1. Изменения, связанные с вступлением в силу Методики

Изменения, связанные с вступлением в силу Методики расчета значения доли компенсируемых затрат,
отражающей прогнозную прибыль от продажи электрической энергии, для поставщиков электрической энергии
(мощности)
Приложение № 1
Инициатор: Ассоциация «НП Совет рынка».
Обоснование: в связи с разработкой Минэнерго России Методики расчета значения доли компенсируемых затрат, отражающей прогнозную
прибыль от продажи электрической энергии, для поставщиков электрической энергии (мощности), необходимо внести соответствующие
изменения в ДОП.
Дата вступления в силу: 1 января 2016 года.
Предложения по изменениям и дополнениям в СТАНДАРТНУЮ ФОРМУ ДОГОВОРА О ПРЕДОСТАВЛЕНИИ
МОЩНОСТИ (Приложение № Д 16 к Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка)
№
пункта
Редакция, действующая на момент
вступления в силу изменений
Предлагаемая редакция
(изменения выделены цветом)
2. Цена (без НДС) за 1 (один) МВт мощности объекта генерации
2. Цена (без НДС) за 1 (один) МВт мощности объекта генерации g,
прод_ДПМ
g, поставленной в месяце поставки m, Ц g , m
определяется поставленной в месяце поставки m, Ц gпрод_ДПМ
определяется следующим
,m
следующим образом:
образом:
Ц gпрод_ДПМ
 (COEx g,m  НИ g,m  Крсвg,m   g ,m )  Кснg  Ксезg,m , (1)
,m
Прило
жение
4, п. 2
Ц gпрод_ДПМ
 (COEx g,m  НИ g,m  Крсвg,m   g ,m )  Кснg  Ксезg,m , (1)
,m
где COEx g , m – составляющая цены на мощность для месяца m, где COEx g , m – составляющая цены на мощность для месяца m,
обеспечивающая
ежемесячный
возврат
капитальных
и
обеспечивающая ежемесячный возврат капитальных и эксплуатационных
эксплуатационных затрат объекта генерации g, определяемая в
затрат объекта генерации g, определяемая в соответствии с пунктом 4
соответствии с пунктом 4 настоящего приложения;
настоящего приложения;
…
…
Крсвg,m – компенсируемая доля затрат объекта генерации g,
Крсвg,m – доля затрат, отражающая прогнозную прибыль от продажи
которая определяется в отношении месяца m в соответствии с
пунктами 3.1 и 3.2 настоящего приложения;
электрической энергии, определяемая для объекта генерации g в
отношении месяца m в соответствии с пунктами 3.1 и 3.2 настоящего
приложения;
…
…
Крсв g, m
3.1. Для объекта генерации g, для которого первый Отчетный
3.1. Величина
в отношении месяца m, относящегося к первым
период (Y = 1) начинается до 31 декабря 2013 года включительно, трем календарным годам поставки (для i от 1 до 3), для объекта генерации g,
Крсв g, m
для которого Отчетный период начинается с 1 января, соответствует
соответствует значению доли затрат, отражающей
значению доли затрат, отражающей прогнозную прибыль от продажи
прогнозную прибыль от продажи электрической энергии,
электрической энергии, указанному в приложении 4.1 к настоящему
определенному в приложении 4.1 к настоящему Договору в отношении
Договору в отношении объекта генерации g (в случае отсутствия на момент
объекта генерации g (в случае отсутствия на момент расчета цены на
расчета цены на мощность объекта генерации g в месяце m в приложении 4.1
мощность объекта генерации g в месяце m в приложении 4.1 к
к настоящему Договору значения доли затрат, отражающей прогнозную
настоящему Договору значения доли затрат, отражающей прогнозную
прибыль от продажи электрической энергии в отношении объекта
прибыль от продажи электрической энергии в отношении объекта
Крсв g, m
Прило
жение
4, п. 3.1


Крсв
g, m
генерации g, величина
соответствует значению доли затрат,
генерации g, величина
соответствует значению доли затрат,
отражающей прогнозную прибыль от продажи электрической энергии,
отражающей прогнозную прибыль от продажи электрической энергии,
определенному в соответствии с Договором о присоединении к торговой
определенному в соответствии с Договором о присоединении к
системе оптового рынка).
торговой системе оптового рынка), для всех месяцев следующих
Крсв g, m
календарных лет поставки:
Величина
в отношении месяца m, относящегося к первым
для объектов генерации, для которых Отчетный период четырем календарным годам поставки (для i от 1 до 4), для объекта генерации
g, для которого Отчетный период начинается не с 1 января, соответствует
начинается с 1 января, – первых трех календарных лет (для i от 1 до 3);
значению доли затрат, отражающей прогнозную прибыль от продажи
для прочих объектов генерации – первых четырех электрической энергии, указанному в приложении 4.1 к настоящему
календарных лет (для i от 1 до 4).
Договору в отношении объекта генерации g (в случае отсутствия на момент
Для объекта генерации g (за исключением модернизируемого, для расчета цены на мощность объекта генерации g в месяце m в приложении 4.1
которого до 1 ноября 2010 года Наблюдательным советом НП «Совет к настоящему Договору значения доли затрат, отражающей прогнозную
рынка» не установлена экономическая обоснованность величины доли прибыль от продажи электрической энергии в отношении объекта
затрат, отражающей прогнозную прибыль от продажи электрической
Крсв g, m
генерации g, величина
соответствует значению доли затрат,
энергии, указываемой в приложении 4.1 к настоящему Договору), для
отражающей прогнозную прибыль от продажи электрической энергии,
которого первый Отчетный период (Y = 1) начинается после 31 декабря
определенному в соответствии с Договором о присоединении к торговой
Крсвg,m
системе оптового рынка).
2013 года, ОАО «АТС» рассчитывает
следующим образом:
Крсв g,m
К g,m-1 , если 0,9  К g,m -1  Крсв уточн
 1,1  К g,m -1 ;
g,m

уточн
Крсв g,m , иначе .
, (2)
где К
– значение компенсируемой доли затрат, определенное
согласно настоящему Договору в целях расчета цены мощности объекта
генерации g, поставляемой по настоящему Договору в месяце,
g,m-1
предшествующем
месяцу
расчета
Крсв уточн
g,m
(если
в
месяце,
уточн
предшествующем месяцу расчета
Крсв g,m
, мощность объекта
генерации g по настоящему Договору не поставлялась, К
соответствует значению доли затрат, отражающей прогнозную
прибыль от продажи электрической энергии, определенному в
приложении 4.1 к настоящему Договору в отношении объекта
генерации g (в случае отсутствия в приложении 4.1 к настоящему
Договору значения доли затрат, отражающей прогнозную прибыль от
продажи электрической энергии в отношении объекта генерации g,
g,m-1
К g,m-1 соответствует значению доли затрат, отражающей прогнозную
прибыль от продажи электрической энергии, определенному для
объекта генерации g в соответствии с Договором о присоединении к
торговой системе оптового рынка));
Крсв уточн
g,m
– уточненная величина компенсируемой доли затрат в
отношении объекта генерации g, определяемая в следующем порядке:
если к моменту расчета указанной уточненной величины
федеральным органом исполнительной власти, осуществляющим
функции по выработке и реализации государственной политики и
нормативно-правовому
регулированию
в
сфере
топливноэнергетического
комплекса
утверждена
методика
расчета
компенсируемой доли затрат, то
Крсв уточн
g,m
определяется согласно
указанной методике;
если к моменту расчета уточненной величины методика расчета
компенсируемой доли затрат не утверждена, то указанное уточненное
значение принимается равным величине доли затрат, отражающей
прогнозную прибыль от продажи электрической энергии, указанной в
приложении 4.1 к настоящему Договору в отношении объекта
генерации g.
Для модернизируемого объекта генерации g (для которого до 1
ноября 2010 года Наблюдательным советом НП «Совет рынка» не
установлена экономическая обоснованность величины доли затрат,
отражающей прогнозную прибыль от продажи электрической энергии,
указываемой в приложении 4.1 к настоящему Договору), для которого
первый отчетный период (Y = 1) начинается после 31 декабря 2013
Крсв g, m
года,
соответствует значению доли затрат, отражающей
прогнозную прибыль от продажи электрической энергии,
определенному в приложении 4.1 к настоящему Договору в отношении
объекта генерации g (в случае отсутствия на момент расчета цены на
мощность объекта генерации g в месяце m в приложении 4.1 к
настоящему Договору значения доли затрат, отражающей прогнозную
прибыль от продажи электрической энергии в отношении объекта
Крсв g, m
генерации g, величина
соответствует значению доли затрат,
отражающей прогнозную прибыль от продажи электрической энергии,
определенному в соответствии с Договором о присоединении к
торговой системе оптового рынка).
Прило
жение
4, п. 3.2
3.2. По истечении 3 (трех) Отчетных периодов (в том числе для
объекта генерации, для которого первый Отчетный период (Y = 1)
Крсв
3.2. В отношении объектов генерации, для которых в календарном году
X–1, предшествующем году X, истекли 3 отчетных периода, величина
g, m
начинается после 31 декабря 2013 года) величина
определяется
Крсвg,m
по формуле (2) и применяется при расчете цены на мощность для
для месяца m, входящего в период с января года X до декабря года
месяцев поставки, начиная с января года, следующего за годом, в X+2 включительно, определяется по формуле:
котором истек 3 (третий) Отчетный период.
По истечении 6 (шести) Отчетных периодов (в том числе для
объекта генерации, для которого первый Отчетный период (Y = 1)
Крсвg,m
Крсв g,m
g,X -1
К g,X-1 , если 0,9  К g,X-1  Крсв уточн
;
g , X  1,1  К
,

