Приказ ФАС России от 14.02.2022 № 104/22

«Об утверждении Методических указаний по установлению цен (тарифов) и (или) предельных (минимальных и (или) максимальных) уровней цен (тарифов) на электрическую энергию (мощность), произведенную на функционирующих на основе использования возобновляемых источников энергии квалифицированных генерирующих объектах и приобретаемую в целях компенсации потерь в электрических сетях, а также по установлению цен (тарифов) на электрическую энергию (мощность), производимую с использованием квалифицированных генерирующих объектов, функционирующих в технологически изолированных территориальных электроэнергетических системах или на территориях, технологически не связанных с Единой энергетической системой России и технологически изолированными территориальными электроэнергетическими системами»

(Зарегистрировано в Минюсте России 26.08.2022 № 69798)

Зарегистрировано в Минюсте России 26 августа 2022 г. № 69798

ФЕДЕРАЛЬНАЯ АНТИМОНОПОЛЬНАЯ СЛУЖБА

ПРИКАЗ от 14 февраля 2022 г. № 104/22

ОБ УТВЕРЖДЕНИИ МЕТОДИЧЕСКИХ УКАЗАНИЙ ПО УСТАНОВЛЕНИЮ ЦЕН (ТАРИФОВ) И (ИЛИ) ПРЕДЕЛЬНЫХ (МИНИМАЛЬНЫХ И (ИЛИ) МАКСИМАЛЬНЫХ) УРОВНЕЙ ЦЕН (ТАРИФОВ) НА ЭЛЕКТРИЧЕСКУЮ ЭНЕРГИЮ (МОЩНОСТЬ), ПРОИЗВЕДЕННУЮ НА ФУНКЦИОНИРУЮЩИХ НА ОСНОВЕ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ ВОЗОБНОВЛЯЕМЫХ ИСТОЧНИКОВ ЭНЕРГИИ КВАЛИФИЦИРОВАННЫХ ГЕНЕРИРУЮЩИХ ОБЪЕКТАХ И ПРИОБРЕТАЕМУЮ В ЦЕЛЯХ КОМПЕНСАЦИИ ПОТЕРЬ В ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЯХ, А ТАКЖЕ ПО УСТАНОВЛЕНИЮ ЦЕН (ТАРИФОВ) НА ЭЛЕКТРИЧЕСКУЮ ЭНЕРГИЮ (МОЩНОСТЬ), ПРОИЗВОДИМУЮ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ КВАЛИФИЦИРОВАННЫХ ГЕНЕРИРУЮЩИХ ОБЪЕКТОВ, ФУНКЦИОНИРУЮЩИХ В ТЕХНОЛОГИЧЕСКИ ИЗОЛИРОВАННЫХ ТЕРРИТОРИАЛЬНЫХ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ СИСТЕМАХ ИЛИ НА ТЕРРИТОРИЯХ, ТЕХНОЛОГИЧЕСКИ НЕ СВЯЗАННЫХ С ЕДИНОЙ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ СИСТЕМОЙ РОССИИ И ТЕХНОЛОГИЧЕСКИ ИЗОЛИРОВАННЫМИ ТЕРРИТОРИАЛЬНЫМИ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИМИ СИСТЕМАМИ

В соответствии с абзацем седьмым пункта 3 статьи 23.1 Федерального закона от 26 марта 2003 г. № 35-ФЗ «Об электроэнергетике» (Собрание законодательства Российской Федерации, 2003, № 13, ст. 1177; 2021, № 1, ст. 73), подпунктом 5.2.9(22).2 пункта 5 Положения о Федеральной антимонопольной службе, утвержденного постановлением Правительства Российской Федерации от 30 июня 2004 г. № 331 (Собрание законодательства Российской Федерации, 2004, № 31, ст. 3259; 2015, № 37, ст. 5153), абзацем седьмым подпункта 2 пункта 3, пунктами 33(1), 33(2), абзацем пятым пункта 63, пунктом 78(4) Основ ценообразования в области регулируемых цен (тарифов) в электроэнергетике, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 29 декабря 2011 г. № 1178 (Собрание законодательства Российской Федерации, 2012, № 4, ст. 504; 2021, № 45, ст. 7506), пунктом 2 постановления Правительства Российской Федерации от 12 июля 2021 г. № 1169 «О внесении изменений в некоторые акты Правительства Российской Федерации по вопросам стимулирования использования возобновляемых источников энергии на оптовом и розничных рынках электрической энергии и мощности» (Собрание законодательства Российской Федерации, 2021, № 29, ст. 5670) приказываю:

1. Утвердить Методические указания по установлению цен (тарифов) и (или) предельных (минимальных и (или) максимальных) уровней цен (тарифов) на электрическую энергию (мощность), произведенную на функционирующих на основе использования возобновляемых источников энергии квалифицированных генерирующих объектах и приобретаемую в целях компенсации потерь в электрических сетях, а также по установлению цен (тарифов) на электрическую энергию (мощность), производимую с использованием квалифицированных генерирующих объектов, функционирующих в технологически изолированных территориальных электроэнергетических системах или на территориях, технологически не связанных с Единой энергетической системой России и технологически изолированными территориальными электроэнергетическими системами, согласно приложению к настоящему приказу.

2. Признать утратившими силу приказы ФАС России:

• от 30 сентября 2015 г. № 900/15 «Об утверждении Методических указаний по установлению цен (тарифов) и (или) предельных (минимальных и (или) максимальных) уровней цен (тарифов) на электрическую энергию (мощность), произведенную на функционирующих на основе использования возобновляемых источников энергии квалифицированных генерирующих объектах и приобретаемую в целях компенсации потерь в электрических сетях» (зарегистрирован Минюстом России 28 января 2016 г., регистрационный № 40882);
• от 15 марта 2018 г. № 317/18 «О внесении изменений в Методические указания по установлению цен (тарифов) и (или) предельных (минимальных и (или) максимальных) уровней цен (тарифов) на электрическую энергию (мощность), произведенную на функционирующих на основе использования возобновляемых источников энергии квалифицированных генерирующих объектах и приобретаемую в целях компенсации потерь в электрических сетях, утвержденные приказом ФАС России от 30.09.2015 № 900/15» (зарегистрирован Минюстом России 4 апреля 2018 г., регистрационный № 50623);
• от 29 сентября 2020 г. № 918/20 «О внесении изменений в Методические указания по установлению цен (тарифов) и (или) предельных (минимальных и (или) максимальных) уровней цен (тарифов) на электрическую энергию (мощность), произведенную на функционирующих на основе использования возобновляемых источников энергии квалифицированных генерирующих объектах и приобретаемую в целях компенсации потерь в электрических сетях, утвержденные приказом ФАС России от 30.09.2015 № 900/15» (зарегистрирован Минюстом России 25 ноября 2020 г., регистрационный № 61830);
• от 5 марта 2021 г. № 193/21 «О внесении изменений в Методические указания по установлению цен (тарифов) и (или) предельных (минимальных и (или) максимальных) уровней цен (тарифов) на электрическую энергию (мощность), произведенную на функционирующих на основе использования возобновляемых источников энергии квалифицированных генерирующих объектах и приобретаемую в целях компенсации потерь в электрических сетях, утвержденные приказом ФАС России от 30.09.2015 № 900/15» (зарегистрирован Минюстом России 2 июля 2021 г., регистрационный № 64080).

3. Контроль исполнения настоящего приказа возложить на заместителя руководителя ФАС России В.Г. Королева.

Руководитель М. А. Шаскольский

Утверждены приказом ФАС России от 14.02.2022 № 104/22

МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ ПО УСТАНОВЛЕНИЮ ЦЕН (ТАРИФОВ) И (ИЛИ) ПРЕДЕЛЬНЫХ (МИНИМАЛЬНЫХ И (ИЛИ) МАКСИМАЛЬНЫХ) УРОВНЕЙ ЦЕН (ТАРИФОВ) НА ЭЛЕКТРИЧЕСКУЮ ЭНЕРГИЮ (МОЩНОСТЬ), ПРОИЗВЕДЕННУЮ НА ФУНКЦИОНИРУЮЩИХ НА ОСНОВЕ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ ВОЗОБНОВЛЯЕМЫХ ИСТОЧНИКОВ ЭНЕРГИИ КВАЛИФИЦИРОВАННЫХ ГЕНЕРИРУЮЩИХ ОБЪЕКТАХ И ПРИОБРЕТАЕМУЮ В ЦЕЛЯХ КОМПЕНСАЦИИ ПОТЕРЬ В ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЯХ, А ТАКЖЕ ПО УСТАНОВЛЕНИЮ ЦЕН (ТАРИФОВ) НА ЭЛЕКТРИЧЕСКУЮ ЭНЕРГИЮ (МОЩНОСТЬ), ПРОИЗВОДИМУЮ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ КВАЛИФИЦИРОВАННЫХ ГЕНЕРИРУЮЩИХ ОБЪЕКТОВ, ФУНКЦИОНИРУЮЩИХ В ТЕХНОЛОГИЧЕСКИ ИЗОЛИРОВАННЫХ ТЕРРИТОРИАЛЬНЫХ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ СИСТЕМАХ ИЛИ НА ТЕРРИТОРИЯХ, ТЕХНОЛОГИЧЕСКИ НЕ СВЯЗАННЫХ С ЕДИНОЙ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ СИСТЕМОЙ РОССИИ И ТЕХНОЛОГИЧЕСКИ ИЗОЛИРОВАННЫМИ ТЕРРИТОРИАЛЬНЫМИ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИМИ СИСТЕМАМИ

