См. Документы Федеральной службы по тарифам

ФЕДЕРАЛЬНАЯ СЛУЖБА ПО ТАРИФАМ

ПРИКАЗ

от 31 декабря 2009 г. N 558-э/1

О ВНЕСЕНИИ ИЗМЕНЕНИЙ И ДОПОЛНЕНИЙ

В МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ ПО РАСЧЕТУ РЕГУЛИРУЕМЫХ ТАРИФОВ

И ЦЕН НА ЭЛЕКТРИЧЕСКУЮ (ТЕПЛОВУЮ) ЭНЕРГИЮ НА РОЗНИЧНОМ

(ПОТРЕБИТЕЛЬСКОМ) РЫНКЕ, УТВЕРЖДЕННЫЕ ПРИКАЗОМ ФЕДЕРАЛЬНОЙ

СЛУЖБЫ ПО ТАРИФАМ ОТ 6 АВГУСТА 2004 ГОДА N 20-Э/2

В соответствии с Положением о Федеральной службе по тарифам, утвержденным Постановлением Правительства Российской Федерации от 30 июня 2004 г. N 332 (Собрание законодательства Российской Федерации, 2004, N 29, ст. 3049; 2006, N 3, ст. 301; N 23, ст. 2522; N 48, ст. 5032; N 50, ст. 5354; 2007, N 16, ст. 1912; N 25, ст. 3039; N 32, ст. 4145; 2008, N 7, ст. 597; N 17, ст. 1897; N 23, ст. 2719; N 38, ст. 4309; N 46, ст. 5337; 2009, N 1, ст. 142; N 3, ст. 378; N 6, ст. 738; N 9, ст. 1119; N 18 (часть II), ст. 2249), Постановлением Правительства Российской Федерации от 26 февраля 2004 г. N 109 "О ценообразовании в отношении электрической и тепловой энергии в Российской Федерации" (Собрание законодательства Российской Федерации, 2004, N 9, ст. 791; 2005, N 1 (часть II), ст. 130; N 43, ст. 4401; N 47, ст. 4930; N 51, ст. 5526; 2006, N 23, ст. 2522; N 36, ст. 3835; N 37, ст. 3876; 2007, N 1 (часть II), ст. 282; N 14, ст. 1687; N 16, ст. 1909; 2008, N 2, ст. 84; N 25, ст. 2989; N 27, ст. 3285; 2009, N 8, ст. 980; N 8, ст. 981; N 8, ст. 982; N 12, ст. 1429; N 25, ст. 3073; N 26, ст. 3188; N 32, ст. 4040; N 38, ст. 4479; N 38, ст. 4494), а также учитывая итоги рассмотрения данного вопроса на Правлении ФСТ России (протокол от 31 декабря 2009 г. N 88-э), приказываю:

1. Внести в Методические указания по расчету регулируемых тарифов и цен на электрическую (тепловую) энергию на розничном (потребительском) рынке, утвержденные Приказом Федеральной службы по тарифам от 6 августа 2004 года N 20-э/2 (зарегистрировано Минюстом России 20 октября 2004 года, регистрационный N 6076), с изменениями и дополнениями, внесенными Приказами ФСТ России от 23.11.2004 N 193-э/11 (зарегистрировано Минюстом России 16 декабря 2004 г., регистрационный N 6191), от 14.12.2004 N 289-э/15 (зарегистрировано Минюстом России 21 декабря 2004 г., регистрационный N 6213), от 28.11.2006 N 318-э/15 (зарегистрировано Минюстом России 8 декабря 2006 г., регистрационный N 8574), от 30.01.2007 N 14-э/14 (зарегистрировано Минюстом России 6 марта 2007 г., регистрационный N 9041), от 31.07.2007 N 138-э/6 (зарегистрировано Минюстом России 20 августа 2007 г., регистрационный N 10030), от 23.11.2007 N 385-э/1 (зарегистрировано Минюстом России 29 ноября 2007 г., регистрационный N 10578), от 21.10.2008 N 209-э/1 (зарегистрировано Минюстом России 6 ноября 2008 г., регистрационный N 12580) изменения и дополнения согласно приложению.

2. Настоящий Приказ вступает в силу в установленном порядке.

Руководитель

Федеральной службы по тарифам

С.НОВИКОВ

Приложение

к Приказу

Федеральной службы по тарифам

от 31 декабря 2009 г. N 558-э/1

ИЗМЕНЕНИЯ И ДОПОЛНЕНИЯ

В МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ ПО РАСЧЕТУ РЕГУЛИРУЕМЫХ ТАРИФОВ

И ЦЕН НА ЭЛЕКТРИЧЕСКУЮ (ТЕПЛОВУЮ) ЭНЕРГИЮ НА РОЗНИЧНОМ

(ПОТРЕБИТЕЛЬСКОМ) РЫНКЕ, УТВЕРЖДЕННЫЕ ПРИКАЗОМ ФЕДЕРАЛЬНОЙ

СЛУЖБЫ ПО ТАРИФАМ ОТ 6 АВГУСТА 2004 ГОДА N 20-Э/2

1. В пункте 3 после слов "26 февраля 2004 г. N 109" дополнить словами "и Правилами недискриминационного доступа к услугам по передаче электрической энергии и оказания этих услуг, утвержденными Постановлением Правительства Российской Федерации от 27 декабря 2004 г. N 861 (Собрание законодательства Российской Федерации, 2004, N 52 (часть II), ст. 5525; 2006, N 37, ст. 3876; 2007, N 14, ст. 1687; N 31, ст. 4100; 2009, N 9, ст. 1103; N 8, ст. 979; N 17, ст. 2088; N 25, ст. 3073; N 41, ст. 4771)".