уточн
Крсв g , X , иначе .
(2)
начинается после 31 декабря 2013 года) величина
определяется
по формуле (2) и применяется при расчете цены на мощность для
где К g,X -1 – значение доли затрат, определенное согласно настоящему
месяцев поставки, начиная с января года, следующего за годом, в
Договору в целях расчета цены мощности объекта генерации g,
котором истек 6 (шестой) Отчетный период.
поставляемой по настоящему Договору в декабре года X–1 (если в
декабре года X–1 мощность объекта генерации g не поставлялась,
К g,X-1 соответствует значению доли затрат, отражающей прогнозную
прибыль от продажи электрической энергии, определенному в
приложении 4.1 к настоящему Договору в отношении объекта
генерации g (в случае отсутствия в приложении 4.1 к настоящему
Договору значения доли затрат, отражающей прогнозную прибыль от
продажи электрической энергии в отношении объекта генерации g,
К g,X-1 соответствует значению доли затрат, отражающей прогнозную
прибыль от продажи электрической энергии, определенному для
объекта генерации g в соответствии с Договором о присоединении к
торговой системе оптового рынка);
– уточненная величина компенсируемой доли затрат в
Крсв уточн
g,X
отношении объекта генерации g, определяемая в порядке,
установленном Договором о присоединении к торговой системе
оптового рынка, согласно утвержденной федеральным органом
исполнительной власти, осуществляющим функции по выработке и
реализации государственной политики и нормативно-правовому
регулированию в сфере топливно-энергетического комплекса методике
расчета значения доли компенсируемых затрат, отражающей
прогнозную прибыль от продажи электрической энергии, для
поставщиков электрической энергии (мощности).
В отношении объектов генерации, для которых в календарном году X–
1, предшествующем году X, истекли 6 отчетных периодов, величина
Крсвg,m
определяется по формуле (2) для месяца m, входящего в период с
января года X и до истечения периода поставки мощности объекта
генерации g по соответствующим ДПМ.
…
…
Статья
Прило
жение
4.1
Значение
…
Капитальные затраты, рублей на 1 кВт
установленной мощности *
Доля затрат, отражающая прогнозную прибыль от
продажи электрической энергии
…
…
Примечание. В случае если на момент заключения настоящего Договора
какие-либо из включаемых в настоящее приложение сведений в
отношении любого из указанных в приложении 1 к настоящему
Договору объектов генерации отсутствуют (не представлены продавцом
и не утверждены решением Наблюдательного совета НП «Совет рынка»
или не утверждены Наблюдательным советом «Совета рынка» для
данного Продавца, в том числе в связи с отсутствием соответствующего
решения Правительства Российской Федерации), предусмотренные для
заполнения такими сведениями графы указанного приложения
оставляются незаполненными.
Впоследствии, после принятия Правительством Российской Федерации
соответствующего решения или, в отсутствие такого решения, после
утверждения Наблюдательным советом НП «Совет рынка»
необходимых для заполнения граф (за исключением графы
«Капитальные затраты, рублей на 1 кВт установленной мощности» в
отношении объектов генерации, для которых установлен признак
модернизации
«модернизируемый»)
настоящего
приложения
параметров (значений, показателей и т.п.), они вносятся в настоящее
приложение АТС в одностороннем внесудебном порядке и
применяются в целях расчета цены мощности соответствующего
объекта генерации с момента вступления в силу указанного решения
Правительства Российской Федерации или Наблюдательного совета
Статья
Значение
…
Капитальные затраты, рублей на 1 кВт установленной
мощности *
Доля затрат, отражающая прогнозную прибыль от
продажи электрической энергии *
…
…
Примечание. В случае если на момент заключения настоящего Договора
какие-либо из включаемых в настоящее приложение сведений в отношении
любого из указанных в приложении 1 к настоящему Договору объектов
генерации отсутствуют (не представлены продавцом и не утверждены
решением Наблюдательного совета НП «Совет рынка» или не утверждены
Наблюдательным советом «Совета рынка» для данного Продавца, в том
числе в связи с отсутствием соответствующего решения Правительства
Российской Федерации), предусмотренные для заполнения такими
сведениями графы указанного приложения оставляются незаполненными.
Впоследствии, после принятия Правительством Российской Федерации
соответствующего решения или, в отсутствие такого решения, после
утверждения Наблюдательным советом НП «Совет рынка» необходимых для
заполнения граф (за исключением графы «Капитальные затраты, рублей на 1
кВт установленной мощности» в отношении объектов генерации, для
которых установлен признак модернизации «модернизируемый», а также
графы «Доля затрат, отражающая прогнозную прибыль от продажи
электрической энергии») настоящего приложения параметров (значений,
показателей и т.п.), они вносятся в настоящее приложение АТС в
одностороннем внесудебном порядке и применяются в целях расчета цены
мощности соответствующего объекта генерации с момента вступления в
силу указанного решения Правительства Российской Федерации или
Наблюдательного совета НП «Совет рынка» (в отсутствие решения
НП «Совет рынка» (в отсутствие решения Правительства Российской Правительства Российской Федерации).
Федерации).
В случае продажи (передачи иным способом) объекта генерации (передачи в
В случае продажи (передачи иным способом) объекта генерации отношении объекта генерации прав и обязанностей по настоящему
(передачи в отношении объекта генерации прав и обязанностей по Договору) иному лицу, указанное в настоящем приложении до момента
настоящему Договору) иному лицу, указанное в настоящем приложении такой продажи (передачи) в отношении данного объекта генерации
до момента такой продажи (передачи) в отношении данного объекта значение признака размещения акций дополнительного выпуска (выпусков) в
генерации значение признака размещения акций дополнительного соответствии с решениями уполномоченных органов управления ОАО РАО
выпуска (выпусков) в соответствии с решениями уполномоченных «ЕЭС России» сохраняется без изменений и включается в приложение 4.1 к
органов управления ОАО РАО «ЕЭС России» сохраняется без каждому
заключаемому
с
приобретателем
объекта
генерации
изменений и включается в приложение 4.1 к каждому заключаемому с (приобретателем прав и обязанностей по настоящему Договору в отношении
приобретателем объекта генерации (приобретателем прав и объекта генерации) договору о предоставлении мощности.
обязанностей по настоящему Договору в отношении объекта
* Порядок определения величины «Капитальные затраты, рублей на 1 кВт
генерации) договору о предоставлении мощности.
установленной мощности» и заполнения соответствующей графы в
* Порядок определения величины «Капитальные затраты, рублей на 1 отношении объектов генерации, для которых установлен признак
кВт установленной мощности» и заполнения соответствующей графы в модернизации «модернизируемый», а также порядок определения величины
отношении объектов генерации, для которых установлен признак «Доля затрат, отражающая прогнозную прибыль от продажи электрической
модернизации «модернизируемый», устанавливается в соответствии с энергии» и заполнения соответствующей графы устанавливаются в
Договором о присоединении к торговой системе оптового рынка.
соответствии с Договором о присоединении к торговой системе оптового
рынка.
Предложения по изменениям и дополнениям в СТАНДАРТНУЮ ФОРМУ ДОГОВОРА О ПРЕДОСТАВЛЕНИИ
МОЩНОСТИ ВВЕДЕННЫХ В ЭКСПЛУАТАЦИЮ ГЕНЕРИРУЮЩИХ ОБЪЕКТОВ (Приложение № Д 16.1 к
Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка)
№
пункта
Прило
жение
4, п. 2
Редакция, действующая на момент
вступления в силу изменений
Предлагаемая редакция
(изменения выделены цветом)
2. Цена (без НДС) за 1 (один) МВт мощности объекта генерации g,
2. Цена (без НДС) за 1 (один) МВт мощности объекта генерации g,
прод_ДПМ
поставленной в месяце поставки m, Ц g , m
определяется следующим поставленной в месяце поставки m, Ц gпрод_ДПМ
определяется следующим
,m
образом:
образом:
Ц gпрод_ДПМ
 (COEx g,m  НИ g,m  Крсвg,m   g ,m )  Кснg  Ксезg,m , (1)
,m
Ц gпрод_ДПМ
 (COEx g,m  НИ g,m  Крсвg,m   g ,m )  Кснg  Ксезg,m , (1)
,m
где COEx g , m – составляющая цены на мощность для месяца m, где COEx g , m – составляющая цены на мощность для месяца m,
обеспечивающая
ежемесячный
возврат
капитальных
и
обеспечивающая
ежемесячный
возврат
капитальных
и
эксплуатационных затрат объекта генерации g, определяемая в
эксплуатационных затрат объекта генерации g, определяемая в
соответствии с пунктом 4 настоящего приложения;
соответствии с пунктом 4 настоящего приложения;
…
…
Крсвg,m – компенсируемая доля затрат объекта генерации g, которая
Крсвg,m – доля затрат, отражающая прогнозную прибыль от продажи
определяется в отношении месяца m в соответствии с пунктами 3.1 и
3.2 настоящего приложения;
электрической энергии, определяемая для объекта генерации g в
отношении месяца m в соответствии с пунктами 3.1 и 3.2 настоящего
приложения;
…
Прило
жение
4, п. 3.1


…
Крсв g, m
3.1. Для объекта генерации g, для которого первый Отчетный
3.1. Величина
в отношении месяца m, относящегося к
период (Y = 1) начинается до 31 декабря 2013 года включительно, первым трем календарным годам поставки (для i от 1 до 3), для объекта
Крсв g, m
генерации g, для которого Отчетный период начинается с 1 января,
соответствует значению доли затрат, отражающей прогнозную
соответствует значению доли затрат, отражающей прогнозную прибыль от
прибыль от продажи электрической энергии, определенному в
продажи электрической энергии, указанному в приложении 4.1 к
приложении 4.1 к настоящему Договору в отношении объекта
настоящему Договору в отношении объекта генерации g (в случае
генерации g (в случае отсутствия на момент расчета цены на мощность
отсутствия на момент расчета цены на мощность объекта генерации g в
объекта генерации g в месяце m в приложении 4.1 к настоящему
месяце m в приложении 4.1 к настоящему Договору значения доли затрат,
Договору значения доли затрат, отражающей прогнозную прибыль от
отражающей прогнозную прибыль от продажи электрической энергии в
продажи электрической энергии в отношении объекта генерации g,
Крсв
g, m
Крсв g, m
отношении объекта генерации g, величина
соответствует
величина
соответствует значению доли затрат, отражающей
значению доли затрат, отражающей прогнозную прибыль от продажи
прогнозную
прибыль от
продажи
электрической
энергии,
электрической энергии, определенному в соответствии с Договором о
определенному в соответствии с Договором о присоединении к
присоединении к торговой системе оптового рынка).
торговой системе оптового рынка), для всех месяцев следующих
Крсв g, m
календарных лет поставки:
Величина
в отношении месяца m, относящегося к первым
четырем
календарным
годам
поставки (для i от 1 до 4), для объекта
для объектов генерации, для которых Отчетный период
генерации g, для которого Отчетный период начинается не с 1 января,
начинается с 1 января, – первых трех календарных лет (для i от 1 до 3);
соответствует значению доли затрат, отражающей прогнозную прибыль от
для прочих объектов генерации – первых четырех продажи электрической энергии, указанному в приложении 4.1 к
календарных лет (для i от 1 до 4).
настоящему Договору в отношении объекта генерации g (в случае
отсутствия на момент расчета цены на мощность объекта генерации g в
Для объекта генерации g (за исключением модернизируемого, для
месяце m в приложении 4.1 к настоящему Договору значения доли затрат,
которого до 1 ноября 2010 года Наблюдательным советом НП «Совет
отражающей прогнозную прибыль от продажи электрической энергии в
рынка» не установлена экономическая обоснованность величины доли
затрат, отражающей прогнозную прибыль от продажи электрической отношении объекта генерации g, величина Крсв g, m соответствует
энергии, указываемой в приложении 4.1 к настоящему Договору), для значению доли затрат, отражающей прогнозную прибыль от продажи
которого первый Отчетный период (Y = 1) начинается после 31 декабря электрической энергии, определенному в соответствии с Договором о
2013 года, ОАО «АТС» рассчитывает
Крсв g,m
Крсвg,m
присоединении к торговой системе оптового рынка).
следующим образом:
К g,m-1 , если 0,9  К g,m -1  Крсв уточн
 1,1  К g,m -1 ;
g,m

