Про затвердження форм звітності № 11-НКРЕ (квартальна) „Звіт щодо показників надійності електропостачання” та № 12-НКРЕ (квартальна) „Звіт щодо показників комерційної якості надання послуг” та інструкцій щодо їх заповнення

Відповідно до Законів України "Про природні монополії" , "Про електроенергетику" , "Про ліцензування певних видів господарської діяльності" , Указу Президента України від 23 листопада 2011 року № 1059 "Про Національну комісію, що здійснює державне регулювання у сфері енергетики", Комплексного плану заходів із забезпечення фінансової стабілізації підприємств паливно-енергетичного комплексу , схваленого розпорядженням Кабінету Міністрів України від 28 травня 2005 року № 167-р, Національна комісія, що здійснює державне регулювання у сфері енергетики,

1. Затвердити, що додаються:

1.1) Форму звітності № 11-НКРЕ (квартальна) "Звіт щодо показників надійності електропостачання";

1.2) Інструкцію щодо заповнення форми звітності № 11-НКРЕ (квартальна) "Звіт щодо показників надійності електропостачання";

1.3) Форму звітності № 12-НКРЕ (квартальна) "Звіт щодо показників комерційної якості надання послуг" ;

1.4) Інструкцію щодо заповнення форми звітності № 12-НКРЕ (квартальна) "Звіт щодо показників комерційної якості надання послуг" .

2. Визнати такою, що втратила чинність, постанову Національної комісії регулювання електроенергетики України від 17 лютого 2011 року № 232 "Про затвердження форм звітності № 17-НКРЕ (квартальна) "Звіт щодо показників надійності електропостачання" та № 18-НКРЕ (квартальна) "Звіт щодо показників комерційної якості надання послуг" та інструкцій щодо їх заповнення", зареєстровану в Міністерстві юстиції України 21 березня 2011 року за № 374/19112 (із змінами).

3. Управлінню цінової політики в електроенергетиці в установленому порядку забезпечити подання цієї постанови на державну реєстрацію до Міністерства юстиції України.

4. Ця постанова набирає чинності з дня її офіційного опублікування.

1.1. Ця Інструкція поширюється на суб'єктів господарювання, які отримали ліцензію на право здійснення господарської діяльності з передачі електричної енергії місцевими (локальними) електромережами (далі - ліцензіат).

1.2. Ця Інструкція визначає порядок заповнення форми звітності № 11-НКРЕ (квартальна) "Звіт щодо показників надійності електропостачання" (далі - форма звітності № 11-НКРЕ) та терміни подання її до НКРЕ.

1.3. У цій Інструкції терміни вживаються в таких значеннях:

джерело інформації - паперовий, електронний або магнітний носій інформації, зміст якого використовується для фіксації та отримання інформації у процесі організації моніторингу показників якості надання послуг з передачі та постачання електроенергії;

довга перерва в електропостачанні - перерва в електропостачанні, тривалість якої від 3 хвилин і більше;

електрична мережа - сукупність пов'язаних між собою електричним зв'язком повітряних і кабельних ліній електропередач, трансформаторів та іншого електричного обладнання, що є власністю підприємства або перебувають у його користуванні на визначених законом підставах, призначених для передачі, розподілу та зміни параметрів електроенергії;

електроустановка - комплекс взаємопов'язаних устаткувань і споруд, призначених для виробництва або перетворення, передачі, розподілу чи споживання електричної енергії;

запланована перерва - знеструмлення частини мережі та обладнання, здійснене ліцензіатом з метою проведення планового ремонту або обслуговування електричних мереж. До зазначених перерв не належить відключення споживача відповідно до пункту 35 Правил користування електричною енергією для населення , затверджених постановою Кабінету Міністрів України від 26 липня 1999 року № 1357, та припинення (повне або часткове) постачання електричної енергії споживачу, виконане згідно з пунктом 7.5 глави 7 Правил користування електричною енергією , затверджених постановою НКРЕ від 31 липня 1996 року № 28, зареєстрованих у Міністерстві юстиції України 02 серпня 1996 року за № 417/1442. Перерва вважається запланованою, якщо є відповідне документальне підтвердження;

