Приказ ФСТ России от 15.09.2006 № 199-э/6

(ред. от 29.05.2019)

«Об утверждении Методических указаний по расчету тарифов на электрическую энергию и мощность по договорам купли-продажи по регулируемым тарифам (ценам) на оптовом рынке»

(Зарегистрировано в Минюсте России 13.10.2006 № 8383)

ПРИКАЗ

В соответствии с Постановлением Правительства Российской Федерации от 30 июня 2004 г. № 332 «Об утверждении Положения о Федеральной службе по тарифам» (Собрание законодательства Российской Федерации, 2004, № 29, ст. 3049; 2006, № 3, ст. 301; № 23, ст. 2522), Правилами оптового рынка электрической энергии (мощности) переходного периода, утвержденными Постановлением Правительства Российской Федерации от 24.10.2003 № 643 (Собрание законодательства Российской Федерации, 2003, № 44, ст. 4312; 2005, № 7, ст. 560; № 8, ст. 658; № 17, ст. 1554; № 43, ст. 4401; № 46, ст. 4677; № 47, ст. 4930; 2006, № 36, ст. 3835), в целях реализации пункта 41 Основ ценообразования в отношении электрической и тепловой энергии в Российской Федерации, утвержденных Постановлением Правительства Российской Федерации от 26 февраля 2004 г. № 109 (Собрание законодательства Российской Федерации, 2004, № 9, ст. 791; 2005, № 1 (ч. II), ст. 130; № 43, ст. 4401; № 47, ст. 4930; № 51, ст. 5526; 2006, № 23, ст. 2522; № 36, ст. 3835), а также решением Правления ФСТ России от 15 сентября 2006 года № р-49-э/6 приказываю:

1. Утвердить прилагаемые Методические указания по расчету тарифов на электрическую энергию и мощность по договорам купли-продажи по регулируемым тарифам (ценам) на оптовом рынке.

2. Настоящий Приказ вступает в силу в установленном порядке.

Руководитель

Приложение

МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ

I. Общие положения

1. Настоящие Методические указания по расчету тарифов на электрическую энергию и мощность по договорам купли-продажи по регулируемым тарифам (ценам) на оптовом рынке (далее — Методические указания) разработаны в соответствии с Федеральным законом от 26 марта 2003 г. № 35-ФЗ «Об электроэнергетике» (Собрание законодательства Российской Федерации, 2003, № 13, ст. 1177; 2004, № 35, ст. 3607; 2005, № 1 (ч. I), ст. 37), Федеральным законом от 26 марта 2003 г. № 36-ФЗ «Об особенностях функционирования электроэнергетики в переходный период и о внесении изменений в некоторые законодательные акты Российской Федерации и признании утратившими силу некоторых законодательных актов Российской Федерации в связи с принятием Федерального закона „Об электроэнергетике“ (Собрание законодательства Российской Федерации, 2003, № 13, ст. 1178; 2005, № 1 (ч. I), ст. 4; 2006, № 17 (ч. I), ст. 1783) (далее — Закон об электроэнергетике), Федеральным законом от 14 апреля 1995 г. № 41-ФЗ „О государственном регулировании тарифов на электрическую и тепловую энергию в Российской Федерации“ (Собрание законодательства Российской Федерации, 1995, № 16, ст. 1316; 1999, № 7, ст. 880; 2003, № 2, ст. 158; № 13, ст. 1180; № 28, ст. 2894; 2004, № 35, ст. 3607; 2005, № 49, ст. 5125; № 52 (ч. I), ст. 5597; 2006, № 1, ст. 10) (далее — Закон о государственном регулировании тарифов), Основами ценообразования в отношении электрической и тепловой энергии в Российской Федерации, утвержденными Постановлением Правительства Российской Федерации от 26 февраля 2004 г. № 109 (Собрание законодательства Российской Федерации, 2004, № 9, ст. 791; 2005, № 1 (ч. II), ст. 130; № 43, ст. 4401; № 47, ст. 4930; № 51, ст. 5526; 2006, № 23, ст. 2522; № 36, ст. 3835) (далее — Основы ценообразования), Постановлением Правительства Российской Федерации от 24 октября 2003 года № 643 „О правилах оптового рынка электрической энергии (мощности) переходного периода“ (Собрание законодательства Российской Федерации, 2003, № 44, ст. 4312; 2005, № 7, ст. 560; № 8, ст. 658; № 17, ст. 1554; № 43, ст. 4401; № 46, ст. 4677; № 47, ст. 4930; 2006, № 36, ст. 3835) (далее — Правила оптового рынка).»