уточн
Крсв g,m , иначе .
,
(2)
где К
– значение компенсируемой доли затрат, определенное
согласно настоящему Договору в целях расчета цены мощности объекта
генерации g, поставляемой по настоящему Договору в месяце,
g,m-1
предшествующем
месяцу
расчета
Крсв уточн
g,m
(если
в
месяце,
мощность
объекта
уточн
предшествующем
месяцу
расчета
Крсв g,m
,
генерации g по настоящему Договору не поставлялась, К
соответствует значению доли затрат, отражающей прогнозную прибыль
от продажи электрической энергии, определенному в приложении 4.1 к
настоящему Договору в отношении объекта генерации g (в случае
отсутствия в приложении 4.1 к настоящему Договору значения доли
затрат, отражающей прогнозную прибыль от продажи электрической
g,m-1
энергии в отношении объекта генерации g, К
соответствует
значению доли затрат, отражающей прогнозную прибыль от продажи
электрической энергии, определенному для объекта генерации g в
соответствии с Договором о присоединении к торговой системе
оптового рынка));
g,m-1
Крсв уточн
g,m
– уточненная величина компенсируемой доли затрат в
отношении объекта генерации g, определяемая в следующем порядке:
если к моменту расчета указанной уточненной величины
федеральным органом исполнительной власти, осуществляющим
функции по выработке и реализации государственной политики и
нормативно-правовому
регулированию
в
сфере
топливноэнергетического
комплекса
утверждена
методика
расчета
компенсируемой доли затрат, то
указанной методике;
Крсв уточн
g,m
определяется согласно
если к моменту расчета уточненной величины методика расчета
компенсируемой доли затрат не утверждена, то указанное уточненное
значение принимается равным величине доли затрат, отражающей
прогнозную прибыль от продажи электрической энергии, указанной в
приложении 4.1 к настоящему Договору в отношении объекта
генерации g.
Для модернизируемого объекта генерации g (для которого до 1
ноября 2010 года Наблюдательным советом НП «Совет рынка» не
установлена экономическая обоснованность величины доли затрат,
отражающей прогнозную прибыль от продажи электрической энергии,
указываемой в приложении 4.1 к настоящему Договору), для которого
первый отчетный период (Y = 1) начинается после 31 декабря 2013 года,
Крсв g, m
соответствует значению доли затрат, отражающей прогнозную
прибыль от продажи электрической энергии, определенному в
приложении 4.1 к настоящему Договору в отношении объекта
генерации g (в случае отсутствия на момент расчета цены на мощность
объекта генерации g в месяце m в приложении 4.1 к настоящему
Договору значения доли затрат, отражающей прогнозную прибыль от
продажи электрической энергии в отношении объекта генерации g,
Крсв g, m
величина
соответствует значению доли затрат, отражающей
прогнозную
прибыль от
продажи
электрической
энергии,
определенному в соответствии с Договором о присоединении к
торговой системе оптового рынка).
3.2. В отношении объектов генерации, для которых в календарном
3.2. По истечении 3 (трех) Отчетных периодов (в том числе для
году X–1, предшествующем году X, истекли 3 Отчетных периода,
объекта генерации, для которого первый Отчетный период (Y = 1)
Крсв
g, m
Крсвg,m
величина
для месяца m, входящего в период с января года X до
начинается после 31 декабря 2013 года) величина
определяется
декабря года X+2 включительно, определяется по формуле:
по формуле (2) и применяется при расчете цены на мощность для
g,X -1
месяцев поставки, начиная с января года, следующего за годом, в
К g,X-1 , если 0,9  К g,X-1  Крсв уточн
;
g , X  1,1  К
,
(2)
котором истек 3 (третий) Отчетный период.
Крсв g,m  
уточн
Крсв g , X , иначе .
По истечении 6 (шести) Отчетных периодов (в том числе для
объекта генерации, для которого первый Отчетный период (Y = 1)
Крсв
g, m
начинается после 31 декабря 2013 года) величина
определяется
по формуле (2) и применяется при расчете цены на мощность для
месяцев поставки, начиная с января года, следующего за годом, в
котором истек 6 (шестой) Отчетный период.
Прило
жение
4, п. 3.2
где К g,X -1 – значение доли затрат, определенное согласно настоящему
Договору в целях расчета цены мощности объекта генерации g,
поставляемой по настоящему Договору в декабре года X–1 (если в
декабре года X–1 мощность объекта генерации g не поставлялась,
К g,X-1
соответствует значению доли затрат, отражающей
прогнозную прибыль от продажи электрической энергии,
определенному в приложении 4.1 к настоящему Договору в
отношении объекта генерации g (в случае отсутствия в приложении
4.1 к настоящему Договору значения доли затрат, отражающей
прогнозную прибыль от продажи электрической энергии в
отношении объекта генерации g, К g,X -1 соответствует значению доли
затрат, отражающей прогнозную прибыль от продажи электрической
энергии, определенному для объекта генерации g в соответствии с
Договором о присоединении к торговой системе оптового рынка);
– уточненная величина компенсируемой доли затрат в
Крсв уточн
g,X
отношении объекта генерации g, определяемая в порядке,
установленном Договором о присоединении к торговой системе
оптового рынка, согласно утвержденной федеральным органом
исполнительной власти, осуществляющим функции по выработке и
реализации государственной политики и нормативно-правовому
регулированию в сфере топливно-энергетического комплекса
методике расчета значения доли компенсируемых затрат,
отражающей прогнозную прибыль от продажи электрической
энергии, для поставщиков электрической энергии (мощности).
В отношении объектов генерации, для которых в календарном году
X–1, предшествующем году X, истекли 6 Отчетных периодов, величина
Крсвg,m
определяется по формуле (2) для месяца m, входящего в период с
января года X и до истечения периода поставки мощности объекта
генерации g по соответствующим ДПМ.
Предложения по изменениям и дополнениям в СТАНДАРТНУЮ ФОРМУ АГЕНТСКОГО ДОГОВОРА,
ОБЕСПЕЧИВАЮЩЕГО РЕАЛИЗАЦИЮ ИНВЕСТИЦИОННЫХ ПРОГРАММ ОГК/ТГК (Приложение № Д 15 к
Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка)
№
пункта
Редакция, действующая на момент
вступления в силу изменений
Предлагаемая редакция
(изменения выделены цветом)
2. Цена (без НДС) за 1 (один) МВт мощности объекта генерации g,
2. Цена (без НДС) за 1 (один) МВт мощности объекта генерации g,
прод_ДПМ
поставленной в месяце поставки m, Ц g , m
определяется следующим поставленной в месяце поставки m, Ц gпрод_ДПМ
определяется следующим
,m
образом:
образом:
Ц gпрод_ДПМ
 (COEx g,m  НИ g,m  Крсвg,m   g ,m )  Кснg  Ксезg,m , (1)
,m
Прило
жение
19, п. 2
Ц gпрод_ДПМ
 (COEx g,m  НИ g,m  Крсвg,m   g ,m )  Кснg  Ксезg,m , (1)
,m
где COEx g , m – составляющая цены на мощность для месяца m, где COEx g , m – составляющая цены на мощность для месяца m,
обеспечивающая
ежемесячный
возврат
капитальных
и
обеспечивающая
ежемесячный
возврат
капитальных
и
эксплуатационных затрат объекта генерации g, определяемая в
эксплуатационных затрат объекта генерации g, определяемая в
соответствии с пунктом 4 настоящего приложения;
соответствии с пунктом 4 настоящего приложения;
…
…
Крсвg,m – компенсируемая доля затрат объекта генерации g, которая
Крсвg,m – доля затрат, отражающая прогнозную прибыль от
определяется в отношении месяца m в соответствии с пунктами 3.1 и
3.2 настоящего приложения;
продажи электрической энергии, определяемая для объекта генерации
g в отношении месяца m в соответствии с пунктами 3.1 и 3.2
настоящего приложения;
…
…
3.1. Для объекта генерации g, для которого первый Отчетный период
Крсв g, m
(Y = 1) начинается до 31 декабря 2013 года включительно,
соответствует значению доли затрат, отражающей прогнозную прибыль
от продажи электрической энергии, определенному в приложении 19.1 к
настоящему Договору в отношении объекта генерации g (в случае
отсутствия на момент расчета цены на мощность объекта генерации g в
месяце m в приложении 19.1 к настоящему Договору значения доли затрат,
отражающей прогнозную прибыль от продажи электрической энергии в
Крсв
Прило
жение
19, п.
3.1

g, m
отношении объекта генерации g, величина
соответствует
значению доли затрат, отражающей прогнозную прибыль от продажи
электрической энергии, определенному в соответствии с Договором о
присоединении к торговой системе оптового рынка), для всех месяцев
следующих календарных лет поставки:
для объектов генерации, для которых Отчетный период
начинается с 1 января, – первых трех календарных лет (для i от 1 до 3);
для прочих объектов генерации – первых четырех
календарных лет (для i от 1 до 4).
Крсв
g, m
3.1. Величина
в отношении месяца m, относящегося к
первым трем календарным годам поставки (для i от 1 до 3), для объекта
генерации g, для которого Отчетный период начинается с 1 января,
соответствует значению доли затрат, отражающей прогнозную прибыль
от продажи электрической энергии, указанному в приложении 19.1 к
настоящему Договору в отношении объекта генерации g (в случае
отсутствия на момент расчета цены на мощность объекта генерации g в
месяце m в приложении 19.1 к настоящему Договору значения доли
затрат, отражающей прогнозную прибыль от продажи электрической
Крсв
g, m
энергии в отношении объекта генерации g, величина
соответствует значению доли затрат, отражающей прогнозную прибыль
от продажи электрической энергии, определенному в соответствии с
Договором о присоединении к торговой системе оптового рынка).
Крсв
g, m
Величина
в отношении месяца m, относящегося к первым
четырем календарным годам поставки (для i от 1 до 4), для объекта
генерации g, для которого Отчетный период начинается не с 1 января,
соответствует значению доли затрат, отражающей прогнозную прибыль
от продажи электрической энергии, указанному в приложении 19.1 к
настоящему Договору в отношении объекта генерации g (в случае
отсутствия на момент расчета цены на мощность объекта генерации g в
месяце m в приложении 19.1 к настоящему Договору значения доли
затрат, отражающей прогнозную прибыль от продажи электрической
Для объекта генерации g (за исключением модернизируемого, для
которого до 1 ноября 2010 года Наблюдательным советом НП «Совет
рынка» не установлена экономическая обоснованность величины доли
затрат, отражающей прогнозную прибыль от продажи электрической
энергии, указываемой в приложении 19.1 к настоящему Договору), для
которого первый Отчетный период (Y = 1) начинается после 31 декабря энергии в отношении объекта генерации g, величина Крсв g, m
Крсвg,m
соответствует значению доли затрат, отражающей прогнозную прибыль
2013 года, ОАО «АТС» рассчитывает
следующим образом:
от продажи электрической энергии, определенному в соответствии с
g,m -1
К g,m-1 , если 0,9  К g,m -1  Крсв уточн
Договором о присоединении к торговой системе оптового рынка).

