Приказ ФСТ РФ от 05.12.2006 № 348-э/12
Редакция от 18.11.2008, актуально на 30.10.2026.
Как цитировать: Приказ ФСТ РФ от 05.12.2006 N 348-э/12. 348-э/12. 05.12.2006. редакция от 18.11.2008. https://bukva.ai/docs/prikaz-348-e12
(ред. от 23.09.2008)
«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 РФ 15.01.2007 № 8737)
Внимание
Документ утратил силу в связи с изданием Приказа ФСТ РФ от 30.10.2009 № 268-э/1. Начало действия редакции — 18.11.2008. Внимание! Документ утратил силу.
Зарегистрировано в Минюсте РФ 15 января 2007 г. № 8737
ПРИКАЗ
от 5 декабря 2006 г. № 348-э/12
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
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; № 48, ст. 5032), Постановлением Правительства Российской Федерации от 31 августа 2006 г. № 529 «О совершенствовании порядка функционирования оптового рынка электрической энергии (мощности)» (Собрание законодательства Российской Федерации, 2006, № 36, ст. 3835), Постановлением Правительства Российской Федерации от 24.10.2003 № 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), в целях реализации пункта 39 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 (часть II), ст. 130; № 43, ст. 4401; № 47, ст. 4930; № 51, ст. 5526; 2006, № 23, ст. 2522; № 36, ст. 3835; № 37, ст. 3876), а также решением Правления ФСТ России от 5 декабря 2006 года № р-71-э/12 приказываю:
1. Утвердить прилагаемые 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.
от 5 декабря 2006 г. № 348-э/12
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
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 — настоящий Документ) разработаны в соответствии с Постановлением Правительства Российской Федерации от 31 августа 2006 г. № 529 «О совершенствовании порядка функционирования оптового рынка электрической энергии (мощности)» (Собрание законодательства Российской Федерации, 2006, № 36, ст. 3835; 2007, № 16, ст. 1909), 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; 2007, № 1 (II ч.), ст. 282; № 16, ст. 1909; 2008, № 2, ст. 84; № 3, ст. 182; № 27, ст. 3285) (далее — Правила оптового рынка), Основами ценообразования в отношении электрической и тепловой энергии в Российской Федерации (далее — Основы ценообразования) и Правилами государственного регулирования и применения тарифов на электрическую и тепловую энергию в Российской Федерации (далее — Правила государственного регулирования), 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; № 37, ст. 3876; 2007, № 1 (ч. II), ст. 282; № 14, ст. 1687; № 16, ст. 1909; 2008, № 2, ст. 84, № 25, ст. 2989, № 27, ст. 3285), Постановлением Правительства Российской Федерации от 28 июня 2008 г. № 476 «О внесении изменений в некоторые Постановления Правительства Российской Федерации по вопросам организации конкурентной торговли генерирующей мощностью на оптовом рынке электрической энергии (мощности)» (Собрание законодательства Российской Федерации, 2008, № 27, ст. 3285).
2. Понятия, используемые в настоящем документе, 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 (ч. I), ст. 37; 2006, № 52 (ч. I), ст. 5498; 2007, № 45, ст. 5427; 2008, № 29 (ч. I), ст. 3418), Федеральном законе 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, № 1 (ч. I), ст. 37; № 49, ст. 5125; № 53 (ч. I), ст. 5597; 2006, № 1, ст. 10; 2007, № 43, ст. 5084; № 45, ст. 5427), Правилах оптового рынка и Основах ценообразования.
3. Регулируемые цены (тарифы) на электрическую энергию (мощность) для целей продажи на оптовом рынке по регулируемым договорам определяются с 2008 года с применением метода индексации цен (тарифов) в соответствии с формулами индексации регулируемых цен (тарифов) на электрическую энергию (мощность).
II. Формулы индексации регулируемых цен (тарифов) на электрическую энергию (мощность), применяемые в договорах купли-продажи электрической энергии (мощности)
4. Формулы индексации цен (тарифов) в соответствии с пунктом 64 Правил оптового рынка 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 в оптовом рынке электрической энергии (мощности) в соответствии с законодательством.
