Решение от 12 мая 2017 г. по делу № А10-4834/2014АРБИТРАЖНЫЙ СУД РЕСПУБЛИКИ БУРЯТИЯ ул. Коммунистическая, 52, г. Улан-Удэ, 670001 e-mail: info@buryatia.arbitr.ru, web-site: http://buryatia.arbitr.ru Именем Российской Федерации Дело № А10-4834/2014 12 мая 2017 года г. Улан-Удэ Резолютивная часть решения объявлена 03 мая 2017 года. Полный текст решения изготовлен 12 мая 2017 года. Арбитражный суд Республики Бурятия в составе судьи Аюшеевой Е. М., при ведении протокола секретарем судебного заседания ФИО1, рассмотрев в открытом судебном заседании дело по иску публичного акционерного общества «Межрегиональная распределительная сетевая компания Сибири» в лице филиала «Бурятэнерго» (<***>, <***>) к обществу с ограниченной ответственностью «Энком» (<***>, <***>), при участии третьих лиц: ОАО «Читаэнергосбыт», РСТ по РБ, ООО «Энергоресурс», Бурятского УФАС России - о принятии уточнения в части редакции приложений №1.1, №1.2, №2, №7 к договору оказания услуг по передаче электрической энергии от 22.08.2014, - об обязании ООО «Энком» заключить с ПАО МРСК Сибири договор оказания услуг по передаче электроэнергии от 22.08.2014 в редакции, направленной ПАО «МРСК Сибири» в адрес ООО «Энком» письмом от 25.08.2014, №1.2/22/3696-исх с учетом уточнений редакций приложений №1.1, №1.2, №2, №7 к указанному договору. при участии в заседании от истца: не явился, извещен в порядке части 4 статьи 123 Арбитражного процессуального кодекса Российской Федерации от ответчика: не явился, извещен в порядке части 4 статьи 123 Арбитражного процессуального кодекса Российской Федерации от третьих лиц: от ОАО «Читаэнергосбыт»: не явился, извещен в порядке части 4 статьи 123 Арбитражного процессуального кодекса Российской Федерации от РСТ по РБ: не явился, извещен в порядке части 4 статьи 123 Арбитражного процессуального кодекса Российской Федерации от ООО «Энергоресурс»: не явился, извещен в порядке части 4 статьи 123 Арбитражного процессуального кодекса Российской Федерации От Бурятского УФАС России: не явился, извещен в порядке части 4 статьи 123 Арбитражного процессуального кодекса Российской Федерации Публичное акционерное общество «Межрегиональная распределительная сетевая компания Сибири» в лице филиала «Бурятэнерго» обратилось в Арбитражный суд Республики Бурятия с иском к обществу с ограниченной ответственностью «Энком» об обязании заключить договор оказания услуг по передаче электрической энергии на условиях проекта открытого акционерного общества «МРСК Сибири» договора оказания услуг по передаче электрической энергии от 22.08.2014. Решением Арбитражного суда Республики Бурятия от 12.01.2015, оставленным без изменения постановлением Четвертого арбитражного апелляционного суда от 08.09.2015, иск удовлетворен в полном объеме. Постановлением Арбитражного суда Восточно-Сибирского округа от 01.02.2016 решение Арбитражного суда Республики Бурятия от 12.01.2015 по делу №А10-4834/2014 и постановление Четвертого арбитражного апелляционного суда от 08.09.2015 по тому же делу, отменено. Дело направлено на новое рассмотрение в Арбитражный суд Республики Бурятия. 09.02.2016 дело №А10-4834/2014 поступило в Арбитражный суд Республики Бурятия. Определением от 05.04.2016 суд привлек к участию в деле в качестве третьих лиц, не заявляющих самостоятельных требований относительно предмета спора, Республиканскую службу по тарифам, ОАО «Читаэнергосбыт», ООО «Энергоресурс». Определением от 30 июня 2016 года производство по делу № А10-4834/2014 приостановлено в связи с назначением судебной экспертизы. 25 октября 2016 года от ФИО2 поступило экспертное заключение. Суд возобновил производство по делу №А10-4834/2014. Определением от 20.12.2016 суд привлек к участию в деле в качестве третьего лица, не заявляющего самостоятельных требований относительно предмета спора, Бурятское УФАС России. Определением от 28.12.2016 судом принято уточнение исковых требований, а именно истец просил суд: - принять уточнения в части редакции приложений №1.1, №1.2, №2, №7 к договору оказания услуг по передаче электрической энергии от 22.08.2014, - обязать ООО «Энком» заключить с ПАО МРСК Сибири договор оказания услуг по передаче электроэнергии от 22.08.2014 в редакции, направленной ПАО «МРСК Сибири» в адрес ООО «Энком» письмом от 25.08.2014, №1.2/22/3696-исх с учетом уточнений редакций приложений №1.1, №1.2, №2, №7 к указанному договору. От РСТ по РБ поступило письмо, в котором указано, что в период с 01.01.2015 по 31.12.2016 точка поставки ООО «Кяхталесопром» учтена при установлении тарифа на 2015-2016 в ООО «Нетрон». Точки поставки ООО «Энергоресурс» учтены согласно балансам электроэнергии. По ходатайству ООО «Энком» в рамках дела назначена и проведена судебная экспертиза в целях установления технологического присоединения и границ балансовой и эксплуатационной ответственности сторон. Экспертное заключение ФИО2 представлено и приобщено в материалы дела (л.д 38-159 т.13). Эксперт ФИО2 дополнительно вызывался в судебное заседание для дачи пояснений по экспертному заключению, показания эксперта зафиксированы на аудиопротокол судебного заседания. С учетом экспертного заключения в судебном заседании 28.12.2016г. представитель истца заявил об изменении исковых требований в части редакции приложений № 1.1., № 1.2, № 2, № 7 к проекту договора оказания услуг по передаче электрической энергии от 22.08.2014. В обоснование заявленных требований истец указал на то, что ПАО «МРСК Сибири» является сетевой организацией, оказывающей услуги по передаче электрической энергии, по технологическому присоединению энергопринимающих устройств (энергетических установок) к электрическим сетям юридическим и физическим лицам. Объекты электросетевого хозяйства истца технологически присоединены к объектам электросетевого хозяйства ООО «Энком». Передача электрической энергии потребителям осуществляется из сетей истца через сети ответчика, являющегося смежной сетевой организацией. 25.08.2014 ОАО «МРСК Сибири», в целях урегулирования отношений по передаче электрической энергии на территории Республики Бурятия на 2014-2015, направило в адрес смежной сетевой организации ООО «Энком» оферту договора оказания услуг по передаче электрической энергии от 22.08.2014 с приложениями №№1.1., 1.2., 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11, 12, 13, являющимися неотъемлемой частью договора. 25.09.2014 ответчик направил истцу письмо №2-582, в котором указал о необходимости представления истцом документов, подтверждающих принадлежность ОАО «МРСК Сибири» объектов электросетевого хозяйства, указанных в оферте договора, а также документы, подтверждающие наличие технологического присоединения. ПАО «МРСК Сибири» считает, что указанное письмо ответчика свидетельствует об уклонении ООО «Энком» (обязанной стороны) заключить с истцом договор оказания услуг по передаче электрической энергии, что послужило основанием для обращения с настоящим иском. В качестве правового обоснования, руководствовался статьями 426, 443, 445, 779, 781 Гражданского кодекса Российской Федерации, ст. 26 Федерального закона РФ от 26.03.2003 №35-Ф3 "Об электроэнергетике", п. 36 Правил недискриминационного доступа к услугам по передаче электрической энергии и оказания этих услуг, утвержденных Постановлением Правительства РФ от 27.12.2004 N 861. Ответчик против исковых требований возражал, указал на то, что материалами дела не доказано наличие статуса смежных сетевых организаций, не доказан факт технологического присоединения сетей истца к сетям ответчика, не доказан факт уклонения ответчика от заключения договора. Считает, что оферта не является надлежащей, что подтверждает экспертное заключение по данному делу. Суд неоднократно обращался к сторонам с вопросом о разрешении спора мирным путем и заключением мирового соглашения. Истец, ответчик, третьи лица на заседание не явились. Информация о движении дела и определения суда о принятии искового заявлении, назначении дела к судебному разбирательству, перерыве в судебном заседании опубликованы на официальном сайте Арбитражного суда Республики Бурятия в сети Интернет http://buryatia.arbitr.ru и сайте Высшего Арбитражного Суда Российской Федерации http://arbitr.ru. Извещенные надлежащим образом в соответствии с пунктом 2 части 4 статьи 123 Арбитражного процессуального кодекса Российской Федерации, истец, ответчик, третьи лица на заседание не явились, ходатайств не направили. Риск наступления последствий совершения или несовершения им процессуальных действий в данном случае несут истец, ответчик, третьи лица (статья 9 Арбитражного процессуального кодекса Российской Федерации). Дело рассмотрено в порядке, определенном ч. 3 статьи 156 Арбитражного процессуального кодекса Российской Федерации, в отсутствие истца, ответчика, третьих лиц, надлежащим образом извещенных о времени и месте судебного заседания. Выслушав сторон, оценив имеющиеся в деле доказательства, арбитражный суд приходит к следующим выводам. Как следует из материалов настоящего дела, истец является организацией, оказывающей услуги по передаче электрической энергии, включен в реестр субъектов естественных монополий в топливно-энергетическом комплексе в раздел 1 «Услуги по передаче электрической и (или) тепловой энергии» (приказ ФСГ России №179-э от 28.05.2008). Приказом Министерства энергетики РФ №211 от 25.04.2013 в связи лишением ОАО «Бурятэнергосбыт» статуса субъекта оптового рынка, исключением его из реестра субъектов оптового рынка и прекращением в отношении него поставки (покупки) электрической энергии и мощности на оптовом рынке, статус гарантирующего поставщика в отношении зоны деятельности ОАО «Бурятэнергосбыт» с 01.05.2013 временно (до даты вступления в силу решения о присвоении статуса гарантирующего поставщика победителю конкурса в отношении указанной зоны деятельности) на основании пункта 205 Основных положений функционирования розничных рынков электрической энергии (утв. Постановлением Правительства РФ от 04.05.2012г. N442; далее - Основные положения) был присвоен Истцу, как крупнейшей на территории Республики Бурятия сетевой организации, объекты электросетевого хозяйства которой располагаются на территории соответствующего субъекта Российской Федерации, в чьих границах располагается зона деятельности заменяемого гарантирующего поставщика. В связи с чем, с 01.05.2013 истец осуществлял также и продажу электроэнергии потребителям Республики Бурятия. Таким образом, наличие у истца статуса сетевой организации является общеизвестным обстоятельством, не требующим доказывания (ч.1 ст.69 АПК РФ). В дальнейшем, Приказом Министерства энергетики РФ от 08.05.2014г. № 252, статус гарантирующего поставщика в отношении зоны деятельности гарантирующего поставщика ПАО «МРСК Сибири» с 01.06.2014 присвоен акционерному обществу «Читаэнергосбыт» (далее - ОАО «Читаэнергосбыт», Ответчик). Годовым Общим собранием акционеров общества 26.06.2015 Протокол от 29.06.2015№ 11 принято решение об утверждении Устава ПАО «МРСК Сибири» в новой редакции, в соответствии с которым изменилось наименование Общества. Полное фирменное наименование Общества на русском языке - Публичное акционерное общество «Межрегиональная распределительная сетевая компания Сибири». Сокращенное фирменное наименование Общества на русском языке - ПАО «МРСК Сибири». Судом, в порядке статьи 124 Арбитражного процессуального кодекса Российской Федерации (далее – АПК РФ), принято изменение организационно-правовой формы ПАО «МРСК Сибири». Согласно пункту 9 Основных положений № 442 гарантирующий поставщик обязан надлежащим образом исполнять обязательства перед сетевыми организациями. Пунктами 9, 14, 15 Основных положений № 442 предусмотрено, что гарантирующий поставщик обязан заключить договор энергоснабжения с любым обратившимся к нему физическим или юридическим лицами в отношении энергопринимающих устройств, расположенных в границах зоны деятельности гарантирующего поставщика, и принимать на обслуживание любого потребителя, энергопринимающие устройства которого расположены в границах зоны деятельности гарантирующего поставщика, даже и в отсутствие обращения потребителя в случае присвоения указанной организации статуса гарантирующего поставщика или изменения границ зон деятельности гарантирующего поставщика с включением в его зону деятельности территории, соответствующей зоне деятельности иного гарантирующего поставщика. Из материалов дела следует, что 25.08.2014 ОАО «МРСК Сибири» (ныне ПАО «МРСК Сибири») направило в адрес ООО «Энком» оферту договора оказания услуг по передаче электрической энергии от 22.08.2014 с приложениями №№ 1., 1.2., 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11, 12, 13 (л.д.17-77 том 1). Письмо получено ООО «Энком» 26.08.2014 вх. №1-676 (л.д 13 том 1). 25.09.2014 ответчик направил истцу письмо №2-582 (л.д78 том 1), в котором указал о необходимости представления истцом документов, подтверждающих принадлежность ОАО «МРСК Сибири» объектов электросетевого хозяйства, указанных в оферте договора, а также документов, подтверждающих наличие технологического присоединения. Других доказательств, свидетельствующих о намерении ответчика согласовать направленный ему проект договора, материалы дела не содержат. Поскольку между сторонами не было достигнуто соглашение по заключению договора, истец обратился в арбитражный суд с настоящим иском. Из анализа пункта 4 статьи 445 Гражданского кодекса Российской Федерации следует, что лицо вправе обратиться в суд с требованием о понуждении заключить договор тогда, когда на его оферту от стороны, для которой заключение договора обязательно, не последует извещение об акцепте, либо об отказе от акцепта, либо об акцепте оферты на иных условиях в течение тридцати дней со дня получения оферты, либо подписанный проект договора в установленный срок не будет возвращен. Материалами дела подтверждено получение ООО «Энком» от ОАО «МРСК Сибири» проекта договора оказания услуг по передаче электрической энергии от 22.08.2014 (л.д. 13 том 1). Содержание письма №2-582 от 25.09.2014, в котором ООО «Энком» предложило ОАО «МРСК Сибири» представить необходимые документы для заключения договора оказания услуг, после чего готово было рассмотреть возможность заключения данного договора, свидетельствует об уклонении ответчика от заключения договора оказания услуг по передаче электрической энергии. Порядок заключения и исполнения договора оказания услуг по передаче электрической энергии регулируется Главой III Правил недискриминационного доступа, утв. Постановлением Правительства от 27.12.2004 №861 (далее - Правила № 861). Глава III Правил №861 не содержит норм, определяющих перечень документов, необходимых для заключения договора, не содержит обязательных требований по предоставлению запрашиваемых ответчиком документов с целью заключения договора оказания услуг по передаче электрической энергии. ООО «Энком» не заявило ОАО «МРСК Сибири» никаких возражений относительно содержания условий договора, не направило истцу разногласия по условиям договора, проект договора не подписало. Указанные обстоятельства свидетельствуют об уклонении ООО «Энком» от заключения договора возмездного оказания услуг по передаче электрической энергии. Поскольку ООО «Энком» в нарушение норм ст. 445 Гражданского кодекса Российской Федерации не произвело действий по акцепту направленной ОАО «МРСК Сибири» оферты договора, не акцептовало оферту договора на иных условиях, не отказалось от заключения договора, следовательно, необоснованно уклонилось от его заключения. В соответствии с пунктом 34 Правил N 861 по договору между смежными сетевыми организациями одна сторона договора обязуется предоставлять другой стороне услуги по передаче электрической энергии с использованием принадлежащих ей на праве собственности или на ином законном основании объектов электросетевого хозяйства, а другая сторона обязуется оплачивать эти услуги и (или) осуществлять встречное предоставление услуг по передаче электрической энергии. Услуга предоставляется в пределах величины максимальной мощности в точках поставки, соответствующих точкам присоединения объектов электросетевого хозяйства одной сетевой организации к объектам другой сетевой организации. Потребитель услуг, предоставляемых по такому договору, определяется в соответствии с пунктом 41 этих Правил. Согласно пункту 36 Правил N 861 сетевая организация не вправе отказать смежной сетевой организации в заключении договора. Договоры между смежными сетевыми организациями заключаются в соответствии с гражданским законодательством Российской Федерации и законодательством Российской Федерации об электроэнергетике с учетом особенностей, установленных этими Правилами. При необоснованном отказе или уклонении сетевой организации от заключения договора другая сторона вправе обратиться в суд с требованием о понуждении заключить договор и возмещении ей причиненных убытков. Таким образом, исходя из изложенных норм обязанность по заключению договора оказания услуг по передаче электрической энергии, возложена действующими нормативными актами на смежную сетевую организацию по отношению к сетевой организации - инициатору заключения такого договора. Лицо, не являющееся таковым, не может быть понуждено к заключению соответствующего договора. В силу пунктов 2 и 6 Правил N 861 сетевая организация признается таковой в случае наличия у нее на праве собственности или на ином установленном законом основании объектов электросетевого хозяйства, а также при наличии утвержденного для нее в установленном порядке индивидуального тарифа для взаиморасчетов со смежными сетевыми организациями. При этом при установлении индивидуального тарифа на услуги по передаче электрической энергии регулирующий орган исходит из состава объектов электросетевого хозяйства, принадлежащих организации на момент установления для нее соответствующего тарифа. Суд первой инстанции при новом рассмотрении дела установил следующие обстоятельства. Согласно Приказу Федеральной службы по тарифам России от 28.05.2008г. №179-э (л.д том 1) ПАО «МРСК Сибири» включено в реестр субъектов естественных монополий в топливно- энергетическом комплексе в раздел «Услуги по передаче электрической и (или) тепловой энергии». Приказом Федеральной службы по тарифам России от 23.03.2009г. №64-э (л.д. 5 том 4) ООО «Энком» включено в реестр субъектов естественных монополий в топливно-энергетическом комплексе в раздел «Услуги по передаче электрической и (или) тепловой энергии». ПАО «МРСК Сибири» является законным владельцем электросетевого имущества, что подтверждают представленные в дело доказательства, в том числе по следующим точкам технологического присоединения: ЦСТАП «Эдельвейс» (л.д.121 том 1), ДНП «Вахмистрово» (л.д 2 том 2 ), ООО «Симпэкс» (л.д 32 том 2),, ООО «Мархана» (л.д 32 том) 2, ИП ФИО3 (л.д 32 том 2), ООО «Сервис» (л.д 80 том 2), ООО «Кяхталестопром» (л.д 108 том 2), ИП ФИО4 (л.д 131, 137 том 2, л.д 1 том 3), ИП ФИО5 (л.д 13 том 3), ИП ФИО6 (л.д 108 том 2), ИП ФИО7 (л.д 41-47 том 3), ИП ФИО8 (л.д 67 том 3), ИП ФИО9 (л.д 108 том 2), ФБУ ИК-8 УФСИН РФ по РБ (л.д 90 том 3). Владение ООО «Энком» объектами электросетевого хозяйства, используемых для оказания услуг по передаче электрической энергии доказано содержанием представленных в дело доказательств, в том числе: ЦСТАП «Эдельвейс» (л.д 139 том 1), ДНП «Вахмистрово» (л.д 21 том 2), ООО «Симпэкс» (л.д 46 том 2), ООО «Мархана» (л.д 60 том 2), ИП ФИО3 (л.д 72 том 2), ООО «Сервис» (л.д 101 том 2), ООО «Кяхталестопром» (л.д 121 том 2), ИП ФИО4 (л.д 7 том 3), ИП ФИО5 (л.д 51 том 3), ИП ФИО6 (л.д 35 том 3), ИП ФИО7 (л.д 61 том 3), ИП ФИО8 (л.д 89, 141 том 5), ИП ФИО9 (л.д 84 том 3), ФБУ ИК-8 УФСИН РФ по РБ (л.д 110 том 3). Проанализировав указанные документы по каждой точке поставке, суд, оценив их в совокупности и взаимосвязи, по правилам статьи 71 Арбитражного процессуального кодекса Российской Федерации, признаёт доказательствами допустимыми, достаточными, объективными в подтверждение законного владения объектами электросетевого хозяйства для оказания услуг по передаче электрической энергии. По каждой точке поставке истец доказал законное владение объектами электросетевого хозяйства, которые обеспечивают оказание услуг по передаче электрической энергии в сети ООО «Энком», являющимся владельцем электросетевого оборудования, посредством которого производится поставка электроэнергии в сеть конечных потребителей. Для установления границ технологического присоединения сетей ПАО «МРСК» и ООО «Энком», точек присоединения, в совокупности с представленными в материалы дела документами, по ходатайству ответчика в рамках дела назначена и проведена судебная экспертиза, производство которой поручено ФИО2. Экспертное заключение ФИО2 представлено в материалы дела (л.д.38-159 т. 13). Оценив в соответствии со статьей 71 Арбитражного процессуального кодекса Российской Федерации экспертное заключение, суд приходит к выводу о том, что оно составлено с соблюдением требований статьи 86 указанного Кодекса. Экспертиза проведена лицом, обладающим специальными познаниями для разрешения поставленных перед ним вопросов. Имеющиеся в материалах дела доказательства позволяют сделать однозначный вывод о наличии у ФИО2 специальных познаний для проведения назначенной судом экспертизы. Оснований сомневаться в компетентности эксперта у суда не имеется. Достаточных доказательств, опровергающих квалификацию эксперта, ответчиком не представлено. Имеющаяся в материалах дела подписка свидетельствует о предупреждении эксперта в установленном законом порядке об уголовной ответственности. Правом на отвод эксперта, предусмотренным статьей 23 и частью 3 статьи 82 Арбитражного процессуального кодекса Российской Федерации, ответчик не воспользовался. Выводы эксперта не являются противоречивыми, какие-либо сомнения в обоснованности заключения эксперта у суда отсутствуют, в связи с чем, экспертное заключение арбитражным судом принято как достоверное и допустимое доказательство по делу. Доводы ответчика о допущенных нарушениях при проведении экспертизы судом проверены и отклоняются, поскольку свидетельствуют о субъективной оценке выводов эксперта и не подтверждают наличие грубых нарушений, допущенных экспертом, заключение эксперта является полным и учитывает все обстоятельства, имеющие значение для разрешения поставленных вопросов. Надлежащих доказательств, опровергающих выводы эксперта, ответчиком не представлено. Кроме этого, суд отмечает, что при рассмотрении дела эксперт в порядке части 3 статьи 86 Арбитражного процессуального кодекса Российской Федерации устно дал пояснения по проведенной экспертизе и ответы на заданные вопросы в судебном заседании. В своем заключении, эксперт, отвечая на поставленные вопросы, подтверждает, что представленные в материалы дела документы (договоры, АРГ) и фактические обстоятельства (осмотр сетей экспертом) позволяют определить наличие технологического присоединения сетей ПАО «МРСК Сибири» и ООО «Энком», а также уточнить по тексту проекта договора наименование точек присоединения и точек поставок электрической энергии. Оценив в совокупности представленные доказательства, принимая во внимание выводы эксперта, арбитражный суд установил, что, исходя из пункта 34 Правил №861 при отсутствии подписанных актов разграничения между истцом и ответчиком, наличие технологического присоединения является установленным. Более того, судом принято во внимание, что между ООО «Энком» и гарантирующим поставщиком АО «Читаэнергосбыт» 15.07.2014 подписан договор №391-00004 оказания услуг по передаче электрической энергии, в рамках которого ООО «Энком» (исполнитель) обязалось обеспечить передачу электрической энергии потребителям АО «Читаэнергосбыт», перечень которых согласован сторонами договора в приложениях № 1, 2.1.