2. Пункт 5.1.1 изложить в следующей редакции:

"Предельные минимальный и (или) максимальный уровни регулируемых тарифов на электрическую энергию и мощность, поставляемые энергоснабжающими организациями (гарантирующими поставщиками, энергосбытовыми организациями) потребителям, с выделением предельных уровней тарифов на электрическую энергию для населения;".

3. Пункт 5.2.3 изложить в следующей редакции:

"Тарифы на тепловую энергию, поставляемую энергоснабжающими организациями потребителям, в рамках установленных Федеральной службой по тарифам предельных минимальных и (или) максимальных уровней тарифов на тепловую энергию.".

4. Абзац 3 пункта 15 исключить.

5. В пункте 22.1:

- дополнить подпунктом 8) следующего содержания:

"8) выпадающие доходы сетевой организации при оплате заявителем технологического присоединения, энергопринимающих устройств максимальной мощностью, не превышающей 15 кВт включительно (с учетом ранее присоединенной в данной точке присоединения мощности), в объеме, не превышающем 550 рублей, расходы на выплату процентов по кредитным договорам, связанным с рассрочкой по оплате технологического присоединения субъектов малого и среднего предпринимательства при присоединении энергопринимающих устройств максимальной мощностью свыше 15 кВт и до 100 кВт включительно (с учетом ранее присоединенной в данной точке присоединения мощности);";

- подпункт 8) считать подпунктом 9).

6. В пункте 27:

- раздел "2 группа. Население" изложить в следующей редакции:

"К данной тарифной группе относятся граждане, использующие электроэнергию на коммунально-бытовые нужды.

Аналогично указанной группе производится расчет тарифов для следующих приравненных к категории "население" потребителей:

- исполнителей коммунальных услуг (товарищества собственников жилья, жилищно-строительные, жилищные или иные специализированные потребительские кооперативы либо управляющие организации), наймодателей (или уполномоченных ими лиц), предоставляющих гражданам жилые помещения специализированного жилищного фонда: жилые помещения в общежитиях, жилые помещения маневренного фонда, жилые помещения в домах системы социального обслуживания населения, жилые помещения фонда для временного поселения вынужденных переселенцев, для временного поселения лиц, признанных беженцами, жилые помещения для социальной защиты отдельных категорий граждан, приобретающих электроэнергию для коммунально-бытового потребления граждан в объемах фактического потребления потребителей-граждан и объемах электроэнергии, израсходованной на места общего пользования;

- гарантирующих поставщиков (далее также - ГП), энергосбытовых (далее также - ЭСК), энергоснабжающих организаций, приобретающих электроэнергию в целях дальнейшей продажи потребителям-гражданам и (или) исполнителям коммунальной услуги электроснабжения, наймодателям (или уполномоченным ими лицам), в объемах фактического потребления потребителей-граждан и объемах электроэнергии, израсходованной на места общего пользования;

- садоводческих, огороднических или дачных некоммерческих объединений граждан - некоммерческих организаций, учрежденных гражданами на добровольных началах для содействия ее членам в решении общих социально-хозяйственных задач ведения садоводства, огородничества и дачного хозяйства (далее - садоводческое, огородническое или дачное некоммерческое объединение);

- физических лиц, приобретающих электрическую энергию в целях потребления в помещениях для содержания осужденных, при условии наличия раздельного учета в указанных помещениях;

- физических лиц, приобретающих электрическую энергию в целях потребления в населенных пунктах, жилых зонах при воинских частях, рассчитывающихся по общему счетчику на вводе;

- содержащихся за счет прихожан религиозных организаций;

- некоммерческих объединений граждан (гаражно-строительные, гаражные кооперативы, автостоянки), объединенных хозяйственных построек граждан (погреба, сараи и иные сооружения). Отнесение указанных потребителей к данной группе осуществляется по решению региональных органов и оформляется отдельным решением.

В соответствии с пунктом 2 Постановления Правительства Российской Федерации от 7 декабря 1998 г. N 1444 "Об основах ценообразования в отношении электрической энергии, потребляемой населением" для населения, проживающего в сельских населенных пунктах, а также в городских населенных пунктах в домах, оборудованных в установленном порядке стационарными электроплитами и электроотопительными установками, применяется понижающий коэффициент 0,7.

В соответствии с законодательством Российской Федерации государственное регулирование тарифов может производиться отдельно в отношении электрической энергии, поставляемой населению, в пределах социальной нормы потребления и сверх социальной нормы потребления, определяемой в установленном порядке.";

- раздел "3 группа. Прочие потребители" дополнить абзацем 2 следующего содержания:

"К группе "прочие потребители" относятся физические лица, осуществляющие профессиональную деятельность (в том числе нотариусы, адвокаты, врачи) в жилом отдельно выделенном помещении, для которого в обязательном порядке должен быть установлен прибор учета электроэнергии, потребляемой для целей осуществления указанной деятельности. При отсутствии прибора учета электроэнергии данный объем определяется в порядке, установленном Правилами функционирования розничных рынков электрической энергии в переходный период реформирования электроэнергии.".