1
,
1

К
;
g,m
Крсв g,m  
уточн
Крсв g,m , иначе .
,
(2)
где К
– значение компенсируемой доли затрат, определенное
согласно настоящему Договору в целях расчета цены мощности объекта
генерации g, поставляемой по настоящему Договору в месяце,
g,m-1
предшествующем
месяцу
Крсв уточн
g,m
расчета
(если
в
месяце,
уточн
предшествующем месяцу расчета
Крсв g,m
, мощность объекта генерации
g по настоящему Договору не поставлялась, К
соответствует значению
доли затрат, отражающей прогнозную прибыль от продажи
электрической энергии, определенному в приложении 19.1 к настоящему
Договору в отношении объекта генерации g (в случае отсутствия в
приложении 19.1 к настоящему Договору значения доли затрат,
отражающей прогнозную прибыль от продажи электрической энергии в
g,m-1
отношении объекта генерации g, К
соответствует значению доли
затрат, отражающей прогнозную прибыль от продажи электрической
энергии, определенному для объекта генерации g в соответствии с
Договором о присоединении к торговой системе оптового рынка));
g,m-1
Крсв уточн
g,m
– уточненная величина компенсируемой доли затрат в
отношении объекта генерации g, определяемая в следующем порядке:
если к моменту расчета указанной уточненной величины
федеральным органом исполнительной власти, осуществляющим
функции по выработке и реализации государственной политики и
нормативно-правовому регулированию в сфере топливно-энергетического
комплекса утверждена методика расчета компенсируемой доли затрат, то
Крсв уточн
g,m
определяется согласно указанной методике;
если к моменту расчета уточненной величины методика расчета
компенсируемой доли затрат не утверждена, то указанное уточненное
значение принимается равным величине доли затрат, отражающей
прогнозную прибыль от продажи электрической энергии, указанной в
приложении 19.1 к настоящему Договору в отношении объекта генерации
g.
Для модернизируемого объекта генерации g (для которого до 1
ноября 2010 года Наблюдательным советом НП «Совет рынка» не
установлена экономическая обоснованность величины доли затрат,
отражающей прогнозную прибыль от продажи электрической энергии,
указываемой в приложении 19.1 к настоящему Договору), для которого
первый отчетный период (Y = 1) начинается после 31 декабря 2013 года,
Крсв g, m
соответствует значению доли затрат, отражающей прогнозную
прибыль от продажи электрической энергии, определенному в
приложении 19.1 к настоящему Договору в отношении объекта генерации
g (в случае отсутствия на момент расчета цены на мощность объекта
генерации g в месяце m в приложении 19.1 к настоящему Договору
значения доли затрат, отражающей прогнозную прибыль от продажи
электрической энергии в отношении объекта генерации g, величина
Крсв g, m
соответствует значению доли затрат, отражающей прогнозную
прибыль от продажи электрической энергии, определенному в
соответствии с Договором о присоединении к торговой системе оптового
рынка).
3.2. В отношении объектов генерации, для которых в календарном
3.2. По истечении 3 (трех) Отчетных периодов (в том числе для
году X–1, предшествующем году X, истекли 3 отчетных периода,
объекта генерации, для которого первый Отчетный период (Y = 1)
Крсв
Прило
жение
19, п.
3.2
g, m
Крсвg,m
величина
для месяца m, входящего в период с января года X до
начинается после 31 декабря 2013 года) величина
определяется
декабря года X+2 включительно, определяется по формуле:
по формуле (2) и применяется при расчете цены на мощность для месяцев
g,X -1
поставки, начиная с января года, следующего за годом, в котором истек 3
К g,X-1 , если 0,9  К g,X-1  Крсв уточн
;
g , X  1,1  К
, (2)
(третий) Отчетный период.
Крсв g,m  
уточн
Крсв g , X , иначе .
По истечении 6 (шести) Отчетных периодов (в том числе для
объекта генерации, для которого первый Отчетный период (Y = 1) где К g,X -1 – значение доли затрат, определенное согласно настоящему
Крсвg,m
Договору в целях расчета цены мощности объекта генерации g,
начинается после 31 декабря 2013 года) величина
определяется
поставляемой по настоящему Договору в декабре года X–1 (если в
по формуле (2) и применяется при расчете цены на мощность для месяцев
декабре года X–1 мощность объекта генерации g не поставлялась,
поставки, начиная с января года, следующего за годом, в котором истек 6
К g,X-1
соответствует
значению
доли
затрат,
отражающей
(шестой) Отчетный период.
прогнозную прибыль от продажи электрической энергии,
определенному в приложении 19.1 к настоящему Договору в
отношении объекта генерации g (в случае отсутствия в приложении
19.1 к настоящему Договору значения доли затрат, отражающей
прогнозную прибыль от продажи электрической энергии в
отношении объекта генерации g, К g,X -1 соответствует значению
доли затрат, отражающей прогнозную прибыль от продажи
электрической энергии, определенному для объекта генерации g в
соответствии с Договором о присоединении к торговой системе
оптового рынка);
– уточненная величина компенсируемой доли затрат в
Крсв уточн
g,X
отношении объекта генерации g, определяемая в порядке,
установленном Договором о присоединении к торговой системе
оптового рынка, согласно утвержденной федеральным органом
исполнительной власти, осуществляющим функции по выработке и
реализации государственной политики и нормативно-правовому
регулированию в сфере топливно-энергетического комплекса
методике расчета значения доли компенсируемых затрат,
отражающей прогнозную прибыль от продажи электрической
энергии, для поставщиков электрической энергии (мощности).
В отношении объектов генерации, для которых в календарном году
X–1, предшествующем году X, истекли 6 отчетных периодов, величина
Крсвg,m
определяется по формуле (2) для месяца m, входящего в период с
января года X и до истечения периода поставки мощности объекта
генерации g по соответствующим ДПМ.
Предложения по изменениям и дополнениям в СТАНДАРТНУЮ ФОРМУ АГЕНТСКОГО ДОГОВОРА,
ОБЕСПЕЧИВАЮЩЕГО ЗАКЛЮЧЕНИЕ И ИСПОЛНЕНИЕ ДОГОВОРОВ О ПРЕДОСТАВЛЕНИИ МОЩНОСТИ
ВВЕДЕННЫХ В ЭКСПЛУАТАЦИЮ ГЕНЕРИРУЮЩИХ ОБЪЕКТОВ (Приложение № Д 15.1 к Договору о
присоединении к торговой системе оптового рынка)
№
пункта
Редакция, действующая на момент
вступления в силу изменений
Предлагаемая редакция
(изменения выделены цветом)
2. Цена (без НДС) за 1 (один) МВт мощности объекта генерации g,
2. Цена (без НДС) за 1 (один) МВт мощности объекта генерации g,
прод_ДПМ
поставленной в месяце поставки m, Ц g , m
определяется следующим поставленной в месяце поставки m, Ц gпрод_ДПМ
определяется следующим
,m
образом:
образом:
Ц gпрод_ДПМ
 (COEx g,m  НИ g,m  Крсвg,m   g ,m )  Кснg  Ксезg,m , (1)
,m
Прило
жение
5, п. 2
где COEx g , m – составляющая цены на мощность для месяца m, где COEx g , m – составляющая цены на мощность для месяца m,
обеспечивающая
ежемесячный
возврат
капитальных
и
обеспечивающая
ежемесячный
возврат
капитальных
и
эксплуатационных затрат объекта генерации g, определяемая в
эксплуатационных затрат объекта генерации g, определяемая в
соответствии с пунктом 4 настоящего приложения;
соответствии с пунктом 4 настоящего приложения;
…
…
Крсвg,m – компенсируемая доля затрат объекта генерации g, которая
Крсвg,m – доля затрат, отражающая прогнозную прибыль от
определяется в отношении месяца m в соответствии с пунктами 3.1 и
3.2 настоящего приложения;
продажи электрической энергии, определяемая для объекта генерации
g в отношении месяца m в соответствии с пунктами 3.1 и 3.2
настоящего приложения;
…
…
3.1. Для объекта генерации g, для которого первый Отчетный период
Крсв
Прило
жение
5, п. 3.1
Ц gпрод_ДПМ
 (COEx g,m  НИ g,m  Крсвg,m   g ,m )  Кснg  Ксезg,m , (1)
,m
g, m
(Y = 1) начинается до 31 декабря 2013 года включительно,
соответствует значению доли затрат, отражающей прогнозную прибыль
от продажи электрической энергии, определенному в приложении 5.1 к
настоящему Договору в отношении объекта генерации g (в случае
отсутствия на момент расчета цены на мощность объекта генерации g в
месяце m в приложении 5.1 к настоящему Договору значения доли затрат,
отражающей прогнозную прибыль от продажи электрической энергии в
Крсв
Крсв
g, m
3.1. Величина
в отношении месяца m, относящегося к
первым трем календарным годам поставки (для i от 1 до 3), для объекта
генерации g, для которого Отчетный период начинается с 1 января,
соответствует значению доли затрат, отражающей прогнозную прибыль
от продажи электрической энергии, указанному в приложении 5.1 к
настоящему Договору в отношении объекта генерации g (в случае
отсутствия на момент расчета цены на мощность объекта генерации g в
месяце m в приложении 5.1 к настоящему Договору значения доли затрат,
отражающей прогнозную прибыль от продажи электрической энергии в
g, m
отношении объекта генерации g, величина
соответствует
Крсв g, m
отношении объекта генерации g, величина
соответствует
значению доли затрат, отражающей прогнозную прибыль от продажи
значению доли затрат, отражающей прогнозную прибыль от продажи
электрической энергии, определенному в соответствии с Договором о
электрической энергии, определенному в соответствии с Договором о
присоединении к торговой системе оптового рынка), для всех месяцев
присоединении к торговой системе оптового рынка).
следующих календарных лет поставки:
Крсв

для объектов генерации, для которых Отчетный период
начинается с 1 января, – первых трех календарных лет (для i от 1 до 3);

для прочих объектов генерации – первых четырех
календарных лет (для i от 1 до 4).
g, m
Величина
в отношении месяца m, относящегося к первым
четырем календарным годам поставки (для i от 1 до 4), для объекта
генерации g, для которого отчетный период начинается не с 1 января,
соответствует значению доли затрат, отражающей прогнозную прибыль
от продажи электрической энергии, указанному в приложении 5.1 к
настоящему Договору в отношении объекта генерации g (в случае
отсутствия на момент расчета цены на мощность объекта генерации g в
месяце m в приложении 5.1 к настоящему Договору значения доли затрат,
отражающей прогнозную прибыль от продажи электрической энергии в
Для объекта генерации g (за исключением модернизируемого, для
которого до 1 ноября 2010 года Наблюдательным советом НП «Совет
рынка» не установлена экономическая обоснованность величины доли
затрат, отражающей прогнозную прибыль от продажи электрической
Крсв g, m
энергии, указываемой в приложении 5.1 к настоящему Договору), для отношении объекта генерации g, величина
соответствует
которого первый Отчетный период (Y = 1) начинается после 31 декабря значению доли затрат, отражающей прогнозную прибыль от продажи
электрической энергии, определенному в соответствии с Договором о
Крсвg,m
2013 года, ОАО «АТС» рассчитывает
следующим образом:
присоединении к торговой системе оптового рынка).
Крсв g,m
К g,m-1 , если 0,9  К g,m -1  Крсв уточн
 1,1  К g,m -1 ;
g,m