(л.д.54-57 т.10). Из содержания указанных приложений усматриваются точки приема электроэнергии от сети ПАО «МРСК Сибири» в сети ООО «Энком», в числе которых начатся потребители – ЦСТАП «Эдельвейс», ДНП «Вахмистрово», ООО «Симпэкс», ООО «Мархана», ИП ФИО3, ООО «Сервис», ООО «Кяхталестопром», ИП ФИО4, ИП ФИО5, ИП ФИО6, ИП ФИО7, ИП ФИО8, ИП ФИО9, ФБУ ИК-8 УФСИН РФ по РБ. В приложении № 2.1 между ООО «Энком» и АО Читаэнергосбыт» согласован перечень точек поставки указанных потребителей. Кроме этого, указанные выше обстоятельства, а именно, наличие законного владения ПАО «МРСК Сибири», ООО «Энком» (в период 2014-2015гг.); технологического присоединения; отношения между ООО «Энком» и гарантирующим поставщиком АО «Читаэнергосбыт» с согласованными точками приема электроэнергии от сети ПАО «МРСК Сибири» в сети ООО «Энком», рассматриваемых в настоящем деле, наличие установленных в 2014-2015гг. тарифов, с учетом объемов по спорным точкам поставки, установлены судебными актами, вступившими в законную силу и имеющие в порядке ст.69 Арбитражного процессуального кодекса РФ преюдициальное значение – дело №А10-3720/2015. При этом, в рассматриваемый спорный период изменение технологического присоединения не производилось, ответчик таких доказательств суду не представил. При рассмотрении дела судом учтены установленные индивидуальные тарифы для смежных сетевых организаций. В данном случае тарифы между ПАО «МРСК Сибири» и ООО «Энком» на 2014-2015 установлены Приказами Республиканской службы по тарифам Республики Бурятия №1/60 от 20.12.2013г. (л.д75-76 том 8), №1/2 от 02.02.2014г. (л.д78-86 том 8), № 1/35 от 24.12.2014 (л.д119-122 том8). В силу естественно-монопольной деятельности сетевых организаций их услуги по передаче электроэнергии подлежат государственному ценовому регулированию (пункт 1 статьи 424 Гражданского кодекса Российской Федерации, статьи 4 и 6 Федерального закона от 17.08.1995 N 147-ФЗ "О естественных монополиях", пункт 4 статьи 23.1 Закона об электроэнергетике, пункты 6, 46 - 48 Правил N 861, подпункт 3 пункта 3 Основ ценообразования). Цены (тарифы) применяются в соответствии с решениями регулирующих органов, в том числе с учетом особенностей, предусмотренных нормативными правовыми актами в области электроэнергетики (пункт 35 Правил государственного регулирования (пересмотра, применения) цен (тарифов) в электроэнергетике, утвержденных Постановлением Правительства Российской Федерации от 29.12.2011 №1178, (далее - Правила № 1178). Конечные потребители оплачивают услуги по передаче электроэнергии по единому «котловому» тарифу, который гарантирует равенство тарифов для всех потребителей услуг, расположенных на территории субъекта Российской Федерации и принадлежащих к одной группе, и обеспечивает совокупную необходимую валовую выручку всех сетевых организаций региона, входящих в «котел». Ввиду того, что фактические затраты сетевых организаций в регионе различны, для получения положенной им экономически обоснованной необходимой валовой выручки (далее - НВВ) каждой паре сетевых организаций утверждается индивидуальный тариф взаиморасчетов, по которому одна сетевая организация должна передать другой дополнительно полученные денежные средства (подпункт 3 пункта 3 Основ 21 ценообразования, пункты 49, 52 Методических указаний №20-э/2). Как следует из Правил №1178, принципов и методов расчета цен (тарифов), установленных в разделе III Основ ценообразования, а также пунктов 43, 44, 47 - 49, 52 Методических указаний № 20-э/2, тариф устанавливается так, чтобы обеспечить сетевой организации экономически обоснованный объем финансовых средств, необходимых для осуществления регулируемой деятельности в течение расчетного периода регулирования, то есть объем НВВ. При этом базовые величины для расчета ставок тарифов рассчитываются исходя из характеристик объектов электросетевого хозяйства, находившихся в законном владении сетевой организации на момент принятия тарифного решения. Инициатором принятия тарифного решения является регулируемая организация, которая представляет в регулирующий орган исходные сведения для установления тарифа. Из указанных правовых норм следует, что в основе тарифа лежит экономическое обоснование НВВ регулируемой организации. Распределение совокупной НВВ всех сетевых организаций региона посредством применения индивидуальных тарифов для смежных пар объективно обусловлено составом электросетевого хозяйства сетевых организаций и объемом перетока электроэнергии через объекты электросетевого хозяйства. По общему правилу сетевые организации получают плату за услуги по передаче электроэнергии по установленным им тарифам по тем объектам электросетевого хозяйства, которые учитывались регулирующим органом при принятии тарифного решения. Такой порядок распределения совокупной НВВ экономически обоснован и обеспечивает баланс интересов сетевых организаций. Законодательство гарантирует субъектам электроэнергетики соблюдение их экономических интересов в случае осуществления ими деятельности разумно и добросовестно и не запрещает сетевой организации получать плату за услуги по передаче электроэнергии с использованием объектов электросетевого хозяйства, поступивших в ее законное владение в течение периода регулирования. Объективно возникающий в этом случае дисбаланс корректируется впоследствии мерами тарифного регулирования, которыми предусмотрено возмещение убытков регулируемым организациям в последующих периодах регулирования при наличии неучтенных расходов, понесенных по не зависящим от этих организаций причинам (пункт 7 Основ ценообразования, пункт 20 Методических указаний №20-э/2). В то же время критерии оценки обоснованности затрат на оказание услуг по передаче электроэнергии одинаковы для всех сетевых организаций, а законодательством предусмотрены механизмы, позволяющие распределить между сетевыми организациями совокупную НВВ, не нарушая по существу экономическое обоснование тарифного решения и не применяя указанные выше меры тарифного регулирования. Исходя из подпункта 8 пункта 17 Основы ценообразования № 1178 организации, осуществляющие регулируемую деятельность, должны представить в соответствующий регулирующий орган, среди прочих документов, в том числе, расчет расходов и необходимой валовой выручки от осуществления регулируемой деятельности с приложением экономического обоснования исходных данных (с указанием применяемых норм и нормативов расчета), разработанного в соответствии с методическими указаниями. В дело Республиканской службой по тарифам Республики Бурятия представлены экспертные заключения по расчету индивидуальных тарифов на услуги по передаче электрической энергии для взаиморасчетов между сетевыми организациями на 2014-2015гг. (л.д.1-69 том 12), балансы электрической энергии по сетям сетевой организации ООО «Энком», ООО «Энергоресурс» на 2014-2015гг. (Приложения №П 1.4) (л.д.104-107, 108-112 том №11) которые судом проанализированы и приняты во внимание к спорным отношениям между истцом и ответчиком. В частности, из анализа указанных документов следует, что при расчете тарифа на 2014-2015гг. для взаиморасчетов истца и ответчика спорные точки поставки были рассмотрены уполномоченным органом и учтены при экономическом обосновании необходимой валовой выручки. Установленные на 2014-2015гг. индивидуальные тарифы не отменены, недействительными не признаны, в следствии чего, ПАО «МРСК Сибири» и ООО «Энком» обладают статусом смежных сетевых организаций, использующих свои объекты электросетевого хозяйства для оказания услуг по передаче электрической энергии до конечных потребителей, непосредственно присоединенных энергопринимающими устройствами к арендованным ответчиком сетям. Таким образом, суд приходит к выводу о доказанности технологического присоединения сетей ответчика к сетям истца, наличие у истца и ответчика статуса смежных сетевых организаций, наличии установленного индивидуального тарифа. Кроме этого, суд принимает во внимание, что судебным актом по делу № А10- 3720/2015 преюдициально установлено наличие технологического присоединения объектов ответчика к объектам истца по аналогичным точкам поставки. Суд также принимает во внимание пояснения Управления Федеральной антимонопольной службы по Республике Бурятия (л.д 96 том 14), решение Управления Федеральной антимонопольной службы по Республике Бурятия от 05.11.2015 по делу № 05-11/04-2015 (л.д50-61 том 9), которым действия ООО «Энком» в части уклонения от заключения договора по передаче электроэнергии от 22.08.2014 со смежной сетевой организацией ПАО «МРСК Сибири» признаны нарушением Закона о защите конкуренции. При таких обстоятельствах требование истца законно, обоснованно материалами дела, и подлежит удовлетворению. На основании изложенного, суд приходит к выводу о том, что исковые требования подлежат удовлетворению. В соответствии со ст. 110 Арбитражного процессуального кодекса Российской Федерации расходы по уплате государственной пошлины, суд относит на ответчика. Открытое акционерное общество «МРСК Сибири» при подаче искового заявления уплатило государственную пошлину в размере 4 000 руб. Руководствуясь статьями 110-112, 167-171, 173 Арбитражного процессуального кодекса Российской Федерации, арбитражный суд Исковые требования публичного акционерного общества «МРСК Сибири» (ОГРН <***>, ИНН <***>) по делу №А10-4834/2014 удовлетворить в полном объеме. Обязать общество с ограниченной ответственностью «ЭНКОМ» (ОГРН <***>, ИНН <***>) заключить договор оказания услуг по передаче электрической энергии на следующих условиях: ДОГОВОР ОКАЗАНИЯ УСЛУГ ПО ПЕРЕДАЧЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ г. Улан-Удэ «22» августа 2014 г. ПАО «МРСК Сибири», именуемое в дальнейшем «Сетевая организация 1», в лице заместителя директора по развитию и реализации услуг филиала ПАО «МРСК Сибири»-«Бурятэнерго» ФИО10, действующего на основании доверенности №57H/7 от 01.04.2013г., с одной стороны, и ООО «Энком», именуемое в дальнейшем «Сетевая организация 2», в лице Генерального директора ФИО11, действующего на основании Устава, с другой стороны, в дальнейшем совместно именуемые «Стороны», заключили настоящий договор оказания услуг по передаче электрической энергии (далее Договор) о нижеследующем: 1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ 1.1. Стороны договорились понимать используемые в настоящем Договоре термины в следующем значении: Сетевые организации - организации, владеющие на праве собственности или на ином установленном федеральными законами основании объектами электросетевого хозяйства, с использованием которых такие организации оказывают услуги по передаче электрической энергии и осуществляют в установленном порядке технологическое присоединение энергопринимающих устройств (энергетических установок) юридических и физических лиц к электрическим сетям, а также осуществляющие право заключения договоров об оказании услуг по передаче электрической энергии с использованием объектов электросетевого хозяйства, принадлежащих другим собственникам и иным законным владельцам и входящих в единую национальную (общероссийскую) электрическую сеть. Измерительный комплекс - совокупность приборов учета и измерительных трансформаторов тока и (или) напряжения, соединенных между собой по установленной схеме, через которые такие приборы учета установлены (подключены) (далее - измерительные трансформаторы), предназначенная для измерения объемов электрической энергии в одной точке поставки. Система учета - совокупность измерительных комплексов, связующих и вычислительных компонентов, устройств сбора и передачи данных, программных средств, предназначенная для измерения, хранения, удаленного сбора и передачи показаний приборов учета по одной и более точек поставки. Заявленная мощность – величина мощности, планируемой к использованию в предстоящем периоде регулирования, применяемая в целях установления тарифов на услуги по передаче электроэнергии, а также используемая при авансовых платежах, и исчисляемая в мегаваттах (МВт). Максимальная мощность – наибольшая величина мощности, определенная к одномоментному использованию энергопринимающими устройствами (объектами электросетевого хозяйства) в соответствии с документами о технологическом присоединении и обусловленная составом энергопринимающего оборудования (объектов электросетевого хозяйства) и технологическим процессом, в пределах которой стороны принимают на себя обязательства обеспечить передачу электрической энергии, исчисляемая в мегаваттах (МВт). Пропускная способность электрической сети – технологически максимально допустимая величина мощности, которая может быть передана с учетом условий эксплуатации и параметров надежности функционирования электроэнергетических систем. Документы о технологическом присоединении - документы, составляемые в процессе технологического присоединения энергопринимающих устройств (объектов электроэнергетики) к объектам электросетевого хозяйства, в том числе технические условия, акт об осуществлении технологического присоединения, акт разграничения балансовой принадлежности электросетей, акт разграничения эксплуатационной ответственности сторон. В случае если в документах о технологическом присоединении величина максимальной мощности энергопринимающих устройств не указана, а также в случае утраты документов о технологическом присоединении величина максимальной мощности определяется, исходя из наибольшего из почасовых объемов потребления электрической энергии, определенных по результатам проведения контрольных замеров за последние 5 лет либо за срок, когда контрольные замеры проводились, если этот срок составляет меньше 5 лет. Акт разграничения балансовой принадлежности электросетей - документ, составленный в процессе технологического присоединения энергопринимающих устройств (энергетических установок) одной Стороны по настоящему Договору к электрическим сетям другой Стороны, определяющий границы балансовой принадлежности Сторон. Границы балансовой принадлежности электросетей определены в Приложении №7 к настоящему договору. Акт разграничения эксплуатационной ответственности сторон - документ, составленный Сторонами в процессе технологического присоединения энергопринимающих устройств (энергетических установок), определяющий границы ответственности Сторон за эксплуатацию соответствующих энергопринимающих устройств и объектов электросетевого хозяйства. Границы эксплуатационной ответственности Сторон определены в Приложении №7 к настоящему договору. Граница балансовой принадлежности - линия раздела объектов электроэнергетики между сторонами настоящего договора по признаку собственности или владения на ином предусмотренном федеральными законами основании, определяющая границу эксплуатационной ответственности между сторонами за состояние и обслуживание электроустановок. Точка поставки – место в электрической сети ФИО12 организации 1 и (или) ФИО12 организации 2, используемое для определения объема взаимных обязательств сторон по настоящему Договору, расположенное на границе балансовой принадлежности энергопринимающих устройств, определенной в акте разграничения балансовой принадлежности электросетей, а до составления в установленном порядке акта разграничения балансовой принадлежности электросетей - в точке присоединения энергопринимающих устройств (объектов электроэнергетики) ФИО12 организации 1 и ФИО12 организации 2. Точка присоединения - место физического соединения энергопринимающих устройств (энергетических установок) ФИО12 организации 1 с энергопринимающими устройствами (энергетическими установками) ФИО12 организации 2. Объекты межсетевой координации - принадлежащие Сторонам на праве собственности или на ином законном основании объекты электросетевого хозяйства, в отношении которых необходимо осуществить взаимную координацию изменения эксплуатационного состояния, ремонтных работ, модернизацию оборудования и иные мероприятия. В перечень объектов межсетевой координации не включаются объекты электросетевого хозяйства, которые содержатся в перечне объектов диспетчеризации диспетчерских центров системного оператора или иных субъектов оперативно-диспетчерского управления. Потребитель – потребитель электрической энергии, приобретающий электрическую энергию (мощность) для собственных бытовых и (или) производственных нужд. РДУ – субъект оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике в пределах территории субъекта РФ - Республики Бурятия – филиал ОАО «СО ЕЭС» «Региональное диспетчерское управление энергосистемы Республики Бурятия». 2. ПРЕДМЕТ ДОГОВОРА 2.1. Стороны обязуются осуществлять взаимное предоставление услуг по передаче электрической энергии путем осуществления комплекса организационно и технологически связанных действий, обеспечивающих передачу электроэнергии через технические устройства электрических сетей, принадлежащих Сторонам на праве собственности и (или) ином законном основании, и оплачивать друг другу услуги по передаче электроэнергии в порядке и сроки, установленные настоящим Договором. Услуга предоставляется в пределах величины максимальной мощности в точках поставки, соответствующих точкам присоединения объектов электросетевого хозяйства одной сетевой организации к объектам другой сетевой организации. 2.2. Стороны определили следующие существенные условия настоящего Договора: 2.2.1. Величина максимальной мощности, в пределах которой соответствующая сторона обязуется обеспечивать передачу электрической энергии в соответствующей точке поставки (точке присоединения) (Приложение №2). 2.2.2. Перечень объектов межсетевой координации с указанием в нем для каждого объекта стороны, выполняющей изменения (согласующей выполнение изменений) его эксплуатационного состояния, а также порядка обеспечения координации действий сторон при выполнении таких изменений и ремонтных работ (Приложение №8). 2.2.3. Порядок осуществления расчетов за оказанные услуги в соответствии с Разделом 4 настоящего Договора. 2.2.4. Ответственность сторон договора за состояние и обслуживание объектов электросетевого хозяйства, которая фиксируется в прилагаемом к договору сводном акте разграничения балансовой принадлежности электросетей и эксплуатационной ответственности сторон (Приложение №7). 2.2.5. Технические характеристики точек присоединения объектов электросетевого хозяйства, принадлежащие Сторонам Договора, включая их пропускную способность (Приложение №2). 2.2.6. Обязанность Сторон по соблюдению требуемых параметров надежности энергоснабжения и качества электрической энергии, режимов потребления электрической энергии, включая поддержание соотношения потребления активной и реактивной мощности на уровне, установленном законодательством РФ и требованиями РДУ в электроэнергетике, а также по соблюдению установленных РДУ уровней компенсации и диапазонов регулирования реактивной мощности в соответствии с п.3.1.6 настоящего Договора. 2.2.7. Стороны определили, что условие по согласованию с РДУ организационно – технических мероприятий по установке устройств компенсации и регулированию реактивной мощности в электрических сетях, являющихся объектами диспетчеризации РДУ, не требуется, поскольку электрические сети Сторон, в рамках настоящего Договора, не являются объектами диспетчеризации РДУ. 2.2.8. Порядок взаимодействия Сторон в процессе введения полного и (или) частичного ограничения режима потребления электрической энергии в отношении потребителя электрической энергии, а также ответственность за нарушение указанного порядка, определяется в соответствии с Правилами полного и (или) частичного ограничения режима потребления электрической энергии, утв. Постановлением Правительства Российской Федерации №442 от 04.05.2012г. 2.2.9. Величина заявленной мощности, определенная Сторонами в Приложении №3. 2.3. Стороны определили прочие условия настоящего Договора: 2.3.1. Сведения о приборах учета электрической энергии, установленных на дату заключения договора в отношении энергопринимающих устройств, объектов электроэнергетики и используемых для расчетов по договору, с указанием мест их установки, заводских номеров. Перечень приборов учета электроэнергии, в том числе расчетных и контрольных, указан в Приложении №1.1 и Приложении №1.2 к настоящему Договору. 2.3.2. Условия поддержания соответствующих обязательным требованиям параметров надежности энергоснабжения и качества электрической энергии, включая условия параллельной работы электрических сетей, принадлежащих сторонам договора в соответствии с п. 3.1.4; 3.3.1; 3.4.1. настоящего Договора. 2.3.3. Порядок оборудования принадлежащих сторонам договора объектов электросетевого хозяйства устройствами релейной защиты, противоаварийной и режимной автоматики (при их отсутствии) и порядок взаимодействия сторон договора при их настройке и использовании в соответствии с Приложением №9 к настоящему Договору. 2.3.4. Порядок оборудования принадлежащих сторонам договора объектов электросетевого хозяйства приборами учета электрической энергии и мощности и осуществления учета перетоков электрической энергии через точки присоединения объектов электросетевого хозяйства, принадлежащих сторонам договора в соответствии с п. 3.1.14 настоящего Договора. 2.3.5. Порядок взаимного уведомления Сторонами договора о действиях, которые могут иметь последствия для технологических режимов функционирования объектов электросетевого хозяйства другой Стороны, в том числе порядок согласования и взаимного уведомления о ремонтных и профилактических работах на объектах электросетевого хозяйства в соответствии с п. 3.1.9, 3.1.10, 3.3.3 и 3.4.3 настоящего Договора. 2.3.6. Порядок взаимодействия Сторон при возникновении и ликвидации технологических нарушений в работе принадлежащих Сторонам объектов электросетевого хозяйства в соответствии с Приложением <***> к Договору. 2.3.7. Объемы и порядок предоставления Сторонами договора технологической информации (электрические схемы, характеристики оборудования, данные о режимах его работы и другие данные, необходимые для выполнения условий договора) в соответствии с п. 3.1.8 настоящего Договора. 2.4. В случае, если после заключения настоящего Договора произойдет изменение состава точек поставки, существенных и прочих условий, указанных в пунктах 2.2 и 2.3, то указанные изменения производятся в соответствующих приложениях к настоящему Договору путем оформления дополнительных соглашений к настоящему Договору в срок 5 (пять) рабочих дней. 3. ПРАВА И ОБЯЗАННОСТИ СТОРОН 3.1. Стороны обязуются: 3.1.1. При исполнении обязательств по настоящему Договору руководствоваться действующим Законодательством РФ и нормативно-техническими актами. 3.1.2. Определять в порядке, определяемом Минэнерго РФ, значения соотношения потребления активной и реактивной мощности для отдельных энергопринимающих устройств (групп энергопринимающих устройств). 3.1.3. Соблюдать предусмотренный договором и документами о технологическом присоединении режим потребления электрической энергии. 