МИНИСТЕРСТВО ЭНЕРГЕТИКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
ПРИКАЗ
от 17 февраля 2017 г. N 107
ОБ УТВЕРЖДЕНИИ МЕТОДИКИ
РАСЧЕТА ЗНАЧЕНИЯ ДОЛИ КОМПЕНСИРУЕМЫХ ЗАТРАТ, ОТРАЖАЮЩЕЙ
ПРОГНОЗНУЮ ПРИБЫЛЬ ОТ ПРОДАЖИ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ,
ДЛЯ ПОСТАВЩИКОВ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ (МОЩНОСТИ)
В соответствии с пунктом 2 постановления Правительства Российской Федерации от 21 июня 2016 г. N 563 "О внесении изменений в некоторые акты Правительства Российской Федерации по вопросам поставки мощности по договорам о предоставлении мощности" (Собрание законодательства Российской Федерации, 2016, N 26 (ч. 2), ст. 4067) приказываю:
1. Утвердить прилагаемую Методику расчета значения доли компенсируемых затрат, отражающей прогнозную прибыль от продажи электрической энергии, для поставщиков электрической энергии (мощности).
2. Признать утратившим силу приказ Минэнерго России от 2 ноября 2015 г. N 828 "Об утверждении Методики расчета значения доли компенсируемых затрат, отражающей прогнозную прибыль от продажи электрической энергии, для поставщиков электрической энергии (мощности)" (зарегистрирован Минюстом России 10 декабря 2015 г., регистрационный N 40065).
Министр
А.В.НОВАК
Утверждена
приказом Минэнерго России
от 17.02.2017 N 107
МЕТОДИКА
РАСЧЕТА ЗНАЧЕНИЯ ДОЛИ КОМПЕНСИРУЕМЫХ ЗАТРАТ, ОТРАЖАЮЩЕЙ
ПРОГНОЗНУЮ ПРИБЫЛЬ ОТ ПРОДАЖИ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ,
ДЛЯ ПОСТАВЩИКОВ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ (МОЩНОСТИ)
I. Общие положения
1. Методика расчета значения доли компенсируемых затрат, отражающей прогнозную прибыль от продажи электрической энергии, для поставщиков электрической энергии (мощности) (далее - Методика) предназначена для использования коммерческим оператором оптового рынка (далее - коммерческий оператор) при определении уточненных значений долей компенсируемых затрат, отражающих прогнозную прибыль от продажи электрической энергии генерирующих объектов, мощность которых поставляется по договорам, предусмотренным абзацем вторым подпункта 10 пункта 4 Правил оптового рынка электрической энергии и мощности, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 27 декабря 2010 г. N 1172 (Собрание законодательства Российской Федерации, 2011, N 14, ст. 1916; N 42, ст. 5919; 2012, N 4, ст. 504, ст. 505; N 20, ст. 2539; N 23, ст. 3008; N 28, ст. 3906; N 44, ст. 6022; 2013, N 1, ст. 68; N 6, ст. 565; N 8, ст. 825; N 22, ст. 2817; N 23, ст. 2909; N 31, ст. 4234; N 35, ст. 4528; 2014, N 9, ст. 908; N 19, ст. 2414; N 23, ст. 2994; N 34, ст. 4677; N 35, ст. 4769; 2015, N 2, ст. 477; N 5, ст. 827; N 9, ст. 1324; N 10, ст. 1540; N 20, ст. 2924; N 36, ст. 5034; N 37, ст. 5153; N 43, ст. 5975; N 44, ст. 6132; N 45, ст. 6256; N 46, ст. 6394; 2016, N 2, ст. 329; ст. 395; N 10, ст. 1422; N 19, ст. 2701; N 22, ст. 3212; N 26, ст. 4067; N 31, ст. 5017; N 38, ст. 5541; N 49, ст. 6928; 2017, N 1 (ч. I), ст. 178; N 1 (ч. II), ст. 189) (далее - Правила оптового рынка, договоры о предоставлении мощности), а также значений доли компенсируемых затрат, отражающей прогнозную прибыль от продажи электрической энергии, для периода, включающего календарные годы, начиная с года i+4 и до года i+7 включительно (далее - период после ДПМ).
Рассчитанные в соответствии с главами IV и V настоящей Методики значения доли компенсируемых затрат, отражающей прогнозную прибыль от продажи электрической энергии, для периода после ДПМ, применяются для расчета цены мощности, поставленной по договорам о предоставлении мощности с 1 апреля 2017 года.
2. В соответствии с настоящей Методикой уточненные значения долей компенсируемых затрат, отражающих прогнозную прибыль от продажи электрической энергии, и значения долей компенсируемых затрат, отражающих прогнозную прибыль от продажи электрической энергии, для периода после ДПМ рассчитываются для генерирующих объектов, в отношении которых соответствующими договорами о предоставлении мощности предусмотрено строительство или модернизация, реконструкция, техническое перевооружение.
