Приказ ФСТ России от 28.08.2014 № 210-э/1

(ред. от 11.04.2017)

«Об утверждении Формул индексации регулируемых цен (тарифов) на электрическую энергию (мощность), применяемых в договорах купли-продажи электрической энергии (мощности), порядка их применения, а также порядка установления плановых и фактических показателей, используемых в указанных формулах»

(Зарегистрировано в Минюсте России 10.10.2014 № 34282)

Зарегистрировано в Минюсте России 10 октября 2014 г. № 34282

---

ФЕДЕРАЛЬНАЯ СЛУЖБА ПО ТАРИФАМ

ПРИКАЗ

ИНДЕКСАЦИИ РЕГУЛИРУЕМЫХ ЦЕН (ТАРИФОВ) НА ЭЛЕКТРИЧЕСКУЮ ЭНЕРГИЮ (МОЩНОСТЬ), ПРИМЕНЯЕМЫЕ В ДОГОВОРАХ КУПЛИ-ПРОДАЖИ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ (МОЩНОСТИ), ПОРЯДОК ИХ ПРИМЕНЕНИЯ, А ТАКЖЕ ПОРЯДОК УСТАНОВЛЕНИЯ ПЛАНОВЫХ И ФАКТИЧЕСКИХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ, ИСПОЛЬЗУЕМЫХ В УКАЗАННЫХ ФОРМУЛАХ

I. Общие положения

1. Формулы индексации регулируемых цен (тарифов) на электрическую энергию (мощность), применяемые в договорах купли-продажи электрической энергии (мощности), порядок их применения, а также порядок установления плановых и фактических показателей, используемых в указанных формулах (далее — Формулы индексации), разработаны в соответствии с Правилами оптового рынка электрической энергии и мощности, утвержденными постановлением Правительства Российской Федерации от 27 декабря 2010 года № 1172 (Собрание законодательства Российской Федерации, 2011, № 14, ст. 1916; № 42, ст. 5919; 2012, № 4, ст. 504, ст. 505; № 20, ст. 2539; № 23, ст. 3008; № 28, ст. 3906; № 44, ст. 6022; 2013, № 1, ст. 68; № 6, ст. 565; № 8, ст. 825; № 22, ст. 2817; № 23, ст. 2909; № 31, ст. 4234; № 35, ст. 4528; 2014, № 9, ст. 908; № 19, ст. 2414; № 23, ст. 2994; № 34, ст. 4677; № 35, ст. 4769) (далее — Правила оптового рынка), Основами ценообразования в области регулируемых цен (тарифов) в электроэнергетике (далее — Основы ценообразования) и Правилами государственного регулирования (пересмотра, применения) цен (тарифов) в электроэнергетике (далее — Правила государственного регулирования), утвержденными 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; № 33, ст. 4596; № 34, ст. 4677; № 35, ст. 4769).

2. Понятия, используемые в Формулах индексации, соответствуют определениям, данным в Федеральном законе от 26 марта 2003 г. № 35-ФЗ «Об электроэнергетике» (Собрание законодательства Российской Федерации, 2003, № 13, ст. 1177; 2004, № 35, ст. 3607; 2005, № 1 (часть I), ст. 37; 2006, № 52 (часть I), ст. 5498; 2007, № 45, ст. 5427; 2008, № 29 (часть I), ст. 3418; № 52 (часть I), ст. 6236; 2009, № 48, ст. 5711; 2010, № 11, ст. 1175; № 31, ст. 4156; № 31, ст. 4157; № 31, ст. 4158; № 31, ст. 4160; 2011, № 1, ст. 13; № 7, ст. 905; № 11, ст. 1502; № 23, ст. 3263; № 30 (часть I), ст. 4590; № 30 (часть I), ст. 4596; № 50, ст. 7336; № 50, ст. 7343; 2012, № 26, ст. 3446; № 27, ст. 3587, № 53, (часть I), ст. 7616; 2013, № 14, ст. 1643, 45, ст. 5797; № 48, ст. 6165; 2014, № 16, ст. 1840; № 30 (часть I), ст. 4218), Правилах оптового рынка и Основах ценообразования.

II. Формулы индексации регулируемых цен (тарифов) на электрическую энергию (мощность), применяемые в договорах купли-продажи электрической энергии (мощности)

3. Формулы индексации цен (тарифов) определяют зависимость стоимости единицы электрической энергии (мощности), в том числе от прогнозных показателей инфляции на соответствующий год, изменений цен на топливо, технологических особенностей производства электрической энергии (для эксплуатирующих организаций, осуществляющих деятельность в области использования атомной энергии, в соответствии с утвержденными в установленном порядке программами мероприятий по обеспечению безопасности атомных станций на всех стадиях их жизненного цикла и развития), ставок водного налога (для гидроэлектростанций), а также изменений ставок иных налогов и платежей, вносимых поставщиками электрической энергии и мощности в соответствии с договорами, необходимыми для осуществления деятельности в сфере электроэнергетики и участия на оптовом рынке электрической энергии (мощности) в соответствии с законодательством Российской Федерации.