3.1.4. Поддерживать в надлежащем техническом состоянии принадлежащие сторонам средства релейной защиты и противоаварийной автоматики, приборы учета электрической энергии, устройства, обеспечивающие регулирование реактивной мощности, а также иные устройства, необходимые для поддержания требуемых параметров надежности и качества электрической энергии, и соблюдать требования, установленные для технологического присоединения и эксплуатации указанных средств, приборов и устройств, а также обеспечивать поддержание установленных автономных резервных источников питания в состоянии готовности к использованию при возникновении внерегламентных отключений, введении аварийных ограничений режима потребления электрической энергии или использовании противоаварийной автоматики. Обеспечивать параллельную работу электрических сетей. 3.1.5. Осуществлять эксплуатацию принадлежащих сторонам объектов электросетевого хозяйства в соответствии с правилами технической эксплуатации, техники безопасности и оперативно-диспетчерского управления. 3.1.6. Поддерживать на границе балансовой принадлежности значения показателей качества электрической энергии, соблюдать требуемые параметры надежности энергоснабжения и режимов потребления электрической энергии, соответствующие техническим регламентам и иным обязательным требованиям (в т.ч. ГОСТ 13109-97), в том числе соблюдать установленные договором значения соотношения потребления активной и реактивной мощности, определяемые для отдельных энергопринимающих устройств (групп энергопринимающих устройств), согласно Приложения №13. 3.1.7. Выполнять требования противоположной стороны по настоящему договору и субъекта оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике об ограничении режима потребления в соответствии с утвержденными графиками аварийного ограничения режима потребления электрической энергии при возникновении (угрозе возникновения) дефицита электрической энергии, а также в иных случаях, предусмотренных законодательством Российской Федерации в качестве основания для введения полного или частичного ограничения режима потребления электроэнергии. 3.1.8. По письменному запросу представлять друг другу технологическую информацию (главные электрические схемы, характеристики оборудования, схемы устройств релейной защиты и противоаварийной автоматики, оперативные данные о технологических режимах работы оборудования). 3.1.9. Своевременно информировать друг друга в установленные договором сроки об аварийных ситуациях на энергетических объектах, плановом, текущем и капитальном ремонтах на них. 3.1.10. Своевременно информировать друг друга об объеме участия в автоматическом либо оперативном противоаварийном управлении мощностью, в нормированном первичном регулировании частоты, а также о перечне и мощности токоприемников, которые могут быть отключены устройствами противоаварийной автоматики. 3.1.11. Беспрепятственно допускать уполномоченных представителей противоположной стороны по настоящему договору в пункты контроля и учета количества и качества переданной электрической энергии в порядке и случаях, установленных договором. 3.1.12. Обеспечивать соблюдение установленного порядка взаимодействия сторон договора в процессе учета электрической энергии с использованием приборов учета, в том числе в части: - допуска установленного прибора учета в эксплуатацию; - определения прибора учета, по которому осуществляются расчеты за оказанные услуги по передаче электрической энергии; - эксплуатации прибора учета, в том числе обеспечение поверки прибора учета по истечении установленного для него межповерочного интервала; - восстановления учета в случае выхода из строя или утраты прибора учета, срок которого не может быть более 2 месяцев; - передачи данных приборов учета; - сообщения о выходе прибора учета из эксплуатации; 3.1.13. До 20 числа месяца, следующего за расчетным, производить взаимную сверку финансовых расчетов за услуги, оказанные по настоящему Договору, путем подписания «Акта сверки взаимных расчетов». 3.1.14. Оборудовать, принадлежащие сторонам договора, объекты электросетевого хозяйства приборами учета электрической энергии (в т.ч. измерительными трансформаторами) в соответствии с Приложением №4 к настоящему Договору и осуществлять учет перетоков электрической энергии через точки присоединения объектов электросетевого хозяйства, принадлежащих сторонам Договора. При этом обязанность по обеспечению оснащения приборами учета объектов электросетевого хозяйства одной стороны в точках их присоединения к объектам электросетевого хозяйства другой стороны, возлагается на ту сторону, центры питания которой в данной точке присоединения имеют более низкий класс напряжения, а при равенстве классов напряжения центров питания в точке присоединения - на сторону, в объекты электросетевого хозяйства которой за год до планируемой даты установки приборов учета преимущественно осуществлялся переток электрической энергии. 3.1.15. Не позднее 15 апреля текущего года уведомлять друг друга об объеме услуг по передаче электрической энергии (с разбивкой по месяцам), планируемом к потреблению в предстоящем расчетном периоде регулирования, в том числе о величине заявленной мощности, которая не может превышать максимальную мощность, определенную в настоящем Договоре. 3.1.16. Обеспечивать сохранность на своей территории электрооборудования, воздушных и кабельных линий электропередачи, приборов учета, измерительных комплексов, технических и программных средств и автоматизированных систем, принадлежащих другой Стороне по Договору. 3.1.17. Осуществлять в соответствии с порядком, установленным законодательством РФ, контроль качества электроэнергии, показатели которой определяются техническими регламентами и иными обязательными требованиями. 3.1.18. В случае изменения наименования, места нахождения, почтового адреса, банковских реквизитов, других реквизитов, влияющих на надлежащее исполнение настоящего договора, сообщать об изменениях в письменной форме в пятидневный срок, со дня, когда данные изменения произошли. 3.2. Стороны имеют право: 3.2.1. Направлять уполномоченных представителей для совместного снятия показаний приборов коммерческого учета и проверки исправности работы приборов учета и автоматизированных измерительных комплексов, участвующих в расчете объема переданной электроэнергии и установленных в электроустановках противоположной Стороны по настоящему Договору, в соответствии с Приложением №4 «Регламент о порядке расчета и согласования объемов переданной электрической энергии» к настоящему Договору. 3.2.2. Совместно составлять акты о нарушении учета электроэнергии и выполнять расчет количества переданной энергии. 3.2.3. Требовать от ФИО12 организации - плательщика производить расчет за оказанные услуги по передаче электрической энергии с ФИО12 организацией-получателем оплаты в соответствии с условиями настоящего Договора. 3.2.4. Требовать от противоположной Стороны по настоящему Договору предоставления документов, предусмотренных настоящим Договором. 3.2.5. Требовать от противоположной Стороны по настоящему Договору выполнения иных принятых ей на себя обязательств по настоящему договору. 3.2.6. Осуществлять иные права, предусмотренные настоящим Договором и действующим законодательством. 3.3. Сетевая организация 1 обязуется: 3.3.1. Обеспечить передачу электроэнергии в точки поставки, указанные в Приложении №1.1 в пределах величины максимальной мощности, указанной в Приложении №2 к настоящему Договору, путем осуществления комплекса организационно и технологически связанных действий, обеспечивающих передачу электроэнергии через технические устройства электрических сетей, принадлежащих ФИО12 организации 1 на праве собственности и (или) ином законном основании, в соответствии с согласованными параметрами надежности и с учетом технологических характеристик энергопринимающих устройств. Качество и параметры передаваемой электрической энергии должны соответствовать техническим регламентам и иным обязательным требованиям. 3.3.2. Своевременно и в полном размере производить оплату оказанных ФИО12 организацией 2 услуг по передаче электрической энергии в соответствии с условиями настоящего Договора. 3.3.3. Согласовывать с ФИО12 организацией 2 сроки проведения ремонтных работ на принадлежащих ФИО12 организации 1 объектах электросетевого хозяйства, которые влекут необходимость введения ограничения режима потребления ФИО12 организации 2, в срок не позднее 15 дней до начала ремонтных работ. Согласовывать предложенные ФИО12 организацией 2 сроки проведения ремонтных работ на принадлежащих ей объектах электросетевого хозяйства, которые влекут необходимость введения ограничения режима потребления ФИО12 организации 1. 3.3.4. По окончании каждого расчетного периода в соответствии с Приложением №4 «Регламент о порядке расчета и согласования объемов переданной электрической энергии» к настоящему Договору рассчитывать объемы переданной электроэнергии и направлять ФИО12 организации 2 соответствующие сведения. 3.3.5. При наличии письменного уведомления от ФИО12 организации 2, обеспечить беспрепятственный допуск уполномоченных представителей ФИО12 организации 2 к приборам учета электроэнергии, установленным в электроустановках ФИО12 организации 1, в целях осуществления ФИО12 организацией 2 контроля за соблюдением установленных режимов передачи электроэнергии (в том числе при вводе в действие графиков ограничения потребления электрической энергии), проведения замеров по определению качества электроэнергии, проведения контрольных проверок расчетных счетчиков и элементов измерительных комплексов, комплексов, снятия показаний приборов учета электрической энергии. 3.3.6. Незамедлительно сообщать ФИО12 организации 2 обо всех неисправностях оборудования, принадлежащего ФИО12 организации 2, находящегося в помещении или на территории ФИО12 организации 1. 3.3.7. До 15 числа месяца, следующего за расчетным направлять ФИО12 организации 2 оформленный со своей стороны «Акт сверки взаимных расчетов за услуги по передаче электроэнергии». 3.3.8. Рассматривать представленный «Акт сверки взаимных расчетов», указать причины разногласий (при их наличии), подписать и направить второй экземпляр Акта ФИО12 организации 2. 3.3.9. Выполнять иные обязательства, предусмотренные настоящим Договором. 3.4. Сетевая организация 2 обязуется: 3.4.1. Обеспечить передачу электроэнергии в точках поставки, указанные в Приложении №1.2, в пределах величины максимальной мощности, указанной в Приложении №2 к настоящему Договору, путем осуществления комплекса организационно и технологически связанных действий, обеспечивающих передачу электроэнергии через технические устройства электрических сетей, принадлежащих ФИО12 организации 2 на праве собственности и (или) ином законном основании, в соответствии с согласованными параметрами надежности и с учетом технологических характеристик энергопринимающих устройств. Качество и параметры передаваемой электрической энергии должны соответствовать техническим регламентам и иным обязательным требованиям. 3.4.2. Своевременно и в полном размере производить оплату оказанных ФИО12 организацией 1 услуг по передаче электрической энергии в соответствии с условиями настоящего Договора. 3.4.3. Согласовывать с ФИО12 организацией 1 сроки проведения ремонтных работ на принадлежащих ФИО12 организации 2 объектах электросетевого хозяйства, которые влекут необходимость введения ограничения режима потребления ФИО12 организации 1, в срок не позднее 15 дней до начала ремонтных работ. Согласовывать предложенные ФИО12 организацией 1 сроки проведения ремонтных работ на принадлежащих ей объектах электросетевого хозяйства, которые влекут необходимость введения ограничения режима потребления ФИО12 организации 2. 3.4.4. По окончании каждого расчетного периода в соответствии с Приложением №4 «Регламент о порядке расчета и согласования объемов переданной электрической энергии» к настоящему Договору рассчитывать объемы переданной электроэнергии и направлять ФИО12 организации 1 соответствующие сведения. 3.4.5. При наличии письменного уведомления от ФИО12 организации 1, обеспечить беспрепятственный допуск в соответствии с режимом работы предприятия уполномоченных представителей ФИО12 организации 1 к приборам учета электроэнергии, установленным в электроустановках ФИО12 организации 2, в целях осуществления ФИО12 организацией 1 контроля за соблюдением установленных режимов передачи электроэнергии (в том числе при вводе в действие графиков ограничения потребления электрической энергии), проведения замеров по определению качества электроэнергии, проведения контрольных проверок расчетных счетчиков и элементов измерительных комплексов, снятия показаний приборов учета электрической энергии. 3.4.6. Незамедлительно сообщать ФИО12 организации 1 обо всех неисправностях оборудования, принадлежащего ФИО12 организации 1, находящегося в помещении или на территории ФИО12 организации 2. 3.4.7. До 15 числа месяца, следующего за расчетным направлять ФИО12 организации 1 оформленный со своей стороны «Акт сверки взаимных расчетов за услуги по передаче электроэнергии». 3.4.8. Рассматривать представленный «Акт сверки взаимных расчетов», указать причины разногласий (при их наличии), подписать и направить второй экземпляр Акта ФИО12 организации 1. 3.4.9. Разрабатывать графики аварийных ограничений в соответствии с Приложением №9 к настоящему Договору. 3.4.10. Выполнять иные обязательства, предусмотренные настоящим Договором. 4. ПОРЯДОК ОПЛАТЫ СТОИМОСТИ ОКАЗЫВАЕМЫХ ПО ДОГОВОРУ УСЛУГ 4.1. Расчетным периодом для оплаты услуг по передаче электроэнергии по настоящему Договору является один календарный месяц. 4.2. Стороны в срок не позднее 7 числа месяца, следующего за расчетным, представляют друг другу Акт об оказании услуг по передаче электроэнергии (по форме Приложения №6 к настоящему Договору) и не позднее 10 числа месяца, следующего за расчетным, представляют друг другу счет-фактуру за расчетный месяц. Не выставление одной из Сторон счета-фактуры (не предоставление акта об оказании услуг) не лишает вторую Сторону права требовать оплаты за услуги, оказанные данной (второй) Стороной. 4.3. Объем переданной электроэнергии в сеть ФИО12 организации 1 из сетей ФИО12 организации 2 и в сеть ФИО12 организации 2 из сетей ФИО12 организации 1 формируется согласно Приложения №4 «Регламент о порядке расчета и согласования объемов переданной электрической энергии». 4.4. Сторона, получившая в соответствии с условиями настоящего договора Акт об оказании услуг по передаче электроэнергии, обязана в течение 2 рабочих дней с момента получения рассмотреть, подписать представленный акт и направить подписанный экземпляр акта в адрес другой Стороны. 4.5. При возникновении у Сторон обоснованных претензий к объему и (или) качеству оказанных услуг, Сторона, имеющая претензии, обязана: сделать соответствующую отметку в акте, указать отдельно в акте неоспариваемую и оспариваемую часть оказанных услуг, подписать акт в неоспариваемой части, и в течение 2-х рабочих дней, с момента получения Акта оказания услуг по передаче электрической энергии, предоставить противоположной Стороне по договору претензию по объему и (или) качеству оказанных услуг, с приложением протокола разногласий по форме, указанной в приложении №11 к настоящему договору к акту об оказании услуг по передаче электроэнергии и доказательной базы по каждой позиции указанных разногласий. По мере урегулирования разногласий, согласованные объемы передачи электроэнергии оформляются протоколом урегулирования разногласий по форме, указанной в Приложении №12 к настоящему Договору. Неоспариваемая часть оказанных услуг подлежит оплате в сроки согласно условиям настоящего Договора. Оспариваемая часть подлежит оплате в течение 3-х дней с даты урегулирования разногласий по объему и качеству оказанных услуг. В качестве претензии к объему и (или) качеству оказанных услуг по передаче электроэнергии может рассматриваться определение одной из Сторон объемов переданной электроэнергии способом, не согласованным Сторонами. 4.6. Непредставление или несвоевременное представление ФИО12 организацией 1 или ФИО12 организацией 2, в соответствии с п. 4.4, п.4.5. настоящего Договора, претензии и (или) Акта об оказании услуг по передаче электрической энергии, подписанного с двух Сторон, свидетельствует о согласии с надлежащим оказанием соответствующей ФИО12 организацией услуг по передаче электрической энергии в данный расчетный период по настоящему Договору. 4.7. Стоимость услуг по передаче электроэнергии, подлежащих оплате ФИО12 организацией 2 по настоящему Договору, определяется как: ,где: · – одноставочный индивидуальный тариф на услуги по передаче электрической энергии, установленный органом исполнительной власти в области государственного регулирования тарифов для Сторон по настоящему Договору, руб./кВт·час. · – объем электрической энергии, фактически переданной в данном расчетном периоде в сети ФИО12 организации 2, определяется в соответствии с п.4.3. настоящего Договора; В этом случае Сетевая организация 2 является плательщиком по настоящему договору, а Сетевая организация 1 –получателем оплаты. 4.8. Стоимость услуг по передаче электроэнергии, подлежащих оплате ФИО12 организацией 1 по настоящему Договору, определяется как: , где: · – одноставочный индивидуальный тариф на услуги по передаче электрической энергии, установленный органом исполнительной власти в области государственного регулирования тарифов для Сторон по настоящему Договору, руб./кВт·час. · – объем электрической энергии, фактически переданной в данном расчетном периоде в сети ФИО12 организации 1, определяется в соответствии с п.4.3. настоящего Договора; В этом случае Сетевая организация 1 является плательщиком по настоящему договору, а Сетевая организация 2 – получателем оплаты. 4.9. Каждая из Сторон производит Расчеты с другой Стороной до 25 числа месяца, следующего за расчетным. 4.10. Оплата производится путем перечисления денежных средств на расчетный счет соответственно ФИО12 организации 1 или ФИО12 организации 2, указанный в настоящем Договоре. В случае изменения банковских реквизитов Сторон, Сетевая организация направляет уведомление в адрес ФИО12 организации - плательщика не позднее 2 (двух) рабочих дней до даты осуществления платежа. При отсутствии в платежном документе в назначении платежа ссылки на период (месяц, год) за который осуществляется оплата, либо в случае некорректного указания назначения платежа (фактическая сумма платежа, за указанный в назначении платежа период, превышает сумму, выставленную одной из Сторон, за аналогичный период и прочее) поступившие денежные средства (за исключением задолженности, по которой достигнуто соглашение о порядке погашения) распределяются в порядке, предусмотренном ст. 319 Гражданского Кодекса Российской Федерации. Датой осуществления оплаты является дата зачисления средств на расчетный счет ФИО12 организации – получателя оплаты или иной счет, указанный в письме. 4.11. Изменение тарифов органом исполнительной власти в области государственного регулирования тарифов в период действия настоящего Договора не требует внесения изменений в Договор, а измененный тариф вводится в действие со дня его установления. В случае, если орган исполнительной власти в области государственного регулирования тарифов произведет изменение тарифов Стороны на услуги по передаче энергии, когда тарифы будут введены не с первого числа календарного месяца, то объем услуги с соответствующей даты месяца подлежит оплате по данному тарифу, но при условии, что Сторона обеспечила снятие показаний приборов учета на эту дату. В случае, если на соответствующую дату снятие показаний приборов учета не было произведено, либо произведено в нарушение порядка, предусмотренного настоящим договором, то объем услуги по передаче электрической энергии, на дату введения в действие тарифа, определяется пропорционально количеству дней с момента введения в действие новых тарифов и до конца месяца к общему количеству дней в соответствующем календарном месяце. 5. ОТВЕТСТВЕННОСТЬ СТОРОН 5.1. В случае неисполнения или ненадлежайшего исполнения своих обязательств по настоящему Договору Стороны несут ответственность в соответствии с нормативными правовыми актами Российской Федерации. 5.2. Стороны не несут ответственности за снижение показателей качества электроэнергии, наступившее вследствие неправомерных действий (бездействий) другой Стороны. 5.3. За технологические нарушения (аварии и инциденты) на оборудовании, принадлежащем ФИО12 организации 1 на праве собственности или ином предусмотренном федеральными законными основании, а также за повреждения объектов электросетевого хозяйства ФИО12 организации 2, вызванные неправомерными действиями персонала ФИО12 организации 1, ответственность несет Сетевая организация 1 в соответствии с действующим законодательством. 5.4. За технологические нарушения (аварии и инциденты) на оборудовании, принадлежащем ФИО12 организации 2 на праве собственности или ином предусмотренном федеральными законными основании, а также за повреждения объектов электросетевого хозяйства ФИО12 организации 1, вызванные неправомерными действиями персонала ФИО12 организации 2, ответственность несет Сетевая организация 2 в соответствии с действующим законодательством. 5.5. Ответственность Сторон за содержание и эксплуатацию энергетических установок определяется границами балансовой принадлежности и эксплуатационной ответственности Сторон, указанной в Приложение №7 к настоящему договору. Стороны самостоятельно рассматривают и принимают решения по поступающим претензиям владельцев энергопринимающих устройств и иных лиц в связи с нарушением электроснабжения по причинам, находящимся в пределах зоны ответственности соответственно ФИО12 организации 1 и ФИО12 организации 2. 5.6. Стороны освобождаются от ответственности за полное или частичное невыполнение обязательств по настоящему Договору, вызванное обстоятельствами непреодолимой силы, т.е. чрезвычайными и непредотвратимыми при данных условиях обстоятельствами, возникшими после вступления в силу настоящего Договора. В этих случаях сроки выполнения Сторонами обязательств по настоящему договору отодвигаются соразмерно времени, в течение которого действуют обстоятельства непреодолимой силы. 5.7. За несвоевременное исполнение обязательств по оплате, в том числе, возникшее в результате заявления одной из Сторон об оспаривании объемов указанных в выставленном счете (в том числе путем отказа от подписания актов оказанных услуг или подписания их с разногласиями), которое в последствии признано необоснованным (Сторонами или в судебном порядке), Сторона, несвоевременно исполнившая обязательство по оплате оказанных услуг или уклонившаяся от подтверждения объемов переданной электрической энергии, обязана уплатить другой Стороне проценты в размере, определяемом в соответствии со ст.395 ГК РФ. 5.8. За неисполнение или несвоевременное исполнение обязательств, согласно п.3.3.4, 3.4.4 настоящего Договора, п.11.2 Приложения №4 к настоящему Договору, Сторона, допустившая нарушения условий Договора, оплачивает противоположной Стороне штраф в размере 10 000 руб. 6. СРОК ДЕЙСТВИЯ ДОГОВОРА 6.1. Договор вступает в силу с момента его подписания и действует по «31» декабря 2015 года. Действие договора распространяется на правоотношения сторон, возникшие с «01» января 2014 года. 6.2. В случае если ни одна из Сторон не направила другой стороне, в срок не менее чем за месяц до окончания срока действия Договора, уведомление о расторжении Договора, либо о внесении в него изменений, либо о заключении нового Договора, то настоящий Договор считается пролонгированным на следующий календарный год на тех же условиях. В случае, если у сторон на дату расторжения договора имеются (будут иметься) смежные точки присоединения, одностороннее расторжение (прекращение) Договора не допускается. 