Уточненное значение доли компенсируемых затрат, отражающей прогнозную прибыль от продажи электрической энергии, в отношении затрат на генерирующий объект, предусмотренных подпунктом "г" пункта 4 Правил определения цены на мощность, продаваемую по договорам о предоставлении мощности, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 13 апреля 2010 г. N 238 (Собрание законодательства Российской Федерации, 2010, N 16, ст. 1922; N 42, ст. 5397; 2011, N 14, ст. 1916; 2016, N 26 (ч. 2), ст. 4067) (далее - Правила определения цены на мощность), принимается равным значению, установленному для указанных затрат в отношении соответствующего вида генерирующего объекта (с учетом мощности генерирующего объекта) пунктами 6 - 9 Правил определения цены на мощность.
Уточненное значение доли компенсируемых затрат, отражающей прогнозную прибыль от продажи электрической энергии, в отношении затрат на генерирующий объект, предусмотренных подпунктами "а" - "в" пункта 4 Правил определения цены на мощность (далее - уточненное значение доли затрат), определяется в порядке, предусмотренном настоящей Методикой.
3. В отношении генерирующих объектов, для которых в связи с истечением 3 лет с начала поставки мощности до 1 января года Y (для Y равного 2012, 2013, 2014 и 2015) Правилами определения цены на мощность предусмотрено применение в году Y уточненного значения доли затрат (в случае ее отличия от значения доли затрат, используемой при определении цены на мощность, более чем на 10%), уточненное значение доли затрат на период с 1 января года Y по 31 декабря Y+2 года принимается равным величине доли компенсируемых затрат, применявшейся при расчете цены на мощность данного объекта в декабре года Y-1. В отношении генерирующих объектов, для которых в связи с истечением 6 лет с начала поставки мощности до 1 января года Y (для Y равного 2012, 2013, 2014 и 2015) Правилами определения цены на мощность предусмотрено применение в году Y уточненного значения доли затрат (в случае ее отличия от значения доли затрат, используемой при определении цены на мощность, более чем на 10%), уточненное значение доли затрат на период с 1 января года Y до истечения периода поставки мощности соответствующего генерирующего объекта по договорам о предоставлении мощности принимается равным величине доли компенсируемых затрат, применявшейся при расчете цены на мощность данного объекта в декабре года Y-1.
II. Определение уточненных значений доли
затрат для генерирующих объектов, строительство которых
предусмотрено договорами о предоставлении мощности
4. Уточненное значение доли затрат для генерирующего объекта
5. Формирование перечня категорий генерирующих объектов и расчет уточненных значений доли затрат для каждой из категорий генерирующих объектов проводится коммерческим оператором ежегодно в сроки, установленные договором о присоединении к торговой системе оптового рынка (далее - договор о присоединении).
6. В целях расчета уточненного значения доли затрат в текущем году (X) коммерческий оператор формирует перечень генерирующих объектов, для которых Правилами определения цены на мощность и соответствующими договорами о предоставлении мощности в текущем году (X) предусмотрено применение уточненного значения доли затрат (в случае ее отличия от значения доли затрат, используемой при определении цены на мощность, более чем на 10%).
7. Перечень категорий генерирующих объектов в целях настоящей Методики формируется с учетом следующих параметров генерирующих объектов, включенных в перечень, определенный согласно пункту 5 настоящей Методики:
вид основного топлива генерирующего объекта;
мощность генерирующего объекта;
принадлежность генерирующего объекта к ценовой зоне оптового рынка;
принадлежность генерирующего объекта к климатической (температурной) зоне;
принадлежность генерирующего объекта к сейсмической зоне;
период, по истечении которого предусмотрен расчет уточненного значения доли затрат (3 года или 6 лет с начала поставки мощности).
8. Отнесение генерирующих объектов к определенной категории генерирующих объектов осуществляется с учетом следующих особенностей:
вид основного топлива генерирующего объекта определяется на основании пункта 3 Правил определения цены на мощность и соответствующими договорами о предоставлении мощности;
распределение генерирующих объектов по категориям исходя из их мощности с учетом вида основного топлива совпадает с распределением, предусмотренным для определения капитальных затрат на возведение 1 кВт мощности генерирующего объекта пунктами 12 и 13 Правил определения цены на мощность;
принадлежность генерирующего объекта к климатической (температурной) зоне определяется в соответствии с Приложением N 1 к Правилам определения цены на мощность и значением коэффициента климатических зон, указанного в его отношении соответствующих договорах о предоставлении мощности;
генерирующий объект считается расположенным в сейсмической зоне, если коэффициент сейсмического влияния, указанный в отношении генерирующего объекта согласно Приложению N 2 к Правилам определения цены на мощность в соответствующих договорах о предоставлении мощности, превышает 1;
периоды, по истечении которых предусмотрен расчет уточненного значения доли затрат, определяются согласно пункту 10 Правил определения цены на мощность.