4. Для j-го поставщика расчет индексированной цены (тарифа) на электрическую энергию ( T_{\text{Э}_{i,j}} ), применяемой в договорах купли-продажи электрической энергии (мощности), производится по формуле:

T_{\text{Э}_{i,j}} = \text{Т}_{\text{Э}_{i - 1,j}} + \Delta\text{Н}_{\text{Э}_{i,j}} + \Delta\text{Р}_{\text{Э}_{i,j}} + \Delta\text{ТОП}_{\text{Э}_{i,j}} + (I_{i}^{\text{П}} - 1) \times d_{\text{Э}O_{i - 1,j}} , (1)

где:

\text{Т}_{\text{Э}_{i - 1,j}} — цена (тариф) на электрическую энергию j-го поставщика на i-1-й год (при установлении цены (тарифа) на первый год применения формулы индексации цен (тарифов), в качестве i-1-го года принимается год, предшествующий указанному периоду регулирования);

\Delta\text{Н}_{\text{Э}_{i,j}} — изменение в цене (тарифе) за электрическую энергию j-го поставщика удельных расходов на оплату налога на прибыль в цене (тарифе) на электрическую энергию j-го поставщика, определяемое по формуле (2);

\Delta\text{Р}_{\text{Э}_{i,j}} — изменение в цене (тарифе) на электрическую энергию j-го поставщика удельных расходов на оплату услуг, оказываемых организациями, осуществляющими регулируемые виды деятельности в сфере электроэнергетики, величина которых зависит от объемов электрической энергии, определяемое по формуле (3);

\Delta\text{ТОП}_{\text{Э}_{i,j}} — изменение в цене (тарифе) на электрическую энергию j-го поставщика удельных расходов на топливо, определяемое по формуле (4);

d_{\text{Э}O_{i - 1,j}} — удельные расходы, относимые на финансирование остальных, не учтенных выше, расходов, в цене (тарифе) на электрическую энергию j-го поставщика в i-1-м году, определяемое по формуле (5);

I_{i}^{\text{П}} — плановый индекс изменения условно-постоянных расходов в i-м году (в случае, если в году, предшествующем периоду регулирования, поставщик осуществлял поставку мощности в вынужденном режиме — произведение плановых индексов изменения условно-постоянных расходов начиная с года перехода генерирующего объекта в работу в вынужденном режиме (ip-го года) по i-й год; в случае, если поставщик осуществлял поставку мощности в вынужденном режиме в 2011 году — произведение плановых индексов изменения условно-постоянных расходов начиная с 2011-го года по i-й год).

4.1 Значение \Delta\text{Н}_{\text{Э}_{i,j}} определяется по формуле:

\Delta\text{Н}_{\text{Э}_{i,j}} = d_{\text{Э Н}_{i - 1,j}} \times (I_{i}^{\text{П}} - 1) \times I_{i}^{\text{стНП}} , (2)

I_{i}^{\text{стНП}} = \frac{(1 - t_{i - 1})}{t_{i - 1}} \times \frac{t_{i}}{(1 - t_{i})} , (2.1.)

d_{\text{Э Н}_{i,j - 1}} — удельные расходы на оплату налога на прибыль в цене (тарифе) на электрическую энергию j-го поставщика в i-1-м году без учета налога на прибыль, приходящегося на расходы из прибыли, направляемые на финансирование капитальных вложений;

I_{i}^{\text{стНП}} — индекс изменения ставки налога на прибыль в i-м году относительно ставки налога, учтенной в тарифе i-1 года;

t_{i} — плановая ставка налога на прибыль в году i;

t_{i - 1} — ставка налога на прибыль, учтенная в тарифе на год i-1.

4.2 Значение \Delta\text{Р}_{\text{Э}_{i,j}} определяется по формуле:

d_{\text{ЭР}_{i,j}} и d_{\text{ЭР}_{i - 1,j}} — удельные расходы в цене (тарифе) на электрическую энергию j-го поставщика на оплату услуг, оказываемых организациями, осуществляющими регулируемые виды деятельности в сфере электроэнергетики, величина которых зависит от объемов электрической энергии, соответственно в i-м и i-1-м году. Указанная величина определяется исходя из размеров ставок тарифов, установленных в отношении товаров и услуг указанных организаций, установленных на i-й год, и разницы объемов выработки и собственного потребления электрической энергии j-м поставщиком, учтенных в сводном прогнозном балансе производства и поставок электрической энергии (мощности) в рамках Единой энергетической системы России по субъектам Российской Федерации (далее — сводный баланс) в i-м году (для поставщиков оптового рынка, расположенных на территориях, объединенных в ценовые зоны оптового рынка, — учтенных при установлении тарифов в году, предшествующем первому году применения формулы индексации цен (тарифов).

4.3 Величина \Delta\text{ТОП}_{\text{Э}_{i,j}} определяется по формуле:

Удельные расходы на топливо в цене (тарифе) на электрическую энергию для тепловых электростанций в i-м году рассчитываются следующим образом:

где:

C_{T,i - 1,j,k} — цена k-го вида топлива, учтенная в цене (тарифе) на электрическую энергию j-го поставщика в i-1-м году;

I_{i,j,k}^{T} — индекс изменения цен в i-м году k-го вида топлива, определяется по формуле (4.2) (в случае, если в году, предшествующем периоду регулирования, поставщик осуществлял поставку мощности в вынужденном режиме — индекс определяется как произведение фактических индексов изменения цен k-го вида топлива начиная с ip-го года по i-2-й год и плановых индексов i-1-го и i-го годов изменения цен k-го вида топлива; в случае, если поставщик осуществлял поставку мощности в вынужденном режиме в 2011 году — произведение фактических индексов начиная с 2011-го года по i-2-й год и плановых индексов i-1-го и i-го годов изменения цен k-го вида топлива);

V_{T,i,j,k} — плановый объем потребления k-го вида топлива в i-м году j-го поставщика, определенный на основании сводного баланса; для поставщиков оптового рынка, расположенных на территориях, объединенных в ценовые зоны оптового рынка, плановый объем потребления k-го вида топлива j-го поставщика для производства электрической энергии в каждом периоде регулирования определяется на основании показателей выработки и полезного отпуска электрической энергии, утвержденных в сводном балансе на период регулирования, с учетом доли электрической энергии, поставляемой по регулируемым ценам;

\text{Э}_{\text{Э}_{i,j}}\text{бал}(\text{выраб}.) — объем выработки электрической энергии j-го поставщика, учтенный в сводном балансе в i-м году;

\text{Э}_{\text{Э}_{i,j}}\text{бал}(\text{потр}.) — объем собственного электропотребления j-го поставщика, учтенный в сводном балансе в i-м году.