6.3. Настоящий договор может быть расторгнут только по соглашению Сторон при условии подписания Сторонами соглашения о расторжении. 6.4. В случае, если одной из Сторон до окончания срока действия Договора внесено предложение о заключении нового Договора, отношения Сторон до заключения нового Договора регулируются в соответствии с условиями ранее заключенного Договора. Расторжение Договора не влечет за собой отсоединение энергопринимающего устройства потребителя услуг от электрической сети. 7. ЗАКЛЮЧИТЕЛЬНЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ 7.1. Сведения о деятельности Сторон, полученные ими при заключении, изменении (дополнении), исполнении и расторжении Договора, а также сведения, вытекающие из содержания Договора, являются коммерческой тайной и не подлежат разглашению третьим лицам (кроме как в случаях, предусмотренных действующим законодательством или по соглашению Сторон) в течение срока действия Договора и в течение трех лет после его окончания. 7.2. Каждая из сторон в срок не более 5 дней с момента свершения соответствующего факта обязана уведомить другую сторону о следующем: - о принятии решения о реорганизации и (или) ликвидации предприятия; - о внесении изменений в учредительные документы относительно наименования и места нахождения предприятия, а также при смене почтового адреса; - при изменении банковских реквизитов и иных данных, влияющих на надлежащее исполнение предусмотренных Договором обязательств; - об изменении своего законного владения в отношении электросетевого оборудования, задействованного в передаче электроэнергии по настоящему договору. 7.3. При разрешении вопросов, не урегулированных Договором, Стороны учитывают взаимные интересы и руководствуются действующим законодательством. 7.4. Все споры Сторон по настоящему Договору, в том числе в связи с заключением, исполнением, изменением либо расторжением настоящего Договора подлежат разрешению в судебном порядке в Арбитражном суде Республики Бурятия. 7.5. Любые изменения и дополнения к Договору действительны только при условии оформления их в письменном виде и подписания обеими Сторонами, за исключением случаев, предусмотренных абзацем 2 п.4.10 настоящего Договора (изменение банковских реквизитов), абзацем 1 п. 4.11 настоящего Договора (изменение тарифов органом исполнительной власти). 7.6. Договор составлен в двух экземплярах, имеющих равную юридическую силу, по одному экземпляру для каждой из Сторон. 8. ПРИЛОЖЕНИЯ К ДОГОВОРУ Все приложения, указанные в настоящем пункте, являются неотъемлемыми частями настоящего Договора. 8.1. Приложение № 1.1 – «Перечень точек поставки электрической энергии из электрической сети ФИО12 организации 1 в электрические сети ФИО12 организации 2». 8.2. Приложение № 1.2 – «Перечень точек поставки электрической энергии из электрической сети ФИО12 организации 2 в электрические сети ФИО12 организации 1». 8.3. Приложение № 2 – «Технические характеристики точек присоединения». 8.4. Приложение № 3 – «Плановое количество электрической энергии и величина заявленной мощности с разбивкой по месяцам». 8.5. Приложением № 4 - «Регламент о порядке расчета и согласования объемов переданной электрической энергии». 8.6. Приложение № 5 – «Форма Акта приема-передачи электрической энергии». 8.7. Приложение № 6 – «Форма Акта об оказании услуги по передаче электрической энергии ». 8.8. Приложение № 7 - «Сводный акт разграничения балансовой принадлежности сетей и эксплуатационной ответственности сторон». 8.9. Приложение № 8 - «Перечень объектов межсетевой координации». 8.10. Приложение № 9 - «Положение об оперативно-технологическом взаимодействии персонала Сторон». 8.11. Приложение № 10 - «Положение о взаимодействии Сторон при возникновении и ликвидации технологических нарушений в работе объектов электросетевого хозяйства». 8.12. Приложение № 11 - «Форма протокола разногласий к акту об оказании услуг по передаче электроэнергии». 8.13. Приложение № 12 - «Форма протокола урегулирования разногласий к протоколу разногласий к акту об оказании услуг по передаче электроэнергии». 8.14. Приложение № 13 - «Соотношения активной и реактивной мощности (коэффициента реактивной мощности tgφ)». 9. АДРЕСА И ПЛАТЕЖНЫЕ РЕКВИЗИТЫ СТОРОН Сетевая организация 1: ПАО «МРСК Сибири» Юридический адрес: 660021, Россия, <...> а Почтовый адрес: филиал ПАО «МРСК Сибири» - «Бурятэнерго», 670034, Россия, г.Улан-Удэ, пр-т. 50-лет Октября, 28, тел.: <***> Р/с <***> Восточно-Сибирский филиал ОАО АКБ «Росбанк» г.Красноярск К/с 30101810000000000388 БИК 040407388 ИНН <***> КПП 032603001 Сетевая организация 2: ООО «Энком» Юридический адрес: 670017, РБ, г.Улан-Удэ, ул. Борсоева, 7 а, оф. 404 Фактический адрес: 670000, РБ, г.Улан-Удэ, ул. Борсоева, 7а, оф. 404 ИНН <***>, КПП 032601001 Р/с <***> К/с 30101810700000000744 БИК 048142744 Банк филиал «Азиатско-Тихоокеанский Банк» (ОАО) в г.Улан-Удэ, г. Улан-Удэ Заместитель директора по развитию и реализации услуг филиала ПАО «МРСК Сибири» - «Бурятэнерго» _____________________ ФИО10 М.П. Генеральный директор ООО «Энком» __________________ ФИО11 М.П. Приложение №1.1 К договору оказания услуг по передаче электроэнергии от "22" августа 2014 г. Перечень точек поставки электрической энергии из электрической сети ФИО12 организации 1 в электрические сети ФИО12 организации 2 № п/п Наименование присоединения/электроустановки Сведения об учете электрической энергии величина нормативных потерь на участке сети от границы балансовой принадлежности до места установки прибора учета Примечание уровень напряжения, кВ Место установки счетчика Тип счетчика Заводской номер счетчика Дата гос.поверки счетчика Ктт Ктн Ку точка поставки 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 1 контактные соединения проводов ВЛ-10кВ ф.4 ПС "Онохой" и проводов ВЛ-10кВ. в сторону МАОУ ЦСТАП "Эдельвейс" на опоре 193/55 Ответвление от ВЛ-10 кВ ф. №4 на опоре №193/55 (МАОУ ЦСТАП"Эдельвейс") РУ-0,4 кВ ТП 10/0,4 кВ ТП14-О-4 "Чайка" Меркурий 230 ART-02 M CLN 06210212 2010 - - 1 +0,09%+451 кВтч в мес - СН 2 2 контактные соединения проводов ВЛ-10кВ ф.НС-3 и проводов ВЛ-10кВ. в сторону объекта ДНП "Вахмистрово" на опоре №8/9 Ответвление от ВЛ-10 кВ ф. НС-3 на опоре №8/9 (ДНП "Вахмистрово") РУ-0,4 кВ ТП 10/0,4 кВ ТП НС-3-9 KNUM-2023 049624 2010 300/5 - 60 +0,07%+1150 кВтч в мес - СН 2 РУ-0,4 кВ ТП 10/0,4 кВ ТП НС-3-10 KNUM-2023 049642 2010 300/5 60 +0,07%+1150 кВтч в мес СН 2 3 контактные соединения проводов ВЛ-10кВ ф.Г-1 "Бараты" и проводов ВЛ-10кВ в сторону ТП-Г-1-26 на опоре №6 Ответвление от ВЛ-6 кВ ф. №Г-1 "Бараты" на опоре №6 (ООО "Симпэкс") РУ-0,4 кВ ТП 6/0,4 кВ ТП Г-1-26 НЕВА 301 1 ТО 604159 2011 400/5 - 80 +0,17%+928 кВтч в мес - СН 2 4 контактные присоединения проводов ВЛ-6кВ ф.ГРЭС-2 на опоре №56/4/4 и проводов ВЛ-6кВ. на ТП 6/0,4кВ Отпайка от ВЛ-6 кВ ф. №ГРЭС-2 на опоре №56/4/4 (ООО "Мархана") РУ-0,4 кВ ТП 6/0,4 кВ ТП ГРЭС-2-17 ЦЭ 6803В 009359026009156 2009 150/5 - 30 +0,18%+1513 кВтч в мес - СН 2 5 контактные соединения проводов на опоре №9/4 ВЛ-6 кВ.ф.ТЭЦ-2 и проводов ВЛ-6 кВ.на ТП-ТЭЦ-2-2 Ответвление от ВЛ-6 кВ ф. №ТЭЦ-2 на опоре №9/4 (ИП "ФИО3") РУ-0,4 кВ ТП 6/0,4 кВ ТП ТЭЦ-2-2 СА4-518 037592 2009 - - 1 +0,23%+953 кВтч в мес - СН 2 6 контактные присоединения на опоре №33/68 ВЛ-10кВ.ф.К-7 и проводов ВЛ-10кВ в сторону ТП46-К7 ответвление от опоры №33/68 ВЛ-10 кВ ф. №К-7 (ООО "Сервис" подс. х-во) РУ-0,4 кВ ТП 10/0,4 кВ ТП К-7-46 ЦЭ 6803 В 009131054013338 2013 - - 1 +0,52%+307 кВтч в мес - СН 2 7 контактные соединения проводов на опоре №22 ВЛ-10 кВ.ф.К-22 и проводов на разъединитель в сторону ТП1-К22 ответвление с опоры №22 ВЛ -10 кВ ф. №К-22 (ООО "Сервис" пивзавод) РУ-0,4 кВ ТП 10/0,4 кВ ТП К-22-1 ЦЭ 6803 В 0865681003762981 2010 150/5 - 30 +0,09%+1267 кВтч в мес - СН 2 8 контактные присоединения наконечников КЛ-0,4 кВ в РУ-0,4 кВ ТПк3-21 КЛ-0,4 кВ ф. №4 от ТП 6/0,4 кВ К-3-21 (ООО "Сервис" гостиница) РУ-0,4 кВ ТП 6/0,4 кВ ТП К-3-21 (ВРУ-0,4 кВ гостиницы) ЦЭ 6803 В 0865681007762929 2008 150/5 - 30 +0,04% - СН 2 9 контанктные соединения проводов ВЛ-0,4кВ ф.№1 на опоре №14 и изолированного провода на киоск "Фея" ответвление ,выполненное изолированным проводом с опоры №14 ВЛ-0,4 кВ ф.№1 (ООО "Сервис" киоск Фея) ВРУ-0,22 кВ киоска СО-ИБ 2 22558 2008 - - 1 +0,25% - НН 10 контактные соединения проводов ВЛ-0,4 кВ ф.№1 на опоре <***>/3 и КЛ-0,4кВ кафе "Континент" спуск КЛ-0,4 кВ от ВЛ-0,4кВ ф.№1 на опоре <***>/3 (ООО "Сервис" кафе Континент) ВРУ-0,4 кВ кафе СЕ303 010835066000081 2013 - - 1 +0,01% - НН 11 контактные соединения проводов на опоре №28/5 ВЛ-6кВ ф.К-2 и проводов ВЛ-6кВ в сторону ТП-9-К-2 ответвления от опоры №28/6 ВЛ-6кВ ф. №К-2 (ООО "Сервис" база) РУ-0,4 кВ ТП 6/0,4 кВ ТП К-2-9 ТРИО 0082556 2008 150/5 - 30 +0,28%+745 кВтч в мес - СН 2 12 контактные соединения проводов ВЛ-6кВ ф.К-2 на опоре "РСТ 53-К-2 и провода на разъединитель в сторону ТП 53-К-2 ответвление с опоры "РТП 53-К-2" ВЛ-6кВ ф. №К-2(ООО "Кяхталестопром") РУ-0,4 кВ ТП 6/0,4 кВ ТП К-2-53 Меркурий 230 АМ-03 2698604 2005 100/5 - 20 +0,11%+729 кВтч в мес СН 2 13 контактное соединение проводов Вл-6кВ ф.10 на опоре №13/9/1 и проводов ВЛ-6кВ в сторону ТП-16-К10 ответвление от ВЛ-6кВ ф.<***> на опоре №13/9/1 (ИП "ФИО4" производственная база) РУ-0,4 кВ ТП 6/0,4 кВ ТП К-10-16 ТРИО 053502606 2008 150/5 - 30 +0,19%+255 кВтч в мес - СН 2 14 контактные соединения проводов ВЛ-0,4 кВ. на опоре №7 и КЛ-0,4 кВ. на магазин ответвление, выполненное кабелем с опоры №7 ВЛ-0,4 кВ (ИП "ФИО4" магазин) ВРУ-0,4 кВ магазина по ул. Ленина, 40 г. Кяхта ЦЭ 6803 ВМ Р32 011076071003560 2013 - - 1 +0,2% - НН 15 контактные соединения наконечников, отходящей КЛ-0,4кВ. Ф.№3 от ТП-53-К-3 на потребителя КЛ-0,4 кВ ф. №3 ТП-53-К-3 (ИП "ФИО4" магазин) ВРУ-0,4 кВ магазина по ул. Рабочая, 59 г. Кяхта СА4-518 7259 2008 - - 1 +0,07% - СН 2 16 контактное соединение проводов ВЛ-0,4кВ ф.5 на опоре №3 и изолированного провода на магазин ответвление, выполненное с опоры №3 ВЛ-0,4 кВ ф. №5 (ИП "ФИО5") ВРУ-0,4 кВ магазина "Ассортимент" ЦЭ 6803 ВШ 009131054016366 2013 - - 1 +0,07% - НН 17 контактные соединения КЛ-0,4кВ. В РУ-0,4кВ ТП-53-К3 КЛ-0,4кВ. От ТП-53-К-3 (ИП "ФИО5") ВРУ-0,4 кВ магазина "Василиса" ЦЭ 680 3ВШ М7 Р32 009131064016425 2013 - - 1 +0,71% - НН 18 контактное соединение кабельной линии 0,4кВ к ТП-36-К2 в РУ-0,4кВ КЛ-0,4 кВ от ТП-36-К2 в РУ-0,4кВ (ИП "ФИО6") ВРУ-0,4 кВ хлебопекарни, ул. С. Лазо, 4 г. Кяхта ТРИО 007306813 2013 200/5 - 40 +1,37% - СН 2 19 контактное соединение кабельное линии о,4 кВ к ТП-55-К3 в РУ-0,4кВ КЛ-0,4 кВ от ТП-55-К3 в РУ-0,4кВ (ИП "ФИО6") ВРУ-0,4 кВ хлебопекарни, ул. С. Лазо, 4 г. Кяхта ТРИО У 006083313 2013 200/5 - 40 +0,22% - СН 2 20 контактные соединения проводов на опоре №42 ВЛ-6кВ ф.К-2 и проводов на разъединитель в сторону ТПК-2-7 Спуск с опоры №42 ВЛ-6кВ ф. №К-2(ИП "ФИО7") РУ-0,4 кВ, ТП 6/0,4 кВ ТП К-2-7 ЦЭ 6803 ВШ/1 009131066013736 2013 - - 1 +0,18%+237 кВтч в мес - СН 2 21 место присоединения ЯРВ-250 с секцией шин 0,4кВ в ТП36-К-2 КЛ-0,4 кВ от ТП 6/0,4 кВ ТП 36-К2 (ИП "ФИО7") ВРУ-0,4 кВ магазина ИП СА4-678 030193807 2007 - - 1 +0,14% - СН 2 22 контактные соединения проводов на опоре №28/12 ВЛ-6кВ. Ф.К-2 и провода на РЛНД ответвление от ВЛ-6 кВ ф. №К-2 на опоре №28/12 (ИП "ФИО8"/ООО Рамир) РУ-0,4 кВ ТП 6/0,4 кВ ТП К-2-б/н ЦЭ 6803 В 0865680704170514 2008 200/5 - 40 +0,14%+455 кВтч в мес - СН 2 23 контактные соединения проводов ВЛ-0,4 кВ ф.№К-2 на опоре №4 и КЛ-0,4 кВ. магазин "Престиж" ответвления КЛ-0,4кВ. от ВЛ-6кВ. ф.№К-2 на опоре №4 (ИП "ФИО8"/ООО "Рамир") ВРУ-0,4 кВ мазазина "Престиж" ул. Серова 5 нева-301 1 то 0000016 2013 50/5 - 10 +0,08% - НН 24 контактные соединения наконечников, отходящей КЛ-0,4кВ от ТП К-2-36 на потребителя КЛ-0,4 кВ от ТП 6/0,4 кВ ТП К-2-36 (ИП "ФИО8"/ООО "Рамир") ВРУ-0,4 кВ мазазина Электроинструменты Меркурий 230 15475754 2013 - - 1 +0,08% - СН 2 25 контактные соединения проводов ВЛ-6кВ.ф.№К-11 на опоре №85 и проводов ВЛ-6кВ в сторону ТП-4-К-11 Ответвление от опоры №85 ВЛ-6кВ ф. №К-11 (ИП "ФИО9") РУ-0,4 кВ ТП 6/0,4 кВ ТП К-11-2 ЦЭ 6803 В 007882037003296 2013 - - 1 +0,1%+238 кВтч в мес - СН 2 26 контактные соединения проводов ВЛ-10кВ ф.№3 на опоре №5 и проводов ВЛ-10кВ в сторону объектов ФБУ ИК-8 УФСИН РФ по РБ Ответвление от опоры №5 ВЛ-10 кВ ф. №3 (ФБУ ИК-8 УФСИН по РБ) РУ 10 кВ ПС 35 кВ "Зенит" ЕА02 RAL-P2B-3 01145849 2008 100/5 10000/100 2 000 - СН 2 ДНТ "Ручеек" ТП-1 ул. Цветочная РУ-0,4 кВ ТП 10/0,4 кВ ТРИО 031905409 2010 100/5 - 20 +1,89% в линии + 2,44% в тр-ре СН 2 ДНТ "Ручеек" ТП-2 ул. Центральная РУ-0,4 кВ ТП 10/0,4 кВ ТРИО 047676708 2010 300/5 - 60 +1,89% в линии + 2,44% в тр-ре СН 2 ДНТ "Ручеек" ТП-3 ул. Центральная РУ-0,4 кВ ТП 10/0,4 кВ СА4У-И672 199917 2010 300/5 - 60 +1,89% в линии + 2,44% в тр-ре СН 2 ПОДПИСИ СТОРОН: Сетевая организация 1: Сетевая организация 2: Заместитель директора по развитию и реализации Генеральный директор услуг филиала ПАО "МРСК Сибири" -"Бурятэнерго" ООО "ЭНКОМ" _________________ ФИО10 _________________ ФИО11 м.п. м.п. Приложение №1.2 К договору оказания услуг по передаче электроэнергии от "22" августа 2014 г. Перечень точек поставки электрической энергии из электрической сети ФИО12 организации 2 в электрические сети ФИО12 организации 1 № п/п Наименование присоединения/электроустановки точка поставки Сведения об учете электрической энергии величина нормативных потерь на участке сети от границы балансовой принадлежности до метса установки прибора учета (+,-%) Примечание уровень напряжения, кВ Место установки счетчика Тип счетчика Заводской номер счетчика Дата гос.поверки счетчика Ктт Ктн Ку 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 1 ответвление от опоры №92 ВЛ-10кВ ф.3 (ДНТ "Предприниматель") контактные соединения проводов ВЛ-10кВ ф.№3 на опоре №92 и проводов ВЛ-10кВ в сторону объекта ДНТ "Предприниматель" РУ-0,4 кВ ТП 10/0,4 кВ ЦЭ 6803В 0747980305647510 2013 - - 1 +0,05% в линии + 7,58% в тр-ре - СН 2 РУ-0,4 кВ ТП 10/0,4 кВ ЦЭ 6803В 0747980305691513 2013 - - 1 +0,05% в линии + 7,58% в тр-ре - СН 2 ПОДПИСИ СТОРОН: Сетевая организация 1: Сетевая организация 2: Заместитель директора по развитию и реализации Генеральный директор услуг филиала ПАО "МРСК Сибири" -"Бурятэнерго" ООО "ЭНКОМ" _________________ ФИО10 _________________ ФИО11 м.п. м.п. Приложение № 2 К договору оказания услуг по передаче электроэнергии от "22" августа 2014 г. Технические характеристики точек присоединения № наименование присоединения напряжение, кВ пропускная способность, МВА максимальная мощность, МВт 1 Ответвление от ВЛ-10 кВ ф. №4 на опоре №193/55 (МАОУ ЦСТАП"Эдельвейс") 10 0,16 0,136 2 Ответвление от ВЛ-10 кВ ф. НС-3 на опоре №8/9 (ДНП "Вахмистрово") 10 0,63 0,535 3 Ответвление от ВЛ-6 кВ ф. №Г-1 "Бараты" на опоре №6 (ООО "Симпэкс") 6 0,4 0,34 4 Отпайка от ВЛ-6 кВ ф. №ГРЭС-2 на опоре №56/4/4 (ООО "Мархана") 6 0,4 0,34 5 ответвления от ВЛ-6 кВ ф. №ТЭЦ-2 на опоре №9/4 (ИП "ФИО3") 6 0,4 0,08975 6 ответвление от опоры №33/68 ВЛ-10 кВ ф. №К-7 (ООО "Сервис" подс. х-во) 10 0,04 0,01 7 ответвление с опоры №22 ВЛ -10 кВ ф. №К-22 (ООО "Сервис" пивзавод) 10 0,4 0,340 8 КЛ-0,4 кВ ф. №4 от ТП 6/0,4 кВ ТП К-3-21 (ООО "Сервис" гостиница) 0,4 - 0,05 9 Ответвление, выполненное изолированным проводом с опоры №14 ВЛ-0,4кВ ф.№1 (ООО "Сервис" киоск Фея) 0,22 - 0,0025 10 спуск КЛ-0,4 кВ от ВЛ-0,4 кВ ф. №1 на опоре <***>/3 (ООО "Сервис" кафе Континент) 0,4 - 0,02 11 ответвление от опоры №28/5 ВЛ-6кВ ф. №К-2 (ООО "Сервис" база) 6 0,4 0,009 12 ответвления с опоры "РТП 53-К-2" ВЛ-6кВ ф. №К-2(ООО "Кяхталестопром") 6 0,1 0,07014 13 ответвление от ВЛ-6кВ ф.<***> на опоре №13/9/1 (ИП "ФИО4" производственная база) 6 0,04 0,02125 14 ответвление, выполненное кабелем с опоры №7 ВЛ-0,4 кВ (ИП "ФИО4" магазин) 0,4 - 0,015 15 КЛ-0,4 кВ ф. №3 ТП-53-К-3 (ИП "ФИО4" магазин) 0,4 - 0,005 16 Ответвление, выполненное изолированным проводом с опоры №3 ВЛ-0,4кВ ф.5(ИП "ФИО5") 0,4 - 0,0055 17 КЛ-0,4 кВ. от ТП-53-К3(ИП "ФИО5") 0,4 - 0,0231 18 КЛ-0,4 кВ от ТП-36-К2 в РУ-0,4 кВ (ИП "ФИО6") 0,4 - 0,09 19 КЛ-0,4 кВ от ТП-55-К3 в РУ-0,4кВ (ИП "ФИО6") 0,4 - 0,09 20 Ответвление с опоры №42 ВЛ-6кВ ф.№К-2 (ИП "ФИО7") 6 0,063 0,025 21 КЛ-0,4 кВ от ТП 6/0,4 кВ ТП36-К2 (ИП "ФИО7") 0,4 - 0,0113 22 Ответвление от ВЛ-6 кВ ф. №К-2 на опоре №28/12 (ИП "ФИО8"/ООО "Рамир") 6 0,16 0,03 23 Ответвление КЛ-0,4 кВ. от ВЛ-6кВ. Ф.№К-2 на опоре №4 (ИП "ФИО8"/ООО "Рамир") 0,4 - 0,015 24 КЛ-0,4 кВ от ТП 6/0,4 кВ ТП К-2-36 (ИП "ФИО8"/ООО "Рамир") 0,4 - 0,0212 25 Ответвление от опоры №85 ВЛ-6кВ ф. №К-11 (ИП "ФИО9") 6 0,063 0,015 26 ответвление от опоры №5 ВЛ-10 кВ ф. 3 (ФБУ ИК-8 УФСИН по РБ) 10 0,63 0,53 27 ответвление от опоры №92 ВЛ-10кВ ф. 3 (ДНТ "Предприниматель" 10 0,63 0,53 Сетевая организация 1: Заместитель директора по развитию и реализации услуг филиала ПАО "МРСК Сибири" -"Бурятэнерго" _____________________ ФИО10 М.П. Сетевая организация 2: Генеральный директор ООО "ЭНКОМ" ________________________ФИО11 М.П. Приложение № 3 К договору оказания услуг по передаче электроэнергии от "22" августа 2014 г. Плановое количество электрической энергии с разбивкой по месяцам № Период Плановые объемы передачи электрической энергии из сети ФИО12 организации 1 в сети ФИО12 организации 2. Плановые объемы передачи электрической энергии из сети ФИО12 организации 2 в сети ФИО12 организации 1. кВт*ч тыс кВт*ч ВН СН1 СН2 НН ИТОГО: ВН СН1 СН2 НН ИТОГО: 1 январь 0 0 471 429 6 728 471 429 - - 452 - 452 2 февраль 0 0 394 027 6 621 394 027 - - 419 - 419 3 март 0 0 384 754 5 876 384 754 - - 302 - 302 4 апрель 0 0 359 967 10 914 359 967 - - 528 - 528 5 май 0 0 375 986 5 042 375 986 - - 635 - 635 6 июнь 0 0 364 942 4 529 364 942 - - 1 124 - 1 124 7 июль 0 0 381 011 4 368 381 011 - - 943 - 943 8 август 0 0 372 826 2 661 372 826 - - 1 059 - 1 059 9 сентябрь 0 0 381 001 3 004 381 001 - - 562 - 562 10 октябрь 0 0 365 912 5 912 365 912 - - 499 - 499 11 ноябрь 0 0 376 102 2 753 376 102 - - 387 - 387 12 декабрь 0 0 453 076 5 500 453 076 - - 484 - 484 13 Год 0 0 4 681 033 63 908 4 681 033 0 0 7 394 0 7 394 Величена заявленной мощности с разбивкой по месяцам № Период Плановые объемы передачи электрической энергии из сети ФИО12 организации 1 в сети ФИО12 организации 2. Плановые объемы передачи электрической энергии из сети ФИО12 организации 2 в сети ФИО12 организации 1. МВт МВт ВН СН1 СН2 НН ИТОГО: ВН СН1 СН2 НН ИТОГО: 1 январь 0 0 0,982 0,014 0,996 - - 0,001 - 0,001 2 февраль 0 0 0,912 0,015 0,927 - - 0,001 - 0,001 3 март 0 0 0,802 0,012 0,814 - - 0,001 - 0,001 4 апрель 0 0 0,750 0,023 0,773 - - 0,001 - 0,001 5 май 0 0 0,783 0,011 0,794 - - 0,001 - 0,001 6 июнь 0 0 0,760 0,009 0,770 - - 0,002 - 0,002 7 июль 0 0 0,794 0,009 0,803 - - 0,002 - 0,002 8 август 0 0 0,777 0,006 0,782 - - 0,002 - 0,002 9 сентябрь 0 0 0,794 0,006 0,800 - - 0,001 - 0,001 10 октябрь 0 0 0,762 0,012 0,775 - - 0,001 - 0,001 11 ноябрь 0 0 0,784 0,006 0,789 - - 0,001 - 0,001 12 декабрь 0 0 0,944 0,011 0,955 - - 0,001 - 0,001 13 Год 0 0 0,820 0,011 0,832 0 0 0,001 0 0,016 ПОДПИСИ СТОРОН: Сетевая организация 1: Сетевая организация 2: Заместитель директора по развитию и реализации Генеральный директор услуг филиала ПАО "МРСК Сибири" -"Бурятэнерго" ООО "Энком" _________________ ФИО10 ___________________ ФИО11 М.П. М.П. Приложение № 4 к Договору оказания услуг по передаче электрической энергии «22» августа 2014 г. Регламент о порядке расчета и согласования объемов переданной электрической энергии 1. В целях осуществления учета электроэнергии в точках поставки (присоединения) и до исполнения Сторонами п. 3.1.14 Договора оказания услуг по передаче электрической энергии от «22» августа 2014 г. (далее Договор), Стороны используют приборы учета электрической энергии, установленные на момент заключения Договора, перечень которых приведен в Приложениях №1.1, №1.2 к Договору. 2. В целях исполнения Сторонами пункта 3.1.14 Договора Стороны учитывают следующие характеристики приборов учета: 2.1. Для учета электрической энергии в точках присоединения объектов электросетевого хозяйства Сторон по Договору с максимальной мощностью менее 670 кВт, подлежат использованию приборы учета класса точности 1,0 и выше - для точек присоединения к объектам электросетевого хозяйства напряжением 35 кВ и ниже и класса точности 0,5S и выше - для точек присоединения к объектам электросетевого хозяйства напряжением 110 кВ и выше. 2.2. Для учета электрической энергии в точках присоединения объектов электросетевого хозяйства Сторон по Договору с максимальной мощностью не менее 670 кВт подлежат использованию приборы учета, позволяющие измерять почасовые объемы потребления электрической энергии, класса точности 0,5S и выше, обеспечивающие хранение данных о почасовых объемах потребления электрической энергии за последние 120 дней и более или включенные в систему учета. 2.3. Класс точности измерительных трансформаторов, используемых в измерительных комплексах для установки (подключения) приборов учета, должен быть не ниже 0,5. Допускается использование измерительных трансформаторов напряжения класса точности 1,0 для установки (подключения) приборов учета класса точности 2,0. 2.4. Для учета реактивной мощности подлежат использованию приборы учета, позволяющие учитывать реактивную мощность или совмещающие учет активной и реактивной мощности и измеряющие почасовые объемы потребления реактивной мощности классом точности не ниже 2,0. 2.5. Использование интегральных приборов учета, в целях определения почасовых объемов, допускается на объектах напряжением 10кВ и ниже при условии, что суммарная максимальная мощность по данным точкам поставки не превышает 2,5% максимальной мощности всех точек поставки в границах балансовой принадлежности Сторон. 3. Объем фактически переданной за расчетный период электрической энергии из сети ФИО12 организации 1 в сеть ФИО12 организации 2 определяется по приборам учета, указанным в Приложении №1.1 к Договору. 4. Объем фактически переданной за расчетный период электрической энергии из сети ФИО12 организации 2 в сеть ФИО12 организации 1 определяется по приборам учета, указанным в Приложении №1.2 к Договору. 5. Стороны обязуются незамедлительно вносить изменения в указанный перечень, путем подписания дополнительных соглашений к настоящему договору, в следующих случаях: - при замене приборов учета либо изменении технических характеристик элементов измерительных комплексов; - при принятии на баланс ФИО12 организацией 2 (ФИО12 организации 1) электрооборудования, присоединенного к сетям ФИО12 организации 1 (ФИО12 организации 2), либо при изменении схемы присоединения электроустановок ФИО12 организации 2 (ФИО12 организации 1) к сетям ФИО12 организации 1 (ФИО12 организации 2); - при установке (переносе) средств измерений; - при вводе в эксплуатацию контрольных средств измерения. 