9. Отнесение генерирующего объекта к определенной категории генерирующих объектов, осуществленное для расчета уточненного значения доли затрат в году X, не пересматривается в течение периода, для которого Правилами определения цены на мощность и соответствующими договорами о предоставлении мощности предусмотрено применение уточненного значения доли затрат в случае ее отличия от значения доли затрат, используемого при определении цены на мощность, более чем на 10%.
10. Мощность генерирующего объекта (Ng) для целей настоящей Методики определяется по следующей формуле:
где
11. Уточненное значение доли затрат
где
k - количество лет, принимающее значение:
4 - для категорий, включающих генерирующие объекты, для которых 6 лет с начала поставки мощности истекли до 1 января года X;
3 - для категорий, включающих генерирующие объекты, для которых 3 года с начала поставки мощности истекли до 1 января года X;
Ki - доля затрат для года поставки (i), определяемая по формуле:
где
12. Для целей настоящей Методики
где
KCH - коэффициент, отражающий потребление на собственные нужды, принимаемый равным:
1,033 - для категорий, включающих генерирующие объекты газовой генерации;
1,069 - для категорий, включающих генерирующие объекты угольной генерации;
1,005 - для категорий, включающих генерирующие объекты, являющиеся гидроэлектростанцией (частью гидроэлектростанции);
НИi - среднемесячная сумма налога на имущество организаций, определяемая в порядке, предусмотренном Правилами определения цены на мощность, в отношении генерирующих объектов категории для декабря года i исходя из ставки налога на имущество организаций, равной максимальному значению, установленному Налоговым кодексом Российской Федерации (Собрание законодательства Российской Федерации, 2000, N 32, ст. 3340; 2017, N 1 (ч. I), ст. 16), при этом величина включенной в налоговую базу для исчисления налога на имущество организаций стоимости имущества, определенной с учетом расходов по оплате технологического присоединения, принимается равной нулю, а в качестве первого месяца поставки мощности генерирующего объекта принимается январь;
КЭi - составляющая цены на мощность, обеспечивающая ежемесячный возврат капитальных и эксплуатационных затрат, определяемая для генерирующих объектов соответствующей категории в порядке, предусмотренном Правилами определения цены на мощность, с учетом следующих особенностей:
а) расчет проводится для декабря года i;
б) в расчете не учитываются (принимаются равными нулю) определенные для целей расчета цены на мощность согласно договору о присоединении значения платы за технологическое присоединение к электрическим и газовым сетям;
в) для расчета применяются следующие коэффициенты, отражающие наличие (отсутствие) резервного вида топлива или наличие независимых источников природного газа, определяемые для целей настоящей Методики:
0,95 - для категорий, включающих генерирующие объекты газовой генерации;
1 - для прочих категорий генерирующих объектов;
г) фактические значения индекса потребительских цен, не определенные на дату расчета значения доли затрат, принимаются равными величинам, определенным в уточненном (актуальном) прогнозе социально-экономического развития Российской Федерации (в случае отсутствия на дату расчета указанной информации, величина индекса потребительских цен принимается равной последнему фактическому значению индекса потребительских цен);
д) не определенные на дату расчета значения доли затрат величины средней доходности долгосрочных государственных обязательств, определяемой в соответствии с Правилами расчета составляющей цены на мощность, обеспечивающей возврат капитальных и эксплуатационных затрат, утвержденными постановлением Правительства Российской Федерации от 13 апреля 2010 г. N 238 (Собрание законодательства Российской Федерации, 2010, N 16, ст. 1922; N 42, ст. 5397; 2011, N 14, ст. 1916; 2017, N 2 (ч. I), ст. 369) (далее - Правила расчета составляющей цены на мощность), принимаются равными последнему определенному в установленном порядке значению указанной величины;
е) ставка налога на прибыль организаций принимается равной максимальному значению, установленному Налоговым кодексом Российской Федерации;
ж) используется базовый уровень нормы доходности инвестиций, равный 14%;
з) используемая при определении цены на мощность компенсируемая за счет платы за мощность доля затрат принимается равной 1;
и) в качестве удельной величины капитальных затрат принимается величина капитальных затрат на возведение 1 кВт мощности генерирующего объекта, определенная для отнесенных к категории C генерирующих объектов в соответствии с пунктами 12 и 13 Правил определения цены на мощность;
к) применяются следующие значения коэффициентов сейсмического влияния:
коэффициент сейсмического влияния, наименьший из указанных для объектов угольной генерации в Приложении N 2 к Правилам определения цены на мощность, - для категорий, включающих генерирующие объекты, которые расположены в сейсмических зонах первой ценовой зоны оптового рынка;
коэффициент сейсмического влияния, наименьший из указанных для объектов газовой генерации в Приложении N 2 к Правилам определения цены на мощность, - для категорий, включающих генерирующие объекты, которые расположены в сейсмических зонах второй ценовой зоны оптового рынка;
1 - для прочих категорий генерирующих объектов;
л) в отношении категорий, включающих генерирующие объекты, для которых 6 лет с начала доставки мощности истекли до 1 января года X, расчет осуществляется для 7 (седьмого) года поставки мощности генерирующего объекта;
в отношении категорий, включающих генерирующие объекты, для которых 3 года с начала поставки мощности истекли до 1 января года X, расчет осуществляется для 4 (четвертого) года поставки мощности генерирующего объекта.