I_{i,j,k}^{T} = \frac{I_{i - 2,k}^{\text{факт}} \times I_{i,k}^{\text{план}}}{I_{i - 2,k}^{\text{план}}} , (4.2)

где:

I_{i - 2,k}^{\text{факт}} , I_{i,k}^{\text{план}} — соответственно фактический и плановый индексы изменения цен k-го вида топлива, определяемые в соответствии с прогнозом социально-экономического развития Российской Федерации, одобренным Правительством Российской Федерации, и данными, определяемыми и публикуемыми федеральным органом исполнительной власти, осуществляющим функции по формированию официальной статистической информации соответственно, за соответствующие периоды регулирования. При расчете тарифов для поставщиков оптового рынка, расположенных на территориях, объединенных в ценовые зоны оптового рынка, на 2017 год фактический индекс изменения цен k-го вида топлива I_{i - 2,k}^{\text{факт}} , принимается равным плановому I_{i,k}^{\text{план}} , учтенному при утверждении тарифов для поставщика на 2015 г.

При появлении в i-м году нового k-го вида топлива, в том числе нового вида угля, отсутствовавшего в i-1-м году, значение \text{С}_{m,i - 1,j,k} \times I_{i,j,k}^{T} определяется Федеральной службой по тарифам (далее — Служба) в соответствии с п. 29 Основ ценообразования и плановым индексом изменения цен в i-м году k-го вида топлива.

При расчете \text{Т}_{\text{Э}_{i,j}} в отношении поставщиков, расположенных на территориях неценовых зон оптового рынка, I_{i,j,k}^{T} на природный газ, поставляемый по нерегулируемым государством ценам, определяется с учетом особенностей ценообразования, определенных договорами на поставку топлива.

Для атомных станций величина I_{i,j,k}^{T} рассчитывается Службой с учетом изменения в периоде регулирования по сравнению) с предшествующим периодом: цен на услуги по обращению с отработавшим ядерным топливом, объема отработавшего ядерного топлива, а также затрат на свежее ядерное топливо и комплектующие активной зоны (с учетом физической потребности в них для выработки электрической энергии согласно сводному балансу на i-й год и цен, утверждаемых Службой).

Для гидроэлектростанций при расчете индексируемой цены (тарифа) за электрическую энергию величина d_{Ti,j} рассчитывается следующим образом:

d_{T_{i,j}} = \frac{\text{ВН}_{\text{Т},i - 1,j,k} \times I_{i,j,k}^{T}}{(1 - CH_{i,j,k})} , (4.3)

где:

\text{ВН}_{\text{Т},i - 1,j,k} — ставка платы за пользование водными объектами (водный налог) j-го поставщика в i-1-м году;

I_{i,j,k}^{T} — расчетный индекс изменения ставок платы за пользование водными объектами (водный налог) в расчетном периоде регулирования к предшествующему периоду, устанавливаемый в соответствии с Главой IV Формул индексации;

CH_{i,j,k} — доля объема собственного электропотребления j-го поставщика в объеме выработки электрической энергии, учтенной в сводном балансе в i-м году.

4.4 Значение d_{\text{ЭО}_{i - 1,j}} определяется следующим образом:

d_{\text{ЭО}_{i - 1,j}} = d_{\text{ЭО}_{i - 1,j}}^{\text{П}} + d_{\text{ЭО}_{i - 1,j}}^{\text{С}} , (5)

где:

d_{\text{ЭО}_{i - 1,j}}^{\text{П}} — удельные расходы, относимые на финансирование расходов из прибыли, за исключением расходов из прибыли, направляемых на финансирование капитальных вложений, в цене на электроэнергию j-го поставщика в i-1-м году;

d_{\text{ЭО}_{i - 1,j}}^{\text{С}} — удельные расходы, относимые на финансирование остальных, не учтенных выше расходов за счет себестоимости в цене (тарифе) на электрическую энергию j-го поставщика в i-1-м году.

5. Расчет индексированных цен (тарифов) на генерирующую мощность ( \text{Т}_{\text{м}i,j} ), применяемых в регулируемых договорах для j-го поставщика, расположенного на территории ценовой зоны, производится по формуле (6), расчет цен (тарифов), применяемых в договорах купли-продажи электрической мощности для j-го поставщика, расположенного на территории неценовых зон, производится по формуле (6.1).

, (6.1)

(в ред. Приказа ФАС России от 11.04.2017 № 476/17)

где:

\text{Т}_{\text{м}_{i - 1,j}} — цена (тариф) на генерирующую мощность j-го поставщика на i-1-й год (при установлении цены (тарифа) на первый год применения формулы индексации цен (тарифов), в качестве i-1-го года принимается год, предшествующий указанному периоду регулирования);

d_{\text{ми}_{i - 1,j}} — удельные расходы, относимые на финансирование капитальных вложений за счет прибыли в цене (тарифе) на генерирующую мощность j-го поставщика, расположенного на территории неценовой зоны, в i-1-м году;

I_{i,j}^{\text{И}} — плановый расчетный индекс изменения удельных расходов, относимых на финансирование капитальных вложений за счет прибыли для поставщиков оптового рынка, расположенных на территориях неценовых зон, в i-м году к i-1-му году, рассчитываемый как отношение объема финансирования капитальных вложений за счет прибыли в i-м году к объему финансирования капитальных вложений за счет прибыли в i-1-м году, определяемых на основании утвержденных в установленном порядке инвестиционных программ j-го поставщика;