6. В случае если прибор учета установлен не на границе балансовой принадлежности), объем переданной электроэнергии корректируется на величину потерь на участке сети от точек поставки до места установки прибора учета, указанных в Приложении № 1.1, № 1.2 к Договору. Величина потерь электрической энергии определяется по соглашению Сторон в соответствии с актом уполномоченного федерального органа, регламентирующим расчет нормативов технологических потерь электрической энергии при ее передаче; 7. Стороны обязуются принять участие в приемке вновь устанавливаемых систем учета электроэнергии или замене систем учета. Сторона, отказавшаяся от участия в принятии или замене расчетной (контрольной) системы учета обязана направить в разумные сроки (до планируемой даты приемки вновь устанавливаемых систем учета или замены) другой стороне мотивированный отказ. Замена расчетной (контрольной) системы учета в этом случае производится в отсутствие представителя другой Стороны. 8. В случае, если приборы учета имеются у обеих Сторон и их технические характеристики совпадают, в качестве расчетного прибора учета выбирается (в порядке убывания приоритета): - прибор учета, в том числе входящий в измерительный комплекс, обеспечивающий проведение измерений с минимальной величиной потерь электрической энергии от места его установки до точки поставки (при номинальных токах и напряжениях); - при равных величинах потерь электрической энергии от места установки такого прибора учета до точки поставки в качестве расчетного принимается прибор учета, в том числе входящий в измерительный комплекс, обеспечивающий минимальную величину погрешности измерительного канала. Погрешность измерительного канала определяется в соответствии с нормативным правовым актом уполномоченного федерального органа, регламентирующим расчет нормативов технологических потерь электрической энергии при ее передаче; - при равенстве условий, указанных в абзацах втором и третьем настоящего пункта, в качестве расчетного принимается прибор учета, позволяющий измерять почасовые объемы потребления (производства) электрической энергии, в том числе входящий в измерительный комплекс; - при равенстве условий, указанных в абзацах втором - четвертом настоящего пункта, в качестве расчетного принимается прибор учета, входящий в состав автоматизированной информационно-измерительной системы учета. 9. Порядок определения количества электроэнергии при выходе из строя, либо отсутствии приборов учета, истечении срока межповерочного интервала приборов учета, при непредставлении показаний приборов учета и недопуске к приборам учета. 9.1. При обнаружении неисправности расчетного средства измерения Стороной, на объекте которой он установлен, Сторона, обслуживающая данное средство измерения, должна произвести запись показаний расчетного и контрольного средств измерений (при наличии) и незамедлительно сообщить об этом другой Стороне. 9.2. Неисправность средств измерений определяется: - по внешним признакам прибора учета электроэнергии; - по результатам инструментальной проверки систем учета; - по расхождению величины расхода, определенного по показаниям расчетного и контрольного средства измерения. 9.3. Факт обнаружения неисправности или замена прибора учета оформляется Актом, в котором фиксируются: - дата обнаружения неисправности прибора учета; - причина нарушения работы прибора учета; - срок устранения неисправности (замены) прибора учета; - тип и № снятого и установленного прибора учета; - показания снятого и установленного прибора учета; - параметры ТТ; - параметры ТН; - дата поверки устанавливаемого прибора учета. 9.4. В случаях неисправности или утраты расчетного прибора учета, истечения срока межповерочного интервала расчетного прибора учета, либо его демонтажа в связи с поверкой, ремонтом или заменой, определение объема электрической энергии осуществляется Сторонами исходя из показаний контрольного прибора учета с даты наступления указанных событий. В случае отсутствия контрольного прибора учета применению подлежит следующий порядок определения объема переданной электрической энергии: 9.4.1. В течение первых 2 расчетных периодов - на основании показаний расчетного прибора учета, установленного в отношении соответствующей точки поставки, за аналогичный период предыдущего года. Указанный способ расчета используется при условии наличия статистики за период не менее, чем за один год. В случаях, если период работы расчетного прибора учета составил менее года, расчет объема переданной электрической энергии осуществляется исходя из показаний расчетного прибора учета, установленного в отношении соответствующей точки поставки, за предыдущий расчетный период (в случае отсутствия показаний за предыдущий расчетный период, расчет производится исходя из показаний расчетного прибора учета, установленного в отношении соответствующей точки поставки, за последний период, в котором определение объема переданной электроэнергии осуществлялось на основании данных приборов учета). 9.4.2. Начиная с 3-го расчетного периода вплоть до даты установки и допуска в эксплуатацию расчетного прибора учета – расчетным способом, указанным в пункте 9.5. настоящего Регламента. 9.5. При непредставлении показаний расчетного прибора учета, а так же в случае 2-кратного недопуска к такому расчетному прибору учета любой из Сторон, объем переданной электроэнергии определяется исходя из показаний контрольного прибора учета. В случае отсутствия контрольного прибора учета для Стороны, не предоставившей показания приборов учета и не допустившей к приборам учета, подлежит применению следующий порядок определения объема переданной электрической энергии: - объем электрической энергии, принятой ею в данной точке присоединения, определяется исходя из максимальных среднесуточных значений за месяц, в котором было зафиксировано наибольшее поступление в сеть по данной точке поставки за прошедший год; -объем электрической энергии, отпущенной ею из данной точки присоединения, определяется по минимальным среднесуточным значениям за месяц, в котором был зафиксирован наименьший отпуск из сети по данной точке поставки за прошедший год. 9.6. В случае отсутствия приборов учета в границах балансовой и эксплуатационной ответственности Сторон, объем переданной электрической энергии определяется следующим расчетным способом: , где: - максимальная мощность энергопринимающих устройств, относящаяся к соответствующей точке поставки, определенная Сторонами в Приложении №2 «Технические характеристики точек присоединения»,МВт; Т – количество часов в расчетном периоде, ч; 9.7. Расчет объема переданной электрической энергии в случаях, предусмотренных пунктами 9.4., 9.5. и 9.6. настоящего Регламента, оформляется отдельным Актом расчета количества электроэнергии. Акт оформляется Стороной договора, не получившей сведения о показаниях приборов учета, расположенных в границах противоположной Стороны. Акт составляется по форме Приложения № 1 к настоящему Регламенту. 10. Для определения объемов электроэнергии, переданной Сторонами по настоящему Договору, оформляется Акт приема-передачи электроэнергии по форме Приложения № 5 к Договору. 11. Определение объемов переданной по настоящему Договору электрической энергии, и согласование актов приема-передачи электроэнергии происходит в следующем порядке: 11.1. 1-го числа месяца, следующего за расчётным, Стороны осуществляют снятие показаний по расчетным и контрольным приборам учета (при их наличии) за расчетный период и опрос с помощью программного обеспечения почасовых значений принятой/отпущенной электрической энергии по всем точкам поставки (присоединения).Стороны имеют равное право на получение данных коммерческого учета, включая доступ к расчетным и контрольным приборам учета любой из сторон для снятия показаний. Сторона, на оборудовании которой установлены расчетные средства измерений, показания которых принимаются для формирования данных коммерческого учета, обеспечивает контроль достоверности собранных оперативных данных по каждому из этих средств измерений. 11.2. До 2-го числа месяца следующего за расчетным, Стороны обмениваются данными, полученными при снятии показаний приборов учета электроэнергии. Показания расчетных приборов учета сообщаются другой Стороне с использованием телефонной связи, электронной почты или иным способом. В письменной форме составляется Акт снятия показаний расчетных приборов учета по форме Приложения №2 к настоящему Регламенту. Стороны вправе привлекать третьих лиц для исполнения обязательств по снятию показаний приборов учета электроэнергии и формированию данных об объемах переданной (принятой) за расчетный период электроэнергии. При этом Сторона, привлекающая третьих лиц, несет ответственность перед другой Стороной за действия третьих лиц при выполнении указанных обязательств. 11.3. До 3-го числа месяца, следующего за расчетным, Стороны на основании полученных данных формируют акт приема-передачи электроэнергии в соответствии с формой, указанной в Приложении № 5 к Договору, подписывают акт и в четырех экземплярах направляют на согласование другой Стороне. 11.4. До 4-го числа месяца, следующего за расчетным, Стороны согласовывают вышеназванный акт и возвращают другой стороне договора два подписанных экземпляра. При возникновении обоснованных претензий к объему переданной электрической энергии, Сторона обязана сделать соответствующую отметку в акте, указать отдельно в акте неоспариваемую и оспариваемую часть переданной электрической энергии, подписать акт в неоспариваемой части, и предоставить другой Стороне в срок до 4-го числа месяца, следующего за расчетным, претензию с приложением протокола разногласий к акту и доказательной базы по каждой позиции указанных разногласий. Если Стороны не успевают не позднее 4 числа передать друг другу подписанные акты приема-передачи электрической энергии, то Стороны обмениваются подписанными сканированными копиями актов в электронном виде, либо посредством факсимильной связи. До получения оригиналов Актов, сканированные и факсимильные копии признаются Сторонами равнозначными оригиналам. Оригиналы актов высылаются по почте в течение 3 календарных дней. 11.5. Непредставление или несвоевременное представление Сторонами, в соответствии с п. 11.4. настоящего Регламента, подписанных со своей стороны актов приема-передачи электроэнергии, свидетельствует о согласии Сторон об объеме переданной электрической энергии, указанном в акте приема-передачи электрической энергии. 11.6. Не позднее 7 числа месяца, следующего за расчетным, Стороны формируют Акт об оказании услуг по передаче электрической энергии по форме Приложения № 6 к настоящему Договору в 3-х экземплярах (один экземпляр для ФИО12 организации 2, два экземпляра для ФИО12 организации 1), подписывают их, скрепляют печатью и направляют в адрес ФИО12 организации - плательщика заказным письмом с уведомлением либо иным способом. 12. В случае возникновения разногласий в отношении объемов переданной /принятой электроэнергии за расчётный период Стороны принимают необходимые меры по их урегулированию между собой. 13. Проверка правильности снятия показания расчетных приборов учета (контрольное снятие показаний) осуществляется Сторонами не чаще 1 раза в месяц. Для контрольного снятия показаний Сетевые организации вправе привлекать третьих лиц. При этом Сторона, привлекающая третьих лиц, несет ответственность перед другой Стороной за действия третьих лиц при выполнении указанных обязательств. 14. В случае, если для проведения контрольного снятия показаний Сторонам требуется допуск к объектам электросетевого хозяйства, в границах которых установлен расчетный прибор учета, то Стороны за 5 рабочих дней до планируемой даты его проведения направляют Уведомление о необходимости обеспечения допуска, содержащее время и дату проведения контрольного снятия показаний, а так же информацию о последствиях недопуска. 15. В случае недопуска ФИО12 организации к приборам учета, в указанные в Уведомлении дату и время, данной ФИО12 организацией составляется Акт о недопуске к приборам учета (по форме Приложения №3 к настоящему Регламенту), в котором указывается время и дата недопуска, адрес объекта электросетевого хозяйства, в отношении которых установлен прибор учета, допуск к которому не был обеспечен. Указанный акт составляется в количестве экземпляров по числу участвующих лиц и подписывается уполномоченными представителями Стороны, которой было отказано в допуске и Стороны, недопустившей к приборам учета, а в случае отсутствия последнего - двумя незаинтересованными лицами. 16. После этого Сетевая организация повторно направляет указанное уведомление. При повторном недопуске сетевой организации к проведению контрольного снятия показаний, объем переданной электрической энергии определяется расчетным способом, указанным в п. 9.5. настоящего Регламента. Приложение к настоящему Регламенту: 1. Приложение №1 «Форма акта расчета количества электроэнергии». 2. Приложение №2 «Форма акта снятия показаний приборов учета». 3. Приложение №3 «Форма акта о недопуске к прибору учета». ПОДПИСИ СТОРОН: «Сетевая организация 1»: «Сетевая организация 2»: Заместитель директора по развитию Генеральный директор и реализации услуг филиала ООО «Энком» ПАО «МРСК Сибири» - «Бурятэнерго» ______________________ ФИО10 _________________ ФИО11 М.П. М.П. Приложение №1 к Приложению №4 к Договору оказания услуг по передаче электрической энергии от «22» августа 2014 г. «Форма акта согласована» «Форма акта согласована» Сетевая организация 1: Сетевая организация 2: Заместитель директора по развитию и Генеральный директор реализации услуг филиала ООО «Энком» ПАО «МРСК Сибири»-«Бурятэнерго» _____________________ФИО10 ____________________ФИО11 м.п. м.п. Акта расчета количества электроэнергии №_______________ от «__» ________ 20__г. Настоящий Акт составлен на основании договора оказания услуг по передаче электрической энергии от «22» августа 2014 г., по точкам поставки в границах балансовой принадлежности по сечению: филиал ПАО «МРСК Сибири» - «Бурятэнерго» – ООО «Энком». В связи с ______________________ (указать причину, по которой произведен расчет количества электроэнергии) расчет расхода электроэнергии по (место установки; наименование присоединения; тип; номер, показания прибора учета) за период с «____»____________20__г. по «___»________________20___г. , составил, ___________________кВтч/кварч: на основании __________________: (способ расчета выбирается ФИО12 организацией в зависимости от событий, изложенных в п. 9.4; 9.5; 9.6 Приложения №4 Договора оказания услуг по передаче электроэнергии от «22» августа 2014 г.)., в т.ч. (указать как и на основании каких данных произведен расчет): Представитель ФИО12 организации 1 ____________________________/_______________ Представитель ФИО12 организации 2______________________________/______________ Приложение №2 к Приложению №4 к Договору оказания услуг по передаче электрической энергии от «22» августа 2014 г. «Форма акта согласована» «Форма акта согласована» Сетевая организация 1: Сетевая организация 2: Заместитель директора по развитию и Генеральный директор реализации услуг филиала ООО «Энком» ПАО «МРСК Сибири»-«Бурятэнерго» _____________________ ФИО10 ____________________ФИО11 м.п. м.п. АКТ СНЯТИЯ ПОКАЗАНИЙ ПРИБОРОВ УЧЕТА ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ № Наименование Присоединения Тип прибора учета Номер прибора учета Трансформатор тока Трансформатор напряжения Показания приборов учета Дата, время снятия показаний Предыдущее показание Конечное показание Примечание:______________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________ Представитель ФИО12 организации 1: _______________________________ . Представитель ФИО12 организации 2: _________________________________. Приложение №3 к Приложению №4 к Договору оказания услуг по передаче электрической энергии от «22» августа 2014 г. «Форма акта согласована» «Форма акта согласована» Сетевая организация 1: Сетевая организация 2: Заместитель директора по развитию и Генеральный директор реализации услуг филиала ООО «Энком» ПАО «МРСК Сибири»-«Бурятэнерго» _____________________ ФИО10 ____________________ ФИО11 м.п. м.п. АКТ О НЕДОПУСКЕ К ПРИБОРУ УЧЕТА «___»_________ 20__ г. Мною, представителем ФИО12 организации _______________________________, действующем на основании _________________________________________, в присутствии представителя ФИО12 организации _________________________________________ составлен акт о том, что: «_____»______________________20___г. , в ___,час.____мин. (время недопуска), по _____________________________________________ (объект электросетевого хозяйства, в отношении которого установлен прибор учета, допуск к которому не был обеспечен) по адресу: ______________________________________________________ был осуществлен недопуск к прибору(ам) учета для проведения контрольного снятия показаний. Представитель(ли) ФИО12 организации 1________________ /______________/ (Ф.И.О.) (подпись) Представитель(ли)ФИО12 организации1 _______________ /_____________/ (Ф.И.О.) (подпись) Представитель(ли) ФИО12 организации 2 _______________ /________________/ (Ф.И.О.) (подпись) Представитель(ли) ФИО12 организации 2______________ /___________________/ (Ф.И.О.) (подпись) При составлении акта присутствовали: _____________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________ (указать Ф.И.О (полностью).представителя, паспортные данные, адрес по прописке, контактный телефон – заполняется в случае отказа одной из Сторон в подписи акта). _____________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________ (указать Ф.И.О (полностью).представителя, паспортные данные, адрес по прописке, контактный телефон – заполняется в случае отказа одной из Сторон в подписи акта). ПРИЛОЖЕНИЕ № 5 к Договору оказания услуг по передаче электроэнергии от "22" августа 2014 г. «Форма акта согласована» «Форма акта согласована» Сетевая организация 1: Сетевая организация 2: Заместитель директора по развитию и реализации Генеральный директор услуг филиала ПАО "МРСК Сибири" -"Бурятэнерго" ООО "Энком" _________________ ФИО10 ________________________ФИО11 М.П. М.П. Акт приема-передачи электрической энергии от "_______"_____________20___г. за период с "___"_________20__г. по "___"__________20__г. № п/п точка присоединения место установки прибора учета Тип счетчика Заводской номер счетчика коэф. учета показания на начало расчетного периода показания на окончание расчетного периода разница показаний количество переданной-принятой электроэнергии, кВт/ч норматив. потери, -, +% норматив. потери, кВт/ч количество переданной-принятой электроэнергии с учетом потерь, кВт/ч Уровень напряжения данные другой Стороны по Договору 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 1. Передано э/энергии из сети ПАО "МРСК Сибири" в сети ООО "Энком" 2. Передано э/энергии из сети ООО "Энком" в сети ПАО "МРСК Сибири" ПОДПИСИ СТОРОН Сетевая организация 1:Сетевая организация 2: _____________ ______________ М.П.М.П. Приложение № 6 к Договору оказания услуг по передаче электрической энергии «22» августа 2014 г. Приложение № 7 к Договору оказания услуг по передаче электрической энергии «22» августа 2014 г. Сводный акт разграничения балансовой принадлежности сетей и эксплуатационной ответственности Сторон № п/п Наименование присоединения точка присоединения Наименование подстанции Граница балансовой принадлежности Эксплуатационная ответственность ПАО "МРСК Сибири" Эксплуатационная ответственность ООО "ЭНКОМ" 1 Ответвление от ВЛ-10 кВ ф. №4 на опоре №193/55 (МАОУ ЦСТАП"Эдельвейс") контактные соединения проводов ВЛ-10кВ ф.4 ПС "Онохой" и проводов ВЛ-10кВ в сторону МАОУ ЦСТАП "Эдельвейс" ПС 110/35/10кВ "Онохой" Условная линия, проходящая по контактным соединениям проводов ВЛ-10кВ ф.4 ПС "Онохой" и проводов ВЛ-10кВ в сторону МАОУ "ЦСТАП Эдельвейс" на опоре №193/55 ВЛ-10кВ.ф.4 ПС "Онохой" ПС 110/35/10 кВ "Онохой". ВЛ-10 кВ ф. №4, в том числе опора №193/55 Ответвление от опоры №193/55 ВЛ-10кВ. ф. №4 на ТП 10/0,4 кВ ТП-2094 "Чайка", приборы учета. все последующие соединения 2 Ответвление от ВЛ-10 кВ ф. НС-3 на опоре №8/9 (ДНП "Вахмистрово") контактные соединения проводов ВЛ-10кВ. Ф.НС-3 и проводов ВЛ-10кВ в сторону объекта ДНП "Вахмистрово" на опоре №8/9 ПС 35/10 кВ "Нижний Саянтуй" Условная линия, проходящая по контактным соединениям проводов ВЛ-10кВ ф.НС-3 и проводов ВЛ-10кВ в сторону объекта ДНП "Вахмистрово" ВЛ-10 кВ ф. №НС-3, в том числе опора №8/12 Отпайка от опоры №8/12 ВЛ-10 кВ ф. №НС-3 на ТП 10/0,4 кВ ТП-НС-3-9 и ТП 10/0,4 кВ ТП-НС-3-9, приборы учета. все последующие соединения 3 Ответвление от ВЛ-6 кВ ф. №Г-1 "Бараты" на опоре №6 (ООО "Симпэкс") контактные соединения проводов на опоре №6 ВЛ-10кВ. фГ-1 "бараты" и проводов ВЛ-10кВ в сторону ТП-Г-1-26 ПС 110/35/6-10 кВ "Гусиноозерская" Условная линия, проходящая по контактным соединениям проводов на опоре №6 ВЛ-10кВ. ф.рам опоры №6 ВЛ-10 кВ ф. №Г-1 "Бараты" ВЛ-10кВ ф. Г-1 "Бараты", в том числе опора №6 Ответвление от опоры №6 ВЛ-10 кВ ф.Г-1 "Бараты" на ТП Г-1-26, приборы учета, все последующие соединения. 4 Ответвление от ВЛ-6 кВ ф. №ГРЭС-2 на опоре №56/4/4 (ООО "Мархана") контактные соединения проводов ВЛ-6кВ. Ф.ГРЭС-2 на опоре №56/4/4 и проводов ВЛ-6кВ.на ТП 6/0,4кВ ПС 110/35/6-10 кВ "Гусиноозерская" Условная линия, проходящая по контактным соединениям проводов ВЛ-6кВ ф.ГРЭС-2 на опоре №56/4/4 ВЛ-6 кВ ф.на ТП 6/0,4 ВЛ-6кВ ф. ГРЭС-2, в том числе опора №56/4/4 Ответвление от опоры №56/4/4 ВЛ-6 кВ ф.ГРЭС-2 на ТП 6/0,4 кВ., приборы учета. 5 Ответвление от ВЛ-6 кВ ф. №ТЭЦ-2 на опоре №9/4 (ИП "ФИО3") контактные соединения проводов на опоре №9/4 ВЛ-6кВ.ф.ТЭЦ-2 и проводов ВЛ-6кВ.на ТП-ТЭЦ-2-2 ПС 110/35/6-10 кВ "Гусиноозерская" Условная линия, проходящая по месту крепления проводов к изоляторам опоры №9/4 ВЛ-6 кВ ф. №ТЭЦ-2-2 ВЛ-6кВ ф. ТЭЦ-2, в том числе опора №9/4 Ответвление от опоры №9/4 ВЛ-6кВ ф.№ТЭЦ-2 РЛНД-6кВ, ТП 6/0,4кВ, приборы учета. 6 ответвление от опоры №33/68 ВЛ-10 кВ ф. №К-7 (ООО "Сервис" подс. х-во) контактные присоединения на опоре №33/68 ВЛ-10кВ.ф.К-7 и отпайки ВЛ-10кВ в сторону ТП46-К7 ПС 110/35/6-10 кВ "Кяхта" Условная линия, проходящая по контактным присоединениям на опоре №33/68 ВЛ-10кВ ф.К-7 и проводов ВЛ-10кВ.в сторону ТП46-К7 ВЛ-10 кВ ф. К-7, в том числе опора №33/68 ответвление от опоры №33/68 ВЛ-10 кВ ф. №К-7, РЛНД-10 кВ, ТП 10/0,4 кВ ТП-46-К-7, приборы учета. 7 ответвление с опоры №22 ВЛ -10 кВ ф. №К-22 (ООО "Сервис" пивзавод) контактные соединения проводов на опоре №22 ВЛ-10кВ ф.К-22 и провода на разъединитель в сторону ТП1-К22 ПС 110/35/6-10 кВ "Кяхта" Условная линия, проходящая по контактным соединениям проводов на опоре №22 ВЛ-10 кВ ф. №К-22 и провода на разъединитель в сторону ТП1-К22 ВЛ-10 кВ ф. К-22, в том числе опора №22 Соединительные шлейфа с изоляторов опоры №22 ВЛ-10 кВ ф. №К-22, РЛНД-10 кВ, ТП 10/0,4 кВ ТП1-К-22, приборы учета. 8 КЛ-0,4 кВ ф. №4 от ТП 6/0,4 кВ ТП К-3-21 (ООО "Сервис" гостиница) контактные присоединения наконечников КЛ-0,4кВ в РУ-0,4кВ.ТП К3-21 ПС 110/35/6-10 кВ "Кяхта" Условная линия, проходящая по месту крепления кабельных наконечников отходящей КЛ-0,4 кВ от ТП 6/0,4 кВ ТП К-3-21 ТП 6/0,4 кВ ТП К-3-21, в том числе РУ-0,4 кВ КЛ-0,4 кВ ф. №4 ТП К3-21 до здания гостиницы, приборы учета. 9 Ответвление, выполненное изолированным проводом с опоры №14 ВЛ-0,4 кВ ф. №1 (ООО "Сервис" киоск Фея) контактные соединения проводов ВЛ-0,4кВ ф.