(в ред. Приказа ФАС России от 29.05.2019 № 685/19)

3. Понятия, используемые в настоящих Методических указаниях, соответствуют определениям, данным в Законе об электроэнергетике и Правилах оптового рынка.

4. В рамках договоров купли-продажи по регулируемым тарифам (ценам) на оптовом рынке электрической энергии (мощности) для поставщиков электрической энергии (мощности) Службой устанавливаются двухставочные тарифы, включающие в себя:

для поставщиков оптового рынка, поставляющих электрическую энергию (мощность) в неценовых зонах оптового рынка, — ставку за 1 киловатт-час электрической энергии (далее — ставка тарифа на электрическую энергию) и ставку за 1 киловатт установленной генерирующей мощности (далее — ставка тарифа на мощность), объемы которых учтены в сводном балансе производства и поставок электрической энергии (мощности) в рамках Единой энергетической системы России по субъектам Российской Федерации на соответствующий период регулирования;

(в ред. Приказа ФСТ России от 26.10.2010 № 260-э/6)

для поставщиков оптового рынка, расположенных на территориях, объединенных в ценовые зоны оптового рынка, — ставку тарифа на электрическую энергию и ставку за 1 киловатт располагаемой мощности, уменьшенной на объем потребления мощности на собственные и (или) хозяйственные нужды, объемы которых учтены в сводном балансе производства и поставок электрической энергии (мощности) в рамках Единой энергетической системы России по субъектам Российской Федерации на соответствующий период регулирования.

(в ред. Приказа ФСТ России от 26.10.2010 № 260-э/6)

В соответствии с Основами ценообразования технологический резерв мощности включает в себя оперативный и стратегический резервы мощности.

Указанные виды технологического резерва мощности распределяются по отдельным электростанциям и генерирующему оборудованию (турбоагрегатам, гидроагрегатам) исходя из принципа минимизации суммарных расходов покупателей — участников оптового рынка на покупку электрической энергии и содержание мощности (производство электрической энергии).

5. Формирование тарифов на электрическую энергию и мощность, поставляемую атомными станциями, производится в соответствии с методическими указаниями, предусмотренными пунктом 78(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; № 16, ст. 1883; № 20, ст. 2539; № 23, ст. 3008; № 24, ст. 3185; № 28, ст. 3897; № 41, ст. 5636; 2013, № 1, ст. 68; № 21, ст. 2647; № 22, ст. 2817; № 26, ст. 3337; № 27, ст. 3602; № 31, ст. 4216, ст. 4234; № 35, ст. 4528; № 44, ст. 5754; № 47, ст. 6105; 2014, № 2 (часть I), ст. 89, ст. 131; № 8, ст. 813; № 9, ст. 919; № 11, ст. 1156; № 23, ст. 2994; № 25, ст. 3311; № 28, ст. 4050; № 32, ст. 4521; № 34, ст. 4659, ст. 4677; № 35, ст. 4769, № 44, ст. 6078; № 50, ст. 7094; 2015, № 1 (часть II), ст. 259; № 2, ст. 474, ст. 477; № 5, ст. 827; № 8, ст. 1167; № 8, ст. 1175; № 9, ст. 1324; № 10, ст. 1541; № 20, ст. 2924; № 23, ст. 3312; № 28, ст. 4244; № 36, ст. 5034; № 37, ст. 5153; № 42, ст. 5790; № 43, ст. 5975; 2016, № 1 (часть II), ст. 238; № 2 (часть I), ст. 329, ст. 395; № 22, ст. 3212; № 41, ст. 5833, ст. 5838; № 43, ст. 6034; № 44, ст. 6135; № 47, ст. 6641; № 49, ст. 6928; 2017, № 1 (часть I), ст. 178; № 1 (часть II), ст. 204; № 5, ст. 793; № 20, ст. 2927; № 29, ст. 4372, № 31 (часть II), ст. 4923; № 32, ст. 5077; № 36, ст. 5441; № 47, ст. 6978; № 50 (часть III), ст. 7627; 2018, № 1 (часть II), ст. 364, ст. 378; № 3, ст. 543; № 10, ст. 1487; № 19, ст. 2756; № 28, ст. 4212; № 28, ст. 4223; № 44, ст. 6744; № 51, ст. 8007, ст. 8008; № 53 (часть II), ст. 8666, ст. 8702; 2019, № 5, ст. 389; № 6, ст. 527; № 11, ст. 1140; № 13, ст. 1403; № 14 (часть III), ст. 1548).