I. Общие положения

1. Методические указания по установлению цен (тарифов) и (или) предельных (минимальных и (или) максимальных) уровней цен (тарифов) на электрическую энергию (мощность), произведенную на функционирующих на основе использования возобновляемых источников энергии квалифицированных генерирующих объектах и приобретаемую в целях компенсации потерь в электрических сетях, а также по установлению цен (тарифов) на электрическую энергию (мощность), производимую с использованием квалифицированных генерирующих объектов, функционирующих в технологически изолированных территориальных электроэнергетических системах или на территориях, технологически не связанных с Единой энергетической системой России и технологически изолированными территориальными электроэнергетическими системами (далее — Методические указания), предназначены для использования органами исполнительной власти субъектов Российской Федерации в области государственного регулирования тарифов (далее — регулирующие органы), а также производителями электрической энергии (мощности) на розничных рынках электрической энергии, осуществляющими производство электрической энергии (мощности) (далее — производители) на квалифицированных генерирующих объектах, функционирующих на основе использования возобновляемых источников энергии (далее — квалифицированный генерирующий объект):

1. при установлении методом долгосрочной индексации необходимой валовой выручки долгосрочных цен (тарифов) на электрическую энергию (мощность), произведенную на квалифицированных генерирующих объектах, отобранных по результатам отборов проектов строительства генерирующих объектов, проведенных в соответствии с Правилами разработки и утверждения схем и программ перспективного развития электроэнергетики, утвержденными постановлением Правительства Российской Федерации от 17 октября 2009 г. № 823 (Собрание законодательства Российской Федерации, 2009, № 43, ст. 5073; 2021, № 29, ст. 5670) (далее — Правила разработки схем и программ развития электроэнергетики), до 1 января 2021 г., а также на существующих квалифицированных генерирующих объектах, включенных в схему и программу развития субъектов Российской Федерации в соответствии с подпунктом «г» пункта 28 Правил разработки схем и программ развития электроэнергетики (Собрание законодательства Российской Федерации, 2009, № 43, ст. 5073; 2020, № 36, ст. 5617) до 5 февраля 2015 г., и приобретаемую в целях компенсации потерь в электрических сетях, а также при установлении долгосрочных цен (тарифов) на электрическую энергию, произведенную на квалифицированных генерирующих объектах, отобранных по результатам отборов проектов строительства генерирующих объектов, проведенных в соответствии с Правилами разработки схем и программ развития электроэнергетики до 1 января 2021 г., функционирующих в технологически изолированных территориальных электроэнергетических системах или на территориях, технологически не связанных с Единой энергетической системой России и технологически изолированными территориальными электроэнергетическими системами, до истечения срока возврата инвестированного капитала;

2. при установлении методом экономически обоснованных расходов (затрат) цен (тарифов) на электрическую энергию (мощность), произведенную на квалифицированных генерирующих объектах на территории неценовых зон оптового рынка электрической энергии и мощности и на территориях, предусмотренных приложением № 3 к Правилам оптового рынка электрической энергии и мощности, утвержденным постановлением Правительства Российской Федерации от 27 декабря 2010 г. № 1172 (Собрание законодательства Российской Федерации, 2011, № 14, ст. 1916; 2018, № 5, ст. 748), и приобретаемую в целях компенсации потерь в электрических сетях, по истечении срока возврата инвестированного капитала, за исключением случаев, указанных в подпункте 1 настоящего пункта, абзаце тринадцатом пункта 33(2) Основ ценообразования в области регулируемых цен (тарифов) в электроэнергетике, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 29 декабря 2011 г. № 1178 (Собрание законодательства Российской Федерации, 2012, № 4, ст. 504; 2021, № 29, ст. 5670) (далее — Основы ценообразования), и абзаце втором пункта 78(4) Основ ценообразования (Собрание законодательства Российской Федерации, 2012, № 4, ст. 504; 2021, № 29, ст. 5670);

3. при установлении цен (тарифов) на электрическую энергию (мощность), произведенную на квалифицированных генерирующих объектах на территориях, объединенных в ценовые зоны оптового рынка электрической энергии и мощности, по истечении срока возврата инвестированного капитала, определенного в соответствии с пунктом 33(1) Основ ценообразования (Собрание законодательства Российской Федерации, 2012, № 4, ст. 504; 2021, № 45, ст. 7506), за исключением случаев, предусмотренных подпунктом 2 настоящего пункта, на уровне одного рубля за мегаватт-час;

4. при установлении в соответствии с пунктом 33(2) Основ ценообразования (Собрание законодательства Российской Федерации, 2012, № 4, ст. 504; 2021, № 29, ст. 5670) и главой V Методических указаний предельных максимальных уровней цен (тарифов) на электрическую энергию (мощность), произведенную на квалифицированных генерирующих объектах и приобретаемую в целях компенсации потерь в электрических сетях, для целей проведения после 31 декабря 2020 г. в соответствии с Правилами разработки схем и программ развития электроэнергетики конкурсного отбора проектов строительства генерирующих объектов, вводимых в эксплуатацию по итогам проведения такого конкурсного отбора (далее — предельные максимальные уровни цен (тарифов) на электрическую энергию (мощность), произведенную на квалифицированных генерирующих объектах и приобретаемую в целях компенсации потерь в электрических сетях);

5. при установлении в соответствии с абзацем первым пункта 78(4) Основ ценообразования (Собрание законодательства Российской Федерации, 2012, № 4, ст. 504) и главой V Методических указаний предельных максимальных уровней цен (тарифов) на электрическую энергию (мощность), произведенную на квалифицированных генерирующих объектах, для целей проведения после 31 декабря 2020 г. в соответствии с Правилами разработки схем и программ развития электроэнергетики отбора проектов строительства генерирующих объектов, функционирующих на основе использования возобновляемых источников энергии на территориях, технологически не связанных с Единой энергетической системой России и технологически изолированными территориальными электроэнергетическими системами, в отношении генерирующих объектов, вводимых в эксплуатацию по итогам проведения такого конкурсного отбора проектов строительства генерирующих объектов (далее — предельные максимальные уровни цен (тарифов) на электрическую энергию (мощность) в технологически изолированной территориальной электроэнергетической системе или на территории, не связанной с Единой энергетической системой России и технологически изолированными территориальными электроэнергетическими системами).

2. При применении метода долгосрочной индексации необходимой валовой выручки долгосрочные цены (тарифы) устанавливаются отдельно на каждый расчетный период регулирования в течение долгосрочного периода регулирования на основе долгосрочных параметров регулирования.

3. Для производителя, для которого производство электрической энергии на квалифицированных генерирующих объектах не является основным видом деятельности, распределение косвенных расходов между производством и иными видами деятельности по решению регулирующего органа производится согласно учетной политике, принятой производителем.

II. Расчет необходимой валовой выручки и долгосрочной цены (тарифа) методом долгосрочной индексации необходимой валовой выручки

4. Расчет долгосрочной цены (тарифа) методом долгосрочной индексации необходимой валовой выручки осуществляется на основании следующих долгосрочных параметров регулирования:

• базовый размер инвестированного капитала;
• размер приведенного инвестированного капитала;
• базовый уровень доходности долгосрочных государственных обязательств;
• базовый уровень нормы доходности капитала, инвестированного в квалифицированный генерирующий объект;
• срок возврата инвестированного капитала.

5. На основе долгосрочных параметров регулирования и планируемых значений параметров расчета цен (тарифов), определяемых на долгосрочный период регулирования, регулирующие органы рассчитывают необходимую валовую выручку производителя (\text{НВВ}_{i}^{\text{Д}}) отдельно на каждый год долгосрочного периода регулирования по формуле (1):

\text{НВВ}_{i}^{\text{Д}} = P_{i} + BK_{i} + \text{Д}K_{i} + B_{i} , (1),

где:

i — номер расчетного года периода регулирования, i = 1, 2, 3 и т.д.;

Рi — расходы, связанные с производством и реализацией продукции (услуг), определяемые на год i долгосрочного периода регулирования в соответствии с пунктом 6 Методических указаний, тыс. руб.;

ВКi — возврат инвестированного капитала, определяемый на год i долгосрочного периода регулирования в соответствии с пунктом 10 Методических указаний, тыс. руб.;

ДКi — доход на инвестированный капитал, определяемый на год i долгосрочного периода регулирования в соответствии с пунктом 11 Методических указаний, тыс. руб.;

Вi — расходы i-го года долгосрочного периода регулирования, связанные с компенсацией незапланированных расходов (со знаком «плюс») или полученного избытка (со знаком «минус»), выявленных по итогам последнего истекшего года долгосрочного периода регулирования, за который известны фактические значения параметров расчета тарифов, тыс. руб.

Величина Вi определяется в соответствии с пунктом 13 Методических указаний.