запланована перерва без попередження споживачів - тимчасове припинення постачання електричної енергії споживачам, пов’язане з ремонтом або обслуговуванням електричних мереж, про яке споживачів не було повідомлено не пізніше ніж за 10 днів, що передували зазначеній перерві в електропостачанні;

запланована перерва з попередженням споживачів - тимчасове припинення постачання електричної енергії споживачам, пов’язане з ремонтом або обслуговуванням електричних мереж, про яке споживачів було повідомлено не пізніше ніж за 10 днів, що передували зазначеній перерві в електропостачанні. Перерва вважається запланованою з попередженням, якщо є відповідне документальне підтвердження, що споживачі були повідомлені про перерву в електропостачанні;

засоби телемеханіки - електротехнічна апаратура для віддаленого контролю та управління електротехнічним обладнанням, що включає в себе одну або декілька таких функцій: телесигналізація, телевимірювання (поточні та інтегральні телевимірювання), телеуправління;

кінець перерви в електропостачанні - зафіксований час відновлення електропостачання ліцензіатом усім споживачам, відключеним унаслідок перерви в електропостачанні;

коротка перерва в електропостачанні - перерва в електропостачанні, яка триває від часу спрацювання автоматичного вводу резервного живлення до 3 хвилин;

міські населені пункти - міста та селища міського типу, а всі інші населені пункти - сільські населені пункти, станом на 01 січня звітного року;

незапланована (аварійна) перерва - тимчасове припинення постачання електричної енергії споживачам, пов’язане зі знеструмленням частин електромереж унаслідок вини інших ліцензіатів (енергопідприємств) або споживачів, форс-мажорних обставин, вини інших осіб, виникнення технологічних порушень в електромережах ліцензіата;

перерва в електропостачанні - тимчасове припинення постачання електричної енергії споживачам без їх від’єднання від мережі;

перерва внаслідок форс-мажорних обставин - перерва внаслідок виникнення надзвичайної і непереборної за наявних умов сил, дії яких неможливо попередити застосуванням високопрофесійної практики персоналу та які можуть бути спричинені винятковими погодними умовами і стихійним лихом (ураган, буря, повінь, нагромадження снігу, ожеледь, землетрус, пожежа, просідання і зсув ґрунту) та іншими непередбаченими ситуаціями. Виникнення форс-мажорних обставин має бути документально підтверджено;

перерва з вини інших ліцензіатів (енергопідприємств) або споживачів - перерва в електропостачанні, яка виникла в магістральних електричних мережах, мережах суміжних ліцензіатів або з вини споживачів. Вина ліцензіатів або споживачів має бути документально підтверджена;

перерва з вини інших осіб - перерва, що виникла не з вини ліцензіата чи споживача. Зазначена перерва має бути документально підтвердженою;

перерва з причини технологічних порушень у мережах компанії - усі перерви, спричинені відмовою в роботі електротехнічного обладнання компанії, та всі перерви, причини виникнення яких залишилися невиявленими;

початок перерви в електропостачанні - зафіксований час надходження від споживачів, засобів телемеханіки або персоналу ліцензіата першого сигналу про перерву в електропостачанні;

точка продажу електричної енергії - межа балансової належності електроустановок споживача, на якій відбувається перехід права власності на електричну енергію.

Скорочення, що застосовуються в Інструкції:

КЛ - кабельна лінія електропередачі;

ЛЕП - лінія електропередачі;

ПЕМ - підрозділ електричних мереж, що виконує функції передачі та/або постачання електроенергії;

ПКЕЕ - Правила користування електричною енергією , затверджені постановою НКРЕ від 31 липня 1996 року № 28, зареєстровані в Міністерстві юстиції України 02 серпня 1996 року за № 417/1442;

ПКЕЕН - Правила користування електричною енергією для населення , затверджені постановою Кабінету Міністрів України від 26 липня 1999 року № 1357;

ПЛ - повітряна лінія електропередачі;

РЕМ - районні електричні мережі;

ТП - трансформаторна підстанція.