(п. 5 в ред. Приказа ФАС России от 29.05.2019 № 685/19)

II. Основные методологические положения по формированию тарифов для поставщиков электрической энергии (мощности) по договорам купли-продажи по регулируемым тарифам (ценам) на оптовом рынке

• иные поставщики электрической энергии и мощности, включая электростанции, принадлежащие акционерным обществам энергетики и электрификации, отвечающие требованиям, изложенным в Правилах оптового рынка.

7. Ставки тарифов за электрическую энергию и мощность по договорам купли-продажи по регулируемым тарифам (ценам) на оптовом рынке (далее — ставки тарифов за энергию (мощность)) рассчитываются исходя из необходимости компенсации Поставщику расходов, связанных с производством электрической энергии (мощности) и обеспечением экономически обоснованной прибыли.

8. В случае, если Поставщик, помимо производства энергии (мощности), осуществляет иные виды деятельности, расходы на их осуществление и полученные доходы (убытки) от этой деятельности не учитываются при расчете размера тарифа на энергию (мощность).

9. При установлении регулируемых тарифов (цен) Служба принимает меры, направленные на исключение из расчетов экономически необоснованных расходов Поставщиков.

В случае, если по итогам расчетного периода регулирования на основании данных статистической и бухгалтерской отчетности и иных материалов выявлены необоснованные расходы Поставщиков за счет поступлений от регулируемой деятельности, Служба принимает решение об исключении этих расходов из суммы расходов, учитываемых при установлении тарифов на следующий расчетный период регулирования.

10. Служба на основе предварительно согласованных с ней мероприятий по сокращению расходов организаций, осуществляющих регулируемую деятельность, обязана в течение 2 лет после окончания срока окупаемости расходов на проведение этих мероприятий сохранять расчетный уровень расходов, учтенных при регулировании тарифов на период, предшествующий сокращению расходов.

11. В случае, если Поставщик в течение расчетного периода регулирования понес экономически обоснованные расходы, не учтенные при установлении регулируемых тарифов (цен) на расчетный период регулирования, в том числе расходы, связанные с объективным и незапланированным ростом цен на продукцию (работы, услуги), потребляемую в течение расчетного периода регулирования, эти расходы учитываются при установлении регулируемых тарифов (цен) на последующий расчетный период регулирования (включая расходы, связанные с обслуживанием заемных средств, привлекаемых для покрытия недостатка средств).

12. При определении необходимой валовой выручки для целей установления регулируемых тарифов (цен) на электрическую энергию (мощность) на оптовом рынке не учитываются результаты торговли электрической энергией (мощностью) по свободным (нерегулируемым) ценам с учетом особенностей, предусмотренных пунктом 39 Основ ценообразования в отношении электрической энергии, производимой на гидроэлектростанциях.

13. Необходимая валовая выручка (НВВ) на расчетный период регулирования для покрытия экономически обоснованных расходов Поставщика с учетом корректировок по избытку средств (исключению необоснованных расходов) и возмещению недостатка средств рассчитывается по формуле:

НВВ = НВВр +/- ДельтаНВВ, (1)

где:

НВВр — необходимый доход Поставщика в расчетном периоде регулирования, обеспечивающий компенсацию экономически обоснованных расходов и получение прибыли, определяемых в соответствии с настоящими Методическими указаниями (тыс. руб.);

ДельтаНВВ — экономически обоснованные расходы Поставщика, подлежащие возмещению (со знаком «+») и исключению из НВВр (со знаком «-») в соответствии с пунктами 9 - 12 настоящих Методических указаний (тыс. руб.).