6. Расходы, связанные с производством и реализацией продукции (услуг) (Рi), определяются каждый i год долгосрочного периода регулирования и рассчитываются по формуле (2):

Рi = ПОi + ПРi + НИi, (2),

где:

i — номер расчетного года периода регулирования, i = 1, 2, 3 и т.д.;

ПОi — постоянные эксплуатационные расходы на каждый i год долгосрочного периода регулирования, включаемые в необходимую валовую выручку в объеме, определяемом регулирующими органами, тыс. руб.;

ПРi — переменные эксплуатационные расходы на год i долгосрочного периода регулирования, включаемые в необходимую валовую выручку в объеме, определяемом регулирующими органами, тыс. руб.;

НИi — налог на имущество на каждый i год долгосрочного периода регулирования, включаемый в необходимую валовую выручку в объеме, определяемом регулирующими органами с учетом положений пункта 33(1) Основ ценообразования, тыс. руб.

ПОi определяются регулирующими органами по следующим формулам:

а) для квалифицированных генерирующих объектов, функционирующих на территориях, объединенных в ценовые или неценовые зоны оптового рынка электрической энергии и мощности, по формуле (3):

\text{ПО}_{i} = min[(OP_{0r}*\text{П}_{i = 1}^{n}(1 + \text{ИПЦ}_{i}) + HP_{i});(\text{У}_{\text{мощн}^{\text{ввод}}}*\text{ПостР}^{\text{пред}})] , (3),

где:

n — число лет в периоде регулирования;

r — количество периодов регулирования;

ОР₀r — базовый уровень фиксируемых расходов, установленный на каждый первый год долгосрочного периода регулирования (r), устанавливаемый в соответствии с пунктом 8 Методических указаний, тыс. руб.;

НРi — корректируемые расходы, включаемые в необходимую валовую выручку в объеме, определяемом регулирующими органами, в году i долгосрочного периода регулирования, устанавливаемые в соответствии с пунктом 9 Методических указаний, тыс. руб.;

ИПЦi — индекс потребительских цен, предусмотренный на год i долгосрочного периода регулирования одобренным Правительством Российской Федерации в соответствии со статьей 26 Федерального закона от 28 июня 2014 г. № 172-ФЗ «О стратегическом планировании в Российской Федерации» (Собрание законодательства Российской Федерации, 2014, № 26, ст. 3378) прогнозом социально-экономического развития Российской Федерации на среднесрочный период.

В отсутствие одобренного прогноза социально-экономического развития Российской Федерации на очередной год применяются значения параметров прогноза социально-экономического развития Российской Федерации, соответствующие последнему году периода, на который был одобрен указанный прогноз;

\text{У}_{\text{мощн}^{\text{ввод}}} — установленная мощность квалифицированного генерирующего объекта, кВт;

ПостРпред — предельная величина постоянных эксплуатационных затрат на обслуживание 1 кВт установленной мощности (тыс. руб), установленная как минимум из:

• предельной величины постоянных эксплуатационных затрат на обслуживание 1 кВт установленной мощности, установленной распоряжением Правительства Российской Федерации от 8 января 2009 г. № 1-р (Собрание законодательства Российской Федерации, 2009, № 4, ст. 515) (далее — распоряжение № 1-р), для соответствующего вида квалифицированных генерирующих объектов, в отношении соответствующего календарного года ввода в эксплуатацию квалифицированного генерирующего объекта;
• предельной величины постоянных эксплуатационных затрат, определенной по итогам конкурсного отбора проектов квалифицированных генерирующих объектов для соответствующего вида генерирующих объектов, проводимого в порядке, определенном постановлением Правительства Российской Федерации от 17 октября 2009 г. № 823 «О схемах и программах перспективного развития электроэнергетики»;

б) для квалифицированных генерирующих объектов, функционирующих в технологически изолированных территориальных электроэнергетических системах или на территориях, технологически не связанных с Единой энергетической системой России и технологически изолированными территориальными электроэнергетическими системами, по формуле (4):

\text{ПО}_{i} = OP_{0r}*\text{П}_{i = 1}^{n}(1 + \text{ИПЦ}_{i}) + \text{НР}_{i} , (4).

7. Уровень переменных эксплуатационных затрат (ПРi) (тыс. руб.), определяемый при установлении долгосрочных цен (тарифов) для квалифицированных генерирующих объектов, функционирующих в ценовых или неценовых зонах оптового рынка, на очередной i период регулирования, рассчитывается по формуле (5):

\text{ПР}_{i} = min[\text{ПерР}_{i};\text{ПерР}^{\text{пред}}*(\frac{\text{Э}_{i}^{\text{заяв}}}{1000})] , (5),

где:

ПерРi — уровень переменных эксплуатационных затрат на i год регулирования (тыс. руб.);

ПерРпред — предельная величина переменных эксплуатационных затрат на выработку 1 МВт*ч произведенной электрической энергии (тыс. руб.), установленная как минимум из:

• предельной величины переменных эксплуатационных затрат, определенной по итогам конкурсного отбора проектов квалифицированных генерирующих объектов для соответствующего вида генерирующих объектов, проводимого в порядке, определенном постановлением Правительства Российской Федерации от 17 октября 2009 г. № 823 «О схемах и программах перспективного развития электроэнергетики»;
• предельной величины переменных эксплуатационных затрат, установленной распоряжением № 1-р для соответствующего вида квалифицированных генерирующих объектов, в отношении соответствующего календарного года ввода в эксплуатацию генерирующего объекта;

\text{Э}_{i}^{\text{заяв}} — объем полезного отпуска электрической энергии квалифицированного генерирующего объекта, кВт*ч.

Для квалифицированных генерирующих объектов, функционирующих на основе использования энергии потоков воды, к переменным эксплуатационным затратам относятся затраты по плате за использование соответствующих водных объектов или их частей без забора (изъятия) водных ресурсов для целей производства электрической энергии за соответствующий период.

8. Базовый уровень фиксируемых расходов, установленный на каждый первый год долгосрочного периода регулирования (r) (ОР0r), устанавливается регулирующими органами методом экономически обоснованных расходов (затрат), при этом учитываются следующие статьи расходов (затрат):

1. покупка электрической и тепловой энергии (мощности), определяемая в соответствии с пунктом 22 Основ ценообразования (Собрание законодательства Российской Федерации, 2012, № 4, ст. 504; 2018, № 28, ст. 4212);

2. ремонт основных средств, определяемый в соответствии с пунктом 25 Основ ценообразования (Собрание законодательства Российской Федерации, 2012, № 4, ст. 504; 2022, № 1, ст. 135);

3. оплата труда, определяемая в соответствии с пунктом 26 Основ ценообразования (Собрание законодательства Российской Федерации, 2012, № 4, ст. 504);

4. другие расходы, связанные с производством и (или) реализацией продукции, а именно:

4.1) экологический контроль производственных факторов на объекте;

4.2) страхование гражданской ответственности владельца гидравлической электрической станции, страхование опасного объекта (при необходимости), страхование имущественных рисков;

4.3) расходные материалы на производственные нужды объекта;

4.4) расходные материалы на хозяйственные нужды объекта;

4.5) услуги связи и передачи данных;

4.6) охрана объекта;

4.7) обслуживание автоматической информационно-измерительной системы коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ);

4.8) сервисное обслуживание основного производственного оборудования (услуги, не связанные с ремонтом, осуществляемые на основании программы сервисного обслуживания, рекомендованной производителем оборудования, в том числе с целью поддержания действия гарантии на оборудование);

4.9) организация мероприятий по профилактике и устранению чрезвычайных ситуаций на объекте;

4.₁₀) услуги сторонних организаций по уборке территорий (вывоз мусора, расчистка снега и т.д.);

4.11) общепроизводственные и общехозяйственные фиксируемые расходы, относимые на объект;

4.12) прочие фиксируемые работы, услуги и материальные затраты производственного характера.

9. Корректируемые расходы (НРi), определяемые методом экономически обоснованных расходов (затрат) соответственно для базового и i-го года долгосрочного периода регулирования, включают в себя:

1. расходы на аренду имущества, используемого для осуществления регулируемой деятельности в сфере электроэнергетики, определяемые в соответствии с подпунктом 5 пункта 28 Основ ценообразования (Собрание законодательства Российской Федерации, 2012, № 4, ст. 504; 2022, № 1, ст. 135);

2. расходы, связанные с осуществлением коммерческого учета электроэнергии, и расходы на оплату услуг организаций коммерческой инфраструктуры оптового рынка и Ассоциации «НП Совет рынка» при процедуре выдачи и погашении сертификатов, подтверждающих объем производства электрической энергии на основе использования возобновляемых источников энергии (сертификация);

3. оплату налогов на прибыль и иных налогов, за исключением налога на имущество;

4. прочие расходы, учитываемые при установлении цен (тарифов) на i-й год долгосрочного периода регулирования, а именно:

4.₁) коммунальные платежи (водоснабжение, водоотведение, теплоснабжение, обслуживание канализации);

4.2) общепроизводственные и общехозяйственные корректируемые расходы, относимые на объект;

4.3) прочие работы, услуги и материальные затраты производственного характера, не учтенные в составе перечисленных выше корректируемых расходов.

10. В необходимую валовую выручку производителя для квалифицированных генерирующих объектов на долгосрочный период регулирования включается возврат инвестированного капитала, рассчитываемый по следующей формуле (6):

BK_{i} = \frac{\text{ПИ}K_{i}}{CBK} , (6),

где:

ВКi — возврат инвестированного капитала на i-год долгосрочного периода регулирования, тыс. руб.;

ПИКi — размер приведенного инвестированного капитала, определяемый на начало расчетного года i долгосрочного периода регулирования в соответствии с пунктом 20 Методических указаний, тыс. руб.;

СВК — срок возврата инвестированного капитала, определяемый в соответствии с пунктом 27 Методических указаний.