13. Удельная (на единицу мощности) прибыль за год поставки i
где
ЧЧi - число часов в году поставки i, равное 8784 для високосных лет и 8760 для прочих;
КИУМ - коэффициент использования установленной мощности, для целей настоящей Методики принимаемый равным:
0,75 - в отношении категорий, включающих генерирующие объекты газовой генерации мощностью менее 150 МВт;
0,8 - в отношении категорий, включающих генерирующие объекты газовой генерации мощностью не менее 150 МВт;
0,7 - в отношении категорий, включающих генерирующие объекты угольной генерации мощностью не более 225 МВт;
0,85 - в отношении категорий, включающих генерирующие объекты угольной генерации мощностью более 225 МВт, расположенные в первой ценовой зоне оптового рынка;
0,8 - в отношении категорий, включающих генерирующие объекты угольной генерации мощностью более 225 МВт, расположенные во второй ценовой зоне оптового рынка;
Kрд - коэффициент, отражающий поставку электрической энергии по договорам, предусмотренным подпунктом 1 пункта 4 Правил оптового рынка (далее - регулируемые договоры), для целей настоящей Методики принимаемый равным:
0,17 - для категорий, включающих генерирующие объекты, расположенные в первой ценовой зоне;
0,13 - для категорий, включающих генерирующие объекты, расположенные во второй ценовой зоне;
14. Прогнозная цена РСВ на год поставки i
Краснодарский край - для категорий, включающих генерирующие объекты, расположенные в первой ценовой зоне оптового рынка, в отношении которых в соответствующих договорах о предоставлении мощности указано равное 1 значение коэффициента климатических зон;
Астраханская область - для категорий, включающих генерирующие объекты, расположенные в первой ценовой зоне оптового рынка, в отношении которых в соответствующих договорах о предоставлении мощности указано равное 1,075 значение коэффициента климатических зон;
Ленинградская область, г. Санкт-Петербург, Московская область и г. Москва - для категорий, включающих генерирующие объекты, расположенные в первой ценовой зоне оптового рынка, в отношении которых в соответствующих договорах о предоставлении мощности указано равное 1,15 значение коэффициента климатических зон;
Челябинская область - для категорий, включающих генерирующие объекты, расположенные в первой ценовой зоне оптового рынка, в отношении которых в соответствующих договорах о предоставлении мощности указано равное 1,225 значение коэффициента климатических зон;
Тюменская область, Ханты-Мансийский автономный округ и Ямало-Ненецкий автономный округ - для категорий, включающих генерирующие объекты, расположенные в первой ценовой зоне оптового рынка, в отношении которых в соответствующих договорах о предоставлении мощности указано равное 1,3 значение коэффициента климатических зон;
Красноярский край и Кемеровская область - для категорий, включающих генерирующие объекты, расположенные во второй ценовой зоне оптового рынка.
15. Прогнозная цена РСВ для категории генерирующих объектов C на год поставки i
в отношении категорий, включающих генерирующие объекты, расположенные в первой ценовой зоне оптового рынка, в отношении которых в соответствующих договорах о предоставлении мощности указано равное 1,15 значение коэффициента климатических зон, - по формуле:
в отношении прочих категорий - по формуле:
где
Цq,h - цена электрической энергии в час (h), принадлежащий году X-1, в группе точек поставки в отношении генерирующего оборудования (q), отнесенной к соответствующему субъекту (группе субъектов) Российской Федерации Rc, рассчитанная для целей определения стоимости электрической энергии на сутки вперед в порядке, предусмотренном договором о присоединении;
ПППq,h - полный плановый объем производства электрической энергии в группе точек поставки в отношении генерирующего оборудования q, отнесенной к соответствующему субъекту (группе субъектов) Российской Федерации Rc, в час (h), принадлежащий году X-1, определяемый в предусмотренном договором о присоединении порядке;
произведению величины, определяемой в соответствии с договором о присоединении исходя из значения величины, отражающей рост оптовых цен на газ для всех категорий потребителей, исключая население, за год Y, указанного в уточненном (актуальном) прогнозе социально-экономического развития Российской Федерации, и коэффициента зависимости цен на электрическую энергию от цен на газ, определяемого для года X в соответствии с настоящим пунктом, в случае если генерирующие объекты категории C расположены в первой ценовой зоне оптового рынка;
сумме 70% от величины, определяемой в соответствии с договором о присоединении исходя из значения величины, отражающей рост цен на уголь энергетический каменный за год Y, указанного в уточненном (актуальном) прогнозе социально-экономического развития Российской Федерации, и 30% от величины, определяемой в соответствии с договором о присоединении исходя из значения величины, отражающей индексацию тарифов на железнодорожные перевозки грузов в регулируемом секторе за год Y, указанного в уточненном (актуальном) прогнозе социально-экономического развития Российской Федерации, в случае если генерирующие объекты категории C расположены во второй ценовой зоне оптового рынка.