III. Расчет расходов Поставщиков

14. Определение состава расходов Поставщика и оценка их экономической обоснованности производятся в соответствии с Законом о государственном регулировании тарифов, главой 25 Налогового кодекса Российской Федерации (Собрание законодательства Российской Федерации, 2000, № 32, ст. 3340; 2001, № 33, ст. 3413; 2002, № 22, ст. 2026; № 30, ст. 3027; 2003, № 28, ст. 2886; № 46, ст. 4435; 2004, № 27, ст. 2711; № 31, ст. 3231; № 34, ст. 3522; № 49, ст. 4840; 2005, № 24, ст. 2312; № 30, ст. 3128; № 52, ст. 5581; 2006, № 23, ст. 2382) (далее — глава 25 Налогового кодекса Российской Федерации), Основами ценообразования и настоящими Методическими указаниями.

15. Сумма планируемых расходов Поставщика рассчитывается как прямые расходы, которые относятся непосредственно на производство электрической энергии (мощности), и косвенные расходы организации, представляющие собой часть общехозяйственных расходов.

Распределение косвенных расходов между электрической энергией, вырабатываемой Поставщиком, и другими видами деятельности по решению Службы производится в соответствии с одним из нижеследующих способов:

- согласно учетной политике соответствующего поставщика электрической энергии (мощности);

- пропорционально расходам условного топлива на выработку электрической и тепловой энергии;

- пропорционально прямым расходам по регулируемым видам деятельности.

16. Расчет расходов, связанных с производством электрической энергии (мощности), производится по следующим составляющим:

16.1. расходы на сырье и материалы, используемые для производственных и хозяйственных нужд, определяемых на основе п. 25 Основ ценообразования;

16.2. расходы на топливо на технологические цели при производстве электрической энергии (мощности), определяемые на основе:

- нормативов удельного расхода топлива (за исключением ядерного), дифференцированных по типам генерирующего оборудования и видам топлива, на производство 1 киловатт-часа электрической энергии, утверждаемых Министерством промышленности и энергетики Российской Федерации по согласованию со Службой, с учетом фактического удельного расхода топлива в предыдущих периодах регулирования;

- цен на топливо, определяемых в соответствии с п. 36 Основ ценообразования;

- расчетных объемов потребления топлива (за исключением ядерного) с учетом структуры его использования, сложившейся за последние 3 года;

- нормативов создания запасов топлива (за исключением ядерного), рассчитываемых в соответствии с методикой, утверждаемой Министерством промышленности и энергетики Российской Федерации по согласованию со Службой, с учетом фактических запасов топлива в предыдущие периоды регулирования;

16.3. расходы на покупаемую электроэнергию, определяемые на основе п. 23 Основ ценообразования;

16.4. расходы на оплату услуг, оказываемых организациями, осуществляющими регулируемую деятельность, определяемые на основе п. 24 Основ ценообразования;

16.5. расходы на ремонт основных средств, определяемые на основе п. 26 Основ ценообразования;

16.6. расходы на оплату труда, определяемые на основе п. 27 Основ ценообразования;

16.7. отчисления на социальные нужды в размерах, установленных действующим законодательством Российской Федерации;

16.8. амортизация основных средств и нематериальных активов, определяемая на основе п. 28 Основ ценообразования;

16.9. прочие расходы, в том числе:

- расходы на оплату работ и услуг производственного характера, выполняемых по договорам с организациями на проведение регламентных работ (определяются в соответствии с п. 36 Основ ценообразования);

- расходы на оплату работ и услуг непроизводственного характера, выполняемых по договорам с организациями, включая расходы на оплату услуг связи, вневедомственной охраны, коммунальных услуг, юридических, информационных, аудиторских и консультационных услуг и др. (определяются в соответствии с п. 36 Основ ценообразования);

- плата за предельно допустимые выбросы (сбросы) загрязняющих веществ в окружающую среду;

- плата за аренду имущества;

- водный налог (для ГЭС);

- расходы на служебные командировки, включая оформление виз и сборов;

- расходы на обучение персонала;

- расходы на страхование;

- расходы на обеспечение безопасности электрических станций и других объектов электроэнергетики, согласованные с соответствующим регулирующим органом;

- внереализационные расходы, определяемые на основании п. 30 Основ ценообразования.