11. В необходимую валовую выручку производителя на i-год долгосрочного периода регулирования включается доход на инвестированный капитал (ДКi) (тыс. руб.), рассчитываемый по следующей формуле (7):

ДКi = ОИКi * НДi, (7),

где:

ОИКi — остаточная величина инвестированного капитала, определяемая на начало расчетного года i долгосрочного периода регулирования в соответствии с пунктом 21 Методических указаний, тыс. руб.;

НДi — норма доходности инвестированного капитала, рассчитываемая регулирующими органами перед каждым годом i долгосрочного периода регулирования по формуле в соответствии с пунктом 18 Методических указаний.

12. Корректировка необходимой валовой выручки проводится по итогам текущего года на основании фактических данных за истекший отчетный период текущего года долгосрочного периода регулирования.

Для целей корректировки по итогам текущего года индекс текущего года принимается равным i-1, фактические значения параметров расчета цен (тарифов) за год i-1 принимаются равными прогнозным годовым значениям, определяемым регулирующим органом на основании фактических данных за истекший отчетный период текущего (i-1) года.

13. Расходы i-го года долгосрочного периода регулирования, связанные с компенсацией незапланированных расходов (со знаком «плюс») или полученного избытка (со знаком «минус»), выявленных по итогам последнего истекшего года долгосрочного периода регулирования, за который известны фактические значения параметров расчета тарифов (Вi), определяются следующим образом:

• для первого года очередного долгосрочного периода регулирования по формуле (8):

B_{i} = \Delta OP_{0r - 2} + \Delta HP_{i} , (8),

где:

\Delta OP_{0r - 2} — корректировка фиксированных расходов в связи с изменением фактических значений указанного параметра по результатам (r-2) долгосрочного периода регулирования, определяемого в долгосрочном периоде регулирования (r-1) на долгосрочный период регулирования (r), тыс. руб.;

\Delta HP_{i} — изменение корректируемых расходов исходя из фактических значений указанного параметра (тыс. руб.), определяемое по формуле (9):

\Delta HP_{i} = HP_{i - 2}^{\text{расх}.\text{факт}} - HP_{i - 2}^{\text{расх}.\text{план}} , (9),

где:

HP_{i - 2}^{\text{расх}.\text{факт}} — фактическая величина корректируемых расходов (за исключением расходов на финансирование капитальных вложений), тыс. руб.;

HP_{i - 2}^{\text{расх}.\text{план}} — плановая величина корректируемых расходов (за исключением расходов на финансирование капитальных вложений), тыс. руб.;

• для второго года и последующих лет очередного долгосрочного периода регулирования по формуле (10):

\text{В}_{i} = \Delta HP_{i} , (10).

14. Ежегодно в течение долгосрочного периода регулирования регулирующими органами производится корректировка величины переменных расходов с учетом:

• отклонения фактического уровня переменных расходов от плановых расходов, учтенных при установлении тарифов (с учетом документального подтверждения осуществления таких расходов);
• изменения законодательства Российской Федерации, приводящего к изменению уровня расходов производителя.

При этом корректировка величины переменных расходов осуществляется с учетом исполнения решений судебных органов и (или) предписаний ФАС России и решений ФАС России по рассмотрению разногласий и (или) досудебного урегулирования споров.

15. Долгосрочные цены (тарифы), предусмотренные подпунктом 1 пункта 1 Методических указаний, устанавливаются как одноставочная цена (тариф), включающая в себя стоимость поставки 1 мегаватт-часа электрической энергии с учетом стоимости мощности.

Экономически обоснованная одноставочная цена (тариф), включающая в себя стоимость поставки 1 мегаватт-часа электрической энергии с учетом стоимости мощности, поставляемой на розничные рынки от квалифицированного генерирующего объекта (T_{\text{ВИ}(\text{Э})}^{\text{эм}}) , рассчитывается по формуле (11):

T_{\text{ВИ}(\text{Э})}^{\text{эм}} = \frac{\text{НВВ}_{i}^{\text{Д}}}{\text{Э}_{i}^{\text{заяв}}} , (11).

Для расчета \text{Э}_{i}^{\text{заяв}} при установлении долгосрочной цены (тарифа) должна быть использована наибольшая величина из величины нормативного индикатора коэффициента использования установленной мощности и величины проектного индикатора коэффициента использования установленной мощности для соответствующего квалифицированного генерирующего объекта. \text{Э}_{i}^{\text{заяв}} рассчитывается по формуле (12):

\text{Э}_{i}^{\text{заяв}} = max(K\text{оэфф}^{\text{КИУМ}};K\text{оэфф}^{\text{ПИ}})*\text{ЧЧ}_{i}*\text{У}_{\text{мощн}^{\text{ввод}}} - \text{СН}_{i} , (12),

где:

i — год регулирования;

КоэффКИУМ — нормативный индикатор коэффициента использования установленной мощности, определяемый в соответствии с абзацами двадцать первым — двадцать седьмым пункта 33(1) Основ ценообразования;

КоэффПИ — проектный индикатор коэффициента использования установленной мощности;

ЧЧi — число часов в i-м году, равное 8784 для високосных лет и 8760 для других лет;

\text{У}_{\text{мощн}^{\text{ввод}}} — установленная мощность квалифицированного генерирующего объекта, кВт;

СНi — расход электрической энергии (мощности) для собственных производственных и (или) хозяйственных нужд квалифицированного генерирующего объекта, кВт*ч.

Для квалифицированных генерирующих объектов устанавливаются следующие нормативные индикаторы коэффициента использования установленной мощности КоэффКИУМ:

0,14 — в отношении генерирующих объектов солнечной генерации независимо от величины установленной мощности;

0,27 — в отношении генерирующих объектов ветровой генерации независимо от величины установленной мощности;

0,38 — в отношении генерирующих объектов гидрогенерации независимо от величины установленной мощности;

0,5 — в отношении генерирующих объектов на основе использования биомассы независимо от величины установленной мощности;

0,65 — в отношении генерирующих объектов на основе использования биогаза независимо от величины установленной мощности;

0,65 — в отношении генерирующих объектов на основе использования газа, выделяемого отходами производства и потребления на свалках таких отходов, независимо от величины установленной мощности.

III. Расчет необходимой валовой выручки и цены (тарифа) на электрическую энергию (мощность) методом экономически обоснованных расходов (затрат) по истечении срока возврата капитала, инвестированного в квалифицированный генерирующий объект

16. Необходимая валовая выручка квалифицированных генерирующих объектов на i-й расчетный период регулирования (НВВi), определяемая в соответствии с методом экономически обоснованных расходов (затрат), рассчитывается по формуле (13):

\text{НВВ}_{i} = P_{1,i} + P_{2,i} + H_{i} \pm \Delta HBB_{i} , (13),

где:

НВВi — необходимая валовая выручка квалифицированных генерирующих объектов на i-й расчетный период регулирования, тыс. руб.;

Р1,i — планируемые на i-й расчетный период регулирования расходы, уменьшающие налоговую базу налога на прибыль организаций (расходы, связанные с производством и реализацией продукции (услуг), и внереализационные расходы), тыс. руб.;

Р2,i — планируемые на i-й расчетный период регулирования расходы, не учитываемые при определении налоговой базы налога на прибыль (расходы, относимые на прибыль после налогообложения), определяемые в соответствии с пунктом 19 Основ ценообразования (Собрание законодательства Российской Федерации, 2012, № 4, ст. 504), тыс. руб.;

Нi — планируемая на i-й расчетный период регулирования величина налога на прибыль, определяемая в соответствии с пунктом 20 Основ ценообразования (Собрание законодательства Российской Федерации, 2012, № 4, ст. 504; 2014, № 25, ст. 3311), тыс. руб.;

\Delta HBB_{i} — величина, учитывающая экономически обоснованные расходы производителя (выпадающие доходы), подлежащие возмещению (со знаком «+») в i-м расчетном периоде регулирования, необоснованные расходы, подлежащие исключению из НВВ (со знаком «-») в i-м расчетном периоде регулирования, тыс. руб.

При отсутствии нормативов по отдельным статьям расходов допускается использование в расчетах экспертных оценок в соответствии с пунктом 31 Основ ценообразования (Собрание законодательства Российской Федерации, 2012, № 4, ст. 504).

17. Цены (тарифы), предусмотренные подпунктом 2 пункта 1 Методических указаний, устанавливаются как одноставочная цена (тариф), включающая в себя стоимость поставки 1 мегаватт-часа электрической энергии с учетом стоимости мощности.

Экономически обоснованная одноставочная цена (тариф), включающая в себя стоимость поставки 1 мегаватт-часа электрической энергии с учетом стоимости мощности, поставляемой на розничные рынки от квалифицированного генерирующего объекта (T_{\text{ВИ}(\text{Э})}^{\text{эм}}) , рассчитывается по формуле (14):

T_{\text{ВИ}(\text{Э})}^{\text{эм}} = \frac{\text{НВВ}_{i}}{\text{Э}_{i}^{\text{заяв}}} , (14).