2.1. Форма звітності № 11-НКРЕ подається ліцензіатом у цілому по господарській організації, а також по ПЕМ, РЕМ тощо.

2.2. Звітним періодом є квартал.

2.3. Форма звітності № 11-НКРЕ складається станом на останнє число звітного періоду і подається ліцензіатом до НКРЕ та територіального підрозділу НКРЕ у відповідному регіоні не пізніше 20 числа місяця, наступного за звітним періодом.

2.4. Форма звітності № 11-НКРЕ підписується керівником ліцензіата або його заступником та скріплюється печаткою. У звіті зазначаються прізвища та ініціали осіб, які підписали звіт, прізвище виконавця, номер телефону (із зазначенням коду міжміського зв'язку), факс та електронна пошта.

2.5. Звіт направляється ліцензіатом до НКРЕ поштою на паперових носіях та в електронному вигляді (файл формату "xls") на адресу: sqr@nerc.gov.ua, за якою можна отримати електронний шаблон звіту, а також на паперових носіях до територіального підрозділу НКРЕ за місцезнаходженням ліцензіата.

2.6. Ліцензіат забезпечує достовірність інформації, зазначеної ним у формі звітності № 11-НКРЕ.

2.7. Ліцензіат подає звітність за встановленою формою. Не допускається внесення змін ліцензіатом до шаблону форми звітності № 11-НКРЕ.

2.8. Надійність електропостачання споживача характеризується такими показниками:

а) індекс середньої тривалості довгих перерв в електропостачанні в системі (далі - SAIDI) розраховується, як відношення сумарної тривалості відключень точок продажу електричної енергії внаслідок усіх довгих перерв в електропостачанні за звітний період до загальної кількості точок продажу електричної енергії, за формулою

де

ti - тривалість i-ї довгої перерви в електропостачанні, хв.;

ni - кількість точок продажу електричної енергії, відключених у результаті і-ї довгої перерви в електропостачанні, шт.;

k - кількість довгих перерв в електропостачанні протягом звітного періоду;

і - номер довгої перерви в електропостачанні, і=1, 2, 3, ... k;

n - загальна кількість точок продажу електричної енергії, шт.;

б) індекс середньої частоти довгих перерв в електропостачанні в системі (далі - SAIFI) розраховується, як відношення сумарної кількості відключених точок продажу електричної енергії внаслідок усіх довгих перерв в електропостачанні протягом звітного періоду до загальної кількості точок продажу електричної енергії, за формулою

де

ni - кількість точок продажу електричної енергії, відключених у результаті і-ї довгої перерви в електропостачанні, шт.;

k - кількість довгих перерв в електропостачанні протягом звітного періоду;

і - номер довгої перерви в електропостачанні, і=1, 2, 3, ... k;

n - загальна кількість точок продажу електричної енергії, шт.;

в) індекс середньої частоти коротких перерв в електропостачанні в системі (далі - MAIFI) розраховується, як відношення сумарної кількості відключених точок продажу електричної енергії внаслідок усіх коротких перерв в електропостачанні протягом звітного періоду до загальної кількості точок продажу електричної енергії, за формулою

де

nj - кількість точок продажу електричної енергії, відключених у результаті j-ї короткої перерви в електропостачанні, шт.;

r - кількість коротких перерв в електропостачанні протягом звітного періоду;

j - номер короткої перерви в електропостачанні, j = 1, 2, 3, ... r;

n - загальна кількість точок продажу електричної енергії, шт.;

г) розрахунковий обсяг недовідпущеної електроенергії (далі - ENS) розраховується, як сума добутків кількості відключених точок продажу електричної енергії на тривалість довгої перерви та на середнє споживання електроенергії на відповідному рівні напруги, за формулою

3.1. Кожний підрозділ ліцензіата повинен забезпечити ведення:

переліку джерел інформації, що використовуються для організації моніторингу показників надійності електропостачання, згідно з додатком 1 до цієї Інструкції;

загальної інформації щодо точок продажу електроенергії на рівні напруги 0,4 кВ згідно з додатком 2 до цієї Інструкції;

загальної інформації щодо точок продажу електричної енергії на рівнях напруги 6 - 154 кВ згідно з додатком 3 до цієї Інструкції;

технічної характеристики електричної мережі на рівнях напруги 6 - 154 кВ згідно з додатком 4 до цієї Інструкції;

реєстру перерв в електропостачанні згідно з додатком 5 до цієї Інструкції.