\Delta H_{\text{м}_{i,j}} — изменение в цене (тарифе) на генерирующую мощность j-го поставщика удельных расходов на оплату налога на прибыль в цене (тарифе) на генерирующую мощность j-го поставщика, определяемых по формуле (7);

\Delta P_{\text{м}_{i,j}} — изменение в цене (тарифе) на генерирующую мощность j-го поставщика удельных расходов на оплату услуг, оказываемых организациями, осуществляющими регулируемые виды деятельности в сфере электроэнергетики, величина которых не зависит от объемов электрической энергии, определяемое по формуле (8);

d_{\text{мо}_{i - 1,j}} — удельные расходы, относимые на финансирование остальных, не учтенных выше, расходов, в цене (тарифе) на генерирующую мощность j-го поставщика в i-1-м году, определяемые по формуле (10);

\Delta B_{M_{i,j}} — изменение в цене (тарифе) на генерирующую мощность j-го поставщика удельных выпадающих доходов (со знаком «плюс») или полученных избытков (со знаком «минус»), связанных с отклонениями фактических показателей от плановых показателей, определяемое по формуле (11);

\Delta\text{ВН}_{\text{М}_{i,j}} — изменение в цене (тарифе) на генерирующую мощность удельных расходов j-того поставщика по оплате водного налога (плате за пользование водными объектами), за исключением расходов на оплату водного налога (плате за пользование водными объектами) за использование водных объектов без забора воды для целей гидроэнергетики, определяемые по формуле (12). При расчете тарифов \Delta\text{ВН}_{\text{М}_{i,j}} учитывается в составе формул (6) и (6.1) начиная с года, на который в соответствии с действующим законодательством установлены ставки водного налога (платы за пользование водными объектами) на уровне, отличном от уровня, действующего в 2014 году;

\Delta\text{Д}_{\text{М}_{i,j}} — изменение в цене (тарифе) на генерирующую мощность поставщиков, ранее осуществлявших поставку мощности в вынужденном режиме и (или) по ценам (тарифам) на мощность для генерирующих объектов, в отношении которых были указаны наиболее высокие цены в ценовых заявках на конкурентный отбор мощности, а в плановом периоде поставляющих мощность по цене, определенной по итогам конкурентного отбора мощности, удельной прибыли от реализации электрической энергии, произведенной j-м поставщиком, определяемое по формуле (13);

\Delta P_{ij}^{\text{ТП}} — изменение в цене на генерирующую мощность j-го поставщика в i-ом году удельных расходов, относимых на компенсацию затрат вводимых в эксплуатацию новых атомных станций и гидроэлектростанций (в том числе гидроаккумулирующих электростанций) на территориях неценовых зон на технологическое присоединение к объектам электросетевого хозяйства, соответствующим критериями отнесения к единой национальной (общероссийской) электрической сети, в том числе на выплату процентов, связанных с рассрочкой внесения платы за технологическое присоединение в случае предоставления сетевой организацией указанной рассрочки.

(абзац введен Приказом ФАС России от 11.04.2017 № 476/17)

Принимается в случае, если для вводимых в эксплуатацию новых атомных станций и гидроэлектростанций (в том числе гидроаккумулирующих электростанций) на территориях неценовых зон применяется метод индексации тарифов. В цену на мощность вводимых в эксплуатацию новых атомных станций и гидроэлектростанций (в том числе гидроаккумулирующих электростанций) на территории неценовых зон 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.

(абзац введен Приказом ФАС России от 11.04.2017 № 476/17)

В случае если удельные расходы, относимые на финансирование капитальных вложений за счет прибыли в цене (тарифе) на генерирующую мощность j-го поставщика в i-1-ом году были равны нулю ( d_{\text{ми}_{i - 1,j}} = 0 ), то соответствующие расходы i-го года определяются по формуле:

d_{\text{ми}_{i - 1,j}} \times (I_{i}^{\text{и}} - 1) = \frac{\text{И}_{i,j}}{min(N_{i,j}^{\text{УСТ}};N_{i,j}^{\text{РАСП}}) \times 12} , (6.2);

где:

\text{И}_{i,j} — объем финансирования капитальных вложений за счет прибыли в i-м году, определяемый на основании утвержденной в установленном порядке инвестиционной программы j-го поставщика;

N_{i,j}^{\text{УСТ}} — среднегодовая величина установленной мощности j-го поставщика, учтенная в сводном балансе i-го года;

N_{i,j}^{\text{РАСП}} — среднегодовая величина располагаемой мощности j-го поставщика, учтенная в сводном балансе i-го года.

5.1 Значение \Delta H_{\text{м}_{i,j}} определяется по формуле:

• для j-го поставщика, расположенного на территории ценовой зоны, по формуле (7):

\Delta H_{\text{м}_{i,j}} = d_{\text{м н}_{i - 1,j}} \times (I_{i}^{\text{П}} - 1) \times I_{i}^{\text{стНП}} , (7)

• для j-го поставщика, расположенного на территории неценовой зоны, по формуле (7.1):

d_{\text{м н}_{i - 1,j}} — удельные расходы на оплату налога на прибыль в цене (тарифе) на мощность j-го поставщика в i-1-м году, без учета налога на прибыль, приходящегося на расходы из прибыли, направляемые на финансирование капитальных вложений.

В случае если удельные расходы, относимые на финансирование капитальных вложений за счет прибыли в цене (тарифе) на генерирующую мощность j-го поставщика в i-1-ом году были равны нулю ( d_{\text{м н}_{i - 1,j}} = 0 ), то показатель d_{\text{ми}_{i - 1,j}}\text{× }(I_{i}^{\text{и}} - 1) в формуле (7.1) определяется по формуле (6.2).