5. <a id="p8"></a>Для j-го поставщика расчет индексированной цены (тарифа) на
электрическую энергию (Т ), применяемой в регулируемых э i,j договорах, производится по формуле:
И
Т = Т + (I - 1) x d + ДельтаН + ДельтаР + э э i,j эи э э i,j i-1,j i-1,j i,j i,j
П
+ ДельтаТОП + ДельтаГЭС + ДельтаВ + (I - 1) x э э э i i,j i,j i,j
гэс
x d - К , (1) эо э
i-1,j
Т — цена (тариф) на электрическую энергию j-го э i-1,j 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 — удельные расходы, относимые на финансирование эи i-1,j
капитальных вложений за счет прибыли (для поставщиков оптового рынка, расположенных на территориях, объединенных в ценовые зоны оптового рынка, - не связанных с увеличением располагаемой мощности больше, чем базовый объем мощности), а также на финансирование капитальных вложений в отношении объектов гидроэнергетики, включенных в согласованный в установленном порядке перечень важнейших объектов электроэнергетики, в цене
(тарифе) на электрическую энергию j-го поставщика в i-1-м году;
Для i = 2008 для гидроэлектростанций d определяется по эи i-1,j следующей формуле:
И x 0,15
i-1,j
d = -----------------------------, (1.1) эи бал(выраб) бал(потр) i-1,j (Э - Э ) э э i-1,j i-1,j
И — расходы, относимые на финансирование капитальных i-1,j вложений за счет прибыли, учтенные в утвержденных тарифах для j-го поставщика в i-1-м году; И
I — плановый расчетный индекс роста удельных расходов, i,j относимых на финансирование капитальных вложений за счет прибыли в
цене (тарифе) на электрическую энергию j-го поставщика в i-м году к i-1-му году, рассчитываемый как отношение объема финансирования капитальных вложений за счет прибыли (для поставщиков оптового рынка, расположенных на территориях, объединенных в ценовые зоны оптового рынка, - не связанных с увеличением располагаемой мощности больше, чем базовый объем мощности), учтенной при установлении цен (тарифов) в году, предшествующем первому году применения формулы индексации цен (тарифов), а также в отношении объектов гидроэнергетики, включенных в согласованный в установленном порядке перечень важнейших объектов электроэнергетики, в i-м году к соответствующему объему финансирования капитальных вложений за счет прибыли в i-1-м году, определяемых на основании инвестиционных программ (проектов) j-го
поставщика, с учетом источников их финансирования;
ДельтаН — изменение в цене (тарифе) за электрическую э i,j
энергию j-го поставщика удельных расходов на оплату налога на прибыль в цене (тарифе) на электрическую энергию j-го поставщика,
определяемое по формулам (2) и (2.1);
ДельтаР — изменение в цене (тарифе) на электрическую э i,j энергию j-го поставщика удельных расходов на осуществление платежей, вносимых поставщиками электрической энергии и мощности в
соответствии с договорами, необходимыми для осуществления деятельности в сфере электроэнергетики и участия в оптовом рынке электрической энергии (мощности) в соответствии с законодательством, а также иных расходов, возникающих во исполнение нормативно-правовых актов Российской Федерации, величина которых зависит от объемов электрической энергии,
определяемое по формуле (3);
ДельтаТОП — изменение в цене (тарифе) на электрическую э i,j энергию j-го поставщика удельных расходов на топливо, определяемое по формуле (4);
ДельтаГЭС — изменение в цене (тарифе) на электрическую э i,j
энергию j-го поставщика удельных выпадающих доходов гидроэлектростанций вследствие отклонения фактических показателей выработки электрической энергии на гидроэлектростанциях от прогнозных, учтенных при установлении тарифов на 2007 год,
определяемое по формуле (5);
ДельтаВ — изменение в цене (тарифе) на электрическую э i,j
энергию 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 (6);
d — удельные расходы, относимые на финансирование эо i-1,j
остальных, не учтенных выше, расходов, в цене (тарифе) на электрическую энергию j-го поставщика в i-1-м году, определяемое
по формуле (7); П
I — плановый индекс роста потребительских цен в i-м году. i
В случае если в цене (тарифе) на электрическую энергию удельные расходы, относимые на финансирование капитальных вложений
за счет прибыли в цене (тарифе) на электрическую энергию j-го поставщика в i-1-м году d равнялись нулю, то
эи
i-1,j
соответствующие расходы i-го года рассчитываются прямым счетом и в последующие годы индексируются в соответствии с настоящим Документом. гэс
К — поправочный коэффициент, применяемый при расчете э тарифов для гидроэлектростанций на 2009 г. и определяемый по следующей формуле:
И x 0,35
гэс 2007
К = ----------------------------- (1.2)
э бал(выраб) бал(потр)
(Э - Э )
э э
2007,j 2007,j
5.1 Значение ДельтаН определяется по формулам:
э,i,j
ДельтаН = d - d , (2) э эн эн i,j i,j i-1,j П П И (I x d + I x d ) x t i эо э эи i-1,j i,j i-1,j d = ------------------------------------------, (2.1) эн 1 - t
i,j
d и d - удельные расходы на оплату налога на эн эн i,j i-1,j прибыль в цене (тарифе) на электрическую энергию j-го поставщика
соответственно в i-м и i-1-м году; П
d — удельные расходы, относимые на финансирование эо i-1,j
расходов из прибыли, за исключением расходов на прибыль, направляемых на финансирование капитальных вложений, в цене на
электроэнергию j-го поставщика в i-1-м году;
t — ставка налога на прибыль, действующая на дату установления цены (тарифа) на очередной период регулирования.
5.2 Значение ДельтаР определяется по формуле:
э
i,j
ДельтаР = d - d , (3) э эр эр i,j i,j i-1,j
d и d - удельные расходы в цене (тарифе) на эр эр i,j i-1,j электрическую энергию j-го поставщика на осуществление платежей, вносимых поставщиками электрической энергии и мощности в соответствии с договорами, необходимыми для осуществления деятельности в сфере электроэнергетики и участия в оптовом рынке электрической энергии (мощности) в соответствии с законодательством, а также иных расходов, возникающих во исполнение нормативно-правовых актов Российской Федерации, величина которых зависит от объемов электрической энергии, соответственно в i-м и i-1-м году. Указанная величина определяется, исходя из размеров ставок указанных платежей, установленных на i-й год, и разницы объемов электрической энергии, вырабатываемых и потребляемых j-м поставщиком, учтенных при установлении тарифов в году, предшествующему первому году
применения формулы индексации цен (тарифов).