7. Пункт 35 изложить в следующей редакции:

"Расчет экономически обоснованного двухставочного тарифа (цены) продажи электрической энергии ПЭ производится по формулам:

ставка платы за электрическую энергию:

                                Э
     SUM(З       + ВН  + К  x П  )
 Э    i   топл i     i    i    i
Т  = ----------------------------- (руб./тыс. кВт·ч),          (6)
               SUM Э
                i   отп i

ставка платы за электрическую мощность (оплачивается ежемесячно, если иное не установлено в договоре):

             э         э
     SUM (НВВ  - К  x П  - З      - ВН )
 м      i    i    i    i    топлi     i
Т  = ----------------------------------- (руб./МВт·мес.),      (7)
                 SUM (N     ) x М
                    i  распi

    где:
    З         -  суммарные  затраты  на  топливо  на  производство
     топл i
электрической  энергии на i-й электростанции, входящей в состав ПЭ
(для тепловых электростанций);
    ВН  - водный налог (плата за пользование водными объектами i-й
      i
электростанции,   входящей   в   состав  ПЭ)  (для  гидравлических
электростанций);
      Э
    П   - прибыль i-й электростанции ПЭ, относимая на производство
     i
электрической энергии (мощности);
    К  - коэффициент, равный для i-й электростанции ПЭ:
     i
    -   отношению   суммы   З        к    сумме    переменных    и
                             топлi
условно-постоянных  расходов  (но  не  более  0,5)  (для  тепловых
электростанций);
    - 0,5 (для гидравлических электростанций);
    Э          -   отпуск   электрической   энергии   с   шин  i-й
     отп i
электростанции, входящей в состав ПЭ;
    N           -   располагаемая   электрическая   мощность   i-й
     распi
электростанции,   входящей   в   состав  ПЭ,  учтенная  в  сводном
прогнозном балансе производства и поставок электрической энергии;
    М - число месяцев в периоде регулирования.".

8. Пункт 49 дополнить абзацем 3 следующего содержания:

"Единые (котловые) тарифы на услуги по передаче электрической энергии на территории субъекта Российской Федерации устанавливаются одновременно в двух вариантах:

- двухставочный;

- одноставочный.".

9. Пункт 50 изложить в следующей редакции:

"Расчет двухставочных единых (котловых) тарифов предусматривает определение двух ставок:

    -    единой   ставки   на   содержание   электрических   сетей
соответствующего  уровня  напряжения  в  расчете за МВт заявленной
                      СОД   СОД   СОД    СОД
мощности потребителя Т   , Т   , Т    и Т   ;
                      ВН    СН1   СН2    НН
    -  единой  ставки  на оплату технологического расхода (потерь)
электроэнергии  в  процессе  ее  передачи  потребителям  по  сетям
соответствующего   уровня   напряжения,  определяемого  исходя  из
сводного прогнозного баланса производства и поставок электрической
энергии  (мощности)  в рамках Единой энергетической системы России
по   субъектам   Российской   Федерации,  рассчитанного  с  учетом
нормативных  технологических  потерь,  утверждаемых  Министерством
                                  ПОТ   ПОТ   ПОТ    ПОТ
энергетики Российской Федерации, Т   , Т   , Т    и Т   .
                                  ВН    СН1   СН2    НН
                                                 СОД   СОД   СОД
    Ставки  на  содержание  электрических сетей Т   , Т   , Т    и
                                                 ВН    СН1   СН2
 СОД
Т     на  соответствующем уровне напряжения определяются следующим
 НН
образом:

Высокое напряжение 110 кВ и выше

                 SUM НВВ
 СОД                    ВН
Т    = -----------------------------,                       (15.4)
 ВН          ПО    СН1    СН2
        SUM(N   + N    + N   ) x М
             ВН    ВН     ВН

                                                  руб./МВт в месяц

Среднее напряжение первого уровня 35 кВ

                        СОД        СН1
         SUM НВВ    + (Т    x SUM N    x М)
 СОД            СН1     ВН         ВН
Т    = -----------------------------------,                 (15.5)
 СН1          ПО     СН2    НН
         SUM(N    + N    + N   ) x М
              СН1    СН1    СН1

                                                  руб./МВт в месяц

Среднее напряжение второго уровня 20-1 кВ

                       СОД        СН2          СОД        СН2
        SUM НВВ    + (Т    x SUM N    x М) + (Т    x SUM N    x М)
 СОД           СН2     ВН         ВН           СН1        СН1
Т    = -----------------------------------------------------------, (15.6)
 СН2                           ПО     НН
                          SUM(N    + N   ) x М
                               СН2    СН2

                                                  руб./МВт в месяц

Низкое напряжение 0,4 кВ и ниже

                      СОД        НН           СОД        НН
        SUM НВВ   + (Т    x SUM N    x М) + (Т    x SUM N    x М)
 СОД           НН     СН1        СН1          СН2        СН2
Т    = -----------------------------------------------------------, (15.7)
 НН                              ПО
                            SUM N   x М
                                 НН

