахунковий період у кожній дільниці ЛЕП та кожному трансформаторі електричних мереж ступенів напруги 110 і 150 кВ (поелементний розрахунок) виконуються згідно з розділом В.З чи В.5 додатку В на підставі конкретних нееквівалентованих параметрів цих елементів, обсягів перетікання активної і реактивної енергії через ці елементи, фактичних значень напруг (згідно з розділом В.З) чи підтверджених офіційно електроенергетичною системою даних про середньоексплуатаційні рівні напруги в усіх центрах живлення (згідно з розділом В.5), а також з врахуванням втрат електроенергії в інших елементах мережі.
Забороняється з метою спрощення розроблення НХТВЕ перетворювати схему замкненої мережі 110 та 150 кВ у розрахункову схему розімкненої мережі та застосовувати для цих мереж методики нормування ТВЕ, у яких передбачається еквівалентування окремих ЛЕП та мереж в цілому.

1. НХТВЕ електричної мережі ступеня напруги 35 кВ можуть розроблятися у вигляді розрахункової схеми мережі і технічних даних ЛЕП та трансформаторів. У цьому випадку обчислення технічних розрахункових втрат за розрахунковий період у кожній дільниці ЛЕП та кожному трансформаторі електричної мережі ступеня напруги 35 кВ виконують так само як для мереж ступенів напруги 110 і 150 кВ.
2. Розроблення НХТВЕ електричних мереж ступенів напруги ПО і 150 кВ у разі відсутності у них замкнених контурів можуть виконувати у вигляді еквівалентних опорів багатоелементних ЛЕП та трансформаторів кожного ступеня напруги за методикою, що подана у додатку Г.

Для обчислення складових структури НЗТВЕ застосовують методику за Г.4.1.2 додатку Г, що передбачає обчислення складових структури НЗТВЕ на підставі значень еквівалентних опорів багатоелементних ЛЕП та головних потоків енергії шляхом поелементного розрахунку втрат електроенергії в ЛЕП і трансформаторах.
6.3.5 Розроблення НХТВЕ електричної мережі ступеня напруги 35 кВ можуть виконувати у вигляді еквівалентних групових опорів чи опорів багатоелементних ЛЕП та трансформаторів за методикою, що подана у додатку Г.
Для обчислення складових структури НЗТВЕ застосовують методику, що передбачає визначення складових структури НЗТВЕ на підставі:

1. значень еквівалентних групових опорів ЛЕП та трансформаторів і перетікання електроенергії по цих еквівалентних опорах за розрахунковий період (за Г.4.1.1 додатку Г);
2. значень еквівалентних опорів багатоелементних ЛЕП та головних потоків енергії (за Г.4.1.2 додатку Г).

1. Для мереж ступенів напруги 35-150 кВ у разі можливості вибору вигляду НХТВЕ перевагу слід віддати НХТВЕ у вигляді розрахункової схеми мережі і технічних даних ЛЕП та трансформаторів.
2. Розроблення НХТВЕ електричних мереж ступенів напруг 0,38-27 кВ виконують у вигляді еквівалентних групових опорів чи опорів багатоелементних ЛЕП та трансформаторів кожного ступеня напруги за методикою, що подана у додатку Г.

Для обчислення складових структури НЗТВЕ електричних мереж ступенів напруг 0,38-27 кВ застосовують методику, що передбачає визначення складових структури НЗТВЕ на підставі значень еквівалентних групових опорів ЛЕП та трансформаторів і перетікання електроенергії по цих еквівалентних опорах за розрахунковий період згідно з Г.4.1.1 додатку Г.
В окремих випадках для обчислення складових структури НЗТВЕ електричних мереж ступенів напруг 3-27 кВ при наявності необхідного об'єму вхідних даних може застосовуватися методика, що передбачає обчислення складових структури НЗТВЕ на підставі значень еквівалентних опорів багатоелементних ЛЕП та головних потоків енергії відповідно до Г.4.1.2 додатку Г шляхом поелементного розрахунку втрат електроенергії в ЛЕП і трансформаторах, чи в частині цих ЛЕП і трансформаторів.

1. Обчислення еквівалентних групових опорів ЛЕП ступенів напруг 3-6 кВ і вище за узагальненими параметрами під час нормування забороняється. Ці еквівалентні опори повинні визначатися на підставі кодування фідерів відповідно до принципових схем нормального режиму електричних мереж кожного ступеня напруги.
2. НХТВЕ у вигляді аналітичної залежності технічних розрахункових втрат в елементах електричних мереж від режимних факторів, методика розроблення якої викладена у розділі Г.5 додатку Г, може застосовуватись тільки для визначення прогнозних НЗТВЕ в електричних мережах, НХТВЕ яких розроблені у вигляді еквівалентних групових опорів чи опорів багатоелементних
   ЛЕП та трансформаторів кожного ступеня напруги.