5.3 Величина ДельтаТОП определяется по формуле:
э
i,j
ДельтаТОП = d - d , (4) э Т Т i,j i,j i-1,j
d и d - удельные расходы на топливо в цене (тарифе) Т Т i,j i-1,j на электрическую энергию j-го поставщика соответственно в i-м и
i-1-м году.
Удельные расходы на топливо в цене (тарифе) на электрическую энергию для тепловых электростанций в i-м году рассчитываются следующим образом:
Т
SUM C x I x V
k Т,i - 1,j,k i,j,k Т,i,j,k
d = ------------------------------------, (4.1)
Т бал(выраб) бал(потр)
i,j (Э - Э )
э э
i,j i,j
C — цена k-го вида топлива, учтенная в цене (тарифе) Т,i-1,j,k на электрическую энергию j-го поставщика в i-1-м году; Т
I — плановый индекс роста цен в i-м году k-го вида i,j,k топлива;
V — плановый объем потребления k-го вида топлива в i-м Т,i,j,k
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 2007 г.,
с учетом изменения выработки тепловой энергии в сводном балансе на период регулирования; бал(выраб)
Э — объем выработки электрической энергии j-го э i,j
поставщика, учтенный в сводном балансе в i-м году (для поставщиков оптового рынка, расположенных на территориях,
объединенных в ценовые зоны оптового рынка, — в сводном балансе на 2007 г.); бал(потр)
Э — объем собственного электропотребления j-го э i,j
поставщика, учтенный в сводном балансе в i-м году (для поставщиков оптового рынка, расположенных на территориях,
объединенных в ценовые зоны оптового рынка, — в сводном балансе на 2007 г.).
При появлении в i-м году нового k-го вида топлива, Т
отсутствовавшего в i-1-м году, значение C x I
m,i-1,j,k i,j,k
определяется Федеральной службой по тарифам (далее — Служба). Т
Для атомных станций величина I рассчитывается Службой с i,j,k 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 2007 г. и цен, утверждаемых
Службой).
Для гидроэлектростанций при расчете индексируемой цены (тарифа) за электрическую энергию величина d рассчитывается
т,i,j
следующим образом:
ВН T
T x I
i-1,j i,j,k
d = ------------------, (4.2)
T 1 - СН
i,j i,j,k
ВН — ставка платы за пользование водными объектами T i-1,j (водный налог) j-го поставщика в i-1-м году; T
I — расчетный индекс роста ставок платы за пользование i,j,k водными объектами (водный налог) в расчетном периоде регулирования к предшествующему периоду, устанавливаемый в соответствии с разделом IV настоящего Документа;
СН — доля объема собственного электропотребления j-го i,j,k
поставщика в объеме выработки электрической энергии, учтенной в сводном балансе в i-м году (для поставщиков оптового рынка,
расположенных на территориях, объединенных в ценовые зоны оптового рынка, — в сводном балансе на 2007 г.).
5.4 Величина ДельтаГЭС определяется следующим образом:
э
i,j
ДельтаГЭС = d - d , (5) э э,ГЭС э,ГЭС i,j i,j i-1,j
d и d - удельные выпадающие доходы j-го э,ГЭС э,ГЭС i,j i-1,j
поставщика (гидроэлектростанции) вследствие отклонения фактических
показателей выработки электрической энергии на гидроэлектростанциях от прогнозных, учтенных при установлении
тарифов в базовом году (определенные в соответствии с разделом IV настоящего Документа), включаемые в цену (тариф) на электрическую энергию соответственно в i-м и i-1-м году.
Значение d определяется следующим образом: Э ГЭС i,j
факт РСВ /\ П
(Э - Э ) x (Ц - Т ) x I
э,n+m,j э,n+m,j n+m, j э i
n+m,j
d = ---------------------------------------------- x Э бал(выраб) бал(потр) ГЭС (Э - Э ) x (1 - t) i,j э э i,j i,j
РСВ
Э
э,n+m,j
x (1 — --------), (5.1) факт Э э,n+m,j
n — количество полных месяцев i-1-го года, истекших к моменту определения цены (тарифа) на очередной период регулирования;
m — количество полных месяцев i-2-го года, истекших с момента определения цены (тарифа) на i-1-й год. Величина m применяется, начиная с 2008 года; /\
Т — цена (тариф) на электрическую энергию j-го э n+m,j поставщика, определенный, исходя из цен (тарифов) на электрическую
энергию j-го поставщика в i-1-м и i-2-м годах, рассчитанных с учетом плановых показателей без выпадающих доходов или полученных избытков, определяемых в соответствии с настоящим Документом, взвешенных на договорные объемы продажи электрической энергии поставщиком по регулируемым договорам за n и m месяцев
соответственно;
Э — договорной объем продажи электрической энергии э,n+m,j j-м поставщиком за (n + m) месяцев по регулируемым ценам (тарифам), определенный в соответствии с Правилами оптового рынка; РСВ
Ц — свободная (нерегулируемая) цена, складывающаяся n+m,j в результате конкурентного отбора ценовых заявок на рынке на сутки вперед в группе точек поставки j-го поставщика, применяемая в соответствии с Правилами оптового рынка для определения стоимости
проданной поставщиком электрической энергии на рынке на сутки вперед, взвешенная на объемы планового почасового производства в
соответствующей группе точек поставки за (n + m) месяцев; факт
Э — объем фактического производства электрической э,n+mj энергии j-м поставщиком за (n + m) месяцев, определенный в соответствии с Правилами оптового рынка; РСВ
Э — объем проданной электрической энергии j-м э,n+m,j
поставщиком в своей группе точек поставки на рынке на сутки вперед сверх объемов регулируемых договоров за (n + m) месяцев,
определенный в соответствии с Правилами оптового рынка,
бал(выраб) бал(потр) Э , Э - объем выработки электрической э э i,j i,j энергии/собственного электропотребления j-м поставщиком,
учтенный при расчете тарифов на i-й год в соответствии с настоящим Документом.