3.2. Перелік джерел інформації, що використовуються для організації моніторингу показників надійності електропостачання, формується згідно з додатком 1 до цієї Інструкції:

графа 1 - № з/п - порядковий номер;

графа 2 - код джерела інформації - код, який для зручності присвоює підрозділ ліцензіата власним джерелам інформації, що використовуються для моніторингу показників якості надання послуг з передачі та постачання електроенергії;

графа 3 - назва джерела інформації - журнал, електронна база даних, інші джерела інформації;

графа 4 - форма ведення джерела інформації - паперова, електронна, магнітна форма;

графа 5 - стислий перелік інформації, яку містить зазначене джерело інформації.

3.3. Загальна інформація щодо точок продажу електроенергії на рівні напруги 0,4 кВ формується згідно з додатком 2 до цієї Інструкції станом на 01 січня звітного року:

графа 1 - № з/п - порядковий номер;

графа 2 - ознака поділу (усього, міські населені пункти, сільські населені пункти);

графа 3 - загальна кількість власних трансформаторів 35 - 6/0,4 кВ, що забезпечують електричною енергією споживачів на рівні напруги 0,4 кВ, шт.

Трансформатори 35 - 6/0,4 кВ, до яких не підключено жодного споживача (резерв) при схемі нормального режиму електричної мережі, у загальній кількості не враховуються. Інформація для заповнення графи 3 формується відповідно до технічних характеристик електротехнічного обладнання ПЕМ при схемі нормального режиму електричної мережі. Трансформатори 35 - 6/0,4 кВ належать до міських та сільських населених пунктів;

графа 4 - загальна кількість точок продажу електричної енергії на рівні напруги 0,4 кВ, шт. Інформація для заповнення графи 4 повинна відповідати кількості точок продажу електричної енергії споживачам станом на 01 січня звітного року.

Віднесення точок продажу електричної енергії споживачам на рівні напруги 0,4 кВ до міських та сільських населених пунктів необхідно виконувати за територіальною ознакою ЛЕП 0,4 кВ. Кількість точок продажу визначається відповідно до чинних договорів про користування електричною енергією, про постачання електричної енергії або про передачу електроенергії постачальників за нерегульованим тарифом. Точки продажу електричної енергії споживачам, які приєднані до мереж інших ліцензіатів, субспоживачам не враховуються, крім точок продажу електричної енергії субспоживачам через мережі основного споживача, який має договір на постачання електричної енергії з ліцензіатом та якому ліцензіат відшкодовує обґрунтовані витрати з утримання технологічних електричних мереж основного споживача відповідно до договору про спільне використання технологічних електричних мереж. Точки продажу електричної енергії (точки віддачі електроенергії з мереж ліцензіата в мережі іншого ліцензіата з передачі електроенергії) на межі між мережами двох ліцензіатів не враховуються;

графа 5 - середня кількість точок продажу електричної енергії на один трансформатор 35 - 6/0,4 кВ. Інформація для заповнення графи 5 визначається окремо для міських та сільських населених пунктів шляхом ділення загальної кількості точок продажу електричної енергії на рівні напруги 0,4 кВ (графа 4 додатка 2 до цієї Інструкції) на загальну кількість власних трансформаторів 35 - 6/0,4 кВ, що забезпечують електроенергією споживачів на рівні напруги 0,4 кВ (графа 3 додатка 2 до цієї Інструкції);

графа 6 - загальна кількість ЛЕП 0,4 кВ, що забезпечують електричною енергією споживачів на рівні напруги 0,4 кВ, шт. Інформація для заповнення графи 6 формується на підставі технічних даних мереж ПЕМ. Загальна кількість ЛЕП 0,4 кВ рахується як сума власних ПЛ, власних КЛ, ПЛ споживачів, КЛ споживачів.