IV. Порядок определения размера инвестированного капитала

18. Размер приведенного инвестированного капитала (ПИК) определяется с учетом базового размера инвестированного капитала на 1 января года, начиная с которого устанавливается долгосрочная цена (тариф), по формуле (15):

ПИК = БИК * (1 + НД-1)сп, (15),

где:

БИК — базовый размер инвестированного капитала в квалифицированный генерирующий объект, функционирующий на территориях, объединенных в ценовые или неценовые зоны оптового рынка электрической энергии и мощности, который определяется регулирующим органом при установлении долгосрочной цены (тарифа) в соответствии с абзацами восьмым — пятнадцатым пункта 33(1) Основ ценообразования (Собрание законодательства Российской Федерации, 2012, № 4, ст. 504; 2021, № 29, ст. 5670).

БИК в квалифицированный генерирующий объект, функционирующий в технологически изолированных территориальных электроэнергетических системах или на территориях, технологически не связанных с Единой энергетической системой России и технологически изолированными территориальными электроэнергетическими системами, определяется регулирующим органом при установлении долгосрочной цены (тарифа) в соответствии с абзацем седьмым пункта 78(1) Основ ценообразования (Собрание законодательства Российской Федерации, 2012, № 4, ст. 504; 2021, № 29, ст. 5670);

НД-1 — определяемая в процентах в соответствии с настоящим пунктом норма доходности инвестированного капитала за год, предшествующий году, начиная с которого устанавливается долгосрочная цена (тариф);

сп — показатель приведения, равный:

1,5 — для квалифицированных генерирующих объектов, функционирующих на основе использования энергии потоков воды;

1 — для остальных квалифицированных генерирующих объектов.

Норма доходности инвестированного капитала по результатам года i (НДi) рассчитывается регулирующим органом при установлении долгосрочной цены (тарифа) по формуле (16):

\text{НД}_{i} = \frac{(1 + \text{НД}_{\text{баз}})*(1 + \text{ДГО}_{i})}{(1 + \text{ДГО}_{\text{баз}})} - 1 , (16),

где:

НДбаз — базовый уровень нормы доходности инвестированного в квалифицированный генерирующий объект капитала, определяемый в процентах и равный:

14 процентам — для квалифицированных генерирующих объектов, введенных в эксплуатацию в период до 1 января 2017 г., за исключением квалифицированных генерирующих объектов, функционирующих в технологически изолированных территориальных электроэнергетических системах или на территориях, технологически не связанных с Единой энергетической системой России и технологически изолированными территориальными электроэнергетическими системами, и случаев определения предельных максимальных уровней цен (тарифов), на электрическую энергию (мощность), производимую на квалифицированных генерирующих объектах, необходимых для проведения отборов проектов после 31 декабря 2020 года, в соответствии с Правилами разработки схем и программ развития электроэнергетики в порядке, предусмотренном главой VI Методических указаний (абзац сорок седьмой пункта 33(1) Основ ценообразования (Собрание законодательства Российской Федерации, 2012, № 4, ст. 504; 2020, № 36, ст. 5617);

12 процентам — для квалифицированных генерирующих объектов, введенных в эксплуатацию после 1 января 2017 г., за исключением квалифицированных генерирующих объектов, функционирующих в технологически изолированных территориальных электроэнергетических системах или на территориях, технологически не связанных с Единой энергетической системой России и технологически изолированными территориальными электроэнергетическими системами, и случаев определения предельных максимальных уровней цен (тарифов), на электрическую энергию (мощность), производимую на квалифицированных генерирующих объектах, необходимых для проведения отборов проектов после 31 декабря 2020 года, в соответствии с Правилами разработки схем и программ развития электроэнергетики в порядке, предусмотренном главой VI Методических указаний (абзац сорок восьмой пункта 33(1) Основ ценообразования (Собрание законодательства Российской Федерации, 2012, № 4, ст. 504; 2020, № 36, ст. 5617);

значению базового уровня нормы доходности инвестированного капитала в квалифицированный генерирующий объект, функционирующий в технологически изолированных территориальных электроэнергетических системах или на территориях, технологически не связанных с Единой энергетической системой России и технологически изолированными территориальными электроэнергетическими системами, определенного по итогам конкурсного отбора проектов в порядке, определенном постановлением Правительства Российской Федерации от 17 октября 2009 г. № 823 «О схемах и программах перспективного развития электроэнергетики» (абзац седьмой пункта 78(1) Основ ценообразования (Собрание законодательства Российской Федерации, 2012, № 4, ст. 504; 2021, № 29, ст. 5670);

ДГОбаз — базовый уровень доходности долгосрочных государственных обязательств, устанавливаемый в размере 8,5 процента;

ДГОi — средняя доходность долгосрочных государственных обязательств, определяемая по результатам года i коммерческим оператором оптового рынка электрической энергии и мощности в порядке, установленном федеральным органом исполнительной власти, осуществляющим функции по выработке государственной политики и нормативно-правовому регулированию в сфере анализа и социально-экономического развития, с учетом особенностей, предусмотренных договором о присоединении к торговой системе оптового рынка.

Информация о значении средней доходности долгосрочных государственных обязательств по результатам года i направляется коммерческим оператором оптового рынка электрической энергии и мощности в регулирующие органы не позднее 1 июля года i+1.

19. Для расчета регулируемой цены (тарифа) на электрическую энергию (мощность) квалифицированного генерирующего объекта, введенного в эксплуатацию на розничных рынках электрической энергии (мощности) после 1 января 2017 г., за исключением квалифицированных генерирующих объектов, функционирующих в технологически изолированных территориальных электроэнергетических системах или на территориях, технологически не связанных с Единой энергетической системой России и технологически изолированными электроэнергетическими системами, к плановой величине капитальных затрат, заявленной в отношении данного квалифицированного генерирующего объекта, применяется коэффициент Коэффлок, отражающий выполнение целевого показателя степени локализации, рассчитываемый по формуле (17):

БИКкорр = БИК * Коэффлок, (17),

где:

Коэффлок — коэффициент, отражающий выполнение целевого показателя степени локализации, который определяется в порядке, предусмотренном абзацами двадцать девятым — тридцать четвертым пункта 33(1) Основ ценообразования, за исключением случаев определения предельных максимальных уровней цен (тарифов) на электрическую энергию (мощность), производимую на квалифицированных генерирующих объектах, необходимых для проведения отборов проектов после 31 декабря 2020 года, в соответствии с Правилами разработки схем и программ развития электроэнергетики в порядке, предусмотренном главой VI Методических указаний.

20. Размер приведенного инвестированного капитала на начало расчетного года i долгосрочного периода регулирования (ПИКi) устанавливается регулирующими органами в соответствии с формулой (18):

\text{ПИ}K_{i} = \text{ПИ}K_{i - 1} + \text{И}_{i}^{\text{ПЛ}} - \text{И}_{\text{корр}_{i - 2}} , (18),

где:

i — номер расчетного года периода регулирования, i = 1, 2, 3 и т.д.

При этом, если i = 1, 2, то \text{И}_{\text{корр}_{i - 2}} = 0.

\text{И}_{i}^{\text{ПЛ}} — объем дополнительных инвестиций, запланированный к осуществлению в году i долгосрочного периода регулирования, тыс. руб.;

\text{И}_{\text{корр}_{i - 2}} — величина, корректирующая первоначальную стоимость инвестированного капитала исходя из фактической стоимости произведенных инвестиций, которая определяется в соответствии с формулой (19), тыс. руб.:

\text{И}_{\text{корр}_{i - 2}} = \text{И}_{i - 2}^{\text{ПЛ}} - \text{И}_{i - 2}^{\text{Ф}} , (19),

где:

i — номер расчетного года периода регулирования, i = 1, 2, 3..;

\text{И}_{i - 2}^{\text{ПЛ}} — объем дополнительных инвестиций, запланированный к осуществлению в году i-2 долгосрочного периода регулирования, тыс. руб.;

\text{И}_{i - 2}^{\text{Ф}} — объем дополнительных инвестиций, фактически осуществленных в году i-2 долгосрочного периода регулирования, тыс. руб.

При этом должно соблюдаться условие, предусмотренное формулой (20):

\sum (\text{ПИ}K_{i} + \sum_{1}^{i} \text{И}_{i - 1}^{\text{Ф}} + \text{И}_{i}^{\text{ПЛ}}) \leq min((\text{У}_{\text{мощн}^{\text{ввод}}}*K\text{ап}_{\text{конк}}^{\text{пред}});(\text{У}_{\text{мощн}^{\text{ввод}}}*K\text{ап}_{\text{закон}}^{\text{пред}})) , (20),

где:

\text{И}_{i - 1}^{\text{Ф}} — объем дополнительных инвестиций, фактически осуществленных в году i-1 долгосрочного периода регулирования, тыс. руб.;

\text{У}_{\text{мощн}^{\text{ввод}}} — установленная мощность квалифицированного генерирующего объекта, кВт;

K\text{ап}_{\text{конк}}^{\text{пред}} — величина капитальных затрат на возведение 1 кВт установленной мощности квалифицированного генерирующего объекта, определенная по итогам конкурсного отбора проектов квалифицированных генерирующих объектов для соответствующего вида квалифицированных генерирующих объектов, проводимого в порядке, определенном Правилами разработки схем и программ развития электроэнергетики, тыс. руб.;

K\text{ап}_{\text{закон}}^{\text{пред}} — предельная величина капитальных затрат на возведение 1 кВт установленной мощности квалифицированного генерирующего объекта, определенной Правительством Российской Федерации для соответствующего вида и диапазона установленной мощности квалифицированных генерирующих объектов, в отношении соответствующего календарного года ввода в эксплуатацию квалифицированного генерирующего объекта, к которому относится планируемая дата ввода в эксплуатацию квалифицированного генерирующего объекта, содержащаяся в разделе схемы и программы перспективного развития электроэнергетики субъекта Российской Федерации, указанном в подпункте «г» пункта 28 Правил разработки схем и программ развития электроэнергетики, тыс. руб.