Средства, полученные ГЭС в результате применения формулы (5.1), подлежат учету в качестве источника финансирования в инвестиционной программе при согласовании ее в установленном порядке.
Формула (5.1) применяется при следующих условиях:
факт РСВ /\ (Э - Э ) > 0 и (Ц - T ) > 0. При э,n+m,j э,n+m,j n+m,j э
n+m,j
несоблюдении указанных условий величина d приравнивается к Э ГЭС i,j нулю.
Величина ДельтаГЭС , в соответствии с пунктом 39 Основ э i,j ценообразования, применяется при тарифном регулировании на 2008 и дальнейшие годы.
5.5 Величина ДельтаВ рассчитывается по формуле:
э
i,j
ДельтаВ = d - d , (6) э эВД эВД i,j i,j i-1,j
d и d - удельные выпадающие доходы (со знаком эВД эВД i,j i-1,j "плюс") или полученный избыток (со знаком "минус"), связанные с отклонениями фактических показателей от плановых показателей,
учтенные в цене (тарифе) на электрическую энергию j-го поставщика, определяемые по формулам (14, 14.1 и 14.2).
5.6 Значение d определяется следующим образом:
э о,i-1,j
П С d = d + d , (7) э о э о э о i-1,j i-1,j i-1,j
d — удельные расходы, относимые на финансирование э о i-1,j
остальных, не учтенных выше, расходов за счет себестоимости, в цене (тарифе) на электрическую энергию j-го поставщика в i-1-м
году.
6. <a id="p88"></a>Для j-го поставщика расчет индексированных цен (тарифов) на
генерирующую мощность (Т ), применяемых в регулируемых м i,j договорах, производится по формуле:
и
Т = Т + (I - 1) x d + ДельтаН + м м i,j ми м i,j i-1,j i-1,j i,j П гэс + ДельтаР + ДельтаРА + ДельтаВ + (I - 1) x d + К , (8) м м м i мо м i,j i,j i,j i-1,j
Т — цена (тариф) на генерирующую мощность j-го м i-1,j 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 — удельные расходы, относимые на финансирование ми i-1,j
капитальных вложений за счет прибыли (для поставщиков оптового рынка, расположенных на территориях, объединенных в ценовые зоны оптового рынка, - не связанных с увеличением располагаемой мощности больше, чем базовый объем мощности), а также на финансирование капитальных вложений в отношении объектов гидроэнергетики, включенных в согласованный в установленном порядке перечень важнейших объектов электроэнергетики, в цене (тарифе) на генерирующую мощность j-го поставщика в i-1-ом году. Для i = 2008 для гидроэлектростанций d определяется по
ми
i-1,j
следующей формуле:
И x 0,85
i-1,j
d = -------------, (8.1) ми N x 12 i-1,j i-1,j
И — расходы, относимые на финансирование капитальных i-1,j вложений за счет прибыли, учтенные в утвержденных тарифах для j-го поставщика в i-1-м году;
И — величина установленной мощности j-го поставщика, i-1,j учтенная в сводном балансе в i-1-м году; и
I — плановый расчетный индекс роста удельных расходов, i,j
относимых на финансирование капитальных вложений за счет прибыли (для поставщиков оптового рынка, расположенных на территориях, объединенных в ценовые зоны оптового рынка, - не связанных с увеличением располагаемой мощности больше, чем базовый объем мощности), учтенной при установлении тарифов в году, предшествующем первому году применения формулы индексации цен (тарифов), а также в отношении объектов гидроэнергетики, включенных в согласованный в установленном порядке перечень важнейших объектов электроэнергетики, 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 инвестиционных программ (проектов) j-го поставщика с учетом источников их финансирования;
ДельтаН — изменение в цене (тарифе) на генерирующую м i,j
мощность j-го поставщика удельных расходов на оплату налога на прибыль в цене (тарифе) на генерирующую мощность j-го поставщика,
определяемые по формуле (9);
ДельтаР — изменение в цене (тарифе) на генерирующую м i,j мощность j-го поставщика удельных расходов на осуществление платежей, вносимых поставщиками электрической энергии и мощности в
соответствии с договорами, необходимыми для осуществления деятельности в сфере электроэнергетики и участия в оптовом рынке электрической энергии (мощности) в соответствии с законодательством, а также иных расходов, возникающих во исполнение нормативно-правовых актов Российской Федерации, величина которых не зависит от объемов электрической энергии,
определяемое по формуле (10);
ДельтаРА — изменение в цене (тарифе) на генерирующую м i,j мощность удельных расходов 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, а также иных удельных расходов в соответствии с законодательством
Российской Федерации, определяемое по формуле (11);
ДельтаВ — изменение в цене (тарифе) на генерирующую м i,j
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 (12);
d — удельные расходы, относимые на финансирование мо i-1,j
остальных, не учтенных выше, расходов, в цене (тарифе) на генерирующую мощность j-го поставщика в i-1-м году, определяемые
по формуле (13).