6.3.10 Незалежно від вигляду НХТВЕ електричної мережі, якщо в розрахункову схему мережі не включені елементи мережі, втрати електроенергії в яких відноситься на баланс ліцензіата-передавача, то розрахункові втрати в цих елементах повинні бути визначені згідно з викладеним у додатку Д і використані як складова частина НЗТВЕ. Втрати електроенергії в цих елементах
позначені терміном втрати електроенергії в інших елементах.
6.3.11 Нормативні витрати електроенергії на власні потреби підстанцій 35-150 кВ та розподільчих пунктів 3-27 кВ обчислюються згідно з вимогами чинних нормативно-технічних документів, затверджених в установленому порядку.
6.3.12 Розрахункові витрати електроенергії на плавлення ожеледі обчислюють відповідно до чинних нормативних документів і місцевих інструкцій на основі даних оперативних журналів про фактичну тривалість та застосування конкретних схем плавлення ожеледі у розрахунковому періоді.

1. Нормативні метрологічні втрати електроенергії обчислюють за методикою, що подана у додатку Е.
2. Прогнозування структури НЗТВЕ виконують на основі положень, викладених у додатку Ж.

6.4 Порядок нормування ТВЕ в електричних мережах

6.4.1 Суб'єкти нормування ТВЕ

1. Нормування ТВЕ в електричних мережах здійснюється для мереж електропередавальних організацій незалежно від форм власності, які мають у власності або користуванні на визначених законом підставах місцеві (локальні) електричні мережі напругою 0,38-150 кВ та отримали ліцензію на право здійснення підприємницької діяльності з передачі електроенергії.
2. Для мереж суб'єктів (юридичних осіб), які не є ліцензіатами-передавачами, але мають на власному балансі електричні мережі, які використовуються ліцензіатом-передавачем для передачі електроенергії у власні електричні мережі, НХТВЕ не розробляються. Взаємовідносини між такими суб'єктами та ліцензіатами-передавачами щодо плати за використання мереж цих суб'єктів та відшкодування ТВЕ регулюються відповідними двосторонніми договорами згідно з положеннями чинних "Правил користування електричною енергією". Сума значень часток розрахункових втрат електроенергії в електричних мережах споживачів і нормативних витрат електроенергії на власні потреби підстанцій та розподільчих пунктів споживачів, які згідно з двосторонніми договорами відносяться на баланс ліцензіата-передавача, є складовою частиною НЗТВЕ в електричних мережах. Цю суму визначають на підставі даних (додаток И), що вибрані із актів пре використану електричну енергію споживачами за розрахунковий період, та включають у структуру НЗТВЕ у відомчій формі звітності 1Б-ТВЕ "Структура балансу електроенергії та технологічних витрат електроенергії в електричних мережах". Для розрахунку значень ТВЕ в електричних мережах цих суб'єктів можуть застосовуватися, якщо це передбачено двосторонніми договорами, ті самі методики та програмне забезпечення, які застосовуються для нормування ТВЕ.

6.4.2 Порядок та терміни розроблення НХТВЕ
6.4.2.1 НХТВЕ розробляються експертною організацією для електричних мереж усіх ступенів напруги в цілому, без їх поділу на мережі підпорядкованих структурних підрозділів, на основі наданих ліцензіатом-передавачем вхідних даних, що перераховані за 6.2 з врахуванням положень 6.3, на підставі договору з електропередавальною організацією. При цьому НХТВЕ підпорядкованих структурних підрозділів можуть розроблятися ліцензіатом-передавачем самостійно для внутрішнього використання.
У випадку здійснення ліцензованої діяльності з передачі електроенергії електричними мережами, що розміщені на території однієї електроенергетичної системи, але частини цих мереж електрично не пов'язані між собою та є структурними підрозділами ліцензіата-передавача, НХТВЕ можуть розроблятися як для мереж таких структурних підрозділів, так і електричних мереж в цілому Для електричних мереж ліцензіата-передавача, що розміщені на території різних електроенергетичних систем, НХТВЕ повинні розроблятися окремо.
Вибір вигляду НХТВЕ та порядок застосування методик нормування ТВр для обчислення НЗТВЕ за розрахункові періоди відповідно до положень, викладених у 6.3, здійснює експертна організація.
Вхідна інформація для розроблення НХТВЕ готується ліцензіатом-передавачем та подається експертній організації у вигляді таблиць, що наведені у додатку К. Ліцензіат-передавач несе відповідальність за достовірність вхідних даних. Конкретний порядок, терміни підготовки вхідних даних, розподіл функціональних обов'язків і відповідальність персоналу різних служб ліцензіата-передавача та його структурних підрозділів, які беруть участь у цій роботі, регламентується місцевими нормативними чи організаційно-розпорядчими документами.