5.2 Значение \Delta P_{\text{м}_{i,j}} определяется по формуле:

\Delta P_{\text{м}_{i,j}} = d_{\text{МР}_{i,j}} - d_{\text{МР}_{i - 1,j}} , (8)

d_{\text{МР}_{i,j}} и d_{\text{МР}_{i - 1,j}} — удельные расходы j-го поставщика на оплату услуг, оказываемых организациями, осуществляющими регулируемые виды деятельности в сфере электроэнергетики, величина которых не зависит от объемов электрической энергии, соответственно в i-м и i-1-м году. Указанная величина определяется, исходя из размеров ставок тарифов, установленных в отношении товаров и услуг указанных организаций на i-й и i-1-й год соответственно, и величины тарифной базы, к которой применяются указанные ставки в i-м году (для поставщиков оптового рынка, расположенных на территориях, объединенных в ценовые зоны оптового рынка, — учтенной при установлении тарифов в году, предшествующем первому году применения формулы индексации цен (тарифов).

5.3 Значение \Delta\text{А}P_{\text{М}_{i,j}} определяется по формуле:

где:

d_{\text{МРА}_{i,j}} и d_{\text{МРА}_{i - 1,j}} — удельные расходы j-го поставщика на финансирование отчислений эксплуатирующими организациями средств для формирования резервов, предназначенных для обеспечения безопасности атомных станций на всех стадиях их жизненного цикла и развития, соответственно в i-м и i-1-м году. Указанная величина определяется, исходя из размеров средств, отчисляемых эксплуатирующими организациями на формирование резервов, определенных в соответствии с действующим законодательством, установленных на i-й и i-1-й год соответственно.

5.4 Значение d_{\text{МО}_{i - 1,j}} определяется следующим образом:

d_{\text{мо}_{i - 1,j}} = d_{\text{мо}_{i - 1,j}}^{\text{П}} + d_{\text{мо}_{i - 1,j}}^{\text{С}} - \frac{d_{\text{тепл}_{i,j}}}{I_{i}^{\text{П}}} , (10)

d_{\text{мо}_{i - 1,j}}^{\text{С}} — удельные расходы, относимые на финансирование остальных, не учтенных выше, расходов за счет себестоимости, в цене (тарифе) на генерирующую мощность j-го поставщика в i-1-м году;

d_{\text{тепл}_{i,j}} — удельные расходы, относимые в i-м году на производство тепловой (электрической) энергии j-м поставщиком, учтенные в i-1-м году в тарифе на генерирующую мощность (тепловую энергию и (или) предельных уровнях тарифов на тепловую энергию, производимую электростанциями, осуществляющими производство в режиме комбинированной выработки электрической и тепловой энергии), определяемые по формуле:

d_{\text{тепл}_{i,j}} = \frac{\text{З}_{i,j}^{\text{тепло}}}{N_{i,j}^{\text{УСТ}/\text{РАСП}} \cdot 12} , (10.1)

где

\text{З}_{i,j}^{\text{тепло}} — затраты, относимые в i-м году на производство тепловой энергии (со знаком «плюс») либо электрической энергии (со знаком «минус») j-м поставщиком, учтенные в i-1-м году в тарифе на генерирующую мощность (тепловую энергию), в том числе, вследствие появления у j-го поставщика режима комбинированной выработки электрической и тепловой энергии;

N_{i,j}^{\text{УСТ}/\text{РАСП}} — минимальное значение из среднегодовых величин установленной и располагаемой мощности j-того поставщика (для поставщиков оптового рынка, расположенных на территориях, объединенных в ценовые зоны оптового рынка, — среднегодовое значение положительных разниц максимумов из объемов располагаемой мощности j-того генерирующего объекта, учтенных в сводном балансе i-того года, и мощности j-того генерирующего объекта, отобранной по результатам конкурентного отбора мощности на i-тый год и объемов потребления мощности на собственные и (или) хозяйственные нужды), учтенных в сводном балансе i-того года.

5.5 Значение \Delta\text{В}_{\text{м}_{i,j}} определяется по формуле:

\Delta B_{\text{м}_{i,j}} = d_{\text{мвд}_{i,j}} - d_{\text{мвд}_{i - 2,j}} , (11)

d_{\text{мВД}_{i,j}} = \frac{(\text{Т}_{\text{э}_{i - 2,j}}^{\text{Ф}} - \text{Т}_{\text{э}_{i - 2,j}}^{\text{П}}) \times \text{Э}_{\text{э}_{i - 2,j}}}{min(N_{i,j}^{\text{УСТ}};N_{i,j}^{\text{РАСП}}) \times (1 - t) \times 12} , (11.1)

где:

d_{\text{мвд}_{i,j}} , d_{\text{МВД}_{i - 1,j}} — удельные величины выпадающих доходов (со знаком «плюс») или полученного избытка (со знаком «минус»), связанных с отклонениями фактических показателей от плановых показателей, учтенных в цене (тарифе) на электрическую энергию j-го поставщика, определяемые по формулам и в соответствии с положениями Формул индексации;

\text{Т}_{\text{э}_{i - 2,j}}^{\text{ф}} — цены (тарифы) на электрическую энергию j-го поставщика на i-2-й год, рассчитанные с учетом фактических, за исключением указанных в абзацах «а» - «в» пункта 11.1 показателей, которые не содержат выпадающих доходов или полученных избытков, связанных с отклонениями фактических показателей от плановых показателей. Показатели, указанные в абзацах «а» — «в» пункта 12.1, принимаются на уровне плановых значений;

\text{Т}_{\text{Э}_{i - 2,j}}^{\text{П}} — цены (тарифы) на электрическую энергию j-го поставщика на i-2-й год, рассчитанные с учетом плановых показателей, которые не содержат выпадающих доходов или полученных избытков, определяемых в соответствии с настоящим Документом;

\text{Э}_{\text{Э}_{i - 2,j}} — объем продажи электрической энергии j-м поставщиком, определяемый как разница между объемом выработки и объемом собственного электропотребления, учтенный при расчете тарифов на i-2-й год в соответствии с настоящим Документом.