17. При отсутствии нормативов по отдельным статьям расходов до их утверждения допускается в соответствии с главой 25 Налогового кодекса Российской Федерации использовать экспертные оценки на основе отчетных данных и результатов энергетических обследований, проводимых в установленном порядке.

18. При расчете тарифов на электрическую энергию (мощность) расходы, не учитываемые при определении налоговой базы налога на прибыль (относимые на прибыль после налогообложения), включают в себя следующие основные группы расходов:

- капитальные вложения (инвестиции) на расширенное воспроизводство, определяемые в соответствии с п. 32 Основ ценообразования;

- выплата дивидендов и других доходов из прибыли после уплаты налогов, определяемая в соответствии с п. 33 Основ ценообразования;

- взносы в уставные (складочные) капиталы организаций, определяемые в соответствии с п. 34 Основ ценообразования;

- прочие экономически обоснованные расходы, относимые на прибыль после налогообложения, включая затраты организаций на предоставление работникам льгот, гарантий и компенсаций в соответствии с отраслевыми тарифными соглашениями.

18.1. При расчете тарифов на электрическую энергию (мощность) поставщиков оптового рынка, расположенных на территориях, объединенных в ценовые зоны оптового рынка, учитываются капитальные вложения (инвестиции), не связанные с вводом нового генерирующего оборудования.

(п. 18.1 в ред. Приказа ФСТ России от 26.10.2010 № 260-э/6)

18.2. В случае если для вводимых в эксплуатацию новых атомных станций и гидроэлектростанций (в том числе гидроаккумулирующих электростанций) на территориях неценовых зон применяется метод экономически обоснованных расходов (затрат), то в устанавливаемые цены на мощность вводимых в эксплуатацию новых атомных станций и гидроэлектростанций (в том числе гидроаккумулирующих электростанций) включается компенсация затрат поставщиков — участников оптового рынка электрической энергии и мощности на технологическое присоединение к объектам электросетевого хозяйства, соответствующим критериям отнесения к единой национальной (общероссийской) электрической сети, с учетом выбранного поставщиком — участником оптового рынка электрической энергии и мощности порядка расчетов за технологическое присоединение, предусмотренного Правилами технологического присоединения энергопринимающих устройств потребителей электрической энергии, объектов по производству электрической энергии, а также объектов электросетевого хозяйства, принадлежащих сетевым организациям и иным лицам, к электрическим сетям, утвержденными постановлением Правительства Российской Федерации от 27 декабря 2004 г. № 861 (Собрание законодательства Российской Федерации, 2004, № 52 (часть 2), ст. 5525; 2007, № 14, ст. 1687; № 31, ст. 4100; 2009, № 9, ст. 1103; № 8, ст. 979; № 17, ст. 2088; № 25, ст. 3073; № 41, ст. 4771; 2010, № 12, ст. 1333; № 21, ст. 2607; № 25, ст. 3175; № 40, ст. 5086; 2011, № 10, ст. 1406; 2012, № 4, ст. 504; № 23, ст. 3008; № 41, ст. 5636; № 49, ст. 6858; № 52, ст. 7525; 2013, № 30 (часть II), ст. 4119; № 31, ст. 4226; № 31, ст. 4236; № 32, ст. 4309; № 33, ст. 4392; № 35, ст. 4523; № 42, ст. 5373; № 44, ст. 5765; № 47, ст. 6105; № 48, ст. 6255; № 50, ст. 6598; 2014, № 7, ст. 689; № 9, ст. 913; № 11, ст. 1156; № 25, ст. 3311; № 32, ст. 4513; № 32, ст. 4521; 2015, № 12, ст. 1755; № 16, ст. 2387; № 20, ст. 2924; № 25, ст. 3669; № 28, ст. 4243; № 28, ст. 4244; № 37, ст. 5153; № 40, ст. 5574; 2016, № 9, ст. 1266; № 33, ст. 5185; № 40, ст. 5735; № 41, ст. 5838; № 49, ст. 6928; № 51, ст. 7372; 2017, № 1 (Часть I), ст. 162; № 1 (Часть I), ст. 178; № 1 (Часть II), ст. 204; № 8, ст. 1230), в том числе на выплату процентов, определенных в договоре в размере 6 процентов годовых остатка задолженности по плате за технологическое присоединение, связанных с предоставлением на 10 лет рассрочки внесения платы за технологическое присоединение в случае ее предоставления сетевой организацией.