Коэффициент зависимости цен на электрическую энергию от цен на газ для года X определяется по следующей формуле:
где
Ргазj - величина, определяемая в соответствии с договором о присоединении исходя из значения величины, отражающей фактический рост оптовых цен на газ для всех категорий потребителей, исключая население, указанного в уточненном (актуальном) прогнозе социально-экономического развития Российской Федерации в отношении года j, истекшего до наступления года X.
Если уточненный (актуальный) прогноз социально-экономического развития Российской Федерации не содержит величин, отражающих прогнозы (фактические значения) роста (индексации) соответствующей величины за год Y (j), то в целях настоящей Методики в качестве прогноза (фактического значения) роста (индексации) за год Y (j) принимается прогноз (фактическое значение) роста (индексации) за год Y-1 (j-1) в соответствии с уточненным (актуальным) прогнозом социально-экономического развития Российской Федерации.
16. Удельная стоимость полезного отпуска электрической энергии для категорий генерирующих объектов газовой генерации в году поставки i
где
КЭкв - калорийный эквивалент газа для категорий генерирующих объектов газовой генерации, для целей настоящей Методики принимаемый равным 1,129;
УРУТ - удельный расход топлива (в единицах условного топлива) на полезный отпуск электрической энергии для категорий генерирующих объектов газовой генерации, для целей настоящей Методики принимаемый равным:
227 граммам условного топлива на выработку 1 кВт*ч электрической энергии - для категорий, включающих генерирующие объекты газовой генераций мощностью более 250 МВт;
234 граммам условного топлива на выработку 1 кВт*ч электрической энергии - для категорий, включающих генерирующие объекты газовой генерации мощностью не более 250 МВт;
если i = X, то
если i > X, то
17. Цена природного газа для года X в отношении категории генерирующих объектов C определяется по следующей формуле:
Если для различных периодов года X-1 установлены различные значения предельных минимальных уровней оптовых цен на газ в соответствующих субъектах Российской Федерации, то для расчета доли затрат принимается средневзвешенная по числу дней в каждом из периодов величина предельных минимальных уровней оптовых цен на газ.
18. Расчетная величина удельных расходов на оплату услуг по транспортировке газа и снабженческо-сбытовых услуг, оказываемых конечным потребителям поставщиками газа
Значение показателя
Для i > X
19. Удельная стоимость полезного отпуска электрической энергии для категорий генерирующих объектов угольной генерации в году поставки
где
РЦУj - величина, определяемая в соответствии с договором о присоединении исходя из значения величины, отражающей рост цен на уголь энергетический каменный за год j, указанного в уточненном (актуальном) прогнозе социально-экономического развития Российской Федерации;
РТj - величина, определяемая в соответствии с договором о присоединении исходя из значения величины, отражающей индексацию тарифов на железнодорожные перевозки грузов в регулируемом секторе за год j, указанного в уточненном (актуальном) прогнозе социально-экономического развития Российской Федерации;
где
Если регулируемая цена на электрическую энергию не установлена в отношении генерирующего объекта g, то
20. Для категорий, включающих генерирующие объекты, для которых 3 (три) года с начала поставки мощности истекли до 1 января года X, отклонение прибыли от продажи электрической энергии от учтенного при расчете уточненного значения доли затрат за предыдущий период значения
Для категорий, включающих генерирующие объекты, для которых 6 (шесть) лет с начала поставки мощности истекли до 1 января года X,
где
НДj (НДX-1) - фактическая норма доходности инвестированного капитала для года j (X-1), определенная в предусмотренном договором о присоединении порядке исходя из базовой нормы доходности, равной 14 процентам;
в отношении категорий, включающих генерирующие объекты, расположенные в первой ценовой зоне оптового рынка, в отношении которых в соответствующих договорах о предоставлении мощности указано равное 1,15 значение коэффициента климатических зон, - по формуле:
в отношении прочих категорий - по формуле:
III. Определение уточненных значений доли затрат
для генерирующих объектов, в отношении которых согласно
соответствующим договорам о предоставлении мощности
проводится модернизация, реконструкция,
техническое перевооружение
21. Уточненное значение доли затрат для генерирующего объекта, в отношении которого проводится модернизация, реконструкция, техническое перевооружение и в соответствующих договорах о предоставлении мощности указан признак модернизации, определяется коммерческим оператором на основании формулы (2) настоящей Методики, составляющие которой определяются в порядке, установленном пунктом 14 Правил определения цены на мощность для определения доли затрат, отражающей прогнозную прибыль от продажи электрической энергии, с учетом следующего:
удельная месячная для года поставки i необходимая валовая выручка генерирующего объекта
удельная (на единицу мощности) прибыль за год поставки i для генерирующего объекта
значение показателя КИУМ принимается равным фактическому значению указанного показателя, определяемого по итогам работы генерирующего объекта на оптовом рынке;
значение показателя
удельная стоимость полезного отпуска электрической энергии генерирующим объектом
Уточненное значение доли затрат рассчитывается не ранее установления экономической обоснованности величины капитальных затрат в отношении соответствующего генерирующего объекта в порядке, установленном договором о присоединении.