5.6 Значение \Delta\text{ВН}_{\text{м}_{i,j}} определяется по формуле:

\Delta\text{ВН}_{\text{м}_{i,j}} = d_{\text{мвн}_{i - 1,j}} \times (I_{i}^{\text{ВН}} - 1)(12) , (12)

где:

d_{\text{мвн}_{i - 1,j}} — удельные затраты j-того поставщика на оплату водного налога (плату за пользование водными объектами), за исключением затрат на оплату водного налога (плату за пользование водными объектами) за использование водных объектов без забора воды для целей гидроэнергетики j-го поставщика в i-1 году;

I_{i,j}^{\text{ВН}} — расчетный индекс изменения ставок водного налога (платы за пользование водными объектами), за исключением ставок на оплату водного налога (платы за пользование водными объектами) за использование водных объектов без забора воды для целей гидроэнергетики, в i-м году по отношению к i-1-ому году, определяемый для j-го поставщика в соответствии с разделом IV настоящего Документа.

При расчете тарифов на год, когда \Delta\text{ВН}_{\text{М}i,j} учитывается в составе формул (6) и (6.1) впервые, d_{\text{мвн}_{i - 1,j}} определяется по формуле (12.1), I_{i}^{\text{ВН}} принимается равным I^{\text{ВНрасч}} и определяется по формуле (12.2):

, (12.1)

где:

\text{З}_{\text{З}_{\text{эо},j}}^{\text{вн}} — затраты j-го поставщика на оплату водного налога (плату за пользование водными объектами), за исключением затрат на оплату водного налога (плату за пользование водными объектами) за использование водных объектов без забора воды для целей гидроэнергетики, j-го поставщика в году, на который тариф для j-го поставщика в последний раз определялся методом экономически обоснованных затрат;

N_{\text{З}_{\text{эо},j}}^{\text{УСТ}/\text{РАСП}} — величина мощности, учтенная при утверждении тарифов на генерирующую мощность для j-го поставщика на год, на который тариф для j-го поставщика в последний раз определялся методом экономически обоснованных затрат;

i \prod_{= \text{Зэо} +}^{2011} {}_{1}\text{К}_{j}^{N} — произведение коэффициентов, применявшихся при утверждении для j-го поставщика тарифов на генерирующую мощность на 2009 — 2011 гг.

При расчете тарифов для поставщиков оптового рынка, расположенных на территориях неценовых зон, данное произведение принимается равным 1.

5.7 Значение \Delta\text{Д}_{\text{М}_{i,j}} определяется по формуле:

\Delta\text{Д}_{\text{М}_{i,j}} = d_{\text{эД}_{i,j}} - d_{\text{эД}_{i - 1,j}} , (13)

где:

d_{\text{эД}_{i,j}} и d_{\text{эД}_{i - 1,j}} — удельные величины полученной прибыли от реализации электрической энергии, произведенной j-м генерирующим объектом, учитываемые в ценах (тарифах) на генерирующую мощность j-го поставщика соответственно в i-м и i-1-м годах, определяемые по формуле (13.1).

d_{\text{эД}_{i,j}} = \frac{\text{Д}_{\text{э}_{i - 2,j}}}{N_{i,j}^{\text{РАСП}} \times 12} , (13.1)

где:

\text{Д}_{\text{э}_{i - 2,j}} — прибыль от реализации электрической энергии, произведенной j-м генерирующим объектом, полученная в i-2-м году, определяемая по формуле (13.2);

где:

\text{Ц}_{i - 2,j}^{\text{ЭПЛ}} — цена на электрическую энергию для j-того генерирующего объекта, учтенная Федеральной службой по тарифам в расчетах цены на мощность для генерирующего объекта, поставляющего мощность в вынужденном режиме и (или) в расчетах цены на мощность для генерирующих объектов, в отношении которых были указаны наиболее высокие цены в ценовых заявках на конкурентный отбор мощности, на i-2-й год;

\text{Ц}_{\text{РСВ}_{i - 2,j}}^{\text{ПЛ}} — плановая равновесная цена в группе точек поставки j-того генерирующего объекта, по итогам конкурентного отбора ценовых заявок на сутки вперед в группе точек поставки j-того генерирующего объекта, учтенная Федеральной службой по тарифам в расчетах цены на мощность для генерирующего объекта, поставляющего мощность в вынужденном режиме и (или) в расчетах цены на мощность для генерирующих объектов, в отношении которых были указаны наиболее высокие цены в ценовых заявках на конкурентный отбор мощности, на i-2-й год;

\text{Э}_{\text{РСВ}_{i - 2,j}}^{\text{ПЛ}} — плановый объем продажи по итогам конкурентного отбора ценовых заявок на сутки вперед j-м генерирующим объектом электрической энергии, учтенный Федеральной службой по тарифам в расчетах цены на мощность для генерирующего объекта, поставляющего мощность в вынужденном режиме и (или) в расчетах цены на мощность для генерирующих объектов, в отношении которых были указаны наиболее высокие цены в ценовых заявках на конкурентный отбор мощности, на i-2-й год;

\text{Ц}_{i - 2,j}^{\text{ЭФ}} — фактическая цена электрической энергии, произведенной j-м генерирующим объектом в i-2 году, определяемая по формуле (13.3);

\text{Ц}_{\text{РСВ}_{i - 2,j}}^{\text{Ф}} — фактическая равновесная цена сложившихся по итогам конкурентного отбора ценовых заявок на сутки вперед в группе точек поставки j-того генерирующего объекта в i-2 году, определяемая на основе данных статистической отчетности, информации, предоставляемой коммерческим оператором оптового рынка, советом рынка;

\text{Э}_{\text{РСВ}_{i - 2,j}}^{\text{Ф}} — фактический объем продажи электрической энергии в i-2 году генерирующим объектом по равновесным ценам, сложившимся по итогам конкурентного отбора ценовых заявок на сутки вперед, определяемый на основании данных статистической отчетности.