№1 на опоре №14 и изолированного провода на киоск "Фея" ПС 110/35/6-10 кВ "Кяхта" Условная линия, проходящая по контактным соединениям проводов на опоре №14 ВЛ-0,4 кВ, ф. №1 и изолированного провода на киоск "Фея" ВЛ-0,4 кВ ф. №1, в том числе опора №14 Изолированный провод от опоры №14 ВЛ-0,4 кВ ф. №1 на киоск "Фея", прибор учет. 10 спуск КЛ-0,4 кВ от ВЛ-0,4 кВ ф.№1 на опоре <***>/3 (ООО "Сервис" кафе Континент) контактные соединения проводов ВЛ-0,4 кВ. ф.№1 на опоре <***>/3 и КЛ-0,4кВ. Кафе "Континент" ПС 110/35/6-10 кВ "Кяхта" Условная линия, проходящая по контактным соединениям проводов ВЛ-0,4 кВ, ф. №1 на опоре <***>/3 и КЛ-0,4кВ кафе "Континент" ВЛ-0,4 кВ ф. №1, в том числе опора <***>/3 спуск КЛ-0,4 кВ с опоры <***>/3 ВЛ-0,4 кВ ф. №1 на кафе "Континет", приборы учета. 11 ответвление от ВЛ-6кВ. ф. №К-2 опоры №28/5 (ООО "Сервис" база) контактные соединения проводов ВЛ-6кВ.ф.К-2 на опоре №28/5 и проводов ВЛ-6кВ.в сторону ТП-9-К2 ПС 110/35/6-10 кВ "Кяхта" Условная линия, проходящая по контактным соединениям проводов ВЛ-6кВ.ф.К-2 на опоре №28/5 и проводов ВЛ-6 кВ в сторону ТП-9-К2 ВЛ-6 кВ ф. К-2, в том числе опора №28/5 ответвление от ВЛ-6 кВ ф. №К-2 опоры №28/5, ТП 6/0,4 кВ ТП-9-К2, приборы учета. 12 ответвление с опоры"РТП 53-К-2" ВЛ-6кВ.ф.№К-2 ("Кяхталестопром") контактные соединения проводов н опоре "РТП-53-К-2" ВЛ-6кВ ф.К-2 и провода на разъединитель в сторону ТП53-К2 ПС 110/35/6-10 кВ "Кяхта" Условная линия, проходящая по контактным соединениям проводов ВЛ-6кВ ф.К-2 на опоре "РТП 53-К-2" и провода на разъединитель в сторону ТП53-К2 ВЛ-6 кВ ф. К-2, в том числе опора "РТП53-К-2" Соединительные шлейфа с изоляторов опоры "РТП53-К-2" ВЛ-6кВ.ф.№К-2, РЛНД-6 кВ, ТП 6/0,4 кВ ТП53-К-2, приборы учета. 13 ответвление от ВЛ-6 кВ ф. <***> на опоре №13/9/1 (ИП "ФИО4" производственная база) контактные соединения проводов ВЛ-6кВ ф.10 на опоре №13/9/1 и проводов ВЛ-6кВ в сторону ТП-16-К10 ПС 110/35/6-10 кВ "Кяхта" Условная линия, проходящая по контактным соединениям проводов ВЛ-6 кВ, Ф.10 на опоре №13/9/1 и проводов ВЛ-6кВ в сторону ТП-16-К10 ВЛ-6 кВ Ф.10 в том числе опора №13/9/1 ответвление ВЛ-6кВ от опоры №13/9/1 ВЛ-6 кВ ф. <***>, РЛНД-6 кВ, ТП 6/0,4 кВ ТП-16-К10, прибор учета. 14 ответвление, выполненное с кабелем с опоры №7 ВЛ-0,4 кВ (ИП "ФИО4" магазин) контактные соединения проводов на опоре №7 ВЛ-0,4кВ и КЛ-0,4кВ на магазин ПС 110/35/6-10 кВ "Кяхта" Условная линия, проходящая по контактным соединениям проводов ВЛ-0,4 кВ на опоре №7 и КЛ-0,4кВ.на магазин ВЛ-0,4 кВ, в том числе опора №7 КЛ-0,4кВ от опоры №7 ВЛ-0,4 кВ на магазин, приборы учета. 15 КЛ-0,4 кВ ф. №3 ТП-53-К3 (ИП "ФИО4" магазин) контактные соединения наконечников, отходящей КЛ-0,4кВ ф.№3 от ТП-53-К-3 на потребителя ПС 110/35/6-10 кВ "Кяхта" Условная линия, проходящая по контактным соединениям наконечников, отходящей КЛ-0,4 кВ ф. №3 от ТП 53-К-3 на потребителя ТП-53-К-3, в том числе РУ-0,4 кВ КЛ-0,4 кВ от ТП-53-К-3 до здания, приборы учета. 16 ответвление, выполненное изолированным проводом с опоры №3 ВЛ-0,4 кВ ф. №5 (ИП "ФИО5") контактные соединения проводов ВЛ-0,4кВ ф.№5 на опоре №3 и изолированного провода на магазин ПС 110/35/6-10 кВ "Кяхта" Условная линия, проходящая по контактным соединениям проводов ВЛ-0,4 кВ, ф. №5 на опоре №3 и изолированного провода на магазин ВЛ-0,4 кВ ф.5 от ТП-18-К3 в т.ч. опора №3 изолированный провод от опоры №3 ВЛ-0,4 кВ.ф.5 на магазин "Ассортимент", приборы учета. 17 КЛ-0,4 кВ от ТП-53-К3 (ИП "ФИО5") контактные соединения КЛ-0,4кВ.в РУ-0,4кВ. ТП-53-К3 ПС 110/35/6-10 кВ "Кяхта" Условная линия, проходящая по месту крепления КЛ-0,4кВ.к коммутационному аппарату в РУ-0,4 кВ. ТП-53-К3 РУ-0,4кВ. ТП-53-К3 КЛ-0,4кВ от РУ-0,4кВ ТП-53-К3 магазин "Василиса", прибор учета. 18 КЛ-0,4 кВ от ТП-36-К2 в РУ-0,4 кВ. (ИП "ФИО6") контактное соединение кабельной линии 0,4кВ к ТП-36-К2 в РУ-0,4 кВ ПС 110/35/6-10 кВ "Кяхта" Условная линия, проходящая по контактным соединениям КЛ-0,4 кВ к ТП-36-К2 в РУ-0,4кВ ТП 6/0,4 кВ ТП-36-К-2, в том числе РУ-0,4 кВ КЛ-0,4 кВ ф. №3 от ТП-36-К2 до здания Хлебопекарни, приборы учета. 19 КЛ-0,4 кВ от ТП -55-К3 в РУ-0,4 кВ (ИП "ФИО6") контактное соединение кабельной линии 0,4кВ к ТП-55-К3 в РУ0,4кВ ПС 110/35/6-10 кВ "Кяхта" Условная линия, проходящая по контактным соединениям КЛ-0,4 кВ к ТП-55-К3 в РУ-0,4кВ ТП 6/0,4 кВ ТП-55-К3, в том числе РУ-0,4 кВ КЛ-0,4 кВ ф. №1 от ТП-55-К3 до здания Хлебопекарни, приборы учета. 20 ответвление с опоры №42 ВЛ-6кВ ф. №К-2(ИП "ФИО7") контактные соединения проводов на опоре №42 ВЛ-6кВ ф.К-2 и проводов на разъединитель в сторону ТП К-2-7 ПС 110/35/6-10 кВ "Кяхта" Условная линия, проходящая по контактным соединениям проводов на опоре №42 ВЛ-6 кВ ф. №К-2 и провода на разъединитель в сторону ТП К-2-7 ВЛ-6 кВ ф. К-2, в том числе опора №42 ответвление от опоры №42 ВЛ-6 кВ ф. №К-2, РЛНД-6 кВ, ТП К-2-7, приборы учета. 21 КЛ-0,4 кВ от ТП 6/0,4 кВ ТП К-36-К2 (ИП "ФИО7") место присоединения ЯРВ-250 с секцией шин 0,4кВ в ТП36-К2 ПС 110/35/6-10 кВ "Кяхта" Условная линия, проходящая по контактным соединениям ЯРВ-250 с секцией шин 0,4кВ в ТП36-К-2 ТП 6/0,4 кВ ТП К-2-36, в том числе РУ-0,4 кВ ЯРВ-250, КЛ-0,4 кВ, приборы учета. 22 ответвление от ВЛ-6кВ ф.№К-2 на опоре №28/12 (ИП "ФИО8/ООО Рамир) контактные соединения проводов ВЛ-0,6кВ ф.К-2 на опоре №28/12 и провода на РЛНД ПС 110/35/6-10 кВ "Кяхта" Условная линия, проходящая по контактным соединениям проводов ВЛ-6 кВ ф. №К-2 на опоре №28/12 и провода на разъединитель ВЛ-6 кВ ф. К-2, в том числе опора №28/12 ответвление от опоры №28/12 ВЛ-6 кВ ф. №К-2, РЛНД-6 кВ, ТП -К-2-б/н, приборы учета. 23 ответвление КЛ-0,4кВ.от ВЛ-6кВ ф.№К-2 на опоре №4 (ИП "ФИО8"/ООО "Рамир") контактные соединения проводов ВЛ-0,4кВ ф.№К-2 на опоре №4 и КЛ-0,4кВ магазин "Престиж" ПС 110/35/6-10 кВ "Кяхта" Условная линия, проходящая по контактным соединениям проводов ВЛ-6кВ, ф. №К-2 на опоре №4 и ответвление КЛ-0,4кВ на магазин "Престиж" ВЛ-0,4 кВ ф. №К-2, в том числе опора №4 КЛ-0,4 кВ, приборы учета. 24 КЛ-0,4 кВ от ТП 6/0,4 кВ ТП К-2-36 (ИП "ФИО8"/ООО "Рамир") контактные соединения наконечников, отходящей КЛ-0,4кВ от ТП К-2-36 на потребителя ПС 110/35/6-10 кВ "Кяхта" Условная линия, проходящая по месту присоединения АВ-0,4 кВ к СШ-0,4 кВ в ТП-К-2-36 6/0,4 кВ, Ф.К-2 от ПС 110/35/6-10 кВ "Кяхта" ТП 6/0,4 кВ ТП К-2-36, в том числе РУ-0,4 кВ КЛ-0,4 кВ, ТП К-2-36 до здания потребителя, приборы учета. 25 ответвлние от опоры №85 ВЛ-6кВ ф. №К-11 (ИП "ФИО9") контактные соединения проводов ВЛ-6кВ ф.№К-11 на опоре №85 и проводов ВЛ-6кВ.в сторону ТП-4-К-11 ПС 110/35/6-10 кВ "Кяхта" Условная линия, проходящая по контактным соединениям проводов ВЛ-6 кВ ф. №К-11 на опоре №85 и проводов ВЛ-6кВ в сторону ТП-4-К-11 ВЛ-6 кВ ф. К-11, в том числе опора №85 ответвление от опоры №85 ВЛ-6 кВ ф. №К-11, РЛНД-6 кВ, ТП -4-К-11, приборы учета. 26 Ответвление от опоры №5 ВЛ-10кВ ф.№3 (ФБУ ИК-8 УФСИН по РБ) контактные соединения проводов ВЛ-10кВ.ф.№3 на опоре №5 и проводов ВЛ-10кВ в сторону объектов ФБУ ИК-8 УФСИН РФ по РБ ПС 35/10 кВ "Зенит" условная линия проходящая по контактным соединениям проводов ВЛ-10кВ ф. №3 на опоре №5 и проводов ВЛ-10кВ в сторону объектов ФБУИК-8 УФСИН РФ по РБ. ПС35/10 кВ «Зенит», ЗРУ-10 кВ, в том числе ячейка 10 кВ отходящего фидера №3, приборы учета, КЛ-10кВ от ПС 35/10кВ «Зенит» до опоры №1 ВЛ-10кВ Ф№3, ВЛ-10кВ от опоры№1 до опоры№5 фидера №3 от ПС35/10 кВ «Зенит», в т.ч. опора №5, а также ВЛ-10кВ отпайка на ДНТ «Ручеек» и ВЛ-10кВ отпайка на ДНТ «Предприниматель». ВЛ-10 кВ фидера №3 от опоры №5 от ПС35/10 кВ «Зенит», все последующие присоединения, кроме отпайки от опоры №92 на ДНТ «Предприниматель», в т.ч. опора №92. 27 ответвление от опоры №92 ВЛ-10кВ ф.№3 (ДНТ "Предприниматель") контактные соединения проводов ВЛ-10кВ ф.№3 на опоре №92 и проводов ВЛ-10кВ.в сторону объекта ЛНТ "Предприниматель" ПС 35/10кВ "Зенит" условная линия, проходящая по контактным соединениям проводов ВЛ-10кВ ф.№3 на опоре №92 и проводов ВЛ-10кВ в сторону объекта ДНТ "Предприниматель" ответвление ВЛ-10кВ ф.№3 ПС 35/10кВ "Зенит" от опоры №92 на объект ДНТ "Предприниматель", кроме опоры №92 ВЛ-10кВ ф.№3 от опоры №5 ПС 35/10кВ "Зенит" до опоры №93, в т.ч. опоры №92 Сетевая организация 1: Сетевая организация 2: Заместитель директора по развитию и реализации Генеральный директор услуг филиала ПАО "МРСК Сибири" -"Бурятэнерго" ООО "ЭНКОМ" _________________ ФИО10 ________________________ФИО11 М.П. М.П. Приложение № 8 к Договору оказания услуг по передаче электрической энергии «22» августа 2014 г. Перечень объектов межсетевой координации 1. Линии электропередачи № наименование ЛЭП Сторона договора выполняющая изменение эксплуатационного состояния согласующая изменение эксплуатационного состояния 1 ВЛ-10 кВ ф. №4 от ПС 110/35/10 кВ "Онохой" филиал ПАО "МРСК Сибири" - "Бурятэнерго" ООО "ЭНКОМ" 2 Отпайка с опоры №193/55 ВЛ-10 кВ ф. №4 от ПС 110/35/10 кВ "Онохой" ООО "ЭНКОМ" филиал ПАО "МРСК Сибири" - "Бурятэнерго" 3 ВЛ-10 кВ ф. №НС-3 от ПС 35/10 кВ "Нижний Саянтуй" филиал ПАО "МРСК Сибири" - "Бурятэнерго" ООО "ЭНКОМ" 4 Отпайка с опоры №8/9 ВЛ-10 кВ ф. №НС-3 от ПС 35/10 кВ "Нижний Саянтуй" ООО "ЭНКОМ" филиал ПАО "МРСК Сибири" - "Бурятэнерго" 5 ВЛ-6 кВ ф. Г-1 "Бараты" от ПС 110/35/6-10 кВ "Гусиноозерская" филиал ПАО "МРСК Сибири" - "Бурятэнерго" ООО "ЭНКОМ" 6 Отпайка с опоры <***>/6 ВЛ-6 кВ ф. Г-1 "Бараты" от ПС 110/35/6-10 кВ "Гусиноозерская" ООО "ЭНКОМ" филиал ПАО "МРСК Сибири" - "Бурятэнерго" 7 Отпайка с опоры №56/4/4 от ВЛ-6 кВ ф. ГРЭС-2 от ПС 110/35/6-10 кВ "Гусиноозерская" ООО "ЭНКОМ" филиал ПАО "МРСК Сибири" - "Бурятэнерго" 8 ВЛ-6 кВ ф. №ТЭЦ-2 от ПС 110/35/6-10 кВ "Гусиноозерская" филиал ПАО "МРСК Сибири" - "Бурятэнерго" ООО "ЭНКОМ" 9 Отпайка с опоры №9/4 ВЛ-6 кВ ф. №ТЭЦ-2 от ПС 110/35/6-10 кВ "Гусиноозерская" ООО "ЭНКОМ" филиал ПАО "МРСК Сибири" - "Бурятэнерго" 10 ВЛ-10 кВ ф. №К-7 от ПС 110/35/6-10 кВ "Кяхта" филиал ПАО "МРСК Сибири" - "Бурятэнерго" ООО "ЭНКОМ" 11 ВЛ-10 кВ ф. №К-22 от ПС 110/35/6-10 кВ "Кяхта" филиал ПАО "МРСК Сибири" - "Бурятэнерго" ООО "ЭНКОМ" 12 КЛ-0,4 кВ ф. №4 от ТП 6/0,4 кВ ТП-К-3-21 ООО "ЭНКОМ" филиал ПАО "МРСК Сибири" - "Бурятэнерго" 13 ВЛ-0,4 кВ ф. №1 филиал ПАО "МРСК Сибири" - "Бурятэнерго" ООО "ЭНКОМ" 14 Отпайка ВЛ-0,23 кВ с опоры №14 ВЛ-0,4 кВ ф .№1 ООО "ЭНКОМ" филиал ПАО "МРСК Сибири" - "Бурятэнерго" 15 ВЛ-0,4 кВ ф. №1 филиал ПАО "МРСК Сибири" - "Бурятэнерго" ООО "ЭНКОМ" 16 Отпайка ВЛ-0,4 кВ с опоры <***>/3 ВЛ-0,4 кВ ф .№1 ООО "ЭНКОМ" филиал ПАО "МРСК Сибири" - "Бурятэнерго" 17 ВЛ-6 кВ ф. №К-2 от ПС 110/35/6-10 кВ "Кяхта" филиал ПАО "МРСК Сибири" - "Бурятэнерго" ООО "ЭНКОМ" 18 ВЛ-6 кВ ф. №К-10 от ПС 110/35/6-10 кВ "Кяхта" филиал ПАО "МРСК Сибири" - "Бурятэнерго" ООО "ЭНКОМ" 19 ВЛ-0,4 кВ ф. №1 филиал ПАО "МРСК Сибири" - "Бурятэнерго" ООО "ЭНКОМ" 20 ВЛ-0,4 кВ ф. №3 филиал ПАО "МРСК Сибири" - "Бурятэнерго" ООО "ЭНКОМ" 21 ВЛ-0,4 кВ ф. №5 филиал ПАО "МРСК Сибири" - "Бурятэнерго" ООО "ЭНКОМ" 22 ВЛ-0,4 кВ ф. №2 филиал ПАО "МРСК Сибири" - "Бурятэнерго" ООО "ЭНКОМ" 23 КЛ-0,4 кВ ф. №3 от ТП 6/0,4 кВ ТП-К-2-36 ООО "ЭНКОМ" филиал ПАО "МРСК Сибири" - "Бурятэнерго" 24 КЛ-0,4 кВ ф. №1 от ТП 6/0,4 кВ ТП-К-3-55 ООО "ЭНКОМ" филиал ПАО "МРСК Сибири" - "Бурятэнерго" 25 КЛ-0,4 кВ ф. от ТП 6/0,4 кВ ТП-К-2-36 ООО "ЭНКОМ" филиал ПАО "МРСК Сибири" - "Бурятэнерго" 26 ВЛ-0,4 кВ ф. №2 филиал ПАО "МРСК Сибири" - "Бурятэнерго" ООО "ЭНКОМ" 27 КЛ-0,4 кВ ф. от ТП 6/0,4 кВ ТП-К-2-36 ООО "ЭНКОМ" филиал ПАО "МРСК Сибири" - "Бурятэнерго" 28 ВЛ-6 кВ ф. №К-11 от ПС 110/35/6-10 кВ "Кяхта" филиал ПАО "МРСК Сибири" - "Бурятэнерго" ООО "ЭНКОМ" 29 ВЛ-10 кВ ф. №3 от ПС 35/10 кВ "Зенит" филиал ПАО "МРСК Сибири" - "Бурятэнерго" ООО "ЭНКОМ" 30 Ответвление от опоры №5 от ВЛ-10 кВ ф. №3 от ПС 35/10 кВ "Зенит" ООО "ЭНКОМ" филиал ПАО "МРСК Сибири" - "Бурятэнерго" 2. Оборудование подстанций № оборудование подстанции Сторона договора выполняющая изменение эксплуатационного состояния согласующая изменение эксплуатационного состояния 1 ПС 110/35/6-10 кВ "Гусиноозерская" филиал ПАО "МРСК Сибири" - "Бурятэнерго" ООО "ЭНКОМ" 2 ПС 110/35/10 кВ "Онохой" филиал ПАО "МРСК Сибири" - "Бурятэнерго" ООО "ЭНКОМ" 3 ПС 35/10 кВ "Нижний Саянтуй" филиал ПАО "МРСК Сибири" - "Бурятэнерго" ООО "ЭНКОМ" 4 ПС 110/35/6-10 кВ «Кяхта» филиал ПАО "МРСК Сибири" - "Бурятэнерго" ООО "ЭНКОМ" 5 ПС 35/10 кВ "Зенит" филиал ПАО "МРСК Сибири" - "Бурятэнерго" ООО "ЭНКОМ" 6 ТП 10/0,4 кВ ТП-К-22-1 ООО "ЭНКОМ" филиал ПАО "МРСК Сибири" - "Бурятэнерго" 7 ТП 6/0,4 кВ ТП-К-3-21 ООО "ЭНКОМ" филиал ПАО "МРСК Сибири" - "Бурятэнерго" 8 ТП 6/0,4 кВ ТП-К-2-9 ООО "ЭНКОМ" филиал ПАО "МРСК Сибири" - "Бурятэнерго" 9 ТП 6/0,4 кВ ТП-К-2-53 ООО "ЭНКОМ" филиал ПАО "МРСК Сибири" - "Бурятэнерго" 10 ТП 6/0,4 кВ ТП-К-2-36 филиал ПАО "МРСК Сибири" - "Бурятэнерго" ООО "ЭНКОМ" 11 ТП 6/0,4 кВ ТП-К-3-55 филиал ПАО "МРСК Сибири" - "Бурятэнерго" ООО "ЭНКОМ" 12 ТП 6/0,4 кВ ТП-К-2-7 ООО "ЭНКОМ" филиал ПАО "МРСК Сибири" - "Бурятэнерго" 13 ТП 6/0,4 кВ ТП-К-2-б/н ООО "ЭНКОМ" филиал ПАО "МРСК Сибири" - "Бурятэнерго" 14 ТП 6/0,4 кВ ТП-К-3-53 филиал ПАО "МРСК Сибири" - "Бурятэнерго" ООО "ЭНКОМ" 15 ТП 6/0,4 кВ ТП-К-11-2 ООО "ЭНКОМ" филиал ПАО "МРСК Сибири" - "Бурятэнерго" 16 ТП 6/0,4 кВ ТП-К-2-19 филиал ПАО "МРСК Сибири" - "Бурятэнерго" ООО "ЭНКОМ" Сетевая организация 1: Заместитель директора по развитию и реализации услуг филиала ПАО "МРСК Сибири" -"Бурятэнерго" _________________ ФИО10 М.П. Сетевая организация 2: Генеральный директор ООО "ЭНКОМ" ___________________ФИО11 М.П. Приложение №9 к договору оказания услуг по передаче электрической энергии от «22» августа 2014 г. ПОЛОЖЕНИЕ о взаимодействии оперативно-технологического персонала Сторон 1. Термины и применяемые сокращения Диспетчерский центр – структурное подразделение организации - субъекта оперативно-диспетчерского управления, осуществляющее в пределах закрепленной за ним операционной зоны управление режимом энергосистемы. Диспетчерский персонал – работники (диспетчеры) диспетчерского центра, уполномоченные от имени субъекта оперативно-диспетчерского управления давать диспетчерские команды по управлению электроэнергетическим режимом энергосистемы. Центр управления сетями (ЦУС) – структурное подразделение сетевой компании, уполномоченное на осуществление оперативного управления и оперативного ведения подведомственными объектами электрических сетей, в том числе объектами диспетчеризации, в пределах закрепленной за ним зоны эксплутационной ответственности. Оперативно-технологический персонал – работники (диспетчеры), уполномоченные от имени сетевой организации отдавать команды оперативно подчиненному персоналу на осуществление, в отношении подведомственных объектов электрических сетей, мероприятий, обеспечивающих их эксплуатацию. Оперативный персонал энергообъекта – работники, уполномоченные субъектом электроэнергетики на осуществление, в отношении принадлежащего ему оборудования электроэнергетики, мероприятий, обеспечивающих его эксплуатацию. Оперативное управление – организация управления технологическим режимом и эксплуатационным состоянием объектов электрических сетей, при которой технологический режим работы или эксплуатационное состояние изменяются только по оперативным командам оперативного персонала (ЦУС или энергообъекта), уполномоченного соответствующим субъектом электроэнергетики. Оперативное ведение – организация управления технологическим режимом работы и эксплуатационным состоянием объектов электрических сетей, при которой технологический режим или эксплуатационное состояние изменяются с разрешения оперативного персонала (ЦУС или энергообъекта), уполномоченного соответствующим субъектом электроэнергетики. Информационное ведение – получение диспетчерским центром или ЦУС информации об изменении состояния или настройки объектов электрических сетей. При плановом изменении информация передается в установленном порядке, при оперативном изменении – посредством уведомления соответствующего диспетчерского или оперативного персонала. Информационное ведение отличается от диспетчерского тем, что не требуется согласования от диспетчерского центра или ЦУС, в информационном ведении которого находится данный объект диспетчеризации. Оперативная заявка (далее заявка) – документ, в котором оформляется ответственное намерение эксплуатирующей оборудование организации изменить эксплуатационное состояние ЛЭП, электротехнического или энергетического оборудования, устройств РЗА, ПА, АРЧМ, АСДУ, СДТУ или/и технологический режим его работы. Объекты электроэнергетики – имущественные объекты, непосредственно используемые в процессе производства, передачи электрической энергии, оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике и сбыта электрической энергии, в том числе объекты электросетевого хозяйства. Технологический режим работы – процесс, протекающий в технических устройствах объекта электроэнергетики или в энергопринимающих установках Сторон электрической энергии, и состояние этого объекта или установки (включая параметры настройки противоаварийной автоматики). Электроэнергетический режим энергосистемы – единый процесс производства, преобразования, передачи и потребления электрической энергии в энергосистеме и состояние объектов электроэнергетики и энергопринимающих установок потребителей электрической энергии (включая схемы электрических соединений объектов электроэнергетики). График отключения – График временного отключения электрической энергии при внезапном возникновении аварийного дефицита мощности в энергоснабжающей организации, ОЭС или ЕЭС России по территории, обслуживаемой энергосистемой (указать какой). График ограничения – График ограничения потребления электрической энергии при снижении запасов топлива на тепловых и (или) атомных станциях и (или) гидроресурсов гидравлических электростанций в энергоснабжающей организации, ОЭС или ЕЭС России по территории, обслуживаемой энергосистемой или График ограничения потребления электрической мощности при недостатке электрической мощности в энергоснабжающей организации, ОЭС или ЕЭС России по территории, обслуживаемой энергосистемой. РДУ – Филиал ОАО «СО – ЦДУ ЕЭС» – Региональное диспетчерское управление. ДС – Диспетчерская служба ЦУС филиала ПАО «МРСК Сибири». ПО – Производственное отделение. ОДС – Оперативно-диспетчерская служба ПО. ДП – Диспетчерский пункт. АСДУ – автоматизированная система диспетчерского управления. ВЛ – воздушная линия электропередачи – устройство для передачи электроэнергии по проводам, расположенным на открытом воздухе и прикрепленным с помощью изоляторов и арматуры к опорам или кронштейнам и стойкам на инженерных сооружениях (мостах, путепроводах и т.п.). За начало и конец ВЛ принимаются линейные порталы или линейные вводы РУ, а для ответвлений – ответвительная опора и линейный портал или линейный ввод РУ. ВОЛС – волоконно-оптическая линия связи. КЛ – кабельная линия – линия для передачи электроэнергии или отдельных ее импульсов, состоящая из одного или нескольких параллельных кабелей с соединительными, стопорными и концевыми муфтами (заделками) и крепежными деталями, а для маслонаполненных кабельных линий, кроме того, с подпитывающими аппаратами и системой сигнализации давления масла. ЛЭП – линия электропередачи – электрическая линия, выходящая за пределы электростанции или подстанции и предназначенная для передачи электрической энергии. ПА – противоаварийная автоматика. РЗА – релейная защита и автоматика электроэнергетической системы, автоматические осциллографы, регистраторы аварийных событий, регистраторы переходных режимов, устройства передачи аварийных команд для релейной защиты и противоаварийной автоматики. РЗ – релейная защита. СДТУ – средства диспетчерского и технологического управления. ТМ – Телемеханика. 2. Общие положения и требования по организации и осуществлению взаимоотношений. 2.1. Настоящее ПОЛОЖЕНИЕ определяет обязанности, права и границы ответственности между Сторонами в части оперативно-технологического управления, порядок вывода оборудования из работы или резерва и ввода оборудования в эксплуатацию, порядок проведения оперативных переключений и ликвидации аварий, права и ответственность персонала. 2.2. Знание настоящего Положения обязательно руководящему и оперативно-технологическому персоналу соответствующего ОДС ПО ЦУС, РЭС ФИО12 организации 1, руководящему и оперативному персоналу ФИО12 организации 2. 2.3. Оперативно-технологический персонал соответствующего ОДС ПО ЦУС, РЭС Сетевая организация 1 является старшим оперативно-техническим руководителем по вопросам оперативного управления согласованной работой подстанций и электрических сетей, подключенных к сетям энергосистемы. 2.4. Объекты межсетевой координации, включающие оборудование подстанций, устройства РЗА и ВЛ, распределенные по уровням оперативно-диспетчерского управления, указаны в «Перечне распределения присоединений к распределительным устройствам, РЗА, СДТУ, систем противоаварийной автоматики и оборудования ФИО12 организации 1 по способу управления». 2.5. Объекты межсетевой координации, включающие оборудование подстанций, устройства РЗА, ЛЭП, которые распределены по уровням оперативно-диспетчерского управления, указаны в Приложении 2, являющегося неотъемлемой частью данного Положения. 2.6. Определение оперативной принадлежности оборудования, не указанного в Перечне или Приложении 2, определяется сторонами самостоятельно. 2.7. Документация, которой руководствуется оперативно-технологический персонал ФИО12 организации 1 и оперативный персонал ФИО12 организации 2 указана в Приложении 3, являющегося неотъемлемой частью данного Положения. 2.8. Сетевая организация 2 осуществляет техническое обслуживание, сохранность и функционирование установленных, в принадлежащих ей электроустановках, устройств релейной защиты системной и противоаварийной автоматики и ее компонентов. 2.9. Сетевая организация 2 осуществляет круглосуточный допуск оперативного, ремонтного, административного персонала и автотранспорта ФИО12 организации 1 на свои объекты. 3. Основные задачи Сторон решаемые при взаимодействии. 3.1. Обеспечение надежного электроснабжения потребителей при передаче электрической энергии и мощности по сетям ФИО12 организации 1 и ФИО12 организации 2. 3.2. Проведение режимных мероприятий для обеспечения нормативных показателей качества электроэнергии. 3.3. Совместные действия по предупреждению и ликвидации технологических нарушений при передаче и распределении электрической энергии. 4. Порядок взаимодействия сторон. 4.1. Порядок и сроки предоставления оперативной информации определяются на основании «Регламента информационного обмена между Сторон (Приложение 1), который является неотъемлемой частью данного Положения. 4.2. Предоставление прочей информации осуществляется по запросу, в письменном виде, с визой ответственного исполнителя (с указанием Ф.И.О., контактного телефона и электронного адреса (при наличии) исполнителя) за подписью технического руководителя (заместителей технического руководителя) ФИО12 организации 1 и ФИО12 организации 2. 5. Порядок проведения контрольных замеров. 5.1. Контрольные замеры проводятся 2 раза в год в сроки определенные ФИО12 организацией 1. Задание на проведение контрольных замеров может передаваться через энергосбытовую компанию. 5.2. Обработанные данные по результатам контрольных замеров предоставляются в Сетевую организацию 1 (в энергосбытовую компанию по требованию) в установленные заданием сроки. 