(п. 18.2 введен Приказом ФАС России от 11.04.2017 № 477/17)

IV. Расчет ставок тарифов Поставщиков за электрическую энергию и мощность по договорам купли-продажи по регулируемым тарифам (ценам) на оптовом рынке

19. Основой расчетов двухставочного тарифа Поставщика является его необходимая валовая выручка для покрытия расходов на производство электрической энергии (НВВЭ) и содержания мощности (НВВN), отнесенная к отпуску электрической энергии (ЭОТП) и мощности (N), определяемой на основании сводного баланса производства и поставок электрической энергии (мощности) в рамках Единой энергетической системы России по субъектам Российской Федерации.

19.1. Расчет ставки тарифа за мощность по решению Службы производится в соответствии с одним из нижеследующих методов:

- как единая ставка тарифа за мощность для n-ого Поставщика ( T_{En}^{N} ) по формуле (2);

- как единых ставок тарифа за мощность для электростанций n-ого поставщика, расположенных на территории r-ого субъекта Российской Федерации, ( T_{EPnr}^{N} ) по формуле (3);

- как ставок тарифа за мощность отдельно для i-ой электростанции n-ого Поставщика ( T_{ni}^{N} ) по формуле (4).

При наличии у n-ого Поставщика гидравлических электростанций, расположенных в каскаде, по решению Службы допускается рассчитывать единую ставку тарифа за мощность для всех гидравлических электростанций, расположенных в c-ом каскаде, ( T_{EKnc}^{N} ) по формуле (5).

T_{En}^{N} = \frac{SU_{i}M_{1}HBB_{ni_{1}}^{N} + SU_{i}M_{2}HBB_{ni_{2}}^{N}}{N_{n}} , (2)

где:

HBB_{ni_{1}}^{N} HBB_{ni_{2}}^{N} — необходимая валовая выручка на содержание мощности i₁-ой тепловой и i₂-ой гидравлической электростанции n-ого Поставщика, соответственно;

N_{n} = SU_{i}M_{1}N_{ni_{1}} + SU_{i}M_{2}N_{ni_{2}} , (2а)

где:

N_{ni_{1}} , N_{ni_{2}} — мощность i₁-ой тепловой и i₂-ой гидравлической электростанции n-ого Поставщика, соответственно.

T_{EPnr}^{N} = \frac{SU_{i_{1}}M_{1}HBB_{nri_{11}}^{N} + SU_{i_{2}}M_{1}HBB_{nri_{21}}^{N}}{N_{nr1}} , (3)

где:

HBB_{nri_{11}}^{N} , HBB_{nri_{21}}^{N} — необходимая валовая выручка на содержание мощности i₁₁-ой тепловой и i₂₁-ой гидравлической электростанции n-ого Поставщика, расположенной на территории r-ого субъекта Российской Федерации, соответственно;

N_{nr1} = SU_{i_{1}}M_{1}N_{nri_{11}} + SU_{i_{2}}M_{1}N_{nri_{21}} , (3а)

где:

N_{nri_{11}} , N_{nri_{21}} — мощность i₁₁-ой тепловой и i₂₁-ой гидравлической электростанции n-ого Поставщика, расположенной на территории r-ого субъекта Российской Федерации, соответственно.

T_{ni}^{N} = \frac{HBB_{ni}^{N}}{N_{ni}} , (4)

где:

HBB_{ni}^{N} — необходимая валовая выручка на содержание мощности i-ой электростанции n-ого Поставщика;

Nni — мощность i-ой электростанции n-ого Поставщика.