                                                  руб./МВт в месяц

    где:
     ПО
    N    -  заявленная  мощность  потребителей,  присоединенных  к
     НН
сетевой организации (i, r) на низком уровне напряжения (НН), МВт;
     ПО
    N    -  заявленная  мощность  потребителей,  присоединенных  к
     СН2
сетевой    организации    (i, r)   на    среднем   втором   уровне
напряжения (СН2), без  учета  объема мощности опосредованно (через
энергетические   установки  производителя  электрической  энергии)
присоединенных к электрической сети потребителей, в соответствии с
пунктом 55 настоящих Методических указаний, МВт;
     ПО
    N     -  заявленная  мощность  потребителей,  присоединенных к
     СН1
сетевой  организации  (i,  r)  на среднем первом уровне напряжения
(СН1), с учетом заявленной мощности опосредованно присоединенных к
электрической  сети  потребителей,  не  учтенной на среднем втором
уровне   напряжения   при   условии,   что   наивысшее  напряжение
производителя электроэнергии соответствует среднему первому уровню
напряжения, МВт;
     ПО
    N    -  заявленная  мощность  потребителей,  присоединенных  к
     ВН
сетевой  организации  (i,  r) на высоком уровне напряжения (ВН), с
учетом   заявленной   мощности   опосредованно   присоединенных  к
электрической  сети  потребителей,  не  учтенной на среднем втором
уровне   напряжения   при   условии,   что   наивысшее  напряжение
производителя   электроэнергии   соответствует   высокому   уровню
напряжения, МВт;
     НН
    N     -  заявленная  мощность  потребителей,  присоединенных к
     СН2
сетевой организации на уровне напряжения НН, и  трансформированная
с уровня  напряжения  СН2, учтенная  в  сводном прогнозном балансе
производства и поставок электрической энергии (мощности), МВт;
     НН
    N     -  заявленная  мощность  потребителей,  присоединенных к
     СН1
сетевой организации на уровне напряжения НН, и  трансформированная
с уровня напряжения СН1,  учтенная  в  сводном  прогнозном балансе
производства и поставок электрической энергии (мощности), МВт;
     СН2
    N     - заявленная мощность потребителей, трансформированная с
     СН1
уровня  напряжения  СН1  на  уровень  напряжения  СН2,  учтенная в
сводном  прогнозном  балансе производства и поставок электрической
энергии (мощности), МВт;
     СН2
    N     - заявленная мощность потребителей, трансформированная с
     ВН
уровня напряжения ВН на уровень напряжения СН2, учтенная в сводном
прогнозном  балансе  производства и поставок электрической энергии
(мощности), МВт;
     СН1
    N     - заявленная мощность потребителей, трансформированная с
     ВН
уровня напряжения ВН на уровень напряжения СН1, учтенная в сводном
прогнозном  балансе  производства и поставок электрической энергии
(мощности), МВт;
    НВВ  ,  НВВ   ,  НВВ     и    НВВ    - НВВ на  соответствующем
       ВН      СН1      СН2          НН
уровне напряжения, руб.
    Знак   SUM   означает  суммирование  по  сетевым  организациям
субъекта Российской Федерации.
    Ставки    на    оплату   технологического   расхода   (потерь)
                 ПОТ    ПОТ   СОД    СОД
электроэнергии  Т   ,  Т   , Т    и Т    на соответствующем уровне
                 ВН     СН1   СН2    НН
напряжения определяются следующим образом:

Высокое напряжение 110 кВ и выше

                      ПОТ
                 SUM З
 ПОТ                  ВН
Т    = ------------------------,                            (15.8)
 ВН          ПО    СН1    СН2                           руб./МВт·ч
        SUM(Э   + Э    + Э   )
             ВН    ВН     ВН

 ПОТ    ЭС    ПОТ
З    = Т   x Э   ,                                          (15.9)
 ВН           ВН                                         тыс. руб.

Среднее напряжение первого уровня 35 кВ

                      ПОТ
                 SUM З
 ПОТ                  СН1
Т    = -------------------------,                          (15.10)
 СН1         ПО     СН2    НН                           руб./МВт·ч
        SUM(Э    + Э    + Э   )
             СН1    СН1    СН1

 ПОТ     ЭС    ПОТ           СН1
З    = (Т   x Э   ) + ДельтаЗ   ,                          (15.11)
 СН1           СН1           НВ                          тыс. руб.

       СН1    ПОТ    СН1
ДельтаЗ    = Т    x Э   ,                                  (15.12)
       ВН     ВН     ВН                                  тыс. руб.

Среднее напряжение второго уровня 20-1 кВ

                ПОТ
           SUM З
 ПОТ            СН2
Т    = ------------------,                                 (15.13)
 СН2         ПО     НН                                  руб./МВт·ч
        SUM(Э    + Э   )
             СН2    СН2

 ПОТ     ЭС    ПОТ           СН2          СН2
З    = (Т   x Э   ) + ДельтаЗ    + ДельтаЗ   ,             (15.14)
 СН2           СН2           ВН           СН1            тыс. руб.

       СН2    ПОТ    СН2
ДельтаЗ    = Т    x Э   ,                                  (15.15)
       ВН     ВН     ВН                                  тыс. руб.

       СН2    ПОТ    СН2
ДельтаЗ    = Т    x Э   ,                                  (15.16)
       СН1    СН1    СН1                                 тыс. руб.

Низкое напряжение 0,4 кВ и ниже

             ПОТ
        SUM З
 ПОТ         НН
Т    = ----------,                                         (15.17)
 НН          ПО                                         руб./МВт·ч
        SUM Э
             НН

 ПОТ     ЭС    ПОТ           НН           НН
З    = (Т   x Э   ) + ДельтаЗ    + ДельтаЗ   ,             (15.18)
 НН            НН            СН1          СН2            тыс. руб.

       НН     ПОТ    НН
ДельтаЗ    = Т    x Э   ,                                  (15.19)
       СН1    СН1    СН1                                 тыс. руб.

       НН     ПОТ    НН
ДельтаЗ    = Т    x Э   ,                                  (15.20)
       СН2    СН2    СН2                                 тыс. руб.