В случае если в цене (тарифе) на электрическую энергию удельные расходы, относимые на финансирование капитальных вложений
за счет прибыли в цене (тарифе) на генерирующую мощность j-го поставщика в i-1-м году d равнялись нулю, то
э м
i-1,j
соответствующие расходы i-го года рассчитываются прямым счетом и в последующие годы индексируются в соответствии с настоящим
Документом. гэс
К — поправочный коэффициент, применяемый при расчете м тарифов для гидроэлектростанций на 2009 г. и определяемый по следующей формуле:
И x 0,35
гэс 2007,j
К = --------------, (8.2)
м N x 12
2007,j
N — величина установленной мощности j-го поставщика, 2007,j
учтенная в сводном балансе в 2007 году (для поставщиков оптового рынка, расположенных на территориях, объединенных в ценовые зоны оптового рынка, - базовый прогнозный объем мощности, определенный
в соответствии с п. 51 Правил оптового рынка).
6.1 Значение ДельтаН определяется по формуле:
м
i,j
ДельтаН = d - d , (9) м м н м н i,j i,j i-1,j П П и (I x d + I x d ) x t i м о эi,j м и i-1,j i-1,j d = ------------------------------------------, (9.1) м н (1 - t)
i,j
d и d - удельные расходы на оплату налога на м н м н i,j i-1,j
прибыль в цене (тарифе) на мощность j-го поставщика соответственно в i-м году и i-1-м году.
6.2 Значение ДельтаР определяется по формуле:
м
i,j
ДельтаР = d - d (10) м м р м р i,j i,j i-1,j d и d - удельные расходы j-го поставщика на м р м р i,j i-1,j осуществление платежей, вносимых поставщиками электрической энергии и мощности в соответствии с договорами, необходимыми для осуществления деятельности в сфере электроэнергетики и участия в оптовом рынке электрической энергии (мощности) в соответствии с законодательством, а также иных расходов, возникающих во исполнение нормативно-правовых актов Российской Федерации, величина которых не зависит от объемов электрической энергии, соответственно в i-м и i-1-м году. Указанная величина определяется, исходя из размеров ставок указанных платежей, установленных на i-й и i-1-й год соответственно, и величины тарифной базы, к которой применяются указанные ставки, учтенной при установлении тарифов в году, предшествующем первому году
применения формулы индексации цен (тарифов).
6.3 Значение ДельтаРА определяется по формуле:
м
i,j
ДельтаРА = d - d , (11) м м РА м РА i,j i,j i-1,j
d и d - удельные расходы j-го поставщика на м РА м РА i,j i-1,j финансирование отчислений эксплуатирующими организациями
средств для формирования резервов, предназначенных для обеспечения безопасности атомных станций на всех стадиях их жизненного цикла и
развития, а также иные удельные расходы в соответствии с законами и иными нормативными правовыми актами Российской Федерации, 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.
6.4 Значение ДельтаВ определяется следующим образом:
м
i,j
ДельтаВ = d - d , (12) м м ВД м ВД i,j i,j i-1,j
d и d - удельные величины выпадающих доходов м ВД м ВД i,j i-1,j (со знаком "плюс") или полученного избытка (со знаком "минус"), связанных с отклонениями фактических показателей от плановых показателей, учтенных в ценах (тарифах) на генерирующую мощность
j-го поставщика, определяемые по формулам (14, 14.1 и 14.2).
6.5 Значение d определяется следующим образом:
м о
i-1,j
d
тепл
П С i,j d = d + d - --------, (13) м о м о м о П i-1,j i-1,j i-1,j I
i
d — удельные расходы, относимые на финансирование м о i-1,j остальных, не учтенных выше, расходов за счет прибыли, в цене (тарифе) на генерирующую мощность j-го поставщика в i-1-м году; С
d — удельные расходы, относимые на финансирование м о i-1,j
остальных, не учтенных выше, расходов за счет себестоимости, в цене (тарифе) на генерирующую мощность j-го поставщика в i-1-м
году.
d — удельные расходы, относимые в i-м году на тепл i,j
производство тепловой (электрической) энергии j-м поставщиком, учтенные в i-1 году в тарифе на генерирующую мощность (тепловую
энергию), определяемые по формуле:
тепло
З
i,j
d = ----------, (8.3) тепл N i,j x 12
i,j
З — затраты, относимые в i-м году на производство i,j
тепловой энергии (со знаком плюс) либо электрической энергии (со знаком минус) j-м поставщиком, учтенные в i-1 году в тарифе на генерирующую мощность (тепловую энергию), в т.ч. вследствие появления у j-го поставщика режима комбинированной выработки
электрической и тепловой энергии,
N — величина установленной мощности j-го поставщика, i,j
учтенная в сводном балансе в i-м году (для поставщиков оптового рынка, расположенных на территориях, объединенных в ценовые зоны оптового рынка, - базовый прогнозный объем мощности, определенный
в соответствии с п. 51 Правил оптового рынка).