T_{EKnc}^{N} = \frac{SU_{i_{2}}M_{2}HBB_{nci_{22}}^{N}}{SU_{i_{2}}M_{2}N_{nci_{22}}} , (5)

где:

HBB_{nci_{22}}^{N} — необходимая валовая выручка на содержание мощности i22-ой гидравлической электростанции n-ого Поставщика, входящей в c-ый каскад;

N_{nci_{22}} — мощность i22-ой гидравлической электростанции n-ого Поставщика, входящей в c-ый каскад.

19.2 Расчет ставки тарифа за электрическую энергию i-ой электростанции n-ого Поставщика производится по формуле:

T_{ni}^{\text{Э}} = \frac{HBB_{ni}^{\text{Э}}}{\text{Э}_{ni}} , (6)

где:

HBB_{ni}^{\text{Э}} — необходимая валовая выручка на производство электрической энергии i-ой электростанции n-ого Поставщика;

Эni — отпуск электрической энергии i-ой электростанцией n-ого Поставщика.

20. Необходимая валовая выручка i-ой электростанции, входящей в состав поставщика электрической энергии (мощности), распределяется между необходимой валовой выручкой, относимой на производство электрической энергии ( HBB_{i}^{\text{Э}} ), и необходимой валовой выручкой, относимой на содержание мощности ( HBB_{i}^{N} ).

20.1 Расчет величины НВВ по каждой i-ой ТЭС производится по формулам:

- для HBB_{i}^{\text{Э}} :

HBB_{i}^{\text{Э}} = \text{З}_{\text{топл}_{i}} + \text{З}_{\text{АТС}_{i}} + K_{\text{ТЭС}_{i1}} \times \text{П}_{\text{ТЭС}_{i}}^{\text{Э}} , (7)

где:

\text{З}_{\text{топл}_{i}} — затраты на топливо на технологические цели i-ой ТЭС;

\text{З}_{\text{АТС}_{i}} — расходы на оплату услуг, оказываемых администратором торговой системы оптового рынка i-ой ТЭС;

\text{К}_{\text{ТЭС}_{i}} — коэффициент, равный отношению суммы \text{З}_{\text{топл}_{i}} и \text{З}_{\text{АТС}_{i}} к сумме переменных и условно-постоянных расходов (но не более 0,5);

\text{П}_{\text{ТЭС}_{i}}^{\text{Э}} — прибыль, относимая на производство электрической энергии (мощности);

- для HBB_{i}^{N} :

HBB_{i}^{N} = HBB_{\text{ТЭС}_{i}} - \text{З}_{\text{топл}_{i}} - \text{З}_{\text{АТС}_{i}} - \text{К}_{\text{ТЭС}_{i}} \times \text{П}_{\text{ТЭС}_{i}}^{\text{Э}} , (8)

где:

HBB_{\text{ТЭС}_{i}} — необходимая валовая выручка i-ой ТЭС на производство электрической энергии (мощности).

20.2 Расчет величины НВВ по каждой i-ой ГЭС производится по формулам:

- для HBB_{i}^{\text{Э}} :

HBB_{i}^{\text{Э}} = BH_{i} + \text{З}_{\text{АТС}_{i}} + 0,5 \times (\text{П}_{\text{ГЭС}_{i}}^{\text{Э}} - \text{И}_{\text{ГЭС}_{i}}^{\text{Э}}) + 0,15 \times \text{И}_{\text{ГЭС}_{i}}^{\text{Э}} , (9)

где:

ВНi — водный налог (плата за пользование водными объектами);

\text{З}_{\text{АТС}_{i}} — расходы на оплату услуг, оказываемых администратором торговой системы оптового рынка i-ой ГЭС;

\text{П}_{\text{ГЭС}_{i}}^{\text{Э}} — прибыль, относимая на производство электрической энергии (мощности);

\text{И}_{\text{ГЭС}_{i}}^{\text{Э}} — капитальные вложения (инвестиции) из прибыли;

- для HBB_{i}^{N} :

HBB_{i}^{N} = HBB_{\text{ГЭС}_{i}} - BH_{i} - \text{З}_{\text{АТС}_{i}} - 0,5 \times (\text{П}_{\text{ГЭС}_{i}}^{\text{Э}} - \text{И}_{\text{ГЭС}_{i}}^{\text{Э}}) - 0,15 \times \text{И}_{\text{ГЭС}_{i}}^{\text{Э}} , (10)

где:

HBB_{\text{ГЭС}_{i}} — необходимая валовая выручка ГЭС.