уточн
Крсв g,m , иначе .
,
(2)
где К
– значение компенсируемой доли затрат, определенное
согласно настоящему Договору в целях расчета цены мощности объекта
генерации g, поставляемой по настоящему Договору в месяце,
g,m-1
предшествующем
месяцу
Крсв уточн
g,m
расчета
(если
в
месяце,
уточн
предшествующем месяцу расчета
Крсв g,m
, мощность объекта генерации
g по настоящему Договору не поставлялась, К
соответствует значению
доли затрат, отражающей прогнозную прибыль от продажи
электрической энергии, определенному в приложении 5.1 к настоящему
Договору в отношении объекта генерации g (в случае отсутствия в
приложении 5.1 к настоящему Договору значения доли затрат,
отражающей прогнозную прибыль от продажи электрической энергии в
g,m-1
g,m-1
отношении объекта генерации g, К
соответствует значению доли
затрат, отражающей прогнозную прибыль от продажи электрической
энергии, определенному для объекта генерации g в соответствии с
Договором о присоединении к торговой системе оптового рынка));
Крсв уточн
g,m
– уточненная величина компенсируемой доли затрат в
отношении объекта генерации g, определяемая в следующем порядке:
если к моменту расчета указанной уточненной величины
федеральным органом исполнительной власти, осуществляющим
функции по выработке и реализации государственной политики и
нормативно-правовому регулированию в сфере топливно-энергетического
комплекса утверждена методика расчета компенсируемой доли затрат, то
Крсв уточн
g,m
определяется согласно указанной методике;
если к моменту расчета уточненной величины методика расчета
компенсируемой доли затрат не утверждена, то указанное уточненное
значение принимается равным величине доли затрат, отражающей
прогнозную прибыль от продажи электрической энергии, указанной в
приложении 5.1 к настоящему Договору в отношении объекта генерации g.
Для модернизируемого объекта генерации g (для которого до 1
ноября 2010 года Наблюдательным советом НП «Совет рынка» не
установлена экономическая обоснованность величины доли затрат,
отражающей прогнозную прибыль от продажи электрической энергии,
указываемой в приложении 5.1 к настоящему Договору), для которого
первый отчетный период (Y = 1) начинается после 31 декабря 2013 года,
Крсв g, m
соответствует значению доли затрат, отражающей прогнозную
прибыль от продажи электрической энергии, определенному в
приложении 5.1 к настоящему Договору в отношении объекта генерации g
(в случае отсутствия на момент расчета цены на мощность объекта
генерации g в месяце m в приложении 5.1 к настоящему Договору значения
доли затрат, отражающей прогнозную прибыль от продажи
электрической энергии в отношении объекта генерации g, величина
Крсв g, m
соответствует значению доли затрат, отражающей прогнозную
прибыль от продажи электрической энергии, определенному в
соответствии с Договором о присоединении к торговой системе оптового
рынка).
3.2. В отношении объектов генерации, для которых в календарном
3.2. По истечении 3 (трех) Отчетных периодов (в том числе для
году X–1, предшествующем году X, истекли 3 отчетных периода,
объекта генерации, для которого первый Отчетный период (Y = 1)
Крсв
g, m
Крсвg,m
величина
для месяца m, входящего в период с января года X до
начинается после 31 декабря 2013 года) величина
определяется
декабря года X+2 включительно, определяется по формуле:
по формуле (2) и применяется при расчете цены на мощность для месяцев
g,X -1
поставки, начиная с января года, следующего за годом, в котором истек 3
К g,X-1 , если 0,9  К g,X-1  Крсв уточн
;
g , X  1,1  К
,
(2)
(третий) Отчетный период.
Крсв g,m  
уточн
Крсв g , X , иначе .
По истечении 6 (шести) Отчетных периодов (в том числе для
объекта генерации, для которого первый Отчетный период (Y = 1) где К g,X -1 – значение доли затрат, определенное согласно настоящему
Крсвg,m
Договору в целях расчета цены мощности объекта генерации g,
начинается после 31 декабря 2013 года) величина
определяется
поставляемой по настоящему Договору в декабре года X–1 (если в
по формуле (2) и применяется при расчете цены на мощность для месяцев
декабре года X–1 мощность объекта генерации g не поставлялась,
поставки, начиная с января года, следующего за годом, в котором истек 6
Прило
жение
5, п. 3.2
(шестой) Отчетный период.
К g,X-1
соответствует значению доли затрат, отражающей
прогнозную прибыль от продажи электрической энергии,
определенному в приложении 5.1 к настоящему Договору в
отношении объекта генерации g (в случае отсутствия в приложении
5.1 к настоящему Договору значения доли затрат, отражающей
прогнозную прибыль от продажи электрической энергии в
отношении объекта генерации g, К g,X -1 соответствует значению
доли затрат, отражающей прогнозную прибыль от продажи
электрической энергии, определенному для объекта генерации g в
соответствии с Договором о присоединении к торговой системе
оптового рынка);
– уточненная величина компенсируемой доли затрат в
Крсв уточн
g,X
отношении объекта генерации g, определяемая в порядке,
установленном Договором о присоединении к торговой системе
оптового рынка, согласно утвержденной федеральным органом
исполнительной власти, осуществляющим функции по выработке и
реализации государственной политики и нормативно-правовому
регулированию в сфере топливно-энергетического комплекса
методике расчета значения доли компенсируемых затрат,
отражающей прогнозную прибыль от продажи электрической
энергии, для поставщиков электрической энергии (мощности).
В отношении объектов генерации, для которых в календарном году
X–1, предшествующем году X, истекли 6 отчетных периодов, величина
Крсвg,m
определяется по формуле (2) для месяца m, входящего в период с
января года X и до истечения периода поставки мощности объекта
генерации g по соответствующим ДПМ.
Предложения по изменениям и дополнениям в РЕГЛАМЕНТ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ПАРАМЕТРОВ, НЕОБХОДИМЫХ ДЛЯ
РАСЧЕТА ЦЕНЫ ПО ДОГОВОРАМ О ПРЕДОСТАВЛЕНИИ МОЩНОСТИ (Приложение № 19.6 к Договору
о присоединении к торговой системе оптового рынка)
№
пункта
Редакция, действующая на момент
вступления в силу изменений
5.
ОПРЕДЕЛЕНИЕ
ДОЛИ
ЗАТРАТ,
ОТРАЖАЮЩЕЙ
ПРОГНОЗНУЮ ПРИБЫЛЬ ОТ ПРОДАЖИ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ
ЭНЕРГИИ
Раздел
5
Предлагаемая редакция
(изменения выделены цветом)
5. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ДОЛИ ЗАТРАТ, ОТРАЖАЮЩЕЙ
ПРОГНОЗНУЮ
ПРИБЫЛЬ
ОТ
ПРОДАЖИ
ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ
Для определения цены и (или) расчетной цены по ДПМ КО использует
Для определения цены и (или) расчетной цены по ДПМ
величину доли затрат, отражающей прогнозную прибыль от продажи КО использует величину доли затрат, отражающей
электрической энергии, определяемую согласно пунктам 5.1 и 5.2 настоящего прогнозную прибыль от продажи электрической энергии,
Регламента.
определяемую согласно настоящему пункту.
При этом величина доли затрат, отражающей прогнозную прибыль от
продажи электрической энергии, подлежит уточнению в порядке, установленном
приложением 4 к Договору о предоставлении мощности (Приложение № Д 16,
Приложение № Д 16.1 к Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка), с
применением методики, утвержденной федеральным органом исполнительной
власти, осуществляющим функции по выработке и реализации государственной
политики и нормативно-правовому регулированию в сфере топливно-
Для объектов генерации, в отношении которых в
приложении 4.1 к соответствующим Договорам о предоставлении
мощности (Приложение № Д 16, Приложение № Д 16.1 к
Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка) указано
значение признака модернизации, равное «модернизируемый»,
величина доли затрат, отражающей прогнозную прибыль от
продажи электрической энергии, определяется в соответствии
энергетического комплекса.
с приложением 2 к настоящему Регламенту, с учетом
особенностей, установленных разделом 6 настоящего
5.1 Для объектов, отнесенных Наблюдательным советом НП «Совет
Регламента.
рынка» к модернизируемым объектам генерации
Для объектов, в отношении которых в приложении 4.1 к
Для объектов, отнесенных Наблюдательным советом НП «Совет рынка» к
соответствующим Договорам о предоставлении мощности
модернизируемым объектам генерации, в приложении 4.1 к соответствующим
(Приложение № Д 16, Приложение № Д 16.1 к Договору о
Договорам о предоставлении мощности (Приложение № Д 16, Приложение № Д 16.1
присоединении к торговой системе оптового рынка) указано значение
к Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка) указывается признак
признака модернизации, равное «новый», величина доли
«модернизируемый», величина доли затрат, отражающей прогнозную прибыль
затрат, отражающей прогнозную прибыль от продажи
от продажи электрической энергии, принимается равной:
электрической энергии, определяется в соответствии с
o при установлении до 1 ноября 2010 года экономической приложением 2.1 к настоящему Регламенту.
обоснованности указанной величины доли затрат для объекта
генерации g Наблюдательным советом НП «Совет рынка» – величине
доли затрат, отражающей прогнозную прибыль от продажи
электрической энергии, указанной в приложении 4.1 к
соответствующим Договорам о предоставлении мощности (Приложение №
Д 16, Приложение № Д 16.1 к Договору о присоединении к торговой системе
оптового рынка), заключенным в отношении данного объекта
генерации g;
o
для остальных объектов генерации, отнесенных к модернизируемым
объектам, – величине, полученной от СР, в отношении которой
Наблюдательным советом НП «Совет рынка» установлена
экономическая обоснованность в соответствии с приложением 2
настоящего Регламента, с учетом особенностей, установленных
разделом 6 настоящего Регламента.
В отношении объектов генерации, для которых в соответствующих ДПМ
указана дата начала исполнения обязательств до 1 апреля 2012 г., не позднее 36
(тридцати шести) месяцев с момента принятия Наблюдательным советом НП
«Совет рынка» решения о соответствии требованию экономической
обоснованности заявленной продавцом по ДПМ величины капитальных затрат
на модернизацию указанных объектов генерации (доли затрат, отражающей
прогнозную прибыль от продажи электрической энергии) СР готовит для
Наблюдательного совета НП «Совет рынка» заключение о проверке (в том числе
выездной) величины капитальных затрат (доли затрат, отражающей прогнозную
прибыль от продажи электрической энергии).
По итогам рассмотрения заключения о проверке Наблюдательный совет
НП «Совет рынка» имеет право установить величину капитальных затрат и долю
затрат, отражающую прогнозную прибыль от продажи электрической энергии,
которые соответствуют требованиям экономической обоснованности.
В случае принятия соответствующего решения, СР в порядке и в сроки,
предусмотренные настоящим Регламентом, передает КО соответствующие
значения ценовых параметров согласно приложению 5 к настоящему Регламенту,
а КО учитывает их для определения цены и (или) расчетной цены на мощность в
порядке и в сроки, установленные настоящим Регламентом.
5.2 Для остальных объектов ДПМ
Величина доли затрат, отражающей прогнозную прибыль от продажи
электрической энергии, определяется в соответствии с приложением 4 к Договору
о предоставлении мощности (Приложение № Д 16, Приложение № Д 16.1 к Договору
о присоединении к торговой системе оптового рынка).
Действующая редакция
Приложение 2
Порядок проверки экономической обоснованности заявленной продавцами по ДПМ доли
затрат, отражающей прибыль от продажи электрической энергии
1.
Для определения доли затрат, отражающей прибыль от продажи электрической
энергии, в отношении объектов генерации, отнесенных Наблюдательным советом НП «Совет
рынка» к модернизируемым объектам, продавец по ДПМ направляет в СР расчет указанной
доли.
2.
В приложении 4 к Заявлению, указанному в приложении 1 к настоящему
Регламенту, требуется привести произведенный участником расчет доли затрат, отражающей
прибыль от продажи электрической энергии, а также значения величин, учтенных при
проведении указанного расчета.
3.
В Заявлении, указанном в приложении 1 к настоящему Регламенту, поданном в
отношении объекта генерации, для которого в соответствующих ДПМ указана дата начала
исполнения обязательств не позднее 1 октября 2011 года, указываются значения следующих
величин:
1) удельный расход условного топлива на производство 1 (одного) МВт*ч электрической
энергии объекта генерации;
2) рассчитанная исходя из понесенных в 2010 году расходов стоимость всех видов натурального
топлива, используемого электростанцией, к которой относится объект генерации, для
выработки электрической энергии;
3) установленная уполномоченным органом в области регулирования тарифов на 2010 год
оптовая цена на газ, добываемый ОАО «Газпром» и его аффилированными лицами,
реализуемый потребителям в субъекте Российской Федерации, в котором расположен объект
генерации (для объектов газовой генерации);
4) величина платы за снабженческо-сбытовые услуги, оказываемые продавцу по ДПМ в
отношении объекта генерации, установленной уполномоченным органом в области
регулирования тарифов на 2010 год (для объектов газовой генерации);
5) установленный уполномоченным органом в области регулирования тарифов тариф на услугу
по транспортировке газа по газораспределительным сетям в целях газоснабжения объекта
генерации в 2010 году (для объектов газовой генерации);
6) регулируемая цена на электрическую энергию, установленная для электростанции, к которой
относится объект генерации, на 2010 год;
7) регулируемая цена на электрическую энергию (в целях поставки электрической энергии
населению), установленная для электростанции, к которой относится объект генерации, на
2011 год (если для указанной электростанции установлена соответствующая регулируемая
цена);
8) коэффициент использования установленной мощности, сложившийся для объекта генерации
за период с 1 (первого) января 2010 года по 31 (тридцать первое) декабря 2010 года
включительно;
9) коэффициент использования установленной мощности, предусмотренный для объекта
генерации прогнозным балансом на 2011 год;
10) для объектов генерации, в отношении которых по состоянию на 1 июля 2010 года не была
зарегистрирована отдельная ГТП генерации, – средневзвешенная по всем часам периода с 1
(первого) января 2010 года по 31 (тридцать первое) декабря 2010 года включительно цена РСВ
в ГТП генерации электростанции, к которой относится объект генерации (если в отношении
электростанции зарегистрировано несколько ГТП генерации, используется средневзвешенная
по полным плановым объемам производства электроэнергии в соответствующих ГТП
генерации цена РСВ);
для прочих объектов генерации – средневзвешенная цена РСВ за период с 1 (первого) января
2010 года по 31 (тридцать первое) декабря 2010 включительно в ГТП генерации
соответствующего объекта;
11) прогноз среднегодовых цен РСВ на 2011, 2012 и 2013 годы, определенных исходя из цены
РСВ объекта генерации 2010 года и темпов роста цены РСВ в соответствующей ценовой зоне
оптового рынка, предусмотренных пунктом 5 настоящего приложения.
В отношении величины, указанной в подпункте 2 настоящего пункта должны быть представлены
мотивированные пояснения и расчеты.
В отношении величин, указанных в подпунктах 3–5 настоящего пункта должна быть представлена
копия приказа ФСТ России с указанием источника и даты его опубликования.
4.
Расчет доли затрат, отражающей прибыль от продажи электрической энергии, в
отношении объекта генерации, для которого в соответствующих ДПМ указана дата начала
исполнения обязательств не позднее 1 октября 2011 года, проводится заявителем в следующем
порядке:
1) для объектов газовой генерации стоимость условного топлива в 2010 году определяется как
произведение соотношения между натуральным и условным топливом (7/7.9) и минимума из
величины, указанной в подпункте 2 пункта 3 настоящего приложения, и суммы значений,
указанных в подпунктах 3, 4 и 5 пункта 3 настоящего приложения; для объектов угольной
генерации стоимость условного топлива определяется как произведение соотношения между
натуральным и условным топливом (заявляется участником) и значения, указанного в
подпункте 2 пункта 3 настоящего приложения;
2) стоимость выработки объектом генерации 1 (одного) МВт*ч электрической энергии в 2010
году определяется как минимум из двух величин:
величины, указанной в подпункте 6 пункта 3 настоящего приложения;
расчетной стоимости выработки, вычисляемой как произведение величины, определенной в
соответствии с подпунктом 1 пункта 4 настоящего приложения, и минимума из значения,
указанного в подпункте 1 пункта 3 настоящего приложения, и значения удельного расхода
условного топлива объекта генерации, определенного исходя из величины электрического
КПД, указанной в перечне генерирующих объектов по договорам о предоставлении
мощности с техническими характеристиками и ценовыми параметрами, утвержденном
Наблюдательным советом НП «Совет рынка» 21 сентября 2010 года (с изменениями и
дополнениями);
3) стоимость выработки объектом генерации 1 (одного) МВт*ч электрической энергии в 2011
году определяется следующим образом:
если для генерирующего объекта (электростанции, к которой относится объект) установлена
регулируемая цена на электрическую энергию на 2011 год – как минимум из величины,
указанной в подпункте 7 пункта 3 настоящего приложения, и произведения темпа роста цены
соответствующего топлива в соответствующей ценовой зоне оптового рынка в 2011 году к
2010 году, предусмотренного пунктом 5 настоящего приложения, и расчетной стоимости
выработки, определенной согласно третьему абзацу подпункта 2 пункта 4 настоящего
приложения;
если указанная регулируемая цена не установлена – как произведение темпа роста цены
соответствующего топлива в соответствующей ценовой зоне оптового рынка в 2011 году к
2010 году, предусмотренного пунктом 5 настоящего приложения, и стоимости выработки
объектом генерации 1 (одного) МВт*ч электрической энергии в 2010 году, определенной
согласно подпункту 2 пункта 4 настоящего приложения;
стоимость выработки 1 (одного) МВт*ч электрической энергии в 2011 году объектом
генерации, являющимся гидроэлектростанцией (частью гидроэлектростанции), принимается
равной минимуму из величины, указанной в подпункте 2 пункта 3 настоящего приложения, и
произведения величины, указанной в подпункте 6 пункта 3 настоящего приложения, и
плановой величины индекса потребительских цен по итогам 2010 года в соответствии с
официальным прогнозом индекса потребительских цен федерального органа
исполнительной власти в сфере социально-экономической политики;
4) стоимость выработки объектом генерации 1 (одного) МВт*ч электрической энергии в 2012
году определяется как произведение величины, определенной в соответствии с подпунктом 3
пункта 4 настоящего приложения и значения темпа роста цены соответствующего топлива в
соответствующей ценовой зоне оптового рынка в 2012 году к 2011 году, предусмотренного
пунктом 5 настоящего приложения;
стоимость выработки 1 (одного) МВт*ч электрической энергии в 2012 году объектом
генерации, являющимся гидроэлектростанцией (частью гидроэлектростанции), определяется
как произведение величины, определенной в соответствии с подпунктом 3 пункта 4
настоящего приложения, и плановой величина индекса потребительских цен по итогам 2011
года в соответствии с официальным прогнозом индекса потребительских цен федерального
органа исполнительной власти в сфере социально-экономической политики;
5) стоимость выработки объектом генерации 1 (одного) МВт*ч электрической энергии в 2013
году определяется как произведение величины, определенной в соответствии с подпунктом 4
пункта 4 настоящего приложения и значения темпа роста цены соответствующего топлива в
соответствующей ценовой зоне оптового рынка в 2013 году к 2012 году, предусмотренного
пунктом 5 настоящего приложения;
стоимость выработки 1 (одного) МВт*ч электрической энергии в 2013 году объектом
генерации, являющимся гидроэлектростанцией (частью гидроэлектростанции), определяется
как произведение величины, определенной в соответствии с подпунктом 4 пункта 4
настоящего приложения, и плановой величина индекса потребительских цен по итогам 2012
года в соответствии с официальным прогнозом индекса потребительских цен федерального
органа исполнительной власти в сфере социально-экономической политики;
6) удельная (в расчете на 1 МВт) годовая прибыль от продажи электроэнергии в каждом из 2011–
2013 годов вычисляется как произведение числа часов использования установленной
мощности, определенного как произведение числа часов в соответствующем году на
максимальное из значений, указанных в подпунктах 8 и 9 пункта 3 настоящего приложения,
коэффициента, отражающего долю поставки электрической энергии по регулируемым
договорам в текущем периоде, и разности цены РСВ соответствующего года, указанной в
подпункте 11 пункта 3 настоящего приложения, сниженной с учетом коэффициента
собственных нужд, указанного в отношении объекта генерации в приложении 4.1 к
соответствующему ДПМ, и стоимости выработки объектом генерации 1 (одного) МВт*ч
электрической энергии в соответствующем году, определенной в соответствии с подпунктами
3–5 пункта 4 настоящего приложения;
7) прогноз удельной (в расчете на 1 МВт) годовой необходимой валовой выручки объекта
генерации для каждого из 2011–2013 годов определяется путем расчета в соответствии с
приложением 4 к ДПМ цены на мощность объекта генерации при условии использования в
расчете доли затрат, отражающей прибыль от продажи электроэнергии, равной 1;
8) доля затрат, отражающая прибыль от продажи электрической энергии, объекта генерации
определяется как минимум из 1 (единицы) и величины, равной разности 1 (единицы) и
отношения суммы величин, определенных для каждого из 2011–2013 годов в соответствии с
подпунктом 6 пункта 4 настоящего приложения, к сумме значений, определенных для каждого
из 2011–2013 годов в соответствии с подпунктом 7 пункта 4 настоящего приложения
5.
Для расчета доли затрат, отражающей прибыль от продажи электрической
энергии, в отношении объекта генерации, для которого в соответствующих ДПМ указана дата
начала исполнения обязательств не позднее 1 октября 2011 года, используются следующие
прогнозы цен на электрическую энергию, газ и уголь:


прогноз роста цен на электроэнергию для 1-й ценовой зоны:
o
на 2011 год – рост 15% от уровня 2010 года;
o
на 2012 год – рост 15% от уровня 2011 года;
o
на 2013 год – рост 15% от уровня 2012 года;
прогноз роста цен на электроэнергию для 2-й ценовой зоны:
o
на 2011 год – рост 10,9% от уровня 2010 года;


o
на 2012 год – рост 7,0% от уровня 2011 года;
o
на 2013 год – рост 6,6% от уровня 2012 года;
прогноз роста цен на газ:
o
на 2011 год – рост 15% от уровня 2010 года;
o
на 2012 год – рост 15% от уровня 2011 года;
o
на 2013 год – рост 15% от уровня 2012 года;
прогноз роста цен на уголь:
o
на 2011 год – рост 10,9% от уровня 2010 года;
o
на 2012 год – рост 7,0% от уровня 2011 года;
o
на 2013 год – рост 6,6% от уровня 2012 года.
6.
В Заявлении, указанном в приложении 1 к настоящему Регламенту, поданном в
отношении объекта генерации, для которого в соответствующих ДПМ указана дата начала
исполнения обязательств после 1 октября 2011 года и до 1 октября 2012 года включительно,
указываются значения следующих величин:
1) удельный расход условного топлива на производство 1 (одного) МВт*ч электрической
энергии объекта генерации;
2) рассчитанная исходя из понесенных в 2011 году (для объектов генерации, вводимых в
эксплуатацию не позднее 31 декабря 2011 года включительно, исходя из понесенных за 11
месяцев 2011 года) расходов стоимость всех видов натурального топлива, используемого
станцией, к которой относится объект генерации, для выработки электрической энергии;
3) установленная на 2011 год уполномоченным органом в области регулирования тарифов
оптовая цена на газ, добываемый ОАО «Газпром» и его аффилированными лицами,
реализуемый потребителям в субъекте Российской Федерации, в котором расположен объект
генерации (для объектов газовой генерации);
4) величина платы за снабженческо-сбытовые услуги, оказываемые продавцу по ДПМ в
отношении объекта генерации, установленной уполномоченным органом в области
регулирования тарифов на 2011 год (для объектов газовой генерации);
5) установленный уполномоченным органом в области регулирования тарифов тариф на услугу
по транспортировке газа по газораспределительным сетям в целях газоснабжения объекта
генерации в 2011 году (для объектов газовой генерации);
6) регулируемая цена на электрическую энергию (в целях поставки электрической энергии
населению), установленная для электростанции, к которой относится объект генерации, на
2011 год;
7) коэффициент использования установленной мощности, сложившийся для объекта генерации
за период с 1 (первого) января 2011 года по 31 (тридцать первое) декабря 2011 года
включительно (для объектов генерации, вводимых в эксплуатацию не позднее 31 декабря 2011
года включительно, за период с 1 декабря 2010 года по 30 ноября 2011 года);
8) коэффициент использования установленной мощности, предусмотренный для объекта
генерации прогнозным балансом на 2012 год;
9) средневзвешенная по всем часам периода с 1 (первого) января 2011 года по 31 (тридцать
первое) декабря 2011 года включительно (для объектов генерации, вводимых в эксплуатацию
не позднее 31 декабря 2011 года включительно, с 1 (первого) декабря 2010 года по 30
(тридцатое) ноября 2011 года) цена РСВ в ГТП генерации электростанции, к которой
относится объект генерации (если в отношении электростанции зарегистрировано несколько
ГТП генерации, используется средневзвешенная по полным плановым объемам производства
электроэнергии в соответствующих ГТП генерации цена РСВ);
10) прогноз среднегодовых цен РСВ на 2012, 2013 и 2014 годы, определенных исходя из
значения, указанного в подпункте 9 пункта 6 настоящего приложения, и темпов роста цены
РСВ в соответствующей ценовой зоне оптового рынка, предусмотренных пунктом 8
настоящего приложения.
В отношении величины, указанной в подпункте 2 настоящего пункта должны быть представлены
мотивированные пояснения и расчеты.
В отношении величин, указанных в подпунктах 3–5 настоящего пункта должна быть представлена
копия приказа ФСТ России с указанием источника и даты его опубликования
7. Расчет доли затрат, отражающей прибыль от продажи электрической энергии, в отношении
объекта генерации, для которого в соответствующих ДПМ указана дата начала исполнения
обязательств после 1 октября 2011 года и до 1 октября 2012 года включительно, проводится
заявителем в следующем порядке:
1) для объектов газовой генерации стоимость условного топлива в 2011 году определяется как
произведение соотношения между натуральным и условным топливом (7/7.9) и минимума из
величины, указанной в подпункте 2 пункта 6 настоящего приложения, и суммы значений,
указанных в подпунктах 3, 4 и 5 пункта 6 настоящего приложения; для объектов угольной
генерации стоимость условного топлива в 2011 году определяется как произведение
соотношения между натуральным и условным топливом (заявляется участником) и значения,
указанного в подпункте 2 пункта 6 настоящего приложения;
2) стоимость выработки объектом генерации 1 (одного) МВт*ч электрической энергии в 2011
году определяется как минимум из двух величин:
величины, указанной в подпункте 6 пункта 6 настоящего приложения;
расчетной стоимости выработки, вычисляемой как произведение величины, определенной в
соответствии с подпунктом 1 пункта 7 настоящего приложения, и минимума из значения,
указанного в подпункте 1 пункта 6 настоящего приложения, и значения удельного расхода
условного топлива объекта генерации, определенного исходя из величины электрического
КПД, указанной в перечне генерирующих объектов по договорам о предоставлении
мощности с техническими характеристиками и ценовыми параметрами, утвержденном
Наблюдательным советом НП «Совет рынка» 21 сентября 2010 года (с изменениями и
дополнениями);
3) стоимость выработки объектом генерации 1 (одного) МВт*ч электрической энергии в 2012
году определяется как произведение темпа роста цены соответствующего топлива в
соответствующей ценовой зоне оптового рынка в 2012 году к 2011 году, предусмотренного
пунктом 8 настоящего приложения, и стоимости выработки объектом генерации 1 (одного)
МВт*ч электрической энергии в 2011 году, определенной согласно подпункту 2 пункта 7
настоящего приложения;
стоимость выработки 1 (одного) МВт*ч электрической энергии в 2012 году объектом
генерации, являющимся гидроэлектростанцией (частью гидроэлектростанции), принимается
равной минимуму из величины, указанной в подпункте 2 пункта 6 настоящего приложения, и
произведения величины, указанной в подпункте 6 пункта 6 настоящего приложения, и
плановой величины индекса потребительских цен по итогам 2011 года в соответствии с
официальным прогнозом индекса потребительских цен федерального органа
исполнительной власти в сфере социально-экономической политики;
4) стоимость выработки объектом генерации 1 (одного) МВт*ч электрической энергии в 2013
году определяется как произведение величины, определенной в соответствии с подпунктом 3
пункта 7 настоящего приложения и значения темпа роста цены соответствующего топлива в
соответствующей ценовой зоне оптового рынка в 2013 году к 2012 году, предусмотренного
пунктом 8 настоящего приложения;
стоимость выработки 1 (одного) МВт*ч электрической энергии в 2013 году объектом
генерации, являющимся гидроэлектростанцией (частью гидроэлектростанции), определяется
как произведение величины, определенной в соответствии с подпунктом 3 пункта 7
настоящего приложения, и плановой величины индекса потребительских цен по итогам 2012
года в соответствии с официальным прогнозом индекса потребительских цен федерального
органа исполнительной власти в сфере социально-экономической политики;
5) стоимость выработки объектом генерации 1 (одного) МВт*ч электрической энергии в 2014
году определяется как произведение величины, определенной в соответствии с подпунктом 4
пункта 7 настоящего приложения и значения темпа роста цены соответствующего топлива в
соответствующей ценовой зоне оптового рынка в 2014 году к 2013 году, предусмотренного
пунктом 8 настоящего приложения;
стоимость выработки 1 (одного) МВт*ч электрической энергии в 2014 году объектом
генерации, являющимся гидроэлектростанцией (частью гидроэлектростанции), определяется
как произведение величины, определенной в соответствии с подпунктом 4 пункта 7
настоящего приложения, и плановой величины индекса потребительских цен по итогам 2013
года в соответствии с официальным прогнозом индекса потребительских цен федерального
органа исполнительной власти в сфере социально-экономической политики;
6) удельная (в расчете на 1 МВт) годовая прибыль от продажи электроэнергии в каждом из 2012–
2014 годов вычисляется как произведение числа часов использования установленной
мощности, определенного как произведение числа часов в соответствующем году на
максимальное из значений, указанных в подпунктах 7 и 8 пункта 6 настоящего приложения,
коэффициента, отражающего долю поставки электрической энергии по регулируемым
договорам в текущем периоде, и разности цены РСВ соответствующего года, указанной в
подпункте 10 пункта 6 настоящего приложения, сниженной с учетом коэффициента
собственных нужд, указанного в отношении объекта генерации в приложении 4.1 к
соответствующему ДПМ, и стоимости выработки объектом генерации 1 (одного) МВт*ч
электрической энергии в соответствующем году, определенной в соответствии с подпунктами
3–5 пункта 7 настоящего приложения;
7) прогноз удельной (в расчете на 1 МВт) годовой необходимой валовой выручки объекта
генерации для каждого из 2012–2014 годов определяется путем расчета в соответствии с
приложением 4 к ДПМ цены на мощность объекта генерации при условии использования в
расчете доли затрат, отражающей прибыль от продажи электроэнергии, равной 1;
8) доля затрат, отражающая прибыль от продажи электрической энергии, объекта генерации
определяется как минимум из 1 (единицы) и величины, равной разности 1 (единицы) и
отношения суммы величин, определенных для каждого из 2012–2014 годов в соответствии с
подпунктом 6 пункта 7 настоящего приложения, к сумме значений, определенных для каждого
из 2012–2014 годов в соответствии с подпунктом 7 пункта 7 настоящего приложения.
8. Для расчета доли затрат, отражающей прибыль от продажи электрической энергии, в
отношении объекта генерации, для которого в соответствующих ДПМ указана дата начала
исполнения обязательств после 1 октября 2011 года и до 1 октября 2012 года включительно,
используются следующие прогнозы цен на электрическую энергию, газ и уголь:




прогноз роста цен на электроэнергию для 1-й ценовой зоны оптового рынка:
o
на 2012 год – рост 7,5% от уровня 2011 года;
o
на 2013 год – рост 15% от уровня 2012 года;
o
на 2014 год – рост 14,2% от уровня 2013 года;
прогноз роста цен на электроэнергию для 2-й ценовой зоны оптового рынка:
o
на 2012 год – рост 7,0% от уровня 2011 года;
o
на 2013 год – рост 6,6% от уровня 2012 года;
o
на 2014 год – рост 6% от уровня 2013 года;
прогноз роста цен на газ:
o
на 2012 год – рост 7,5% от уровня 2011 года;
o
на 2013 год – рост 15% от уровня 2012 года;
o
на 2014 год – рост 14,2% от уровня 2013 года;
прогноз роста цен на уголь:
o