5.3. Форма и объем предоставляемой информации определяется заданием. 6. Порядок разработки и ввода графиков ограничения потребления и временного отключения электрической энергии (мощности). 6.1. Стороны при разработке и вводе графиков ограничения потребления и временного отключения электрической энергии (мощности) руководствуется утвержденным «Регламентом разработки и применения графиков ограничения потребления и временного отключения электрической энергии (мощности) и использования противоаварийной автоматики при возникновении или угрозе возникновения аварии в работе систем электроснабжения». 6.2. Графики ограничений и экстренных отключений разрабатываются ФИО12 организацией 2 на основании задания ФИО12 организации 1, в сроки заданные ФИО12 организации 1. 6.3. Разработанные графики должны согласовываться с ФИО12 организации 1. 6.4. Команду о вводе графика временного отключения электрической энергии оперативно-технологический персонал соответствующего ОДС ПО ЦУС, РЭС ФИО12 организации 1 отдаёт оперативному персоналу ФИО12 организации 1. 6.5. При получении команды на ввод графика отключения оперативный персонал ФИО12 организации 2 обязан без дополнительной команды отключить не только присоединения, согласно графику разработанного ФИО12 организации 2, но и присоединения находящиеся на балансовой принадлежности других организаций, отходящие от подстанций ФИО12 организации 2, согласно приложению графика отключения, согласованного с органами исполнительной власти региона. 6.6. График ограничения потребления электрической энергии (мощности) вводится на следующий день. Оперативно-технологический персонал соответствующего ОДС ПО ЦУС, РЭС ФИО12 организации 1 до 14-00 текущих суток предупреждает оперативный персонал ФИО12 организации 2 о вводе графиков ограничения потребления. 7. Порядок расстановки ПА по подстанциям ФИО12 организации 2. 7.1. Сетевая организация 1 составляет карту расстановки АЧР (САОН) в энергосистеме и направляет для исполнения ФИО12 организации 2. 7.2. О подключении нагрузок к устройствам АЧР (САОН) на подстанциях ФИО12 организации 2, согласно карте расстановки АЧР (САОН), Сетевая организация 2 письменно сообщает в Сетевую организацию 1, в установленные ФИО12 организацией 1 сроки. 7.3. Подключение нагрузок к устройствам ДАР осуществляется по команде оперативно-технологического персонала соответствующего ОДС ПО ЦУС, РЭС ФИО12 организации 1, в том числе передаваемой через диспетчера РДУ. 8. Порядок вывода оборудования в ремонт или резерв и ввода оборудования в работу. 8.1. Оборудование, находящееся в оперативном управлении или ведении соответствующего диспетчера, не может быть выведено из работы или резерва, а также включено в работу без его разрешения, кроме случаев явной опасности для людей и оборудования. 8.2. Вывод оборудования из работы или резерва в ремонт или испытания, независимо от утвержденного плана, должен быть оформлен оперативной заявкой. 8.3. Согласование годовых и месячных графиков ремонтов, а также оперативных заявок производится в соответствии с утвержденным «Регламентом разработки и согласования графиков ремонтов, подачи и проработки оперативных заявок на производство работ на ВЛ, оборудовании и устройствах находящихся в оперативном управлении и ведении диспетчеров соответствующего ОДС ПО ЦУС, РЭС ФИО12 организации 1. 8.4. При отказе в согласовании заявки на вывод оборудования в ремонт, отказавшая организация должна четко обосновать причину отказа, принять все меры к устранению этой причины и указать срок, когда это оборудование может быть выведено в ремонт. Повторный срок вывода оборудования в ремонт не должен отстоять от первоначального более чем на три месяца. В отдельных случаях, по согласованию сторон срок вывода оборудования в ремонт может превышать три месяца. 8.5. Непосредственно перед выводом оборудования в ремонт оперативный персонал ФИО12 организации 2 (ФИО12 организации 1) обязан получить на это разрешение оперативного персонала в оперативном управлении (ведении) которого находится данное оборудование, вне зависимости от разрешенной заявки. 8.6. Диспетчерские службы, в управлении которых находится ЛЭП, согласуют заявку со всеми потребителями, подключенными к этой ЛЭП. 8.7. Оперативно-технологический персонал соответствующего ОДС ПО ЦУС, РЭС ФИО12 организации 1 (ФИО12 организации 2) имеет право, в случае необходимости потребовать ввод в работу ремонтируемого оборудования за время аварийной готовности, указанного в заявке. 9. Производство переключений. 9.1. При производстве переключений оперативно-технологический персонал ФИО12 организации 1 и оперативный персонал ФИО12 организации 2, должны руководствоваться местной инструкцией по производству оперативных переключений. 9.2. Оперативно-технологический персонал ФИО12 организации 1 и оперативный персонал ФИО12 организации 2 производит оперативные переключения на оборудовании, находящемся в его оперативном управлении, только с разрешения диспетчера, в оперативном ведении которого находится указанное оборудование, независимо от разрешенной оперативной заявки. 9.3. Все команды вышестоящего диспетчера должны выполняться немедленно и безоговорочно, за исключением команд, угрожающих жизни людей или сохранности оборудования. 9.4. Разрешение на подготовку рабочего места и допуск ремонтного персонала для производства работ, осуществляет оперативный персонал той организации, на чьем балансе находится выводимое в ремонт оборудование, за исключением случаев, когда оборудование находится на обслуживании по договору у другой организации. 9.5. Операции по включению оборудования в работу оперативный персонал производит только после оформления полного окончания работ всеми бригадами, допущенными на оборудование; снятии установленных бригадами заземлений; удаления с рабочего места людей, механизмов и приспособлений; осмотра оборудования; определения возможности подачи напряжения на оборудование; получения разрешения от диспетчера на ввод оборудования в работу. 9.6. Оперативно-технологический персонал ФИО12 организации 1 и оперативный персонал ФИО12 организации 2 должны координировать действия по поддержанию уровня напряжения у потребителей в пределах установленных техническими регламентами и ГОСТ. 10. Порядок ликвидации аварий. 10.1. Порядок ликвидации аварий на предприятиях регламентируется «Инструкцией по предотвращению развития и ликвидации нарушений нормального режима электрической части в ФИО12 организации 1 и составленных на основании её внутренних инструкций. 10.2. В случае возникновения аварии или ненормального режима работы оборудования у ФИО12 организации 2, находящегося в оперативном управлении или ведении диспетчера соответствующего ОДС ПО ЦУС, РЭС ФИО12 организации 1, оперативный персонал ФИО12 организации 2 немедленно сообщает о случившемся диспетчеру соответствующего ОДС ПО ЦУС, РЭС ФИО12 организации 1 и выполняет команды диспетчера по восстановлению нормального режима работы подстанции. При отсутствии связи с диспетчером соответствующего ОДС ПО ЦУС, РЭС ФИО12 организации 1 оперативный персонал ФИО12 организации 2 самостоятельно принимают меры по восстановлению нормального режима работы подстанции, руководствуясь местной инструкцией по ликвидации аварий на подстанции и настоящим ПОЛОЖЕНИЕм с последующим уведомлением диспетчера соответствующего ОДС ПО ЦУС, РЭС ФИО12 организации 1 о произведённых операциях. 10.3. Обо всех несчастных случаях, возникших на оборудовании, находящемся в оперативном управлении или ведении диспетчера соответствующего ОДС ПО ЦУС, РЭС ФИО12 организации 1, оперативный персонал ФИО12 организации 2 сообщает диспетчеру соответствующего ОДС ПО ЦУС, РЭС ФИО12 организации 1. 10.4. Отыскание однофазного замыкания на землю оперативный персонал ФИО12 организации 2 производит совместно с диспетчером соответствующего ОДС ПО ЦУС, РЭС ФИО12 организации 1. 10.5. Отключенное действием защит оборудование и ЛЭП ФИО12 организации 2 повторно включается в работу после получения диспетчером соответствующего ОДС ПО ЦУС, РЭС ФИО12 организации 1 письменного подтверждения ФИО12 организации 2 о произведенном обходе-осмотре и устранении выявленных неисправностей. 11. Порядок обмена данными телеизмерений. 11.1. Имеющиеся данные телеизмерений, телесигнализации и АСКУЭ с электроустановок ФИО12 организации 2 передаются с сервера ФИО12 организации 2 в ОИК ФИО12 организации 1. Перечень транслируемых сигналов и технические условия передачи телеинформации указываются в приложении. 12. Общие обязанности сторон. 12.1. Сетевая организация 1 обязана: 12.1.1. Рассматривать оперативные заявки Сетевой организации 2 на изменение состояния оборудования, находящегося в оперативном управлении или оперативном ведении диспетчера соответствующего ОДС ПО ЦУС, РЭС Сетевой организации 1. 12.1.2. Координировать совместные действия по локализации и ликвидации технологических нарушений. 12.1.3. Обеспечивать нормативной, технической документацией, разрабатываемой ФИО12 организации 1, в рамках взаимоотношений ФИО12 организации 1 и ФИО12 организации 2. 12.1.4. Предоставлять ФИО12 организации 2 информацию, необходимую для осуществления функций оперативного управления определенную Регламентом информационного обмена (Приложение 1). 12.1.5. Принимать меры, направленные на повышение надежности работы оборудования и снижение рисков технологических нарушений. При возникновении технологического нарушения, принимать необходимые меры оперативного характера, направленные на восстановление технических характеристик энергетического оборудования находящегося на балансе ФИО12 организации 1. 12.1.6. Обеспечивать оперативно-технологическую (диспетчерскую) дисциплину и исполнение инструктивных материалов по оперативно-диспетчерскому управлению. 12.2. Сетевая организация 2 обязана: 12.2.1. Согласовывать оперативные заявки с ФИО12 организации 1. 12.2.2. Принимать меры, направленные на повышение надежности работы оборудования и снижение рисков технологических нарушений. При возникновении технологического нарушения, принимать необходимые меры оперативного характера, направленные на восстановление технических характеристик энергетического оборудования электроустановок ФИО12 организации 2. 12.2.3. Обеспечивать оперативно-технологическую (диспетчерскую) дисциплину оперативного персонала ФИО12 организации 2. 12.2.4. Организовывать эксплуатацию оборудования и устройств РЗА, ПА и СДТУ в соответствии с их разграничением по оперативному управлению и оперативному ведению, на основе указаний ФИО12 организации 1. 12.2.5. Предоставлять в Сетевую организацию 1 информацию, необходимую для осуществления функций оперативно-технологического управления определенную Регламентом информационного обмена (Приложение 1). 12.2.6. Координировать с оперативно-технологическим персоналом Сетевой организации 1 совместные действия по локализации и ликвидации технологических нарушений. 12.2.7. При расследовании технологических нарушений, несчастных случаев, нарушении оперативной дисциплины привлекать, по согласованию с ФИО12 организации 1, специалистов для участия в работе комиссии. Обеспечивать необходимыми техническими средствами, материалами и информацией работу комиссии. 13. Обязанности сторон в области организации и осуществления круглосуточного оперативного управления. 13.1. Сетевая организация 1 обязана: 13.1.1. Осуществлять непрерывное круглосуточное оперативно-технологическое управление передачей электроэнергии (мощности) по сетям Сетевой организации 1 потребителю услуг по передаче электрической энергии. 13.1.2. Руководить ликвидацией технологических нарушений на оборудовании, находящемся в оперативном управлении Сетевой организации 1 по принадлежности. 13.1.3. Согласовывать и предоставлять необходимую документацию, определенную Регламентом взаимоотношений (Приложение №3). 13.2. Сетевая организация 2 обязана: 13.2.1. Организовывать и осуществлять круглосуточное оперативное управление оборудованием, находящимся в оперативном управлении Сетевой организации 2. 13.2.2. Осуществлять по команде оперативно-технологического персонала ФИО12 организации 1 мероприятия по изменению состава, схемы и режима работы оборудования при необходимости предупреждения и ликвидации технологических нарушений, а так же в условиях ЧС, «особый период». 13.2.3. Обеспечивать соблюдение оперативно-технологической дисциплины оперативным персоналом Сетевой организации 2. 13.2.4. Согласовывать и предоставлять необходимую информацию и документацию, определенную Регламентом взаимоотношений (Приложение №3). 14. Обязанности Сторон в области электрических режимов и ПА. 14.1. Сетевая организация 1 обязана: 14.1.1. Составлять карту расстановки АЧР (САОН) в энергосистеме, выдавать задания по расстановки АЧР на подстанциях ФИО12 организации 2. 14.1.2. Согласовывать годовые и месячные графики ремонта линий электропередачи, подстанций, находящегося в оперативном управлении и ведении ФИО12 организации 1. 14.1.3. Согласовывать технические условия и задания на проектирование энергообъектов, подготавливаемые Сетевой организации 2, и выполненные по ним проекты: линий электропередачи и электрооборудования, находящихся или передаваемых в оперативное управление или ведение диспетчера Сетевой организации 1. 14.1.4. Согласовывать нормальные и ремонтные схемы электрических соединений электроустановок ФИО12 организации 2. 14.2. Сетевая организация 2 обязана: 14.2.1. Осуществлять настройку систем и устройств ПА в соответствии с заданиями ФИО12 организации 1. 14.2.2. Обеспечивать заданный ФИО12 организации 1 объем оперативного и автоматического противоаварийного управления. 14.2.3. Представлять, согласно регламенту, на согласование годовые и месячные графики по ремонту оборудования. 14.2.4. Представлять на согласование программы, на включение в работу нового и вводимого после ремонта электрооборудования, находящегося в оперативном ведении или управлении ФИО12 организации 1. 14.2.5. Обеспечивать выполнение и предоставление в ФИО12 организации 1 результатов контрольных замеров уровней напряжения и нагрузок в электроустановках ФИО12 организации 2 в период проведения этих замеров. 14.2.6. Исполнять разработанные ФИО12 организации 1 инструкции и оперативные указания по ведению электрических режимов сетей ФИО12 организации 2 в составе энергосистемы. 14.2.7. Представлять на согласование нормальные и ремонтные схемы электрических соединений сетей ФИО12 организации 2. 14.2.8. Предоставлять нормальные схемы соединений подстанций. 14.2.9. Представлять на согласование технические условия и задания на проектирование энергообъектов, подготавливаемые ФИО12 организации 2 и выполненные по ним проекты: линий электропередачи и электрооборудования, находящихся или передаваемых в оперативное управление или ведение ФИО12 организации 1. 14.2.10. Для составления структуры потерь и баланса электроэнергии по энергосистеме предоставлять данные о работе оборудования электрических сетей и структуру потерь. 15. Обязанности Сторон в области оперативного и технического обслуживания средств диспетчерского и технологического управления. 15.1. Сетевая организация 1 обязана: 15.1.1. Фиксировать в журнале дефектов, не устраняемых в течение смены, нарушения в работе СДТУ. 15.1.2. Осуществлять оперативное руководство устранением повреждений каналов связи и ТМ между ФИО12 организацией 1 и ФИО12 организации 2. 15.1.3. Согласовывать годовой график проверок СДТУ, АСДУ и АСКУЭ ФИО12 организации 2, передающих информацию в ОИК ФИО12 организации 1. 15.1.4. Выдавать оперативные указания по устранению отказов СДТУ, АСДУ, АСКУЭ, каналов связи и ТМ, находящихся в оперативном управлении или ведении ФИО12 организации 1. 15.1.5. Согласовывать технические задания на проектирование новых и реконструкцию действующих СДТУ, АСДУ и АСКУЭ. 15.1.6. Рассматривать и согласовывать заявки на вывод из работы СДТУ, АСДУ и АСКУЭ, находящихся в ведении или управлении ФИО12 организации 1. 15.1.7. Обеспечить надежную работу СДТУ в условиях ЧС. 15.2. Сетевая организация 2 обязана: 15.2.1. Осуществлять оперативное и техническое обслуживание СДТУ, АСДУ и АСКУЭ, находящихся в ведении диспетчера ФИО12 организации 2. 15.2.2. Подавать заявки в ФИО12 организации 1 на проведение всех видов работ на СДТУ, АСДУ и АСКУЭ, находящихся в оперативном ведении или управлении оперативно-технологического персонала ФИО12 организации 1. 15.2.3. Согласовывать с ФИО12 организации 1 изменение состояния СДТУ, АСДУ, АСКУЭ, находящихся в оперативном ведении или управлении оперативно-технологического о персонала ФИО12 организации 1 (ввод-вывод из ремонта, консервацию, подготовку к испытаниям и т.п.). 15.2.4. Представлять на согласование в Сетевую организацию 1 сводный годовой план капитальных, текущих ремонтов и реконструкции, годовые планы профилактического обслуживания СДТУ, АСДУ и АСКУЭ, находящихся в оперативном ведении или управлении оперативно-технологического персонала ФИО12 организации 1. 15.2.5. Представлять на согласование в Сетевую организацию 1 технические задания на проектирование новых и реконструкцию действующих СДТУ, АСДУ и АСКУЭ, передаваемых или находящихся в оперативном управлении и ведении оперативно-технологического персонала ФИО12 организации 1. 15.2.6. Обеспечить надежную работу СДТУ в условиях ЧС. 15.2.7. Своевременно принимать меры по устранению неисправностей датчиков телеизмерений и обеспечивать достоверность телеинформации, поступающей в ОИК ФИО12 организации 1. 15.2.8. Обеспечить техническую возможность телефонной связи подразделений ФИО12 организации 1 с подразделениями ФИО12 организации 2. 15.2.9. Организовать прямые не коммутируемые (основные и резервные) каналы диспетчерской связи и ТМ между ДП соответствующего ОДС ПО ЦУС, РЭС ФИО12 организации 1 и ДП ФИО12 организации 2. 15.2.10. Предоставлять ФИО12 организации 1 выход на телефонную сеть ФИО12 организации 2. 15.2.11. Сообщать обо всех выявленных случаях отказов, сбоях и нарушениях в работе СДТУ, АСДУ, АСКУЭ находящихся в управлении и ведении диспетчера ФИО12 организации 1, произошедших на объектах ФИО12 организации 2. 16. Приложение к настоящему Положению: 16.1. Приложение 1 «Регламент информационного обмена между Сторонами». 16.2. Приложение 2 «Перечень распределения ЛЭП и оборудования по способу управления». 16.3. Приложение 3 «Перечень основных документов, определяющих порядок оперативно-технологического управления, в операционной зоне ФИО12 организации 1». 16.4. Приложение 4 «Технические условия по организации передачи в Сетевую организацию 1 информации, необходимой для управления режимами в операционной зоне ФИО12 организации 1». Заместитель директора по развитию и реализации услуг филиала ПАО «МРСК Сибири»-«Бурятэнерго» ___________________ ФИО10 М.П. Генеральный директор ООО «Энком» __________________ ФИО11 М.П. Приложение <***> к Договору оказания услуг по передаче электроэнергии от «22» августа 2014 г. ПОЛОЖЕНИЕ о взаимодействии Сторон при возникновении и ликвидации технологических нарушений в работе объектов электросетевого хозяйства 1. Общие положения 1.1. Предметом настоящего Положения являются взаимоотношения Сторон при предотвращении и ликвидации последствий аварий на объектах электроэнергетики Сторон, вызванных повреждением оборудования в результате чрезвычайных ситуаций, в том числе угрожающих жизни и здоровью людей, и иными причинами в зоне ответственности Сторон. 1.2. Понятие (определение) аварии понимается в том значении, в котором оно трактуется Правилами расследования причин аварий в электроэнергетике, утвержденными Постановлением Правительства Российской Федерации от 28 октября 2009 г. №846. 1.3. Настоящее Положение заключается для принятия совместных оперативно организованных действий по восстановлению объектов электросетевого комплекса, необходимых для нормализации электроснабжения потребителей и предотвращения возможного нанесения материального ущерба потребителям электрической энергии и другим субъектам электроэнергетики. 1.4. Стороны в своей деятельности руководствуются законодательными и иными нормативными правовыми актами Российской Федерации, регулирующими организацию и порядок функционирования оптового и розничного рынков электроэнергии, и настоящим Положением. 2. Права и обязанности Сторон 2.1. Стороны взаимодействуют при предотвращении и ликвидации аварий на электросетевых объектах Сторон. Организация ликвидации аварий (аварийных ситуаций) на электросетевых объектах Сторон, принадлежащих им на праве собственности или на ином, предусмотренном федеральными законами основании, осуществляется владельцем электросетевого объекта. 2.2. В случаях необходимости, помощь в предотвращении и ликвидации аварий оказывается по запросу любой из Сторон путем предоставления квалифицированного персонала, материалов и оборудования аварийного запаса, техники по предварительному согласованию стоимости предполагаемых затрат, материалов, порядка возмещения производственных затрат. 2.3. Для ликвидации последствий аварий каждой из Сторон создается аварийный запас материалов и оборудования. 2.4. В течение 10 дней с момента заключения настоящего Положения (и далее по состоянию на 1 января текущего года) стороны обмениваются: – информацией о номенклатуре и объеме аварийного запаса материалов и оборудования; – списками ответственных лиц, уполномоченных на ведение переговоров при организации и проведении совместных оперативно организованных действий. 2.5. При предотвращении и ликвидации аварий использование аварийных запасов Сторон определяется по согласованию технических руководителей Сторон. 2.6. Для обмена информацией об угрозе или возникновении аварий в работе энергосистем Стороны используют каналы связи и ресурсы своих оперативных служб. 2.7. При необходимости, для осуществления руководства и координации действий по предотвращению и ликвидации аварий в работе объектов электроэнергетики, Стороны создают оперативный штаб. 2.8. Сбор и организацию работы оперативного штаба осуществляет Сторона, на объектах которой возникла авария, или имеется угроза ее возникновения. 2.9. Для реализации настоящего Положения Стороны обязуются: – принимать участие в работе оперативного штаба по предотвращению и ликвидации аварии Стороны, в работе энергосистемы которой указанная авария имеет место, и исполнять его решения; – на возмездной основе по запросу другой Стороны и при наличии технической возможности предоставлять необходимую помощь; – обследовать участок аварийного повреждения энергообъектов и составить двухсторонний акт, в котором определяют конкретный объем аварийно-восстановительных работ, перечень материалов необходимых для устранения аварийной ситуации и сроки выполнения аварийно-восстановительных работ; – предоставить Стороне предоставляющей помощь, транспортные схемы проезда к месту проведения оперативно организованных действий и аварийно-восстановительных работ; – обеспечить размещение на месте проведения работ бригад Стороны, предоставляющей помощь, непосредственно занятых в выполнении совместных оперативно организованных действий и аварийно-восстановительных работ; – обеспечить бригады Стороны, предоставляющей помощь, материалами и оборудованием и (или) средствами, необходимыми для проведения совместных оперативно организованных действий и аварийно-восстановительных работ. – обеспечить проведение инструктажей и допуск аварийно-восстановительных бригадСтороны, предоставляющей помощь, в соответствии с требованиями межотраслевых правил по охране труда; – обеспечить связь аварийно-восстановительных бригад с оперативным персоналомСтороны, принимающей помощь; – организовать оперативный контроль за ходом оперативно организованных действийи аварийно-восстановительных работ. 