Віднесення ЛЕП 0,4 кВ до міських та сільських населених пунктів необхідно виконувати за територіальною ознакою розміщення трансформатора 35 - 6/0,4 кВ.

Тобто усі ЛЕП 0,4 кВ, які відходять від трансформатора 35 - 6/0,4 кВ, який знаходиться на території міського населеного пункту, необхідно вважати міськими, а від трансформатора 35 - 6/0,4 кВ, який знаходиться на території сільського населеного пункту, - сільськими;

графа 7 - відношення загальної кількості власних трансформаторів 35 - 6/0,4 кВ до загальної кількості ЛЕП 0,4 кВ (з точністю до двох знаків після коми).

Інформація для заповнення графи 7 визначається окремо для міських та сільських населених пунктів шляхом ділення загальної кількості власних трансформаторів 35 - 6/0,4 кВ, що забезпечують електроенергією споживачів на рівні напруги 0,4 кВ (графа 3 додатка 2 до цієї Інструкції), на загальну кількість ЛЕП 0,4 кВ, що забезпечують електроенергією споживачів на рівні напруги 0,4 кВ (графа 6 додатка 2 до цієї Інструкції);

графа 8 - загальне споживання електричної енергії точок продажу, які зазначені в графі 4 додатка 2, за попередній рік на рівні напруги 0,4 кВ, тис. кВт·год;

графа 9 - середньомісячне споживання електричної енергії за попередній рік на рівні напруги 0,4 кВ на 1 точку продажу електричної енергії, тис. кВт·год. Інформація для заповнення графи 9 визначається розрахунковим шляхом. Загальні річні обсяги споживання електричної енергії споживачами на рівні напруги 0,4 кВ (графа 8 додатка 2 до цієї Інструкції) діляться на 12 місяців та на загальну кількість точок продажу електричної енергії, які живляться від мережі 0,4 кВ (графа 4 додатка 2 до цієї Інструкції). Розділення загальних річних обсягів споживання електричної енергії на споживання міськими та сільськими споживачами на рівні напруги 0,4 кВ виконується залежно від територіальної належності точок продажу електричної енергії.

3.4. Загальна інформація щодо точок продажу електричної енергії на рівнях напруги 6 - 154 кВ формується згідно з додатком 3 до цієї Інструкції станом на 01 січня звітного року:

графа 1 - № з/п - порядковий номер;

графа 2 - ознака поділу - поділ споживачів за рівнем напруги електропостачання та відповідною територією;

графа 3 - споживання електричної енергії на рівні напруги за попередній рік, тис. кВт·год.

Для точок продажу електричної енергії 6 - 20 кВ споживання електричної енергії розділяється на територію міських населених пунктів та територію сільських населених пунктів. Споживачі, які отримують електричну енергію на рівнях напруги 27,5 - 154 кВ, за вказаною належністю не розподіляються і вважаються міськими;

графа 4 - загальна кількість точок продажу електричної енергії на рівні напруги, шт. Визначається відповідно до чинних договорів про користування електричною енергією, про постачання електричної енергії або про передачу електроенергії постачальників за нерегульованим тарифом. Точки продажу електричної енергії споживачам, які приєднані до мереж інших ліцензіатів, субспоживачам не враховуються, крім точок продажу електричної енергії субспоживачам через мережі основного споживача, який має договір на постачання електричної енергії з ліцензіатом та якому ліцензіат відшкодовує обґрунтовані витрати з утримання технологічних електричних мереж основного споживача відповідно до договору про спільне використання технологічних електричних мереж. Точки продажу електричної енергії (точки віддачі електроенергії з мереж ліцензіата в мережі іншого ліцензіата з передачі електроенергії) на межі між мережами двох ліцензіатів не враховуються;

графа 5 - середньомісячне споживання електричної енергії на рівні напруги на одну точку продажу електричної енергії за попередній рік в тис. кВт·год (округлення робити до одиниць). Інформація для заповнення графи 5 визначається розрахунковим шляхом. Загальні річні обсяги споживання електричної енергії споживачами на відповідному рівні напруги (графа 3 додатка 3 до цієї Інструкції) діляться на 12 місяців та на загальну кількість точок продажу електричної енергії на відповідному рівні напруги (графа 4 додатка 3 до цієї Інструкції).