    где:
     ПО   ПО    ПО     ПО
    Э  , Э   , Э    и Э   - плановый отпуск из сети электроэнергии
     ВН   СН1   СН2    НН
потребителям на ВН, СН1, СН2 и НН, млн. кВт.ч;
     СН1    СН2    СН2    НН       НН
    Э   ,  Э   ,  Э   ,  Э     и  Э     -  плановая  трансформация
     ВН     ВН     СН1    СН1      СН2
электроэнергии  из  сети  более высокого уровня напряжения (нижний
индекс)  в  смежную  сеть более низкого уровня напряжения (верхний
индекс), МВт;
     ПОТ    ПОТ    ПОТ    ПОТ
    З   ,  З   ,  З   ,  З     -  расходы на оплату потерь в сетях
     ВН     СН1    СН2    НН
соответствующего уровня напряжения, ВН, СН1, СН2 и НН, тыс. руб.;
     ПОТ    ПОТ    ПОТ     ПОТ
    Э   ,  Э   ,  Э     и Э    - величина технологического расхода
     ВН     СН1    СН2     НН
(потерь)   электроэнергии   в   сети   на   ВН,  СН1,  СН2  и  НН,
соответственно, млн. кВт.ч;
           СН1          СН2         СН2         НН           НН
    ДельтаЗ   ,  ДельтаЗ   , ДельтаЗ   , ДельтаЗ    и ДельтаЗ    -
           ВН           ВН          СН1         СН1          СН2
часть  расходов  на  оплату  потерь  электроэнергии  в  сети более
высокого  напряжения  (нижний  индекс),  учитываемая  при  расчете
ставки  на  компенсацию потерь электроэнергии в сети более низкого
напряжения (верхний индекс), тыс. руб.

 ЭС    ПОТ              ЭС    ПОТ
Т   x Э    = SUM , SUM Т   x Э   , где i = ВН, СН1, СН2 и НН
       i        g     s sg    si

     ЭС
    Т   - тариф покупки потерь электроэнергии, руб./МВт.ч.
     sg

Тариф покупки потерь устанавливается регулирующим органом для каждой сетевой организации (s), входящей в состав потребителей 4 группы, отдельно по каждому ГП (g) и рассчитывается следующим образом:

         э        пот    N        пот
        Т   x Э       + Т   x N
   ЭС    св    s,g       св    s,g       усл
Т     = ----------------------------- + Т   , (руб./МВт·ч) (15.21)
 sg                    пот
                   Э
                    s,g

    где:
     э
    T    - ставка средневзвешенной стоимости единицы электрической
     св
энергии  за  1  МВт.ч,  определенная в соответствии с пунктом 63.1
настоящих Методических указаний;
     N
    T    - ставка средневзвешенной стоимости единицы электрической
     св
расчетной  мощности,  определенная  в  соответствии с пунктом 63.1
настоящих Методических указаний;
     пот
    Э     -  потери  электрической  энергии в сети (s), учтенные в
     sg
сводном  прогнозном  балансе производства и поставок электрической
энергии (мощности) (МВт.ч);
     пот
    N     -  потери  электрической мощности в сети (s), учтенные в
     sg
сводном  прогнозном  балансе производства и поставок электрической
энергии  (мощности)  (с  учетом покупки резервной мощности с ОРЭМ,
учтенной  в  сводном  прогнозном  балансе  производства и поставок
электрической энергии (мощности)) (МВт.ч);
     усл
    Т     -  сбытовая надбавка и услуги, оказание которых является
неотъемлемой  частью  процесса  снабжения  электрической  энергией
потребителей   и   размер   платы  за  которые  в  соответствии  с
законодательством  Российской  Федерации подлежит государственному
регулированию (руб./МВт.ч);

В случае если какая-либо сетевая организация не представила необходимых данных для целей формирования тарифов на услуги по передаче электрической энергии, то единый (котловой) тариф рассчитывается исходя из данных, использованных для установления тарифов на услуги по передаче электрической энергии на текущий период регулирования.".

10. Пункт 51 изложить в следующей редакции:

"Для потребителей, рассчитывающихся по одноставочному котловому тарифу, указанный тариф на услуги по передаче электрической энергии определяется следующим образом:

        СОД           n ПО
       Т    x 12 x SUM N
 усл    ВН            i ВН     ПОТ
Т    = -------------------- + Т                    руб./МВт·ч (13)
 ВН             n ПО           ВН
             SUM Э
                i ВН

        СОД           n ПО
       Т    x 12 x SUM N
 усл    СН1           i СН1     ПОТ
Т    = --------------------- + Т                 руб./МВт·ч (13.1)
 СН1            n ПО            СН1
             SUM Э
                i СН1

        СОД           n ПО
       Т    x 12 x SUM N
 усл    СН2           i СН2     ПОТ
Т    = --------------------- + Т                 руб./МВт·ч (13.2)
 СН2            n ПО            СН2
             SUM Э
                i СН2

        СОД           n ПО
       Т    x 12 x SUM N
 усл    НН            i НН     ПОТ
Т    = -------------------- + Т                  руб./МВт·ч (13.3)".
 НН             n ПО           НН
             SUM Э
                i НН

11. В пункте 52:

- абзац первый изложить в следующей редакции:

"Индивидуальные тарифы на услуги по передаче электрической энергии устанавливаются одновременно в двух вариантах:

- двухставочный;

- одноставочный.