2.10. Сторона, принявшая помощь другой Стороны при предотвращении и ликвидации последствий аварий на принадлежащих ей объектах электроэнергетики, возмещает расходы Стороне, оказавшей помощь, в полном объеме по факту выполненных работ согласно договору (типовой договор приложение 1). 3. Приложения к настоящему Положению 3.1. Приложение №1 – типовой Договор. Заместитель директора по развитию и реализации услуг филиала ПАО «МРСК Сибири»-«Бурятэнерго» ___________________ ФИО10 М.П. Генеральный директор ООО «Энком» __________________ ФИО11 М.П. Приложение №1 к Приложению <***> к Договору оказания услуг по передаче электрической энергии от «22» августа 2014 г. «Форма договора согласована» «Форма договора согласована» Сетевая организация 1: Сетевая организация 2: Заместитель директора по развитию и Генеральный директор реализации услуг филиала ООО «Энком» ПАО «МРСК Сибири»-«Бурятэнерго» _____________________ ФИО10 ____________________ФИО11 м.п. м.п. ДОГОВОР №________ г._______________ «___» __________ 20___ г. ____________________________________________________________, именуемое в дальнейшем «Подрядчик», в лице _________________________________, действующего на основании _______________, с одной стороны, и ____________________________, именуемое в дальнейшем «Заказчик», в лице_________________________________, действующего на основании _______________, с другой стороны, в дальнейшем именуемые Стороны, заключили настоящий договор (далее – «Договор»), о нижеследующем: 1. ПРЕДМЕТ ДОГОВОРА 1.1. Подрядчик обязуется выполнить работы по ликвидации последствий аварий на объектах электроэнергетики Заказчика, вызванных повреждением оборудования результате стихийных бедствий, согласно Перечню работ (Приложение № 1) и Графику выполнения работ (Приложение № 3) являющимся неотъемлемой частью настоящего Договора и передать результат работ Заказчику. 1.2. Заказчик обязуется принять результат работы и своевременно оплатить его в порядке, определенном настоящим Договором. 2. ПРАВА И ОБЯЗАННОСТИ СТОРОН 2.1.Обязанности Подрядчика: 2.1.1. Выполнить работы, предусмотренные настоящим Договором, в соответствии с условиями настоящего Договора. 2.1.2. Принимать участие в работе оперативного штаба по предотвращению и ликвидации аварии и исполнять его решения(по согласованию). 2.1.3. Подрядчик обязан не позднее 15 (пятнадцати) рабочих дней с момента окончания выполнения работ, предоставить Заказчику фактическую смету затрат и Акт приема-сдачи выполненных работ и счет-фактуру, оформленную по форме в соответствии с действующим законодательством Российской Федерации (ст. 168, п. 5 и 6 ст. 169 Налогового кодекса Российской Федерации). 2.1.4. Подрядчик вправе привлекать к выполнению работ по настоящему Договору третьих лиц (субподрядчиков) по согласованию с Заказчиком, при этом Подрядчик несет ответственность перед Заказчиком за неисполнение или ненадлежащее исполнение обязательств третьими лицами (субподрядчиками). 2.1.5. Обеспечивать выполнение работ инженерно-техническим персоналом, оперативным, оперативно-ремонтным и ремонтным персоналом в количестве, необходимом для исполнения своих обязательств по настоящему Договору. 2.1.6. Обеспечить соблюдение своим персоналом и персоналом субподрядных организаций нормативных требований по охране труда, промышленной, экологической и пожарной безопасности, ведомственными нормативными документами и другой нормативно-технической документации, действующей на территории РФ. 2.1.7. Не допускать своими действиями нарушений нормальной работы оборудования. 2.1.8.Подрядчик обязан оперативно информировать Заказчика о ходе выполнения Договора и проблемах, выявленных в процессе его выполнения. 2.1.9.Подрядчик обязан ознакомиться с условиями и особенностями энергообъекта и выполнения работ на нем до подписания настоящего Договора. 2.1.10.Подрядчик до начала выполнения работ должен ознакомить свой персонал, с объемом работ, сроком выполнения работ, организацией уборки рабочих мест и конструкций оборудования, транспортировки мусора и отходов, мероприятиями по охране труда, противопожарным мероприятиям, правилами внутреннего распорядка Заказчика и т.д., а также, осуществлять контроль за соблюдением своим персоналом вышеперечисленного. 2.1.11.Подрядчик обязан определить на весь срок действия Договора своего ответственного представителя. 2.1.12.Подрядчик обязан направить свой персонал по прибытии на территорию Заказчика для прохождения вводного и первичного инструктажа по охране труда, по правилам пожарной безопасности (ППБ) с учетом особенностей выполнения работ на энергообъекте. Инструктажи оформляются записями в журналах инструктажа с подписями работников Подрядчика и специалистов Заказчика, проводивших инструктаж. 2.1.13.Подрядчик принимает на себя обязательства по своевременному обеспечению работ материалами, указанными в Смете, под планируемые к выполнению работы и несет ответственность за качество предоставленных материалов. (Применяется если работы выполняются с использованием материалов Подрядчика) 2.1.14.Подрядчик производит работы в полном соответствии с технологическими картами на проведение работ. 2.1.15.Подрядчик обязан, уведомить Заказчика о готовности результата работ и сдать его Заказчику. 2.1.16.Выполнять требования Заказчика к соблюдению норм и правил в части охраны труда, экологической, промышленной и пожарной безопасности, а именно: · Персонал Подрядчика, производящий работы должен быть обучен выполняемой работе, и иметь квалификационные удостоверения и удостоверения о проверке знаний по охране труда. · Подрядчик сам несет ответственность за технику безопасности, самостоятельно осуществляет страхование от несчастных случаев. · Подрядчик сам расследует и учитывает несчастные случаи, происшедшие на объектах Заказчика, поставив в известность Заказчика. · При групповых и смертельных несчастных случаях подрядчик сам направляет сообщения о несчастном случае в соответствии со ст.228 ТК РФ. · Подрядчик несет ответственность и возмещает ущерб, Заказчику действиями персонала Подрядчика и субподрядной организации. · Персонал Подрядчика при производстве работ должен иметь при себе удостоверение о проверке знаний по охране труда, аптечку для оказания первой помощи, при производстве работ применять спецодежду и другие средства защиты. · До начала работ Подрядчик должен представить сопроводительное письмо в котором указаны цель командировки, а также работники, которым может быть предоставлено право выдачи наряда, которые могут быть назначены ответственными руководителями, производителями работ, членами бригады, и подтвердить группы этих работников. · Подрядчик несет персональную ответственность за безопасное выполнение работ с применением машин, механизмов, приспособлений и инструмента, а также отвечает за соответствие выполняемой работе применяемых им средств механизации. · В случае выявления нарушения правил и норм охраны труда, экологической, промышленной, пожарной безопасности контролирующие лица имеют право выдавать ответственному представителю Подрядчика письменное предписание на устранение нарушения. В случаях игнорирования предписания, грубого нарушения требований правил и норм охраны труда, пожарной и экологической безопасности, что может привести или привело к несчастным случаям, пожарам, авариям и другим чрезвычайным ситуациям, контролирующие лица имеют право приостановить производство работ с письменным уведомлением руководства Заказчика и подрядной организации. · В случае остановки производства работ представителями Заказчика, из-за нарушений правил охраны труда, промышленной и пожарной безопасности, экономическую ответственность несет Подрядчик. Экономический ущерб, полученный в этом случае Подрядчиком, Заказчиком не возмещается. 2.1.17.Подрядчик извещает Представителя Заказчика о завершении работ. Если закрытие скрытых работ выполнено без подтверждения Представителя Заказчика, или он не был информирован об этом, или информирован с опозданием, то по его требованию Подрядчик обязан за свой счет вскрыть любую часть скрытых работ, а затем восстановить ее. 2.2. Права и обязанности Заказчика: 2.2.1. Заказчик обязуется организовать работу оперативного штаба по ликвидации последствий аварии на своих объектах электроэнергетики основными функциями которого являются: · организация выполнения совместных оперативно организованных действий и предупреждения критических ситуаций, связанных со снижением надежности электрических сетей из-за возникновения аварии в работе энергосистемы; · оценка сложившейся обстановки, анализ последствий аварии, принятие мер по локализации аварии, разработка мероприятий по снижению рисков дальнейшего развития чрезвычайной ситуации и усугубления ее последствий; · разработка технических решений и графиков устранения аварийных повреждений. 2.2.2. Принимать участие в работе оперативного штаба по предотвращению и ликвидации аварии и исполнять его решения. 2.2.3. Обеспечивать размещение на объекте бригад Подрядчика, непосредственно занятых в выполнении совместных оперативно организованных действий; 2.2.4. Обеспечивать бригады Подрядчика материалами и оборудованием, и (или) средствами, необходимыми для проведения совместных оперативно организованных действий и аварийно-восстановительных работ.. 2.2.5. Принять выполненные работы в порядке, предусмотренном разделом 3 настоящего Договора. 2.2.6. Оплатить выполненные работы в порядке, предусмотренном разделом 4 настоящего Договора. 2.2.7. Заказчик обязан провести вводный и первичный инструктажи по охране труда, по правилам пожарной безопасности (ППБ) с учетом особенностей выполнения работ на энергообъекте персоналом Подрядчика по прибытию на территорию Заказчика, указать имеющиеся на выделенном участке работ опасные производственные факторы. Инструктажи оформляются записями в журналах инструктажа с подписями работников Подрядчика и специалистов Заказчика, проводивших инструктаж. 3. ПОРЯДОК ПРИЕМКИ ВЫПОЛНЕННЫХ РАБОТ 3.1. Приемка фактически выполненных работ осуществляется сторонами комиссионно. Подрядчик предоставляет Заказчику Акты формы КС-2 и исполнительную документацию по выполненным работам. Акты формы КС-2 должны быть проверены и подписаны Заказчиком в течение 3 (трех) рабочих дней с момента предоставления Подрядчиком. При отказе от подписания акта какой-либо из сторон об этом делается отметка в акте, с указанием причины отказа. В акте приемки выполненных работ должны быть указаны и приложены в обязательном порядке сертификаты или другие документы, удостоверяющие качество использованных материалов, запасных частей, а также счета-фактуры и накладные на использованные материалы в текущих ценах. 3.2. В случае мотивированного отказа Заказчика Сторонами составляется двухсторонний протокол с перечнем необходимых доработок и сроков их устранения. Доработка производится Подрядчиком за свой счет. 3.3. Моментом исполнения обязательств Подрядчика по настоящему Договору считается момент подписания Заказчиком Акта приема-сдачи выполненных работ. 4. СТОИМОСТЬ ВЫПОЛНЕННЫХ РАБОТ И ПОРЯДОК РАСЧЕТОВ 4.1. Стоимость выполненных работ Подрядчика составляет ___________________________________________, в соответствии с плановыми объёмами работ, указанными в локальной смете(Приложение №2), в том числе НДС__% __________. Стоимость материалов, используемых Подрядчиком при выполнении работ, в целях исполнения предмета настоящего Договора, включена (не включена) в цену Договора. (В случае, если стоимость материалов не включена в цену Договора, необходимо указать порядок возмещения стоимости материалов Заказчиком). 4.2. Цена работы (Смета) является приблизительной. Окончательная цена Договора будет скорректирована по окончании выполнения работ на основании подписанных сторонами Актов приемки работ по форме № КС-2 и справок о стоимости выполненных работ по форме № КС-3. 4.3. Заказчик оплачивает Подрядчику выполненные работы в следующем порядке: 4.3.1. Расчет производится по фактическому объему выполненных работ, в соответствии с утверждённой локальной сметой после окончательного определения выполненного объёма работ (Приложение №2), в течение 30 (тридцати) рабочих дней с момента подписания Сторонами Актов приемки работ по форме № КС-2 и справок о стоимости выполненных работ по форме № КС-3. 4.4. Оплата выполненных работ производится Заказчиком в безналичной форме путем перечисления денежных средств на расчетный счет Подрядчика. 4.5. В платежных документах НДС выделяется отдельной строкой. 4.6. Датой оплаты является дата списания денежных средств с расчетного счета Заказчика. 4.7. В течение пяти дней со дня подписания Акта приемки выполненных работ по форме № КС-2 и справки о стоимости выполненных работ по форме № КС-3, Подрядчик обязан передать Заказчику счет-фактуру, оформленную в соответствии с требованиями п. 5, 6 ст. 169 НК РФ и Правил, утвержденных Постановлением Правительства РФ № 1137 от 26.12.2011 г. 5. ОТВЕТСТВЕННОСТЬ СТОРОН 5.1. За невыполнение или ненадлежащее выполнение обязательств по настоящему Договору Подрядчики Заказчик несут имущественную ответственность в соответствии с действующим законодательством Российской Федерации. 5.2. Подрядчик несет ответственность за не сохранность предоставленных Заказчиком материалов, оборудования, переданной для переработки (обработки) вещи или иного имущества (если предоставление или передача имели место), оказавшегося во владении Подрядчика в связи с исполнением настоящего Договора. 5.3. Ответственность за не соблюдение правил охраны труда при проведении аварийно-восстановительных работ регламентируются в соответствии с Межотраслевыми правилами по охране труда при эксплуатации электроустановок. В случае использования работников Подрядчика в составе своих бригад Заказчик несет полную ответственность. 5.4. В случае просрочки Подрядчиком сроков выполнения работ, определенных графиком выполнения работ, Подрядчик уплачивает Заказчику неустойку в размере действующей ставки рефинансирования ЦБ РФ от суммы неисполненных обязательств за каждый день просрочки и возмещает Заказчику причиненные убытки. 6. СРОК ДЕЙСТВИЯ ДОГОВОРА 6.1. Настоящий Договор вступает в силу с момента его подписания обеими Сторонами и действует до полного исполнения Сторонами принятых на себя обязательств. 6.2. Сроки выполнения работ с «_____»_____________20___ г. по «____»______________20___ г.Начальный, конечный и промежуточные сроки выполнения работы могут быть изменены Сторонами путем заключения дополнительного соглашения к настоящему Договору. 6.3. Сторона, решившая расторгнуть настоящий Договор, должна направить письменное уведомление о намерении расторгнуть настоящий Договор другой Стороне не позднее, чем за 10 (десять) календарных дней до предполагаемой даты расторжения настоящего Договора. В этом случае оплата работ Подрядчика осуществляется в соответствии с объемом фактически выполненных работ. 7.ФОРС-МАЖОРНЫЕ ОБСТОЯТЕЛЬСТВА 7.1. Сторона освобождается от ответственности за неисполнение или ненадлежащее исполнение своих обязательств по настоящему Договору, если это неисполнение или ненадлежащее исполнение явилось следствием обстоятельств непреодолимой силы, возникших после заключения настоящего Договора, которые Сторона не могла ни предвидеть, ни предотвратить разумными мерами, таких как: стихийные бедствия (наводнение, пожар, землетрясение и т.п.), социальные конфликты (общенациональные забастовки, массовые беспорядки, гражданские войны, террористические акты и т.п.), а также принятие законодательных и иных нормативных актов, значительно усложняющих, ограничивающих или запрещающих выполнения работ, предусмотренных настоящим Договором. 7.2. Сторона обязуется не позднее 10 (десяти) календарных дней с момента начала действия форс-мажорных обстоятельств, известить о них другую Сторону письменно, при этом доказательством их наличия служат свидетельства, выдаваемые государственными органами. Письменное уведомление должно включать оценку времени, на которое может быть отложено выполнение договорных обязательств. 7.3. В случае отсутствия уведомления одной из Сторон другой Стороны о возникновении обстоятельств непреодолимой силы, в связи с которыми она не может исполнить надлежащим образом свои обязательства по настоящему Договору, эта Сторона не освобождается от исполнения своих обязательств по настоящему Договору. 7.4. Если по причине обстоятельств непреодолимой силы выполнение одной из Сторон какого-либо из обязательств, содержащихся в настоящем Договоре, задерживается, то срок, установленный настоящим Договором для выполнения соответствующего обязательства, продлевается на период времени, равный продолжительности действия обстоятельства непреодолимой силы. 7.5. Если обстоятельства непреодолимой силы будут длиться более 3 (трех) месяцев, то любая из Сторон будет вправе требовать расторжения настоящего Договора полностью или частично, письменно уведомив об этом другую Сторону, при этом ни одна из Сторон не вправе будет требовать от другой Стороны возмещения понесенных в этой связи убытков. 8. КОНФИДЕНЦИАЛЬНОСТЬ 8.1. Стороны обязуются соблюдать полную конфиденциальность в отношении полученной ими в ходе выполнения работ по настоящему Договору от другой Стороны или от других источников коммерческой, служебной, финансовой информации, как в период исполнения настоящего Договора, так и после прекращения его действия. 8.2. Сторона не несет ответственности за разглашение конфиденциальной информации другой Стороны, которое произошло по вине или с ведома работников другой Стороны. 8.3. Заявления для печати и иных средств массовой информации или иные публичные заявления относительно работ, оказываемых в соответствии с настоящим Договором, любой из Сторон, требуют предварительного письменного согласия другой Стороны. 9. ГАРАНТИИ ПОДРЯДЧИКА И ГАРАНТИЙНЫЙ ПЕРИОД. 9.1. Гарантийный срок составляет ____ месяцев с момента подписания Заказчиком Акта приемки выполненных работ по форме № КС-2 и справки о стоимости выполненных работ по форме № КС-3. 9.2. Подрядчик гарантирует: a) надлежащее качество используемых материалов (если работы выполняются с использованием материалов Подрядчика), конструкций, изделий и оборудования, соответствие их проектным спецификациям, государственным стандартам и техническим условиям, обеспеченность их соответствующими сертификатами, техническими паспортами и другими документами, удостоверяющими их качество; б) качество выполнения всех работ в соответствии с проектной документацией и действующими нормами и правилами; в) устранение всех недостатков и дефектов, выявленных в гарантийный период. 9.3. Подрядчик обязан обеспечить своевременное устранение недостатков и дефектов, выявленных при приемке работ и в течение гарантийного срока эксплуатации объекта. Стороны составляют совместно Акт, с указанием недостатков и сроков их исправления. Подрядчик обязан направить своего представителя для участия в составлении Акта не позднее ____ дней с момента получения уведомления об обнаружении недостатков и/или дефектов. В случае неявки представителя Подрядчика в установленный срок, Акт составляется Заказчиком в одностороннем порядке. 9.4. По результатам Акта, указанного в п. 9.3., Подрядчик обязан в установленные сроки устранить выявленные недостатки за свой счет, при условии соблюдения Заказчиком эксплуатационных требований. 9.5. В случае уклонения Подрядчика от устранения выявленных недостатков, дефектов и повреждений в установленный срок, Заказчик вправе самостоятельно принять меры по их устранению. В последующем Заказчик вправе предъявить Подрядчику к оплате стоимость выполненных работ, равную произведенным затратам на устранение недостатков, дефектов и повреждений. 10. ПОРЯДОК РАЗРЕШЕНИЯ СПОРОВ 10.1. Споры и разногласия, которые могут возникнуть при исполнении настоящего Договора, будут по возможности разрешаться Сторонами путем переговоров. Для рассмотрения споров Сторонами устанавливается претензионный характер разрешения споров. Срок рассмотрения претензии установлен в 30 (тридцать) календарных дней с момента получения. 10.2. В случае не достижения согласия между Сторонами путем переговоров, все споры, разногласия и требования, возникающие из настоящего договора (соглашения) или в связи с ним, в том числе связанные с его заключением, изменением, исполнении расторжением, прекращением и действительностью, подлежат разрешению в Арбитражном суде в соответствии с его правилами, действующими на дату подачи искового заявления. Решения указанного арбитражного суда являются обязательными, окончательными и оспариванию не подлежат. 10.3. Во всем остальном, что не предусмотрено настоящим Договором, Стороны руководствуются действующим законодательством Российской Федерации. 11. ПРОЧИЕ УСЛОВИЯ 11.1. Стороны обязуются информировать друг друга в письменной форме об изменении адресов и других реквизитов Сторон. 11.2. Любые изменения и дополнения настоящего Договора действительны лишь при условии, что они совершены в письменной форме и подписаны уполномоченными на то представителями Сторон. 11.3. С момента подписания настоящего Договора, вся предыдущая переписка между Сторонами утрачивает свою силу в части взаимодействия при предотвращении и ликвидации последствий аварий на объектах электроэнергетики (ремонтным персоналом). 11.4. Настоящий Договор составлен в 2-х экземплярах, имеющих равную юридическую силу, по одному экземпляру для каждой Стороны. 12. ПРИЛОЖЕНИЯ 12.1.Приложение № 1. Перечень работ на ___стр. 12.2.Приложение № 2. Локальная смета на проведение аварийно-восстановительных работ, выполняемых на ВЛ 0,38-110 кВ на ___стр. 12.3.Приложение № 3. График выполнения работ на ___ стр. 13. АДРЕСА, РЕКВИЗИТЫ И ПОДПИСИ СТОРОН Подписи сторон: Подрядчик: Заказчик: ____________________ _____________________ м.п. м.п. Взыскать с Общества с ограниченной ответственностью «ЭНКОМ» (ОГРН <***>, ИНН <***>) в пользу Публичного акционерного общества «МРСК Сибири» (ОГРН <***>, ИНН <***>) 4 000 руб. госпошлины, уплаченной при подаче иска. Решение по настоящему делу вступает в законную силу по истечении месячного срока со дня его принятия, если не подана апелляционная жалоба. В случае подачи апелляционной жалобы решение, если оно не отменено и не изменено, вступает в законную силу со дня принятия постановления арбитражного суда апелляционной инстанции. Решение может быть обжаловано в Четвертый арбитражный апелляционный суд в течение месяца с даты принятия (изготовления его в полном объеме) через Арбитражный суд Республики Бурятия. СудьяЕ.М. Аюшеева Суд:АС Республики Бурятия (подробнее)Истцы:ОАО Межрегиональная распределительная сетевая компания Сибири филиал Бурятэнерго (подробнее)ПАО Межрегиональная распределительная сетевая компания Сибири " (подробнее) Ответчики:ООО "Энком" (подробнее)Иные лица:ОАО Читаэнергосбыт (подробнее)ООО Энергоресурс (подробнее) Республиканская служба по тарифам Республики Бурятия (подробнее) Управление федеральной антимонопольной службы по Республике Бурятия (подробнее) Последние документы по делу: |