3.5. Технічна характеристика електричної мережі на рівнях напруги 6 - 154 кВ формується згідно з додатком 4 до цієї Інструкції відповідно до схеми нормального режиму роботи мереж підрозділу ліцензіата станом на 01 січня звітного року:

графа 1 - № з/п - порядковий номер;

графа 2 - диспетчерська назва частини електричної мережі на рівнях напруги 6 - 154 кВ. Визначається за технічною звітністю ПЕМ;

графи 3, 5 - кількість власних трансформаторів 35 - 6/0,4 кВ розподіляються на території міських та сільських населених пунктів за ознакою розміщення кожного трансформатора. Визначаються за технічною звітністю ПЕМ. Сумарна кількість власних трансформаторів 35-6/0,4 граф 3 та 5 повинна дорівнювати загальній кількості власних трансформаторів 35-6/0,4 графи 3 додатка 2 до цієї Інструкції на відповідній території;

графи 4, 6 - кількість точок продажу електричної енергії споживачам, що отримують електроенергію на рівні напруги 0,4 кВ, шт., відповідної території. Кожна точка продажу електричної енергії враховується тільки один раз. Сумарна кількість точок продажу електричної енергії граф 4 та 6 повинна дорівнювати загальній кількості точок продажу електричної енергії на рівні напруги 0,4 кВ, шт., графи 4 додатка 2 до цієї Інструкції на відповідній території;

графи 7 - 10 - кількість точок продажу електричної енергії споживачам, що отримують електроенергію на рівнях напруги 6 - 154 кВ, що приєднані до даної ЛЕП, з розподілом по території за ознакою розміщення живильного центру (ПС 150 - 35/6 - 10 кВ, РП-10 кВ). Точки продажу електроенергії споживачам 27,5 - 154 кВ не розподіляються за територіальною ознакою і вважаються міськими. Визначаються за технічною звітністю ПЕМ та договорами про постачання електричної енергії. Кожна точка продажу електричної енергії враховується тільки один раз. Сумарна кількість точок продажу електричної енергії граф 7 - 10 повинна дорівнювати загальній кількості точок продажу електричної енергії на рівні напруги рядка 4 графи 4 додатка 3 до цієї Інструкції на відповідній території.

3.6. Реєстр перерв в електропостачанні формується згідно з додатком 5 до цієї Інструкції.

графа 1 - № з/п перерви в електропостачанні;

графа 2 - код джерела інформації - уноситься код джерела інформації (додаток 1 до цієї Інструкції), у якому вперше зафіксована інформація про початок перерви, що призвела до відключення споживачів;

графа 3 - диспетчерська назва обладнання - диспетчерська назва частини електричної мережі, відключення або вихід з ладу якої призвело до перерв в електропостачанні. Визначається за інформацією диспетчерських підрозділів ПЕМ (примітка: диспетчерська назва обладнання на рівнях напруги 6 - 154 кВ береться з графи 2 додатка 4);

графи 4 - 7 - рівень напруги обладнання, відключення або вихід з ладу якого призвело до перерв в електропостачанні.

При відключенні або відмові трансформатора рівень напруги вибирається на високій стороні;

графи 8 - 13 - класифікація перерв;

графа 14 - дата та час початку перерви в електропостачанні. Час першого повідомлення про відключення, яке реєструється в джерелах інформації;

графа 15 - дата та час кінця перерви в електропостачанні. Визначається та реєструється черговим диспетчером підрозділу ліцензіата в джерелах інформації;

графа 16 - тривалість перерви. Розраховується як різниця часу (у хвилинах) між початком та кінцем перерви в електропостачанні;

графа 17 - тип перерви (довга, коротка);