7. <a id="p136"></a>Величина выпадающих доходов (со знаком "плюс") или
полученный избыток (со знаком "минус"), связанных с отклонениями
фактических показателей от плановых показателей, учтенных в ценах
(тарифах) на электрическую энергию (мощность) j-го поставщика
(соответственно d и d ), определяется следующим
э вд,i,j м вд
i,j
образом:
УП-П Ф-УП d = ВД + ВД , (14) э/м э/м э/м i,j i-1,j i-2,j УП /\ П (Т - Т ) x I x Э э/м э/м i э/м УП-П i-1,j i-1,j i-1,j ВД = ------------------------------------------, (14.1) э/м Э x (1 - t) i-1,j э/м
i,j
Ф УП УП П
(Т - Т ) x I x I x Э
э/м э/м i-1 i э/м
Ф-УП i-2,j i-2,j i-2,j
ВД = -----------------------------------------------, (14.2)
э/м Э x (1 - t)
i-2,j э/м
i,j
УП-П УП-П ВД и ВД - удельные уточненные выпадающие доходы э м i-1,j i-1,j (со знаком "плюс") или полученные избытки (со знаком "минус"), связанные с отклонениями предварительных фактических показателей от плановых показателей, учтенные в ценах (тарифах) на электрическую энергию и мощность j-го поставщика в i-1-м году,
определенных в соответствии с разделом IV настоящего Документа.
Ф-УП Ф-УП ВД и ВД - удельные фактические выпадающие доходы э м i-2,j i-2,j (со знаком "плюс") или полученные избытки (со знаком "минус"), связанные с отклонениями окончательных фактических показателей от предварительных фактических показателей, учтенные в ценах (тарифах) на электрическую энергию и мощность j-го поставщика в
i-2-м году, определенных в соответствии с разделом IV настоящего Документа. /\
Т — цены (тарифы) на электрическую энергию и мощность э/м i-1,j j-го поставщика на i-1-й год, рассчитанные с учетом плановых показателей, которые не содержат выпадающих доходов или полученных избытков, определяемых в соответствии с настоящим Документом;
Ф Ф Т и Т - цены (тарифы) на электрическую энергию и э м i-2,j i-2,j мощность j-го поставщика на i-2-й год, рассчитанные с учетом окончательных фактических показателей, которые не содержат выпадающих доходов или полученных избытков, связанных с
отклонениями фактических показателей от плановых показателей;
УП УП Т и Т - цены (тарифы) на электрическую энергию и э м i-1,j i-1,j мощность j-го поставщика на i-1-й год, рассчитанные с учетом предварительных фактических показателей на i-1-й год, которые не содержат выпадающих доходов или полученных избытков, связанных с
отклонениями фактических показателей от плановых показателей; УП
I — предварительный фактический индекс роста i-1 потребительских цен в i-1-м году, устанавливаемый в соответствии с разделом IV настоящего Документа;
Э , Э и Э - объем продажи электрической э i,j э i-1,j э i-2,j энергии j-м поставщиком, определяемый как разница между
объемом выработки и объемом собственного потребления электрической энергии, учтенный при расчете тарифов на i-й, i-1-й и i-2-й годы в соответствии с настоящим Документом;
Э , Э , и Э - объем продажи мощности j-м м i,j м i-1,j м i-2,j поставщиком, соответствующий величине установленной мощности
j-го поставщика, учтенной в сводном балансе в соответствующем году (для поставщиков оптового рынка, расположенных на территориях, объединенных в ценовые зоны оптового рынка, — базового прогнозного объема мощности, определенного в соответствии с п. 51 Правил оптового рынка), учтенный при расчете тарифов на i-й, i-1-й и i-2-й годы в соответствии с настоящим Документом.
При расчете тарифов на 2009 год удельные фактические УП-П Ф-УП выпадающие доходы (положительные ВД , ВД ) э/м э/м i-1,j i-2,j учитываются только при наличии отрицательных финансовых результатов деятельности поставщиков электрической энергии, удельные полученные избытки (отрицательные УП-П Ф-УП ВД , ВД ) учитываются только при наличии э/м э/м i-1,j i-2,j положительных финансовых результатов деятельности поставщиков электрической энергии. Финансовый результат деятельности поставщиков электрической энергии определяется за истекшие к моменту установления тарифов отчетные периоды, за которые поставщики должны составлять бухгалтерскую и статистическую
отчетность (p).
При этом для целей использования в настоящем Документе финансовый результат деятельности поставщиков электрической энергии определяется как сумма финансовых результатов, рассчитываемых отдельно по электрической энергии и электрической мощности.