В случае отсутствия значений КИУМ и Цq,h в отношении генерирующего объекта, для расчета удельной прибыли за год поставки i генерирующего объекта используются средневзвешенные (по установленной мощности генерирующего оборудования соответствующих групп точек поставки) значения указанных показателей, определенные для групп точек поставки в отношении генерирующего оборудования электрической станции, к которой относится генерирующий объект.
Если на дату расчета уточненного значения доли затрат регулируемая цена на электрическую энергию в отношении генерирующего объекта для соответствующего года не установлена, то для расчета удельной (на единицу мощности) прибыли за год поставки i генерирующего объекта используется средневзвешенное значение регулируемых цен на электрическую энергию для соответствующего года, установленных в отношении генерирующего оборудования, отнесенного к электрической станции, к которой относится генерирующий объект, и различных периодов соответствующего года, при этом в качестве весов используются указанные в отношении данных периодов в сводном прогнозном балансе производства и поставок электрической энергии (мощности) в рамках Единой энергетической системы России по субъектам Российской Федерации значения объемов выработки электрической энергии соответствующим генерирующим оборудованием.
IV. Определение значений доли компенсируемых затрат,
отражающей прогнозную прибыль от продажи электрической
энергии, для периода после ДПМ для генерирующих объектов,
строительство которых предусмотрено договорами
о предоставлении мощности
22. Значение доли компенсируемых затрат, отражающей прогнозную прибыль от продажи электрической энергии, для периода после ДПМ (далее - доля затрат для периода после ДПМ) для генерирующего объекта
23. Формирование перечня категорий генерирующих объектов и расчет значений доли затрат для периода после ДПМ для каждой из категорий генерирующих объектов проводится коммерческим оператором ежегодно в сроки, установленные договором о присоединении.
24. В целях расчета значения доли затрат для периода после ДПМ в году X коммерческий оператор формирует перечень генерирующих объектов, поставка мощности которых в году X будет осуществляться по договорам о предоставлении мощности, для которых 72 месяца с плановой даты начала поставки мощности, определяемой в соответствии с пунктом 11 Правил определения цены на мощность, истекли (истекут) до 1 декабря года X.
25. Перечень категорий генерирующих объектов в целях расчета значений долей затрат для периода после ДПМ формируется с учетом следующих параметров генерирующих объектов, включенных в перечень, определенный согласно пункту 24 настоящей Методики:
вид основного топлива генерирующего объекта;
мощность генерирующего объекта;
принадлежность генерирующего объекта к ценовой зоне оптового рынка;
принадлежность генерирующего объекта к климатической (температурной) зоне;
принадлежность генерирующего объекта к сейсмической зоне;
год, в котором истекли (истекут) 72 месяца с плановой даты начала поставки мощности.
26. Отнесение генерирующих объектов к определенной категории генерирующих объектов в целях расчета значений долей затрат для периода после ДПМ осуществляется с учетом следующих особенностей:
вид основного топлива генерирующего объекта определяется на основании пункта 3 Правил определения цены на мощность и соответствующими договорами о предоставлении мощности;
распределение генерирующих объектов по категориям исходя из их мощности с учетом вида основного топлива совпадает с распределением, предусмотренным для определения капитальных затрат на возведение 1 кВт мощности генерирующего объекта пунктами 12 и 13 Правил определения цены на мощность;
принадлежность генерирующего объекта к климатической (температурной) зоне определяется в соответствии с Приложением N 1 к Правилам определения цены на мощность и значением коэффициента климатических зон, указанного в его отношении в соответствующих договорах о предоставлении мощности;
генерирующий объект считается расположенным в сейсмической зоне, если коэффициент сейсмического влияния, указанный в отношении генерирующего объекта согласно Приложению N 2 к Правилам определения цены на мощность в соответствующих договорах о предоставлении мощности, превышает 1;
год, в котором истекли (истекут) 72 месяца с плановой даты начала поставки мощности, определяется в соответствии с Правилами определения цены на мощность и соответствующими договорами о предоставлении мощности.