21. Значение остаточной величины инвестированного капитала (тыс. руб.) производителя на начало i года долгосрочного периода регулирования определяется по формуле (21):

\text{ОИ}K_{i} = \text{ОИ}K_{i - 1} - \frac{\text{ПИ}K_{i}}{CBK} , (21),

где:

i — номер года долгосрочного периода регулирования;

СВК — срок возврата инвестированного капитала, определяемый в соответствии с пунктом 27 Методических указаний.

При i = 1: ОИК1 = ПИК1 — остаточная величина инвестированного капитала на начало первого года долгосрочного периода регулирования равна размеру приведенного инвестированного капитала производителя на начало первого года долгосрочного периода регулирования, установленной регулирующими органами в соответствии с пунктом 18 Методических указаний, тыс. руб.

22. Объем дополнительных инвестиций на модернизацию, реконструкцию или расширение квалифицированного генерирующего объекта, не связанный с увеличением его установленной генерирующей мощности, запланированный к осуществлению в году i долгосрочного периода регулирования для производителя, определяется как объем инвестиций, предусмотренных утвержденным инвестиционным планом и предусмотренных программой развития энергетики субъекта Российской Федерации на год i долгосрочного периода регулирования, без учета НДС.

23. Размер приведенного инвестированного капитала на начало расчетного года i долгосрочного периода регулирования (ПИКi) и объем дополнительных инвестиций (\text{И}_{i}^{\text{ПЛ}}) , запланированный к осуществлению в году i долгосрочного периода регулирования, включают в себя затраты на строительство квалифицированного генерирующего объекта, включая расходы на проектно-изыскательские работы и технологическое присоединение к электрическим сетям.

24. В течение долгосрочного периода регулирования ежегодно проводится корректировка размера приведенного инвестированного капитала и остаточной величины инвестированного капитала с учетом корректировки на основе фактических данных об осуществленных инвестициях.

25. Объем инвестиций, не предусмотренный утвержденным инвестиционным планом, учитывается при определении размера приведенного инвестированного капитала и остаточной величины инвестированного капитала производителя при условии их согласования регулирующими органами. Стоимость объектов, принятых на баланс организации, с целью ликвидации последствий аварий, чрезвычайных ситуаций и стихийных бедствий учитывается при расчете размера инвестированного капитала в объеме, установленном регулирующими органами на основе данных бухгалтерского учета.

При определении стоимости объектов для целей учета размера приведенного инвестированного капитала и остаточной величины инвестированного капитала не учитываются:

• выплаты по кредитам (займам) и иные платежи, произведенные в связи с привлечением заемного капитала;
• средства, безвозмездно полученные из бюджетов бюджетной системы Российской Федерации;
• объем инвестиций, учтенных в размере инвестированного капитала в качестве объектов незавершенного строительства.

При определении объема инвестиций для целей учета размера приведенного инвестированного капитала и остаточной величины инвестированного капитала учитываются средства, полученные в качестве бюджетных инвестиций, влекущих за собой возникновение права государственной или муниципальной собственности на эквивалентную часть уставных (складочных) капиталов юридических лиц.

26. При переходе в собственность производителя активов, необходимых для осуществления деятельности по производству и продаже электрической энергии (мощности), ранее учитывавшихся при определении размера или базы инвестированного капитала другого производителя, размер приведенного инвестированного капитала и остаточная величина инвестированного капитала, относящаяся к этим активам, устанавливаются равными размеру приведенного инвестированного капитала и остаточной величины инвестированного капитала, относящейся к этим активам, производителя, передавшего указанные активы.

27. Срок возврата инвестированного капитала (СВК), учитываемый регулирующим органом при установлении долгосрочной цены (тарифа), составляет:

15 лет с момента начала действия долгосрочной цены (тарифа), установленной в отношении соответствующего квалифицированного генерирующего объекта, за исключением квалифицированного генерирующего объекта, функционирующего в технологически изолированных территориальных электроэнергетических системах или на территориях, технологически не связанных с Единой энергетической системой России и технологически изолированными электроэнергетическими системами;

СВК, инвестированного в квалифицированный генерирующий объект, функционирующий в технологически изолированных территориальных электроэнергетических системах или на территориях, технологически не связанных с Единой энергетической системой России и технологически изолированными территориальными электроэнергетическими системами, определенный по итогам конкурсного отбора проектов генерирующих объектов, проводимого в порядке, определенном постановлением Правительства Российской Федерации от 17 октября 2009 г. № 823 «О схемах и программах перспективного развития электроэнергетики».

28. По запросу регулирующего органа производителем предоставляется дополнительная информация. Регулирующие органы определяют срок представления материалов, который не может быть менее 7 дней со дня поступления запроса в организацию.

Регулирующие органы осуществляют проверку представленных данных на предмет их достоверности.

29. Регулирующие органы ежегодно на основе данных, представляемых производителем, ведут учет инвестированного капитала и активов, стоимость которых учитывается при определении стоимости базы инвестированного капитала.

V. Порядок установления предельных максимальных уровней цен (тарифов) на электрическую энергию (мощность), произведенную на квалифицированных генерирующих объектах и приобретаемую в целях компенсации потерь в электрических сетях, и предельных максимальных уровней цен (тарифов) на электрическую энергию (мощность) в технологически изолированной территориальной электроэнергетической системе или на территории, не связанной с Единой энергетической системой России и технологически изолированными территориальными электроэнергетическими системами

30. Расчет предельных максимальных уровней цен (тарифов) на электрическую энергию (мощность), произведенную на квалифицированных генерирующих объектах и приобретаемую в целях компенсации потерь в электрических сетях, для соответствующего вида g квалифицированных генерирующих объектов, в отношении соответствующего календарного года y ввода в эксплуатацию квалифицированного генерирующего объекта, в соответствующем диапазоне установленной мощности j, необходимых для проведения отборов проектов после 31 декабря 2020 года в соответствии с Правилами разработки схем и программ развития электроэнергетики (T_{\text{ВИЭ}(,g,)y,j}^{\text{эм}}) , производится в виде одноставочной цены (тарифа) по формулам (22) и (23):

а) в случае если в отношении соответствующего вида g генерирующих объектов, функционирующих на основе использования возобновляемых источников энергии, в отношении соответствующего календарного года y ввода в эксплуатацию квалифицированного генерирующего объекта и диапазона установленной мощности j, к которому относится генерирующий объект, Правительством Российской Федерации затраты на 1 кВт установленной мощности постоянные эксплуатационные затраты не определены, предельные капитальные затраты на обслуживание 1 кВт установленной мощности и переменные эксплуатационные затраты на выработку 1 МВт*ч произведенной электрической энергии рассчитываются по формуле (22):

T_{\text{ВИЭ}(,g,)y,j}^{\text{эм}} = 1\text{руб }./\text{МВт }*\text{ч} , (22);

б) в случае если в отношении соответствующего вида g генерирующих объектов, функционирующих на основе использования возобновляемых источников энергии, в отношении соответствующего календарного года y ввода в эксплуатацию квалифицированного генерирующего объекта и диапазона установленной мощности j, к которому относится генерирующий объект, Правительством Российской Федерации определены предельные капитальные затраты на 1 кВт установленной мощности, постоянные эксплуатационные затраты на обслуживание 1 кВт установленной мощности и переменные эксплуатационные затраты на выработку 1 МВт*ч произведенной электрической энергии (руб./кВтч) рассчитываются по формуле (23):

T_{\text{ВИЭ }(,g,)y,j}^{\text{эм}} = \frac{\text{НВВ}_{g,y,j}*1000}{\text{Э}_{g,y,j}^{\text{заяв}}*15} , (23),

где:

y — календарный год ввода в эксплуатацию квалифицированного генерирующего объекта;

НВВg,y,j — необходимая валовая выручка, определяемая при установлении предельных максимальных уровней цен (тарифов) для соответствующего вида g квалифицированных генерирующих объектов, в отношении соответствующего календарного года y ввода в эксплуатацию квалифицированного генерирующего объекта, в соответствующем диапазоне установленной мощности j, рассчитываемая по формуле (24), тыс. руб.:

НВВg,y,j = Рg,y,j + ПИКg,y,j + ДКg,y,j, (24),

где:

Рg,y,j — расходы, связанные с производством и реализацией продукции (услуг), которые определяются в соответствии с пунктом 31 Методических указаний, тыс. руб.;

ПИКg,y,j — размер приведенного инвестированного капитала, который определяется в соответствии с пунктом 33 Методических указаний, тыс. руб.;

ДКg,y,j — доход на инвестированный капитал, который определяется в соответствии с пунктом 32 Методических указаний, тыс. руб.;

\text{Э}_{g,y,j}^{\text{заяв}} — годовой объем производства электрической энергии (мощности) квалифицированными генерирующими объектами вида g в соответствующем диапазоне установленной мощности, определяемый по формуле (25), кВт*ч:

\text{Э}_{g,y,j}^{\text{заяв}} = \text{У}_{\text{мощн},g,j}* \sum_{\text{у}}^{\text{у} + 15} \text{ЧЧ}_{\text{у}}*K\text{оэфф}^{\text{КИУМ}}/15 , (25),

где:

Умощн,g,j — определяемая в соответствии с абзацем девятым пункта 33(2) Основ ценообразования величина установленной мощности квалифицированных генерирующих объектов вида g в соответствующем диапазоне установленной мощности j, кВт;

ЧЧy — число часов в году y, равное 8784 для високосных лет и 8760 для других лет, час.