Финансовый результат по электрической энергии/мощности факт (ФР ) рассчитывается по следующим формулам: э/м p,j
факт ф-пл ф-пл ФР = ФР - ДельтаЗ , (14.3) э/м э/м э/м p,j p,j p,j ф-пл ф пл ФР = Дох - З , (14.4) э/м э/м э/м p,j p,j p,j ф-пл ф пл ДельтаЗ = З - З , (14.5) э/м э/м э/м p,j p,j p,j
ФР — финансовый результат по электрической э/м p,j
энергии/мощности, определенный исходя из фактической стоимости реализованной за p периодов электрической энергии/мощности
ф
(Дох ) и плановых затрат на поставку указанного объема э/м p,j пл электроэнергии/мощности (З ), рассчитанных исходя из э/м p,j утвержденных тарифов на электрическую энергию/мощность и
фактической поставки электрической энергии/мощности за p периодов;
ф-пл
э/м
p,j
производство объема электрической энергии/мощности за p периодов ф
(З ) над плановыми;
э/м
p,j
ф
З — фактические затраты на производство объема э p,j электрической энергии за p периодов, состоящие из:
затрат на приобретение электрической энергии на оптовом и розничном рынках,
фактических затрат на топливо (для ГЭС — на оплату водного налога, для ГАЭС — на покупную электроэнергию, потребляемую в насосном режиме),
плановой инвестиционной составляющей, учтенной в утвержденном тарифе на электроэнергию, скорректированной с учетом предварительных/окончательных фактических показателей (для АЭС — также величины дополнительных средств (сверх амортизационных отчислений и резерва на развитие), направляемых на финансирование утвержденной в установленном порядке инвестиционной программы с учетом дополнительного налога на прибыль),
плановых прочих расходов, учтенных в утвержденных тарифах на электрическую энергию, скорректированных с учетом предварительных/окончательных фактических показателей, ф
З — фактические затраты на поставку электрической мощности м p,j за p периодов, состоящие из:
затрат на приобретение электрической мощности на оптовом и розничном рынках,
плановых постоянных затрат, определенных исходя из утвержденного тарифа на мощность, скорректированных с учетом предварительных/окончательных фактических показателей.
8. Распределение удельных расходов на производство электрической энергии и содержание мощности между ценами (тарифами) на электрическую энергию и генерирующую мощность в году, предшествующему 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 (зарегистрировано Минюстом России 13 октября 2006 г., регистрационный № 8383).
III. Порядок применения формул индексации регулируемых цен (тарифов) на электрическую энергию (мощность), применяемых в договорах купли-продажи электрической энергии (мощности)
9. Цены (тарифы), рассчитанные в соответствии с формулами индексации регулируемых цен (тарифов), устанавливаются в соответствии с Правилами государственного регулирования, с учетом особенностей, установленных для метода индексации цен (тарифов).
10. 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.
11. Цены на электрическую энергию и цены на мощность по регулируемому договору начиная с 2008 года рассчитываются по определяемым Службой формулам индексации цен.
12. Индексация регулируемых цен (тарифов) в регулируемых договорах осуществляется Службой на срок не менее года.
13. Формулы индексации регулируемых цен (тарифов) на электрическую энергию (мощность), указанные в разделе II настоящего Документа, применяются в регулируемых договорах к ценам (тарифам) каждой электростанции, входящей в состав j-го поставщика.
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)
14. В формулах индексации регулируемых цен (тарифов) на электрическую энергию (мощность), применяемых в регулируемых договорах, используются следующие показатели:
14.1 Индексы изменения удельных расходов (цен), учтенных при установлении базового тарифа:
а) расчетный индекс роста удельных расходов, относимых на финансирование капитальных вложений за счет прибыли (для поставщиков оптового рынка, расположенных на территориях, объединенных в ценовые зоны оптового рынка, — не связанных с увеличением располагаемой мощности больше, чем базовый объем мощности), учтенной при установлении тарифов в году, предшествующем первому году применения формулы индексации цен (тарифов), а также в отношении объектов гидроэнергетики, включенных в согласованный в установленном порядке перечень важнейших объектов электроэнергетики;
в) индекс роста потребительских цен (инфляция);
г) индекс роста цен на природный газ, продаваемый по регулируемым ценам;
д) индексы роста цен на нерегулируемые виды топлива (включая газ, продаваемый по нерегулируемым ценам);
е) расчетный индекс роста ставок платы за пользование водными объектами (водный налог) в расчетном периоде регулирования к предшествующему периоду, учитываемый в цене (тарифе) на электрическую энергию;
ж) расчетный индекс роста индикативной цены на электрическую энергию, потребляемую гидроаккумулирующими электростанциями в насосном режиме.
14.2. Приросты удельных расходов, учитываемых в базовом тарифе, определяются без учета индексов (на осуществление платежей, вносимых поставщиками электрической энергии и мощности в соответствии с договорами, необходимыми для осуществления деятельности в сфере электроэнергетики и участия в оптовом рынке электрической энергии (мощности) в соответствии с законодательством, а также иных расходов, возникающих во исполнение нормативных правовых актов Российской Федерации, на финансирование отчислений эксплуатирующими организациями средств для формирования резервов, предназначенных для обеспечения безопасности атомных станций на всех стадиях их жизненного цикла и развития).