27. Отнесение генерирующего объекта к определенной категории генерирующих объектов, осуществленное для расчета значения доли затрат для периода после ДПМ в году X, не пересматривается в течение года X.
28. Мощность генерирующего объекта (Ng) для целей расчета доли затрат для периода после ДПМ определяется по формуле (1), при этом в качестве
29. Значение доли затрат для периода после ДПМ
где
30. Для целей настоящей Методики
где
НИdeltj - среднемесячная сумма налога на имущество организаций, определяемая в порядке, предусмотренном Правилами определения цены на мощность, в отношении генерирующих объектов категории для декабря года j исходя из ставки налога на имущество организаций, равной максимальному значению, установленному Налоговым кодексом Российской Федерации, при этом величина включенной в налоговую базу для исчисления налога на имущество организаций стоимости имущества, определенной с учетом расходов по оплате технологического присоединения, принимается равной нулю, а в качестве первого месяца поставки мощности генерирующего объекта принимается январь;
КЭdeltj - составляющая цены на мощность, обеспечивающая ежемесячный возврат капитальных и эксплуатационных затрат, определяемая для генерирующих объектов соответствующей категории в порядке, предусмотренном Правилами определения цены на мощность, с учетом следующих особенностей:
а) расчет проводится для декабря года j;
б) в расчете не учитываются (принимаются равными нулю) определенные для целей расчета цены на мощность согласно договору о присоединении значения платы за технологическое присоединение к электрическим и газовым сетям;
в) для расчета применяются следующие коэффициенты, отражающие наличие (отсутствие) резервного вида топлива или наличие независимых источников природного газа, определяемые для целей настоящей Методики:
0,95 - для категорий, включающих генерирующие объекты газовой генерации;
1 - для прочих категорий генерирующих объектов;
г) фактические значения индекса потребительских цен, не определенные на дату расчета значения доли затрат, принимаются равными величинам, определенным в уточненном (актуальном) прогнозе социально-экономического развития Российской Федерации (в случае отсутствия на дату расчета величины, определенной в уточненном (актуальном) прогнозе социально-экономического развития Российской Федерации для какого-либо года, величина индекса потребительских цен на этот год принимается равной величине, определенной в уточненном (актуальном) прогнозе социально-экономического развития Российской Федерации для года, наиболее позднего из тех, на которые есть указанный прогноз; если в уточненном (актуальном) прогнозе социально-экономического развития Российской Федерации отсутствует прогноз индекса потребительских цен в отношении каждого из лет, используемых при расчете КЭdeltj, все величины индекса потребительских цен принимается равными последнему фактическому значению индекса потребительских цен);
д) не определенные на дату расчета значения доли затрат величины средней доходности долгосрочных государственных обязательств, определяемой в соответствии с Правилами расчета составляющей цены на мощность, принимаются равными последнему определенному в установленном порядке значению указанной величины;
е) ставка налога на прибыль организаций принимается равной максимальному значению, установленному Налоговым кодексом Российской Федерации;
ж) используется базовый уровень нормы доходности инвестиций, равный 14%;
з) используемая при определении цены на мощность компенсируемая за счет платы за мощность доля затрат принимается равной 1;
и) в качестве удельной величины капитальных затрат принимается величина капитальных затрат на возведение 1 кВт мощности генерирующего объекта, определенная для отнесенных к категории C генерирующих объектов в соответствии с пунктами 12 и 13 Правил определения цены на мощность;
к) применяются следующие значения коэффициентов сейсмического влияния:
коэффициент сейсмического влияния, наименьший из указанных для объектов угольной генерации в Приложении N 2 к Правилам определения цены на мощность, - для категорий, включающих генерирующие объекты, которые расположены в сейсмических зонах первой ценовой зоны оптового рынка;
коэффициент сейсмического влияния, наименьший из указанных для объектов газовой генерации в Приложении N 2 к Правилам определения цены на мощность, - для категорий, включающих генерирующие объекты, которые расположены в сейсмических зонах второй ценовой зоны оптового рынка;
1 - для прочих категорий генерирующих объектов;
л) для всех значений j расчет КЭdeltj осуществляется для года X+4.