\text{Ц}_{i - 2,j}^{\text{ЭФ}} = \frac{\text{Т}_{i - 2,j}^{\text{факт}}}{(\text{Э}_{i - 2,j}^{\text{бал}(\text{выраб})} + \text{Э}_{i - 2,j}^{\text{бал}(\text{потр})})} + \text{Т}_{\text{КО},i - 2} , (13.3)

где:

\text{Т}_{i - 2,j} — расходы на топливо на технологические цели j-того генерирующего объекта в i-2-том году, определяемые исходя из плановых показателей, учтенных Федеральной службой по тарифам в расчетах цены на мощность для генерирующего объекта, поставляющего мощность в вынужденном режиме и (или) в расчетах цены на мощность для генерирующих объектов, в отношении которых были указаны наиболее высокие цены в ценовых заявках на конкурентный отбор мощности, на i-2-й год при определении для j-того генерирующего объекта на i-2 год прогнозной прибыли (убытка) от продажи электрической энергии, за исключением цен на топливо, его транспортировку. Цены на топливо и его транспортировку \text{Ц}_{k,i - 2,j}^{\text{ТФ}} для расчета фактической цены электрической энергии определяются по формуле (13.4);

\text{Ц}_{k,i - 2,j}^{\text{ТПЛ}} — плановая цена на k-й вид топлива, учтенная Службой при определении на i-2 год для j-того генерирующего объекта прогнозной прибыли (убытка) от продажи электрической энергии;

I_{i - 2,k}^{\text{ТПЛ}} — плановый индекс изменения цен на k-й вид топлива в i-2 году, учтенный Службой для определения цены на k-й вид топлива при определении для j-того генерирующего объекта прогнозной прибыли (убытка) от продажи электрической энергии.

Величина d_{\text{эД}_{i,j}} учитывается при установлении регулируемых цен (тарифов) в отношении генерирующих объектов поставщиков, ранее осуществлявших поставку мощности в вынужденном режиме и (или) по ценам (тарифам) на мощность для генерирующих объектов, в отношении которых были указаны наиболее высокие цены в ценовых заявках на конкурентный отбор мощности, а в плановом периоде поставляющих мощность по цене, определенной по итогам конкурентного отбора мощности. Величина d_{\text{эД}_{i,j}} учитывается при расчете тарифов в формуле (13) в случае, если она принимает значение < 0. При этом, в случае, если цена на мощность для генерирующих объектов осуществлявших поставку мощности в вынужденном режиме и (или) в отношении которых были указаны наиболее высокие цены в ценовых заявках на конкурентный отбор мощности, на год i-2 была установлена Федеральной службой по тарифам на уровне ценовой заявки на конкурентный отбор мощности, значение d_{\text{эД}_{i,j}} принимается равным нулю ( d_{\text{эД}_{i,j = 0}} ).

6. Распределение удельных расходов на производство электрической энергии и содержание мощности между ценами (тарифами) на электрическую энергию и генерирующую мощность в году, предшествующем первому году применения формулы индексации цен (тарифов), производится в соответствии с Методическими указаниями по расчету тарифов на электрическую энергию и мощность по договорам купли-продажи по регулируемым тарифам (ценам) на оптовом рынке, утвержденными приказом Федеральной службы по тарифам от 15 сентября 2006 года № 199-э/6 (зарегистрирован Минюстом России 13 октября 2006 года, регистрационный № 8383), с изменениями, внесенными приказами ФСТ России от 23 сентября 2008 года № 190-э/2 (зарегистрирован Минюстом России 2 октября 2008 года, регистрационный № 12386), от 30 октября 2009 года № 269-э/2 (зарегистрирован Минюстом России 6 ноября 2009 года, регистрационный № 15188), от 26 октября 2010 года № 260-э/6 (зарегистрирован Минюстом России 1 декабря 2010 года, регистрационный № 19087), и Порядком определения цен на мощность и электрическую энергию, производимые с использованием генерирующего объекта, поставляющего мощность и электрическую энергию в вынужденном режиме, утвержденным приказом ФСТ России от 13 октября 2010 № 484-э (зарегистрирован Минюстом России 13 ноября 2010 года, регистрационный № 18948).

III. Порядок применения формул индексации регулируемых цен (тарифов) на электрическую энергию (мощность), применяемые в договорах купли-продажи электрической энергии (мощности)

7. Цены (тарифы) на электрическую энергию (мощность), рассчитанные в соответствии с Формулами индексации, устанавливаются в соответствии с Правилами государственного регулирования, с учетом особенностей, установленных для метода индексации цен (тарифов).

В случае если поставщик приобретает по основаниям, предусмотренным законодательством, генерирующий объект (станцию, блок) или право распоряжаться электрической энергией (мощностью), производимой с использованием данного генерирующего объекта, при установлении на очередной период регулирования цены (тарифа) на электрическую энергию (мощность) для такого поставщика индексации подлежит тариф, ранее установленный для предшествующего владельца (лица, ранее обладавшего правом распоряжения электрической энергией (мощностью), производимой с использованием данного генерирующего объекта) в отношении данного генерирующего объекта.