14.3. Показатели, используемые при расчете удельных выпадающих доходов вследствие отклонения фактических показателей от прогнозных, учтенных при установлении базового тарифа:
а) стоимость реализованной электрической энергии и мощности согласно данным государственной статистической отчетности по форме 46-ЭЭ (полезный отпуск), утвержденной Федеральной службой государственной статистики, фактические затраты на топливо (для ГЭС — на оплату водного налога, для ГАЭС — на покупную электроэнергию, потребляемую в насосном режиме), в т.ч. согласно данным государственной статистической отчетности по форме 5-з, утвержденной Федеральной службой государственной статистики;
б) договорной объем продажи электрической энергии j-м поставщиком по регулируемым ценам (тарифам), определенный в соответствии с Правилами оптового рынка;
в) свободная (нерегулируемая) цена, складывающая в результате конкурентного отбора ценовых заявок на рынке на сутки вперед в группе точек поставки j-го поставщика, применяемая в соответствии с Правилами оптового рынка для определения стоимости проданной поставщиком электрической энергии на рынке на сутки вперед, взвешенная на объемы планового почасового производства в соответствующей группе точек поставки;
г) объем фактического производства электрической энергии j-м поставщиком, определенный в соответствии с Правилами оптового рынка;
д) объем проданной электрической энергии j-м поставщиком в своей группе точек поставки на рынке на сутки вперед сверх объемов регулируемых договоров, определенный в соответствии с Правилами оптового рынка.
Показатели, указанные в абзацах «б» - «д», применяются только при определении удельных выпадающих доходов гидроэлектростанций вследствие отклонения фактических показателей выработки электрической энергии на гидроэлектростанциях от прогнозных, учтенных при установлении тарифов в базовом году.
14.4. Показатели, используемые для определения прироста удельных расходов на топливо (за исключением индексов, указанных в пункте 14.1 настоящего Документа):
а) плановый объем потребления топлива на следующий год;
б) плановый объем выработки электрической энергии на следующий год;
в) доля объема собственного электропотребления поставщиков в объеме выработки электрической энергии, учтенном в сводном балансе на год, определенный в соответствии с настоящим Документом;
г) цена видов топлива, принятых для обеспечения объемов выработки, включенных в сводный баланс на год, определенный в соответствии с настоящим Документом, которые не были учтены при определении базового тарифа.
14.5. Величина затрат, учтенная в i-1 году в тарифе на генерирующую мощность (тепловую энергию), относимая в i-м году на производство тепловой (электрической) энергии j-м поставщиком и учтенная Службой на i-й год в предельных уровнях тарифов на производство тепловой энергии, вырабатываемой в режиме комбинированной выработки электрической и тепловой энергии, в соответствии с обращением органа исполнительной власти субъекта Российской Федерации в области государственного регулирования тарифов о переносе указанной величины в тариф на производство тепловой (электрической) энергии.
15. Плановые показатели учитываются Службой в составе цен (тарифов) на электрическую энергию (мощность) на очередной период регулирования, исходя из планового значения показателей, учтенных Службой при расчете предельных уровней тарифов на соответствующий год.
16. Фактические показатели учитываются Службой с целью расчета удельных выпадающих доходов или полученных избытков, связанных с отклонениями фактических показателей от плановых показателей, учитываемых в ценах (тарифах) на электрическую энергию (мощность).
Фактические показатели делятся на:
а) предварительные фактические показатели — уточненные значения плановых показателей на текущий год, известные на дату установления цен (тарифов) на следующий год;
б) окончательные фактические показатели — фактические значения плановых показателей за предыдущий год, известные на дату установления цен (тарифов) на следующий год.
Уточненные и фактические значения показателей определяются в отношении плановых показателей, указанных в абзацах «б» - «ж» пункта 14.1 и пункте 14.2.
17. Плановые и фактические показатели учитываются Службой на основании:
а) информации об основных макроэкономических показателях социально-экономического развития Российской Федерации, учтенных Службой при расчете предельных уровней тарифов на соответствующий год (в отношении показателей, указанных в абзацах «в», «г» и «д» пункта 14.1 настоящего Документа), представляемой Министерством экономического развития Российской Федерации (в случае, если на дату установления цен (тарифов) на электрическую энергию (мощность) на очередной период регулирования Службой утверждены цены (тарифы) на товары (работы, услуги), подлежащие государственному регулированию, индекс роста цен на такие товары (работы, услуги) может учитываться на основании их значений);
б) инвестиционных программ (в отношении показателей, указанных в абзаце «а» пункта 14.1 настоящего Документа), предоставляемых поставщиками электрической энергии;
в) изменений налогового законодательства Российской Федерации (в отношении показателей, указанных в абзаце «б» пункта 14.1 настоящего Документа);
г) изменений законодательства Российской Федерации (в отношении показателей, указанных в пункте 14.2 настоящего Документа);
д) данных поставщиков, подтвержденных администратором торговой системы (в отношении показателей, указанных в пункте 14.3 настоящего Документа);
е) сводного баланса на год, определенный в соответствии с настоящим Документом (в отношении показателей, указанных в пункте 14.4 настоящего Документа).
18. В материалах Службы по определению регулируемых цен (тарифов) поставщиков, применяемых в регулируемых договорах, указываются использованные плановые и фактические показатели.