31. Расходы, связанные с производством и реализацией продукции (услуг) (Рg,y,j), определяются по формуле (26), тыс. руб.:

Рg,y,j = ПОg,y,j + ПРg,y,j + НИg, (26),

где:

ПОg,y,y — постоянные эксплуатационные расходы для соответствующего вида g квалифицированных генерирующих объектов в отношении соответствующего календарного года y ввода в эксплуатацию квалифицированного генерирующего объекта в соответствующем диапазоне установленной мощности, определяемые по формуле (27), тыс. руб.:

\text{ПО}_{g,y,j} = (15*\text{ПО}_{g,y,j}^{\text{пред}}*\text{У}_{\text{мощн},g,j}* \prod_{y}^{y + 15} (1 + \text{ИПЦ}_{\text{у}}))/1000 , (27),

где:

\text{ПО}_{g,y,j}^{\text{пред}} — предельная величина постоянных эксплуатационных затрат на обслуживание 1 кВт установленной мощности, установленная Правительством Российской Федерации для соответствующего вида g квалифицированных генерирующих объектов в отношении соответствующего календарного года y ввода в эксплуатацию квалифицированного генерирующего объекта в соответствующем диапазоне установленной мощности j, к которому относится квалифицированный генерирующий объект, рублей/кВт в год;

ИПЦy — индекс потребительских цен, предусмотренный на год y одобренным Правительством Российской Федерации в соответствии со статьей 26 Федерального закона от 28 июня 2014 г. № 172-ФЗ «О стратегическом планировании в Российской Федерации» (Собрание законодательства Российской Федерации, 2014, № 26, ст. 3378) прогнозом социально-экономического развития Российской Федерации на среднесрочный период. В отсутствие одобренного прогноза социально-экономического развития Российской Федерации на очередной год применяются значения параметров прогноза социально-экономического развития Российской Федерации, соответствующие последнему году периода, на который был одобрен указанный прогноз;

ПРg,y,j — переменные эксплуатационные расходы для соответствующего вида g квалифицированных генерирующих объектов в отношении соответствующего календарного года y ввода в эксплуатацию квалифицированного генерирующего объекта, определяемые по формуле (28), тыс. руб.:

\text{ПР}_{g,y,j} = 15*\text{ПР}_{g,y,j}^{\text{пред}}*\text{Э}_{g,y,j}^{\text{заяв}}* \prod_{y}^{y + 15} (1 + \text{ИПЦ}_{\text{у}})/1000000 , (28),

где:

\text{ПР}_{g,y,j}^{\text{пред}} — предельная величина переменных эксплуатационных затрат на выработку 1 МВтч произведенной электрической энергии, установленная Правительством Российской Федерации для соответствующего вида g квалифицированных генерирующих объектов, в отношении соответствующего календарного года y ввода в эксплуатацию квалифицированного генерирующего объекта, к которому относится генерирующий объект, руб./МВтч;

НИg — налог на имущество для соответствующего вида g квалифицированных генерирующих объектов за весь период срока возврата инвестированного капитала, определяемый регулирующими органами по ставке налога на имущество в соответствии с абзацем одиннадцатым пункта 33(2) Основ ценообразования, тыс. руб.

32. Доход на инвестированный капитал (ДКg,y,j) рассчитывается по формуле (29), тыс. руб.:

\text{Д}K_{g,y,j} = \sum_{y}^{y + 15} \text{ОИ}K_{y}* \frac{\text{НД}}{(1 - \text{НП })} , (29),

где:

ОИКy — остаточная величина инвестированного капитала, определяемая на начало расчетного года y в соответствии с пунктом 33 Методических указаний, тыс. руб.;

НД — норма доходности инвестированного капитала, определяемая в соответствии с абзацем седьмым пункта 33(2) Основ ценообразования;

НП — ставка налога на прибыль, определяемая в соответствии с абзацем двенадцатым пункта 33(2) Основ ценообразования.

33. Значение остаточной величины инвестированного капитала (ОИКy) определяется по формуле (30), тыс. руб.:

\text{ОИ}K_{y} = \text{ОИ}K_{y - 1} - \frac{\text{ПИ}K_{g,y,j}}{CBK} , (30),

где:

ОИКy-1 — значение остаточной величины инвестированного капитала в году, предшествующем году поставки, тыс. руб. При y = ys ОИКy = ПИКg,y,j;

ys — календарный год, соответствующий первому году поставки квалифицированного генерирующего объекта;

ПИКg,y,j — размер приведенного инвестированного капитала для соответствующего вида g квалифицированных генерирующих объектов в отношении соответствующего календарного года y ввода в эксплуатацию квалифицированного генерирующего объекта в соответствующем диапазоне установленной мощности j, определяемый по формуле (31):

ПИКg,y,j = БИКg,y,y * (1 + НД)сп * kлок, (31),

где:

БИКg,y,j — базовый размер инвестированного капитала для соответствующего вида g квалифицированных генерирующих объектов в отношении соответствующего календарного года y ввода в эксплуатацию квалифицированного генерирующего объекта в соответствующем диапазоне установленной мощности j, определяемый в соответствии с пунктом 34 Методических указаний, тыс. руб.;

сп — показатель приведения, определяемый в соответствии с абзацем шестым пункта 33(2) Основ ценообразования;

kлок — коэффициент, отражающий выполнение целевого показателя степени локализации, определяемый в соответствии с абзацем пятым пункта 33(2) Основ ценообразования;

СВК — срок возврата инвестированного капитала, установленный абзацем восьмым пункта 33(2) Основ ценообразования, лет.

34. Базовый размер инвестированного капитала в квалифицированные генерирующие объекты вида g в отношении соответствующего календарного года y ввода в эксплуатацию квалифицированного генерирующего объекта в соответствующем диапазоне установленной мощности j (БИКg,y,j) определяется по формуле (32), тыс. руб.:

\text{БИ}K_{g,y,j} = (\text{У}_{\text{мощн},g,j}*K\text{ап}_{g,y,j}^{\text{пред}})/1000 , (32),

где:

K\text{ап}_{g,y,j}^{\text{пред}} — предельная величина капитальных затрат на возведение 1 кВт установленной мощности, установленная Правительством Российской Федерации для соответствующего вида g квалифицированных генерирующих объектов, в отношении соответствующего календарного года y ввода в эксплуатацию квалифицированного генерирующего объекта в соответствующем диапазоне установленной мощности j, к которому относится квалифицированный генерирующий объект, руб./кВт.

35. Расчет предельных максимальных уровней цен (тарифов) на электрическую энергию (мощность) в технологически изолированной территориальной электроэнергетической системе или на территории, не связанной с Единой энергетической системой России и технологически изолированными территориальными электроэнергетическими системами, (T_{\text{ВИ}(\text{Э})_{i}}^{\text{эм}}) , необходимых для проведения отборов проектов в году i после 31 декабря 2020 года в соответствии с Правилами разработки схем и программ развития электроэнергетики, производится по формуле (33):

, (33),

где:

T_{g,i,1\text{п}/\text{г}}^{\text{ПР}} — одноставочная цена (тариф) на электрическую энергию (мощность), поставляемую g-м производителем электрической энергии (мощности) (объектом по производству электрической энергии (мощности) производителя электрической энергии (мощности) в технологически изолированной территориальной электроэнергетической системе или на территории, технологически не связанной с Единой энергетической системой России и технологически изолированными территориальными электроэнергетическими системами, на первое полугодие i-го расчетного периода регулирования, руб./кВт*ч;

T_{g,i,2\text{п}/\text{г}}^{\text{ПР}} — одноставочная цена (тариф) на электрическую энергию (мощность), поставляемую g-м производителем электрической энергии (мощности) (объектом по производству электрической энергии (мощности) производителя электрической энергии (мощности) в технологически изолированной территориальной электроэнергетической системе или на территории, технологически не связанной с Единой энергетической системой России и технологически изолированными территориальными электроэнергетическими системами, на второе полугодие i-го расчетного периода регулирования, руб./кВт*ч;

Эотп,g,i,1п/г — объем электрической энергии, поставляемый g-м производителем электрической энергии (мощности) (объектом по производству электрической энергии (мощности) производителя электрической энергии (мощности) в первом полугодии i-го расчетного периода регулирования, тыс. кВт*ч;

Эотп,g,i,2п/г — объем электрической энергии, поставляемый g-м производителем электрической энергии (мощности) (объектом по производству электрической энергии (мощности) производителя электрической энергии (мощности) во втором полугодии i-го расчетного периода регулирования, тыс. кВт*ч;

G — количество производителей электрической энергии (мощности) (объектов по производству электрической энергии (мощности производителя электрической энергии (мощности) в технологически изолированной территориальной электроэнергетической системе или на территории, технологически не связанной с Единой энергетической системой России и технологически изолированными территориальными электроэнергетическими системами, поставляющих электрическую энергию (мощность) потребителям (покупателям) электрической энергии (мощности), шт.