1. НХТВЕ розробляються на розрахунковий період, який починається 1 квітня поточного року і закінчується 31 березня наступного року. На цей же період, як правило, встановлюється термін дії НХТВЕ.
2. Для розроблення НХТВЕ та обчислення складових структури НЗТВЕ застосовують програмне забезпечення, що реалізує методики, які подані у додатках В (розділи В.2, В.4-2.5) та Г відповідно. У випадку застосування поелементного розрахунку втрат електроенергії з використанням інформації про потоки активної і реактивної енергії (потужності), отриманої з допомогою АСОЕ верхнього рівня (розділ В.З додатку В), розробляється спеціальне програмне забезпечення на основі програм розрахунку усталених режимів.
3. НХТВЕ на розрахунковий період згідно з розділом 7 "Основних положень з нормування питомих витрат паливно-енергетичних ресурсів у суспільному виробництві" розробляються щорічно. Експертна організація з використанням розроблених на поточний розрахунковий період НХТВЕ і даних відомчої форми звітності 1Б-ТВЕ "Структура ба
   лансу електроенергії та технологічних витрат електроенергії в електричних мережах" за календарні періоди базового року та прогнозних значень структури балансу на поточний розрахунковий період виконує розрахунки структури НЗТВЕ за місяці базового року та прогнозування структури НЗТВЕ на місяці розрахункового періоду. Структура НЗТВЕ
   за квартали базового року і базовий рік, а також прогнозні НЗТВЕ на квартали розрахункового періоду і розрахунковий період (рік) дорівнюють сумі НЗТВЕ на відповідні місяці. Розроблення НХТВЕ та виконання вказаних вище розрахунків структури НЗТВЕ експертна організація повинна закінчити не пізніше терміну, що вказаний у графіку розроблення НХТВЕ, який розробляється та затверджується Міністерством палива та
   енергетики і доводиться до відома ліцензіата-передавача та експертної організації не пізніше 5 січня поточного року. Терміни, що вказуються у цьому графіку, слід узгодити з термінами здачі ліцензіатом-передавачем річного технічного звіту.
4. За результатами розроблення НХТВЕ експертна організація складає протокол затвердження НХТВЕ, який узгоджується ліцензіатом-передавачем та підписується керівництвом експертної організації.
5. У протоколі затвердження НХТВЕ вказуються:

1. методика та програмне забезпечення розрахунку НХТВЕ;
2. вигляд НХТВЕ для електричних мереж кожного ступеня напруги;
3. спосіб розрахунку НЗТВЕ на місяці розрахункового періоду;
4. термін дії НХТВЕ;
5. перелік документів, розглянутих під час узгодження;
6. перелік додатків до протоколу;
7. інші особливі умови, якщо такі є.

До протоколу затвердження НХТВЕ додаються:

1. вхідні дані згідно з додатком К;
2. вхідні дані та розрахунки втрат електроенергії в інших елементах;
3. вхідні дані та розрахунки нормативних витрат електроенергії на власні потреби підстанцій і розподільчих пунктів;
4. структура НЗТВЕ та виписка із балансу електроенергії за місяці, квартали базового року та за базовий рік;
5. порівняльний аналіз структури НЗТВЕ та структури балансу електроенергії за базовий та попередній до базового роки;
6. прогнозні НЗТВЕ на місяці, квартали розрахункового періоду та на розрахунковий період (рік).

6.4.3 Порядок і терміни затвердження НХТВЕ

1. Розроблений експертною організацією протокол затвердження НХТВЕ узгоджується ліцензіатом-передавачем і подається для розгляду та затвердження у Міністерство палива та енергетики України не пізніше п'ятиденного терміну з дня його підписання експертною організацією.
2. Міністерство палива та енергетики України відповідно до розділу 7 "Основних положень з нормування питомих витрат паливно-енергетичних ресурсів у суспільному виробництві" узагальнюють НЗТВЕ електропередавальних організацій України і надають їх на погодження Державному комітету України з енергозбереження за формою, що наведена у додатку Л, не пізніше 1 березня поточного року.

Затвердження НХТВЕ здійснюється Міністерством палива та енергетики України щорічно до 10 березня поточного року.
6.4.3.3 У випадку суттєвих змін технічних характеристик електричних мереж ліцензіата-передавача, що відбулися у поточному розрахунковому періоді, НХТВЕ переглядаються (розробляються експертною організацією та затверджуються заново з врахуванням цих змін). Ініціаторами такого перегляду НХТВЕ мають право бути ліцензіат-передавач чи Міністерство палива та енергетики, які повинні мати обґрунтування необхідності такого перегляду.