31. Удельная (на единицу мощности) прибыль за год j, приходящийся на период после ДПМ
где
ЧЧj - число часов в году j, равное 8784 для високосных лет и 8760 для прочих;
32. Прогнозная цена РСВ на год
33. Прогнозная цена РСВ на год
где
1 - в случае если до 1 января года P для каждого из генерирующих объектов, входящих в категорию Cdelt, истекли 180 месяцев с плановой даты начала поставки мощности, определяемой в соответствии с пунктом 11 Правил определения цены на мощность;
произведению величины, определяемой в соответствии с договором о присоединении исходя из значения величины, отражающей рост оптовых цен на газ для всех категорий потребителей, исключая население, за год P, указанного в уточненном (актуальном) прогнозе социально-экономического развития Российской Федерации, и коэффициента зависимости цен на электрическую энергию от цен на газ, определяемого для года P в соответствии с настоящей Методикой, в случае если генерирующие объекты категории Cdelt расположены в первой ценовой зоне оптового рынка и хотя бы для одного из них 180 месяцев с плановой даты начала поставки мощности, определяемой в соответствии с пунктом 11 Правил определения цены на мощность, истекут после 1 января году P;
сумме 70% от величины, определяемой в соответствии с договором о присоединении исходя из значения величины, отражающей рост цен на уголь энергетический каменный за год P, указанного в уточненном (актуальном) прогнозе социально-экономического развития Российской Федерации, и 30% от величины, определяемой в соответствии с договором о присоединении исходя из значения величины, отражающей индексацию тарифов на железнодорожные перевозки грузов в регулируемом секторе за год P, указанного в уточненном (актуальном) прогнозе социально-экономического развития Российской Федерации, в случае если генерирующие объекты категории Cdelt расположены во второй ценовой зоне оптового рынка и хотя бы для одного из них 180 месяцев с плановой даты начала поставки мощности, определяемой в соответствии с пунктом 11 Правил определения цены на мощность, истекут после 1 января года P.
Если уточненный (актуальный) прогноз социально-экономического развития Российской Федерации не содержит величин, отражающих прогнозы роста (индексации) соответствующей величины за год P, то в целях настоящей Методики в качестве прогноза роста (индексации) за год P принимается прогноз роста (индексации) за год P-1 в соответствии с уточненным (актуальным) прогнозом социально-экономического развития Российской Федерации.
34. Удельная стоимость полезного отпуска электрической энергии для категорий генерирующих объектов газовой генерации в году
35. Удельная стоимость полезного отпуска электрической энергии для категорий генерирующих объектов угольной генерации в году
V. Определение значений доли затрат для периода
после ДПМ для генерирующих объектов, в отношении которых
согласно соответствующим договорам о предоставлении
мощности проводится модернизация, реконструкция,
техническое перевооружение
36. Значение доли затрат для периода после ДПМ для генерирующего объекта, в отношении которого проводится модернизация, реконструкция, техническое перевооружение и в соответствующих договорах о предоставлении мощности указан признак модернизации, определяется коммерческим оператором на основании формулы (13) настоящей Методики, составляющие которой определяются в порядке, установленном пунктом 14 Правил определения цены на мощность для определения доли затрат, отражающей прогнозную прибыль от продажи электрической энергии, с учетом следующего:
удельная месячная для года j необходимая валовая выручка генерирующего объекта
удельная (на единицу мощности) прибыль за год j для генерирующего объекта
значение показателя КИУМ принимается равным фактическому значению указанного показателя, определяемого по итогам работы генерирующего объекта на оптовом рынке;
значение показателя
удельная стоимость полезного отпуска электрической энергии генерирующим объектом
В случае отсутствия значений КИУМ и Цq,h в отношении генерирующего объекта, для расчета удельной прибыли за год j генерирующего объекта используются средневзвешенные (по установленной мощности генерирующего оборудования соответствующих групп точек поставки) значения указанных показателей, определенные для групп точек поставки в отношении генерирующего оборудования электрической станции, к которой относится генерирующий объект.
Если на дату расчета значения доли затрат для периода после ДПМ регулируемая цена на электрическую энергию в отношении генерирующего объекта для соответствующего года не установлена, то для расчета удельной (на единицу мощности) прибыли за год j генерирующего объекта используется средневзвешенное значение регулируемых цен на электрическую энергию для соответствующего года, установленных в отношении генерирующего оборудования, отнесенного к электрической станции, к которой относится генерирующий объект, и различных периодов соответствующего года, при этом в качестве весов используются указанные в отношении данных периодов в сводном прогнозном балансе производства и поставок электрической энергии (мощности) в рамках Единой энергетической системы России по субъектам Российской Федерации значения объемов выработки электрической энергии соответствующим генерирующим оборудованием.
+7 (812) 309-95-68 - для жителей Санкт-Петербурга и Ленинградской области