(п. 20.2 в ред. Приказа ФСТ России от 30.10.2009 № 269-э/2)

21. Пересчет двухставочного тарифа в одноставочный для i-ой электростанции n-ого Поставщика осуществляется по формуле:

\text{Т}_{\text{одн }ni} = \text{Т}_{ni}^{\text{Э}} + \frac{\text{Т}^{N} \times N}{\text{Э}} , (11)

ТN, № и Э определяются при:

• расчете по формуле (2) единой ставки тарифа за мощность для n-ого Поставщика, как \text{Т}^{N} = \text{Т}_{En}^{N} , N=Nn, \text{Э } = SU_{i}M_{1}\text{Э}_{ni_{1}} + SU_{i}M_{2}\text{Э}_{ni_{2}} ;
• расчете по формуле (3) единых ставок тарифа за мощность для электростанций n-ого Поставщика, расположенных на территории n-ого субъекта Российской Федерации, как \text{Т}^{N} = \text{Т}_{EPnr}^{N} , N=Nnr1, \text{Э } = SU_{i_{1}}M_{1}\text{Э}_{nri_{11}} + SU_{i_{2}}M_{1}\text{Э}_{nri_{21}} ;
• расчете по формуле (4) ставок тарифа за мощность отдельно для i-ой электростанции n-ого Поставщика, как \text{Т}^{N} = \text{Т}_{ni}^{N} , N=Nni, Э=Эni;
• расчете по формуле (5) единых ставок тарифа за мощность для всех ГЭС n-ого Поставщика, расположенных в c-ом каскаде, как \text{Т}^{N} = \text{Т}_{EKnc}^{N} , N = SU_{i_{2}}M_{2}N_{nci_{22}} , \text{Э } = SU_{i_{2}}M_{2}\text{Э}_{nci_{22}} ,

где:

\text{Э}_{ni_{1}} , \text{Э}_{ni_{2}} — отпуск электрической энергии i1-ой тепловой и i2-ой гидравлической электростанцией n-ого Поставщика, соответственно;

\text{Э}_{nri_{11}} , \text{Э}_{nri_{21}} — отпуск электрической энергии i11-ой тепловой и i21-ой гидравлической электростанцией n-ого Поставщика, расположенной на территории r-ого субъекта Российской Федерации, соответственно;

\text{Э}_{nci_{22}} — отпуск электрической энергии i22-ой гидравлической электростанцией Поставщика, входящей в c-ый каскад.

22. Расчет размера тарифов на электрическую энергию (мощность) производится в соответствии с формами, представленными в приложении к настоящим Методическим указаниям.

Приложение

к Методическим указаниям по расчету тарифов на электрическую энергию и мощность по договорам купли-продажи по регулируемым тарифам (ценам) на оптовом рынке

Форма 1

Максимально доступная генерирующая мощность

Форма 2

Расчет отпуска электрической и тепловой энергии

Форма 3

Расчет налога за использование водных объектов без забора воды для целей гидроэнергетики

Форма 4

Расчет расходов на топливо <*>

Примечание: <*> заполняется в целом по генерирующей компании и по каждой электростанции.

Форма 4.1

Примечание: <*> заполняется в целом по генерирующей компании и по каждой электростанции.

Форма 5

Расчет амортизационных отчислений на восстановление

Затраты на оплату труда <*>

Примечание: <*> заполняется в целом по генерирующей компании и по каждой электростанции.

Форма 7

Расчет расходов на сырье и материалы для эксплуатации

Форма 8

Расчет стоимости ремонтных работ

Форма 8.1

Динамика ремонтных работ

Форма 9

Расчет стоимости услуг, оказываемых организациями,

Форма 10

Расчет стоимости услуг производственного характера

Форма 11

Расчет стоимости услуг непроизводственного характера

Расчет платы за землю

Форма 13

Расчет водного налога

Форма 14

Расчет прочих налогов

Форма 15

Форма 16

Расчет расходов на обучение

Форма 17

Расчет расходов на командировки

Форма 17.1

Вспомогательный расчет расходов на командировки