Расчет двухставочного индивидуального тарифа предусматривает определение двух ставок:";

- в абзаце 16 слова "или в сбытовую организацию (с учетом оплаты услуг по передаче электрической энергии" исключить;

- дополнить абзацем следующего содержания:

"Расчет одноставочного индивидуального тарифа производится следующим образом:

          дек   сод    з(п)       пот    перет
       SUM   (ТС    x N    ) + (ТС    x Э     )
 ВР       янв
Т   = -----------------------------------------      (руб./МВт·ч);
                         перет                        (руб./МВА·ч)
                        Э                                   (13.4)

     з(п)
    N       -   суммарная   величина  присоединенной  (заявленной)
мощности  на  всех  уровнях  напряжения  для  точек  присоединения
сетевой МВА (МВт).".

12. В пункте 55:

- абзац 1 изложить в следующей редакции:

"Для потребителей электрической энергии, энергопринимающие устройства которых присоединены к электрическим сетям сетевой организации через энергетические установки производителя электрической энергии, регулирующий орган устанавливает тарифы с учетом следующих особенностей оплаты услуг по передаче электрической энергии:";

- абзац 2 изложить в следующей редакции:

"в случае если все энергопринимающие устройства потребителя присоединены к электрическим сетям сетевой организации через энергетические установки производителя электрической энергии и потребитель получает от данного производителя весь объем потребляемой электрической энергии, потребитель оплачивает услуги по передаче электрической энергии по установленной ставке тарифа на содержание электрических сетей для уровня напряжения, на котором производитель присоединен к электрическим сетям сетевой организации по напряжению станции наиболее высокого уровня;".

13. Дополнить пунктом 63.1 следующего содержания:

"Двухставочный тариф для конечных потребителей представляет собой сумму следующих слагаемых:

средневзвешенная стоимость единицы электрической энергии и расчетной мощности, состоящая из двух ставок;

стоимость услуг по передаче единицы электрической энергии (мощности) - единый (котловой) тариф, который дифференцируется по уровням напряжения, определяемый в соответствии с п. 50 настоящих Методических указаний;

сбытовая надбавка гарантирующего поставщика;

услуги, оказание которых является неотъемлемой частью процесса снабжения электрической энергией потребителей и размер платы за которые в соответствии с законодательством Российской Федерации подлежит государственному регулированию.

Средневзвешенная стоимость единицы электрической энергии и расчетной мощности определяется отдельно для каждого ГП (ЭСО, ЭСК) в виде следующих 2 ставок:

- Ставка средневзвешенной стоимости единицы электрической энергии (за 1 МВт·ч):

            э         опт      n    роз    роз
           Т       x Э    + SUM   (Э    x Т   )
     э      индi,j             n=1  n      эn
    Т   = --------------------------------------,  руб./МВт·ч (16)
     св                       пр
                             Э

    где:
     э
    Т        - индикативная цена на электрическую энергию для i-го
     индi,j
региона j-й ценовой зоны (руб./МВт·ч);
     опт
    Э     -  объем  электроэнергии,  покупаемый  ГП  (ЭСО, ЭСК) на
оптовом рынке электрической энергии, учтенный в сводном прогнозном
балансе  производства и поставок  электрической энергии (мощности)
(МВт·ч);
     роз
    Э     -  объем  электроэнергии,  покупаемый  ГП  (ЭСО, ЭСК) на
     n
розничном   рынке   электрической   энергии   у   n-го  поставщика
(производитель,  другой  гарантирующий  поставщик,  энергосбытовая
организация   и  т.д.),  учтенный  в  сводном  прогнозном  балансе
производства и поставок электрической энергии (мощности) (МВт·ч);
     роз
    Т     - ставка  на электрическую энергию, для n-го  поставщика
     эi
розничного рынка электрической энергии (руб./МВт·ч);
     пр
    Э   -  объем электрической энергии, приобретаемой на оптовом и
розничном   рынках   ГП   (ЭСО,  ЭСК),  для  продажи  потребителям
розничного рынка (в т.ч. сетевым организациям), учтенный в сводном
прогнозном  балансе  производства и поставок электрической энергии
(мощности) (МВт·ч).

- Ставка средневзвешенной стоимости единицы электрической расчетной мощности:

          дек  N        опт       дек   г  роз   роз
       SUM   (Т      x N   ) + SUM   SUM (Т   x N   )
 N        янв  индij              янв   n  Nn    n
Т   = -----------------------------------------------, (руб./МВт·мес.)
 св                        пр                                   (16.1)
                          N
                           сг

    где:
     N
    Т       - индикативная цена на электрическую мощность для i-го
     индi,j
региона j-й ценовой зоны (руб./МВт·мес.);
     опт
    N     - объем электрической мощности, покупаемый ГП (ЭСО, ЭСК)
на  оптовом  рынке  (с  учетом покупки резервной мощности с ОРЭМ),
учтенный  в  сводном  прогнозном  балансе  производства и поставок
электрической энергии (мощности) (МВт·мес.);
     роз
    Т     -  ставка на электрическую мощность, для n-го поставщика
     Nn
розничного рынка электрической энергии (руб./МВт·мес.);
     роз
    N     - объем электрической мощности, покупаемый ГП (ЭСО, ЭСК)
     n
на  розничном  рынке  у  n-го, r-го поставщика, учтенный в сводном
прогнозном  балансе  производства и поставок электрической энергии
(мощности) (МВт·мес.);
     пр
    N   - объем расчетной электрической мощности, определяемый как
     сг
среднеарифметическое   (за  год)  месячных  объемов  электрической
мощности,  учтенный  в  сводном  прогнозном балансе производства и
поставок электрической энергии (мощности) (МВт·мес.)".