графи 18 та 20 - кількість відключених трансформаторів 35 - 6/0,4 кВ або ліній 0,4 кВ. При зазначенні рівня напруги 0,4 кВ (графа 7) у графах 18 та/або 20 зазначається кількість відключених ЛЕП 0,4 кВ відповідно до схеми нормального режиму електричної мережі. При зазначенні іншого рівня напруги (графи 4 - 6) у графах 18 та/або 20 зазначається кількість відключених трансформаторів, що вибираються з граф 3 та 5 додатка 4 до цієї Інструкції по кожній відключеній лінії (диспетчерська назва) на відповідній території;

графи 19 та 21 - кількість відключених точок продажу електричної енергії на рівні напруги до 0,4 кВ на відповідній території. При зазначенні рівня напруги 0,4 кВ (графа 7) у графах 19 та/або 21 зазначається кількість відключених точок продажу електричної енергії на рівні напруги 0,4 кВ відповідно до схеми нормального режиму електричної мережі. При зазначенні іншого рівня напруги (графи 4 - 6) у графах 19 та/або 21 зазначається кількість відключених точок продажу електричної енергії, що вибираються з граф 4 та 6 додатка 4 до цієї Інструкції по кожній відключеній лінії (диспетчерська назва) на відповідній території;

графи 22, 23 - кількість відключених точок продажу електричної енергії на рівні напруги 6 - 20 кВ. Інформація про кількість відключених точок продажу електричної енергії, що отримують електроенергію на рівні напруги 6 - 20 кВ, вибирається та заноситься окремо для територій міського та сільського населеного пункту щодо кожної з відключених ЛЕП 20 - 6 кВ з граф 7 та 8 додатка 4 до цієї Інструкції;

графи 24, 25 - кількість відключених точок продажу електричної енергії на рівні напруги 27,5 - 35 кВ та 110 / 154 кВ. Інформація про кількість точок продажу електричної енергії, підключених до конкретної ЛЕП 27,5 - 154 кВ, вибирається та заноситься з граф 9 та 10 таблиці додатка 4 до цієї Інструкції. Точки продажу електричної енергії на рівні напруги 27,5 - 154 кВ не розподіляються за територіальною належністю і вважаються міськими;

графа 26 - примітки. У випадку незапланованої (аварійної) перерви з вини інших ліцензіатів або споживачів у примітці зазначається найменування цього ліцензіата або споживача.

3.7. Якщо початок перерви в електропостачанні відбувся в одному місяці, а кінець - у наступному місяці, необхідно:

у попередньому місяці зареєструвати дату та час початку перерви в електропостачанні (графа 14 додатка 5 до цієї Інструкції);

у наступному місяці дану перерву реєструвати не потрібно;

після завершення перерви у наступному місяці занести дату та час завершення перерви в реєстр попереднього місяця.

4.1. Щодо кожного відключення розраховуються такі показники (SAIDI, SAIFI або MAIFI, ENS), які заносяться у форми звітності відповідно до рівня напруги та території (рядки 005, 010, 015, 030, 045 - для всієї території; рядки 020, 035 - для території міського населеного пункту; рядки 025, 040 - для території сільського населеного пункту) та класифікації перерв у електропостачанні (графи 010 - 060 - для SAIDI, графи 070 - 120 - для SAIFI, графи 130 - 180 - для ENS, графи 190 - 240 - для MAIFI).

У графі 250 зазначається кількість точок продажу електричної енергії на відповідному рівні напруги та відповідній території станом на 01 січня звітного року.

У графі 260 зазначається споживання електричної енергії на відповідному рівні напруги та відповідній території за попередній рік.

4.2. Зв'язок рядків і граф форми звітності.

Зв'язок рядків і граф форми звітності № 11-НКРЕ визначається відповідно до таблиці.

Позначення: ф. г - графа форми звітності, ф. р - рядок форми звітності, д5. г - графа додатка 5, д5. р - рядок додатка 5 до цієї Інструкції.

Приклад заповнення форми звітності № 11-НКРЕ наведено в додатку 6 до цієї Інструкції.