8. Для применения формул индексации регулируемых цен (тарифов) на электрическую энергию (мощность) из тарифа, действующего в год, предшествующий первому году применения формулы индексации цен (тарифов) (далее — базовый тариф), исключаются выпадающие или дополнительно полученные в предшествующий период регулирования доходы, которые были выявлены на основании официальной статистической и бухгалтерской отчетности или результатов проверки хозяйственной деятельности организаций, осуществляющих регулируемую деятельность.

При установлении регулируемых цен (тарифов) на электрическую энергию (мощность) для поставщиков в целях продажи на оптовом рынке по регулируемым договорам прибыль (убыток, недополученный доход) от реализации электрической энергии, полученная в предыдущем периоде регулирования, не учитывается.

9. Формулы индексации регулируемых цен (тарифов) на электрическую энергию (мощность), указанные в Главе II Формул индексации, применяются в регулируемых договорах к ценам (тарифам) каждой электростанции и (или) блока, входящих в состав j-го поставщика, за исключением генерирующего оборудования, осуществляющего в периоде регулирования поставку мощности в вынужденном режиме.

10. В случае, если в году, предшествующем периоду регулирования, поставщик осуществлял поставку мощности в вынужденном режиме, для целей расчета индексированных цен (тарифов) на электрическую энергию ( \text{Т}_{\text{Э}i,j} ) и генерирующую мощность ( \text{Т}_{\text{М}i,j} ) в соответствии с Формулами индексации в качестве i-1-го года принимается год, предшествующий i_{\rho} -му году.

В случае, если поставщик осуществлял поставку мощности в вынужденном режиме в 2011 году, для целей расчета индексированных цен (тарифов) на электрическую энергию ( \text{Т}_{\text{Э}i,j} ) и генерирующую мощность ( \text{Т}_{\text{М}i,j} ) в соответствии с Формулами цены в качестве i-1-го года принимается 2010 год. Если при расчете тарифов для такого поставщика в качестве i-1 года ранее уже применялся 2010 год, то при расчете тарифов на очередной период регулирования i-1-й определяются в общем порядке.

10.1. При расчете индексированных цен (тарифов) на генерирующую мощность для поставщиков оптового рынка, расположенных на территориях ценовых зон, для которых за базу для индексации в соответствии с Основами ценообразования принимается 2010 год, учитывается:

• в отношении поставщиков, для которых цены (тарифы) на генерирующую мощность на 2007 год были определены на величину поставки сальдо-перетока мощности на оптовый рынок, определенную в прогнозном балансе на 2007 год, — величина, определяемая как отношение произведения объемов сальдо-перетоков мощности на оптовый рынок, определенных в прогнозном балансе на 2007 год, и максимальных объемов располагаемой генерирующей мощности, определенных в прогнозном балансе на 2010 год, уменьшенных на объем установленной мощности генерирующего оборудования, не учтенного в прогнозном балансе на 2007 год по состоянию на 1 января 2007 г. (в случае одновременного уменьшения объемов установленной и располагаемой мощности, определенных в прогнозном балансе 2010 года по отношению к объемам установленной мощности, определенным в прогнозном балансе на декабрь 2007 г., — максимальных объемов располагаемой мощности, определенных в прогнозных балансах на 2007 и 2008 годы в отношении месяцев, на которые в указанных прогнозных балансах определен объем установленной генерирующей мощности, равный объему, определенному на декабрь 2007 г.) к величине произведения установленной мощности, определенной в прогнозном балансе на 2007 год, и среднегодовой величины положительных разниц объемов располагаемой мощности и объемов потребления мощности на собственные и (или) хозяйственные нужды, определенных в прогнозном балансе 2011 года;
• в отношении остальных поставщиков — величина, рассчитанная исходя из соотношения максимальных объемов располагаемой генерирующей мощности, определенных в прогнозном балансе на 2010 год, уменьшенных на объем установленной мощности генерирующего оборудования, не учтенного в прогнозном балансе на 2007 год по состоянию на 1 января 2007 г. (в случае одновременного уменьшения объемов установленной и располагаемой мощности, определенных в прогнозном балансе 2010 года по отношению к объемам установленной мощности, определенным в прогнозном балансе на декабрь 2007 г., — максимальных объемов располагаемой мощности, определенных в прогнозных балансах на 2007 и 2008 годы в отношении месяцев, на которые в указанных прогнозных балансах определен объем установленной генерирующей мощности, равный объему, определенному на декабрь 2007 г.), и среднегодовой величины положительных разниц объемов располагаемой мощности и объемов потребления мощности на собственные и (или) хозяйственные нужды, определенных в прогнозном балансе 2011 года.

В случае снижения объема установленной мощности генерирующего оборудования, определенной в прогнозном балансе 2011 года, по отношению к величине установленной мощности, определенной в прогнозном балансе на декабрь 2007 г., обусловленного выводом из эксплуатации генерирующего оборудования, при расчете индексированных цен (тарифов) на генерирующую мощность в отношении поставщиков оптового рынка, для которых за базу для индексации в соответствии с Основами ценообразования принимается 2010 год, также учитывается коэффициент, рассчитанный исходя из соотношения объемов установленной генерирующей мощности, определенных в прогнозном балансе 2011 года, и объемов установленной генерирующей мощности, определенных в прогнозном балансе на декабрь 2007 года.

IV. Порядок установления плановых и фактических показателей, используемых в формулах индексации регулируемых цен (тарифов) на электрическую энергию (мощность), применяемых в договорах купли-продажи электрической энергии (мощности)

11. В формулах индексации регулируемых цен (тарифов) на электрическую энергию (мощность), применяемых в регулируемых договорах, используются следующие показатели:

11.1 Индексы изменения удельных расходов (цен), учтенных при установлении базового тарифа:

---