14. Пункт 64 изложить в следующей редакции:

"Одноставочный тариф для конечных потребителей представляет собой сумму следующих слагаемых:

средневзвешенная стоимость единицы электрической энергии (мощности), состоящая из одной ставки, которая дифференцируются в зависимости от числа часов использования потребителями электрической мощности;

стоимость услуг по передаче единицы электрической энергии (мощности) - единый (котловой) тариф, который дифференцируется по уровням напряжения, определяемый в соответствии с п. 51 настоящих Методических указаний, но не дифференцируются в зависимости от режима использования потребителями электрической мощности;

сбытовая надбавка гарантирующего поставщика;

услуги, оказание которых является неотъемлемой частью процесса снабжения электрической энергией потребителей и размер платы за которые в соответствии с законодательством Российской Федерации подлежит государственному регулированию.

Средневзвешенная стоимость единицы электрической энергии и мощности, применяемая при расчете одноставочного тарифа на электрическую энергию, определяется отдельно для каждого ГП (ЭСО, ЭСК) в виде ставок за электрическую энергию (мощность), дифференцированных в зависимости от числа часов использования потребителями электрической мощности, и определяется по следующей формуле:

         N
        Т   x М
  ЭО     св         э
Т    = --------- + Т                                        (16.3)
 j      h           св
         max j

    h      - годовое число часов использования расчетной мощности;
     max j
     Э
    Т    - ставка средневзвешенной стоимости единицы электрической
     св
энергии за 1 кВт.час;
     М
    Т    -  ставка  за  1  кВт  средневзвешенной стоимости единицы
     св
электрической расчетной мощности;

         Диапазоны            h
                               max j
    от 7001 часов и выше      - 7500;
    от 6501 до 7000 часов     - 6750;
    от 6001 до 6500 часов     - 6250;
    от 5501 до 6000 часов     - 5750;
    менее 5500 часов          - 5250.

    Орган  исполнительной  власти субъектов Российской Федерации в
области   государственного   регулирования   устанавливает  нижнюю
границу  дифференциации  тарифов  в  диапазоне менее 5500 часов, с
шагом  500  часов,  при  этом  h       принимается равным среднему
                                max j
значению часов из соответствующего диапазона.".

15. В пункте 66 по тексту слова "заявленная мощность" заменить словами "расчетная мощность (учтенная в сводном прогнозном балансе производства и поставок электрической энергии (мощности)", слово "заявл" на слово "расч".

16. Пункт 67 исключить.

17. Пункт 70 исключить.

18. Пункт 71 изложить в следующей редакции:

"Для потребителей, оплачивающих электрическую энергию по одноставочному тарифу, дифференцированному по зонам (часам) суток, средневзвешенная стоимость единицы электрической энергии и мощности определяется отдельно для каждого ГП (ЭСО, ЭСК) и дифференцируется по соответствующим зонам (часам) суток.

Интервалы тарифных зон суток по энергозонам (ОЭС) России и субъектам Российской Федерации устанавливаются Службой на основании запрашиваемой в ОАО "СО ЕЭС" информации.

Органы исполнительной власти субъектов Российской Федерации в области государственного регулирования тарифов утверждают дифференцированные по зонам суток тарифы одновременно по трем и двум зонам суток для каждой группы потребителей.

- Тарифы, дифференцированные по трем зонам суток (пик, полупик, ночь), рассчитываются в следующем порядке:

    Средневзвешенная стоимость единицы электрической энергии (ставка тарифа
на электрическую энергию (мощность)), применяемая для потребителей в ночной
зоне суточного графика нагрузки (Т ), рассчитывается по формуле:
                                  н

 III    пок   пок
Т    = З   / Э                                   (руб./кВт·ч) (45)
 н

 пок    ор    рр
З    = З   + З                                         (руб.) (46)

 рр    n
З   = SUM З                                            (руб.) (47)
       m   топ

 ор    э      опт
З   = Т    x Э                                         (руб.) (48)
       инд

 пок    опт    рр
Э    = Э    + Э  ,                               (тыс. кВт·ч) (49)

    где:
     пок
    З     -  затраты  на покупку электроэнергии с оптового рынка и
затраты  на  топливо  при  производстве  электроэнергии  розничной
генерацией (руб.);
     рр
    З    -  затраты  на  топливо  при  производстве электроэнергии
розничной генерацией (руб.);
     ор
    З    -  затраты на покупку электроэнергии с оптового рынка, по
ставке за электроэнергию, исходя из двухставочного тарифа оптового
рынка (руб.);
    З     -  затраты  на  топливо  на  производство  электрической
     топ
энергии на m-й, n-й электростанции, поставляющей электроэнергию на
розничный рынок (руб.);
     э
    Т      -   индикативная  цена  на  электрическую  энергию  для
     инд
соответствующего субъекта Российской Федерации (руб./МВт·ч);
     опт
    Э     -  объем  электроэнергии,  покупаемый  ГП  (ЭСО, ЭСК) на
оптовом рынке электрической энергии, учтенный в сводном прогнозном
балансе  производства  и поставок электрической энергии (мощности)
по соответствующему субъекту Российской Федерации (МВт·ч);
     пок
    Э     -  объем  электроэнергии, приобретаемый  ГП на оптовом и
розничном рынках (тыс. кВт·ч);
     рр
    Э    -  объем  электроэнергии,  приобретаемый  ГП  у розничной
генерации (тыс. кВт·ч).
    Ставка   тарифа   на  электрическую  энергию  (мощность),  используемую
                                                                      III
потребителями   в   полупиковой  зоне  суточного  графика  нагрузки (Т   ),
                                                                      пп
рассчитывается  как  отношение  стоимости  покупки  электроэнергии с учетом
мощности  данным  гарантирующим поставщиком на оптовом и розничных рынках к
собственному  суммарному  полезному  отпуску (с учетом потерь) по следующей
формуле:

          э      опт    роз     N      опт    роз
         Т   x (Э    + Э   ) + Т   x (N    + N   )
 III      св                    св
Т    = ------------------------------------------- (руб./кВт·ч) (50)
 пп                        пр
                          Э

    Ставка    тарифа    на   электрическую   энергию   (мощность),
используемую   потребителями  в  пиковой  зоне  суточного  графика
           III
нагрузки (Т   ), рассчитывается по формуле:
           п

         III              III         III
        Т    Т   x Э   - Т    x Э  - Т    x Э
 III     ээ   ээ    ээ    н      н    пп     пп
Т    = -----------------------------------------,             (51)
 п                      Э
                         п

    где:

    Э   = Э  + Э   + Э
     ээ    п    пп    н

    Э ,  Э  ,  Э   -  плановое потребление электрической энергии в
     п    пп    н
пиковой,  полупиковой  и ночной зонах суточного графика нагрузки в
объемах   электроэнергии   ГП   (ЭСО,  ЭСК),  учтенных  в  сводном
прогнозном  балансе  производства и поставок электрической энергии
(мощности);
     III
    Т       -   ставка   на   электрическую   энергию   (мощность)
     ээ
одноставочного   тарифа   на   электрическую  энергию  (мощность),
рассчитанного   для   нижнего  диапазона,  установленного  органом
исполнительной  власти  субъекта  Российской  Федерации  в области
государственного регулирования тарифов (руб./тыс. кВт·ч);

- Ставки тарифа, дифференцированные по двум зонам суток (пик, ночь), рассчитываются в следующем порядке:

    Ставка    тарифа    на   электрическую   энергию   (мощность),
потребляемую  в  ночной  зоне  суточного  графика  нагрузки  (Т ),
                                                               н
рассчитывается по формуле:

 II    пок    пок
Т   = З    / Э                                   (руб./МВт·ч) (52)
 н

 пок    ор    рр
З    = З   + З                                         (руб.) (53)

 ор    э         опт
З   = Т       x Э                                      (руб.) (54)
       индi,j

 ор    э      опт
З   = Т    x Э                                         (руб.) (55)
       инд

 пок    опт    рр
Э    = Э    + Э  ,                               (тыс. кВт·ч) (56)

    где:
     пок
    З     -  затраты  на покупку электроэнергии с оптового рынка и
затраты  на  топливо  при  производстве  электроэнергии  розничной
генерацией (руб.);
     рр
    З    -  затраты  на  топливо  при  производстве электроэнергии
розничной генерацией (руб.);
     ор
    З    -  затраты на покупку электроэнергии с оптового рынка, по
ставке за электроэнергию, исходя из двухставочного тарифа оптового
рынка (руб.);
    З     -  затраты  на  топливо  на  производство  электрической
     топ
энергии на m-й, n-й электростанции, поставляющей электроэнергию на
розничный рынок (руб.);
     э
    Т    -  индикативная   цена   на   электрическую  энергию  для
     инд
соответствующего субъекта Российской Федерации (руб./МВт·ч);
     опт
    Э     -  объем  электроэнергии,  покупаемый  ГП  (ЭСО, ЭСК) на
оптовом рынке электрической энергии, учтенный в сводном прогнозном
балансе  производства  и поставок электрической энергии (мощности)
по соответствующему субъекту Российской Федерации (МВт·ч);
     пок
    Э     -  объем  электроэнергии, приобретаемый ГП  на оптовом и
розничном рынках (тыс. кВт·ч);
     рр
    Э    -  объем  электроэнергии, приобретаемый  ГП  на розничном
рынке (тыс. кВт·ч);
    -   ставка   тарифа   на   электрическую  энергию  (мощность),
                                                              II
потребляемую  в пиковой  зоне  суточного  графика  нагрузки (Т  ),
                                                              п
рассчитывается по формуле:

        II           II
       Т    x Э   - Т   x Э
 II     ээ     ээ    н     н
Т   = ----------------------,               (руб./тыс. кВт·ч) (57)
 п              Э
                 п

    где:

Э   = Э  + Э ,
 ээ    п    н

    где:
     II
    Т      -    ставка   на   электрическую   энергию   (мощность)
     ээ
одноставочного   тарифа   на   электрическую  энергию  (мощность),
рассчитанного   для   нижнего  диапазона,  установленного  органом
исполнительной  власти  субъекта  Российской  Федерации  в области
государственного регулирования тарифов (руб./тыс. кВт·ч).

При этом в составе конечного одноставочного тарифа, дифференцированного по зонам суток, кроме ставки на электрическую энергию (мощность) оплачиваются услуги по передаче электрической энергии (одноставочный котловой тариф), сбытовая надбавка гарантирующего поставщика и услуги, оказание которых является неотъемлемой частью процесса снабжения электрической энергией потребителей и размер платы за которые в соответствии с законодательством Российской Федерации подлежит государственному регулированию.".