на 2012 год – рост 7,0% от уровня 2011 года;
o
на 2013 год – рост 6,6% от уровня 2012 года;
o
на 2014 год – рост 6% от уровня 2013 года.
9.
В Заявлении, указанном в приложении 1 к настоящему Регламенту, поданном в
отношении объекта генерации, для которого в приложении 1.2 к соответствующим ДПМ
указана дата начала исполнения обязательств после 1 октября 2012 года и до 31 декабря 2013
года включительно, указываются значения следующих величин:
1) удельный расход условного топлива на производство 1 (одного) МВт*ч электрической
энергии объекта генерации;
2) рассчитанная исходя из понесенных в 2012 году (для объектов генерации, вводимых в
эксплуатацию не позднее 31 декабря 2012 года включительно, – исходя из понесенных за 11
месяцев 2012 года) расходов стоимость всех видов натурального топлива, используемого
станцией, к которой относится объект генерации, для выработки электрической энергии;
3) установленная на 2011 год уполномоченным органом в области регулирования тарифов
оптовая цена на газ, добываемый ОАО «Газпром» и его аффилированными лицами,
реализуемый потребителям в субъекте Российской Федерации, в котором расположен объект
генерации, а также установленная с 1 июля 2012 года уполномоченным органом в области
регулирования тарифов оптовая цена, используемая в качестве предельного минимального
уровня оптовых цен на газ, добываемый ОАО «Газпром» и его аффилированными лицами,
реализуемый потребителям в субъекте Российской Федерации, в котором расположен объект
генерации (для объектов газовой генерации);
4) величина платы за снабженческо-сбытовые услуги, оказываемые продавцу по ДПМ в
отношении объекта генерации, установленной уполномоченным органом в области
регулирования тарифов на 2012 год (для объектов газовой генерации);
5) установленный уполномоченным органом в области регулирования тарифов тариф на услугу
по транспортировке газа по газораспределительным сетям в целях газоснабжения объекта
генерации на 2012 год;
6) регулируемая цена на электрическую энергию (в целях поставки электрической энергии
населению), установленная для электростанции, к которой относится объект генерации, на
2012 год;
7) коэффициент использования установленной мощности, сложившийся для объекта генерации
за период с 1 (первого) января 2012 года по 31 (тридцать первое) декабря 2012 года
включительно (для объектов генерации, вводимых в эксплуатацию не позднее 31 декабря 2012
года включительно, – за период с 1 декабря 2011 года по 30 ноября 2012 года);
8) коэффициент использования установленной мощности, предусмотренный для объекта
генерации прогнозным балансом на 2013 год;
9) средневзвешенная по всем часам периода с 1 (первого) января 2012 года по 31 (тридцать
первое) декабря 2012 года включительно (для объектов генерации, вводимых в эксплуатацию
не позднее 31 декабря 2012 года включительно, – с 1 (первого) декабря 2011 года по 30
(тридцатое) ноября 2012 года) цена РСВ в ГТП генерации электростанции, к которой
относится объект генерации (если в отношении электростанции зарегистрировано несколько
ГТП генерации, используется средневзвешенная по полным плановым объемам производства
электроэнергии в соответствующих ГТП генерации цена РСВ);
10) прогноз среднегодовых цен РСВ на 2013, 2014 и 2015 годы, определенных исходя из
значения, указанного в подпункте 9 пункта 9 настоящего приложения, и темпов роста цены
РСВ в соответствующей ценовой зоне оптового рынка, предусмотренных пунктом 11
настоящего приложения;
11) регулируемая цена на электрическую энергию (в целях поставки электрической энергии
населению), установленная для электростанции, к которой относится объект генерации, на
2011 год.
В отношении величины, указанной в подпункте 2 настоящего пункта, должны быть представлены
мотивированные пояснения и расчеты.
В отношении величин, указанных в подпунктах 3–5 настоящего пункта, должна быть представлена
копия приказа ФСТ России с указанием источника и даты его опубликования.
10. Расчет доли затрат, отражающей прибыль от продажи электрической энергии, в
отношении объекта генерации, для которого в приложении 1.2 к соответствующим ДПМ
указана дата начала исполнения обязательств после 1 октября 2012 года и до 31 декабря 2013
года включительно, проводится заявителем в следующем порядке:
1) для объектов газовой генерации стоимость условного топлива в 2012 году определяется как
произведение соотношения между натуральным и условным топливом (7/7.9) и минимума из
величины, указанной в подпункте 2 пункта 9 настоящего приложения, и ½ суммы значений,
указанных в подпункте 3 пункта 9 настоящего приложения, и суммы значений, указанных в
подпунктах 4 и 5 пункта 9 настоящего приложения; для объектов угольной генерации
стоимость условного топлива в 2012 году определяется как произведение соотношения между
натуральным и условным топливом (заявляется участником) и значения, указанного в
подпункте 2 пункта 9 настоящего приложения;
2) стоимость выработки объектом генерации 1 (одного) МВт*ч электрической энергии в 2012
году определяется как минимум из двух величин:
максимум из величины, указанной в подпункте 6 пункта 9 настоящего приложения, и
произведения величины, указанной в подпункте 11 пункта 9 настоящего приложения, и
коэффициента, равного 1,075 для объектов газовой генерации, и 1,06 для объектов угольной
генерации;
расчетной стоимости выработки, вычисляемой как произведение величины, определенной в
соответствии с подпунктом 1 пункта 10 настоящего приложения, и минимума из значения,
указанного в подпункте 1 пункта 9 настоящего приложения, и значения удельного расхода
условного топлива объекта генерации, определенного исходя из величины электрического
КПД, указанной в перечне генерирующих объектов по договорам о предоставлении
мощности с техническими характеристиками и ценовыми параметрами, утвержденном
Наблюдательным советом НП «Совет рынка» 21 сентября 2010 года (с изменениями и
дополнениями);
3) стоимость выработки объектом генерации 1 (одного) МВт*ч электрической энергии в 2013
году определяется как произведение темпа роста цены соответствующего топлива в
соответствующей ценовой зоне оптового рынка в 2013 году к 2012 году, предусмотренного
пунктом 11 настоящего приложения, и стоимости выработки объектом генерации 1 (одного)
МВт*ч электрической энергии в 2012 году, определенной согласно подпункту 2 пункта 10
настоящего приложения;
стоимость выработки 1 (одного) МВт*ч электрической энергии в 2013 году объектом
генерации, являющимся гидроэлектростанцией (частью гидроэлектростанции), принимается
равной минимуму из величины, указанной в подпункте 2 пункта 9 настоящего приложения, и
произведения величины, указанной в подпункте 6 пункта 9 настоящего приложения, и
плановой величины индекса потребительских цен по итогам 2012 года в соответствии с
официальным прогнозом индекса потребительских цен федерального органа
исполнительной власти в сфере социально-экономической политики;
4) стоимость выработки объектом генерации 1 (одного) МВт*ч электрической энергии в 2014
году определяется как произведение величины, определенной в соответствии с подпунктом 3
пункта 10 настоящего приложения, и значения темпа роста цены соответствующего топлива в
соответствующей ценовой зоне оптового рынка в 2014 году к 2013 году, предусмотренного
пунктом 11 настоящего приложения;
стоимость выработки 1 (одного) МВт*ч электрической энергии в 2014 году объектом
генерации, являющимся гидроэлектростанцией (частью гидроэлектростанции), определяется
как произведение величины, определенной в соответствии с подпунктом 3 пункта 10
настоящего приложения, и плановой величины индекса потребительских цен по итогам 2013
года в соответствии с официальным прогнозом индекса потребительских цен федерального
органа исполнительной власти в сфере социально-экономической политики;
5) стоимость выработки объектом генерации 1 (одного) МВт*ч электрической энергии в 2015
году определяется как произведение величины, определенной в соответствии с подпунктом 4
пункта 10 настоящего приложения, и значения темпа роста цены соответствующего топлива в
соответствующей ценовой зоне оптового рынка в 2015 году к 2014 году, предусмотренного
пунктом 11 настоящего приложения;
стоимость выработки 1 (одного) МВт*ч электрической энергии в 2015 году объектом
генерации, являющимся гидроэлектростанцией (частью гидроэлектростанции), определяется
как произведение величины, определенной в соответствии с подпунктом 4 пункта 10
настоящего приложения, и плановой величины индекса потребительских цен по итогам 2014
года в соответствии с официальным прогнозом индекса потребительских цен федерального
органа исполнительной власти в сфере социально-экономической политики;
6) удельная (в расчете на 1 МВт) годовая прибыль от продажи электроэнергии в каждом из 2013–
2015 годов вычисляется как произведение числа часов использования установленной
мощности, определенного как произведение числа часов в соответствующем году на
максимальное из значений, указанных в подпунктах 7 и 8 пункта 9 настоящего приложения,
коэффициента, отражающего долю поставки электрической энергии по регулируемым
договорам в текущем периоде, и разности цены РСВ соответствующего года, указанной в
подпункте 10 пункта 9 настоящего приложения, сниженной с учетом коэффициента
собственных нужд, указанного в отношении объекта генерации в приложении 4.1 к
соответствующему ДПМ, и стоимости выработки объектом генерации 1 (одного) МВт*ч
электрической энергии в соответствующем году, определенной в соответствии с подпунктами
3–5 пункта 10 настоящего приложения;
7) прогноз удельной (в расчете на 1 МВт) годовой необходимой валовой выручки объекта
генерации для каждого из 2013–2015 годов определяется путем расчета в соответствии с
приложением 4 к ДПМ цены на мощность объекта генерации при условии использования в
расчете доли затрат, отражающей прибыль от продажи электроэнергии, равной 1;
8) доля затрат, отражающая прибыль от продажи электрической энергии, объекта генерации
определяется как минимум из 1 (единицы) и величины, равной разности 1 (единицы) и
отношения суммы величин, определенных для каждого из 2013–2015 годов в соответствии с
подпунктом 6 пункта 10 настоящего приложения, к сумме значений, определенных для
каждого из 2013–2015 годов в соответствии с подпунктом 7 пункта 10 настоящего
приложения.
11. Для расчета доли затрат, отражающей прибыль от продажи электрической
энергии, в отношении объекта генерации, для которого в приложении 1.2 к соответствующим
ДПМ указана дата начала исполнения обязательств после 1 октября 2012 года и до 31 декабря
2013 года включительно, используются следующие прогнозы цен на электрическую энергию,
газ и уголь, определенные на основании прогноза социально-экономического развития
Российской Федерации, опубликованного на официальном сайте федерального органа
исполнительной власти, осуществляющего функции по выработке государственной политики
и нормативно-правовому регулированию в сфере анализа и прогнозирования социальноэкономического развития (далее – прогноз социально-экономического развития):