6.4.4 Права, обов'язки та відповідальність сторін під час розроблення та затвердження НХТВЕ

6.4.4.1Ліцензіат-передавач зобов'язаний:

1. подати експертній організації у встановлені Міністерством палива та енергетики України терміни об'єктивні вхідні дані для розроблення НХТВЕ та обчислення НЗТВЕ за розрахункові періоди базового року;
2. вносити зміни у вхідні дані, якщо під час розроблення НХТВЕ експертною організацією буде встановлена їх недостовірність чи виявлені помилки та неточності.

6.4.4.2Ліцензіат-передавач має право:

1. використовувати затверджені НХТВЕ та результати розрахунку НЗТВЕ у порядку, що визначений Міністерством палива та енергетики України і НКРЕ;
2. оскаржити у Міністерстві палива та енергетики України дії експертної організації у разі незгоди з її позицією.

1. Ліцензіат-передавач несе відповідальність за достовірність вхідних даних для розроблення НХТВЕ та обчислення НЗТВЕ за розрахункові періоди базового року.
2. Експертна організація зобов'язана виконати розроблення НХТВЕ та обчислення НЗТВЕ за розрахункові періоди базового року на підставі поданих ліцензіатом-передавачем вхідних даних, скласти протокол затвердження НХТВЕ та надати його ліцензіату-передавачу у встановлені Міністерством палива та енергетики терміни.
3. Експертна організація має право:

1. вимагати від ліцензіата-передавача внесення змін у вхідні дані, якщо під час розроблення НХТВЕ буде встановлена їх недостовірність чи виявлені помилки та неточності.
2. відмовити ліцензіату-передавачу у розробленні протоколу затвердження НХТВЕ з викладеними висновками у разі відмови ліцензіата-передавача від внесення змін у вхідні дані у випадку встановлення недостовірності вхідних даних, виявлення помилок та неточностей.

6.4.4.6 Експертна організація несе відповідальність за розроблення НХТВЕ відповідно до положень цього нормативного документа.
6.4.4.7Міністерство палива та енергетики України зобов'язане:
• розробити та довести до відома ліцензіатів-цередавачів і експертної організації графік розроблення НХТВЕ не пізніше 5 січня поточного року;
• розглянути подані ліцензіатом-передавачем розроблені НХТВЕ та підписати протокол затвердження НХТВЕ у разі відсутності зауважень.
6.4.4.8Міністерство палива та енергетики України має право:
• затвердити подані ліцензіатом-передавачем, розроблені НХТВЕ чи зобов'язати ліцензіата-передавача та експертну організацію скоректувати НХТВЕ у разі встановлення їх невідповідності вимогам цього нормативного документа, виявлення помилок і неточностей.
• затвердити подані ліцензіатом-передавачем розроблені НХТВЕ з встановленням скороченого терміну дії НХТВЕ у разі необхідності додаткової перевірки і уточнення вхідних даних, на підставі яких розроблені . НХТВЕ та отримані результати розрахунку НЗТВЕ за базовий рік, якщо така" перевірка вимагає виконання значного обсягу робіт;
• прийняти остаточне рішення щодо спірних питань між ліцензіатом-передавачем та експертною організацією, які виникли під час розроблення НХТВЕ.
6.4.4.9 Міністерство палива та енергетики України несе відповідальність за організацію робіт з розроблення та затвердження НХТВЕ у відповідності з положеннями цього нормативного документа.

6.5 Порядок використання НХТВЕ для обчислення структури НЗТВЕ

1. Для обчислення структури НЗТВЕ в електричних мережах ліцензіата-передавача за відповідний поточний розрахунковий період (місяці») використовуються затверджені у встановленому порядку НХТВЕ згідно з терміном ЇХ дії та структура балансу електроенергії за цей період.
2. Структура НЗТВЕ за відповідний поточний розрахунковий період (місяць) вноситься у відомчу форму звітності 1Б-ТВЕ "Структура балансу електроенергії та технологічних витрат електроенергії в електричних мережах".
3. Контроль за наявністю НХТВЕ та дотриманням НЗТВЕ за звітний розрахунковий період (місяць), а також станом обліку і використанням паливно-енергетичних ресурсів електропередавальними організаціями, здійснює Державна інспекція України з енергозбереження згідно з пунктом 7.17 "Основних положень з нормування питомих витрат паливно-енергетичних ресурсів у суспільному виробництві".