VI. Предложения по установлению долгосрочных цен (тарифов)

36. Предложения по установлению долгосрочных цен (тарифов) включают в себя:

• экономическое обоснование общей потребности в финансовых средствах по видам регулируемой деятельности на долгосрочный период регулирования;
• виды и объемы продукции в натуральном выражении;
• распределение общей финансовой потребности по видам регулируемой деятельности;
• расчет цен (тарифов) по видам регулируемой деятельности.

37. Для расчета долгосрочных цен (тарифов) используются следующие материалы:

• расчет полезного отпуска электрической энергии (мощности), вырабатываемой квалифицированными генерирующими объектами, по рекомендуемому образцу в соответствии с приложением № 4 к Методическим указаниям;
• расчет стоимости покупной электрической энергии (мощности) для производственных и хозяйственных нужд по рекомендуемому образцу в соответствии с приложением № 7 к Методическим указаниям;
• расчет суммы платы за использование водных объектов или их частей без забора (изъятия) водных ресурсов для целей производства электрической энергии за соответствующий период по рекомендуемому образцу в соответствии с приложением № 3 к Методическим указаниям;
• смета расходов;
• расчет расходов на оплату труда;
• расчет амортизационных отчислений на восстановление основных производственных фондов по рекомендуемому образцу в соответствии с приложением № 5 к Методическим указаниям;
• калькуляция расходов, связанных с производством и реализацией электрической энергии (мощности) на розничных рынках квалифицированными генерирующими объектами, по рекомендуемому образцу в соответствии с приложением № 2 к Методическим указаниям;
• расчет источников финансирования капитальных вложений;
• справка о финансировании и освоении капитальных вложений по источникам электроэнергии (производство электроэнергии);
• расчет балансовой прибыли, принимаемой при установлении долгосрочных цен (тарифов), по рекомендуемому образцу в соответствии с приложением № 6 к Методическим указаниям;
• расчет экономически обоснованной цены (тарифа) на электрическую энергию (мощность), реализуемую на розничных рынках квалифицированными генерирующими объектами, по рекомендуемому образцу в соответствии с приложением № 1 к Методическим указаниям;
• расчет размера выпадающих доходов или излишне полученных доходов в предшествующий период регулирования, выявленных на основании официальной отчетности или по результатам проверки хозяйственной деятельности;
• бухгалтерская и статистическая отчетность на последнюю отчетную дату;
• другие дополнительные материалы в соответствии с формой и требованиями, предъявляемыми регулирующим органом.

38. При заполнении таблиц указываются отчетные (ожидаемые) показатели базового периода, определяемые по текущим показателям года, предшествующего расчетному, а также, при необходимости, фактические данные за предыдущий год.

39. Долгосрочные цены (тарифы) на электрическую энергию (мощность), произведенную на квалифицированных генерирующих объектах, в отношении производителя, владеющего несколькими квалифицированными генерирующими объектами, функционирующими на основе одного вида возобновляемых источников энергии на территории субъекта Российской Федерации, могут устанавливаться на едином уровне.

Приложение № 1 к Методическим указаниям по установлению цен (тарифов) и (или) предельных (минимальных и (или) максимальных) уровней цен (тарифов) на электрическую энергию (мощность), произведенную на функционирующих на основе использования возобновляемых источников энергии квалифицированных генерирующих объектах и приобретаемую в целях компенсации потерь в электрических сетях, а также по установлению цен (тарифов) на электрическую энергию (мощность), производимую с использованием квалифицированных генерирующих объектов, функционирующих в технологически изолированных территориальных электроэнергетических системах или на территориях, технологически не связанных с Единой энергетической системой России и технологически изолированными территориальными электроэнергетическими системами, утвержденным приказом ФАС России от 14.02.2022 № 104/22

Рекомендуемый образец

Расчет экономически обоснованной цены (тарифа) на электрическую энергию (мощность), реализуемую на розничных рынках квалифицированными генерирующими объектами

Приложение № 2 к Методическим указаниям по установлению цен (тарифов) и (или) предельных (минимальных и (или) максимальных) уровней цен (тарифов) на электрическую энергию (мощность), произведенную на функционирующих на основе использования возобновляемых источников энергии квалифицированных генерирующих объектах и приобретаемую в целях компенсации потерь в электрических сетях, а также по установлению цен (тарифов) на электрическую энергию (мощность), производимую с использованием квалифицированных генерирующих объектов, функционирующих в технологически изолированных территориальных электроэнергетических системах или на территориях, технологически не связанных с Единой энергетической системой России и технологически изолированными территориальными электроэнергетическими системами, утвержденным приказом ФАС России от 14.02.2022 № 104/22

Рекомендуемый образец

Калькуляция расходов, связанных с производством и реализацией электрической энергии (мощности) на розничных рынках квалифицированными генерирующими объектами

(тыс. руб.)

Приложение № 3 к Методическим указаниям по установлению цен (тарифов) и (или) предельных (минимальных и (или) максимальных) уровней цен (тарифов) на электрическую энергию (мощность), произведенную на функционирующих на основе использования возобновляемых источников энергии квалифицированных генерирующих объектах и приобретаемую в целях компенсации потерь в электрических сетях, а также по установлению цен (тарифов) на электрическую энергию (мощность), производимую с использованием квалифицированных генерирующих объектов, функционирующих в технологически изолированных территориальных электроэнергетических системах или на территориях, технологически не связанных с Единой энергетической системой России и технологически изолированными территориальными электроэнергетическими системами, утвержденным приказом ФАС России от 14.02.2022 № 104/22

Рекомендуемый образец

Расчет суммы платы за использование водных объектов или их частей без забора (изъятия) водных ресурсов для целей производства электрической энергии за соответствующий период

Приложение № 4 к Методическим указаниям по установлению цен (тарифов) и (или) предельных (минимальных и (или) максимальных) уровней цен (тарифов) на электрическую энергию (мощность), произведенную на функционирующих на основе использования возобновляемых источников энергии квалифицированных генерирующих объектах и приобретаемую в целях компенсации потерь в электрических сетях, а также по установлению цен (тарифов) на электрическую энергию (мощность), производимую с использованием квалифицированных генерирующих объектов, функционирующих в технологически изолированных территориальных электроэнергетических системах или на территориях, технологически не связанных с Единой энергетической системой России и технологически изолированными территориальными электроэнергетическими системами, утвержденным приказом ФАС России от 14.02.2022 № 104/22

Рекомендуемый образец

Расчет полезного отпуска электрической энергии (мощности), вырабатываемой квалифицированными генерирующими объектами

(тыс. кВт*ч)

Приложение № 5 к Методическим указаниям по установлению цен (тарифов) и (или) предельных (минимальных и (или) максимальных) уровней цен (тарифов) на электрическую энергию (мощность), произведенную на функционирующих на основе использования возобновляемых источников энергии квалифицированных генерирующих объектах и приобретаемую в целях компенсации потерь в электрических сетях, а также по установлению цен (тарифов) на электрическую энергию (мощность), производимую с использованием квалифицированных генерирующих объектов, функционирующих в технологически изолированных территориальных электроэнергетических системах или на территориях, технологически не связанных с Единой энергетической системой России и технологически изолированными территориальными электроэнергетическими системами, утвержденным приказом ФАС России от 14.02.2022 № 104/22

Рекомендуемый образец

Расчет амортизационных отчислений на восстановление основных производственных фондов

(тыс. руб.)

Приложение № 6 к Методическим указаниям по установлению цен (тарифов) и (или) предельных (минимальных и (или) максимальных) уровней цен (тарифов) на электрическую энергию (мощность), произведенную на функционирующих на основе использования возобновляемых источников энергии квалифицированных генерирующих объектах и приобретаемую в целях компенсации потерь в электрических сетях, а также по установлению цен (тарифов) на электрическую энергию (мощность), производимую с использованием квалифицированных генерирующих объектов, функционирующих в технологически изолированных территориальных электроэнергетических системах или на территориях, технологически не связанных с Единой энергетической системой России и технологически изолированными территориальными электроэнергетическими системами, утвержденным приказом ФАС России от 14.02.2022 № 104/22

Рекомендуемый образец

Расчет балансовой прибыли, принимаемой при установлении долгосрочных цен (тарифов)

(тыс. руб.)

Приложение № 7 к Методическим указаниям по установлению цен (тарифов) и (или) предельных (минимальных и (или) максимальных) уровней цен (тарифов) на электрическую энергию (мощность), произведенную на функционирующих на основе использования возобновляемых источников энергии квалифицированных генерирующих объектах и приобретаемую в целях компенсации потерь в электрических сетях, а также по установлению цен (тарифов) на электрическую энергию (мощность), производимую с использованием квалифицированных генерирующих объектов, функционирующих в технологически изолированных территориальных электроэнергетических системах или на территориях, технологически не связанных с Единой энергетической системой России и технологически изолированными территориальными электроэнергетическими системами, утвержденным приказом ФАС России от 14.02.2022 № 104/22

Рекомендуемый образец

Расчет стоимости покупной электрической энергии (мощности) для производственных и хозяйственных нужд

Вложения

• 01L.XLS
• 02L.XLS
• 03L.XLS
• 04L.XLS
• 05L.XLS
• 06L.XLS
• 07L.XLS