прогноз роста цен на электроэнергию для 1-й ценовой зоны оптового рынка (определен на
основании прогноза роста цен на газ в Российской Федерации, указанный в прогнозе
социально-экономического развития):
o
на 2013 год – рост 15% от уровня 2012 года;
o
на 2014 год – рост 15% от уровня 2013 года;
o
на 2015 год – рост 15% от уровня 2014 года;
прогноз роста цен на электроэнергию для 2-й ценовой зоны оптового рынка (определен на
основании прогноза роста цен на уголь в Российской Федерации, указанный в прогнозе
социально-экономического развития):
o
на 2013 год – рост 1,6% от уровня 2012 года;
o
на 2014 год – рост 6,8% от уровня 2013 года;
o
на 2015 год – рост 5,5% от уровня 2014 года;


прогноз роста цен на газ:
o
на 2013 год – рост 15% от уровня 2012 года;
o
на 2014 год – рост 15% от уровня 2013 года;
o
на 2015 год – рост 15% от уровня 2014 года;
прогноз роста цен на уголь:
o
на 2013 год – рост 1,6% от уровня 2012 года;
o
на 2014 год – рост 6,8% от уровня 2013 года;
o
на 2015 год – рост 5,5% от уровня 2014 года.
12. В Заявлении, указанном в приложении 1 к настоящему Регламенту, поданном в
отношении объекта генерации, для которого в приложении 1.2 к соответствующим ДПМ
указана дата начала исполнения обязательств после 31 декабря 2013 года и до 30 сентября 2014
года включительно, указываются значения следующих величин:
1) удельный расход условного топлива на производство 1 (одного) МВт*ч электрической
энергии объекта генерации;
2) рассчитанная исходя из понесенных в 2013 году расходов стоимость всех видов натурального
топлива, используемого станцией, к которой относится объект генерации, для выработки
электрической энергии;
3) установленная с 1 января 2013 года уполномоченным органом в области регулирования
тарифов минимальная оптовая цена, рассчитываемая по формуле цены на газ, добываемый
ОАО «Газпром» и его аффилированными лицами, реализуемый потребителям Российской
Федерации (кроме населения и потребителей, указанных в пункте 15.1 Основных положений
формирования и государственного регулирования цен на газ и тарифов на услуги по его
транспортировке на территории Российской Федерации, утвержденных постановлением
Правительства Российской Федерации от 29 декабря 2000 г. № 1021) в субъекте Российской
Федерации, в котором расположен объект генерации, а также указанная минимальная оптовая
цена, установленная с 1 июля 2013 года (для объектов газовой генерации);
4) величина платы за снабженческо-сбытовые услуги, оказываемые поставщику оптового рынка в
отношении объекта генерации, установленной уполномоченным органом в области
регулирования тарифов на 2013 год (для объектов газовой генерации);
5) установленный уполномоченным органом в области регулирования тарифов тариф на услугу
по транспортировке газа по газораспределительным сетям в целях газоснабжения объекта
генерации на 2013 год (для объектов газовой генерации);
6) величина, равная половине суммы регулируемой цены на электрическую энергию (в целях
поставки электрической энергии населению), установленная для электростанции, к которой
относится объект генерации, на период с 1 января по 30 июня 2013 года, и регулируемой
цены на электрическую энергию (в целях поставки электрической энергии населению),
установленная для электростанции, к которой относится объект генерации, на период с 1
июля по 31 декабря 2013 года;
7) коэффициент использования установленной мощности, сложившийся для объекта генерации
за период с 1 (первого) января 2013 года по 31 (тридцать первое) декабря 2013 года
включительно;
8) коэффициент использования установленной мощности, сложившийся для объекта генерации
за период с 1 января 2014 года по 31 декабря 2014 года включительно, а при его отсутствии
коэффициент использования установленной мощности, предусмотренный для объекта
генерации прогнозным балансом на 2014 год;
9) средневзвешенная по всем часам периода с 1 (первого) января 2013 года по 31 (тридцать
первое) декабря 2013 года включительно цена РСВ в ГТП генерации электростанции, к
которой относится объект генерации (если в отношении электростанции зарегистрировано
несколько ГТП генерации, используется средневзвешенная по полным плановым объемам
производства электроэнергии в соответствующих ГТП генерации цена РСВ);
10) прогноз среднегодовых цен РСВ на 2014, 2015 и 2016 годы, определенных исходя из
значения, указанного в подпункте 9 пункта 12 настоящего приложения, и темпов роста цены
РСВ в соответствующей ценовой зоне оптового рынка, предусмотренных пунктом 14
настоящего приложения.
В отношении величины, указанной в подпункте 2 настоящего пункта, должны быть представлены
мотивированные пояснения и расчеты.
В отношении величин, указанных в подпунктах 3–5 настоящего пункта, должна быть представлена
копия приказа ФСТ России с указанием источника и даты его опубликования.
13. Расчет доли затрат, отражающей прибыль от продажи электрической энергии, в
отношении объекта генерации, для которого в приложении 1.2 к соответствующим ДПМ
указана дата начала исполнения обязательств после 31 декабря 2013 года и до 30 сентября 2014
года включительно, проводится заявителем в следующем порядке:
1) для объектов газовой генерации стоимость условного топлива в 2013 году определяется как
произведение соотношения между натуральным и условным топливом (7/7.9) и минимума из
величины, указанной в подпункте 2 пункта 12 настоящего приложения, и ½ суммы значений,
указанных в подпункте 3 пункта 12 настоящего приложения, и суммы значений, указанных в
подпунктах 4 и 5 пункта 12 настоящего приложения; для объектов угольной генерации
стоимость условного топлива в 2013 году определяется как произведение соотношения между
натуральным и условным топливом (заявляется участником) и значения, указанного в
подпункте 2 пункта 12 настоящего приложения;
2) стоимость выработки объектом генерации 1 (одного) МВт*ч электрической энергии в 2013
году определяется как минимум из двух величин:
величины, указанной в подпункте 6 пункта 12 настоящего приложения, сниженной с учетом
коэффициента собственных нужд, указанного в отношении объекта генерации в
приложении 4.1 к соответствующему ДПМ;
расчетной стоимости выработки, вычисляемой как произведение величины, определенной в
соответствии с подпунктом 1 пункта 13 настоящего приложения, и минимума из значения,
указанного в подпункте 1 пункта 12 настоящего приложения, и значения удельного расхода
условного топлива объекта генерации, определенного исходя из величины электрического
КПД, указанной в перечне генерирующих объектов по договорам о предоставлении
мощности с техническими характеристиками и ценовыми параметрами, утвержденном
Наблюдательным советом НП «Совет рынка» 21 сентября 2010 года (с изменениями и
дополнениями);
3) стоимость выработки объектом генерации 1 (одного) МВт*ч электрической энергии в 2014
году определяется как произведение темпа роста цены соответствующего топлива в
соответствующей ценовой зоне оптового рынка в 2014 году к 2013 году, предусмотренного
пунктом 14 настоящего приложения, и стоимости выработки объектом генерации 1 (одного)
МВт*ч электрической энергии в 2013 году, определенной согласно подпункту 2 пункта 13
настоящего приложения;
стоимость выработки 1 (одного) МВт*ч электрической энергии в 2014 году объектом
генерации, являющимся гидроэлектростанцией (частью гидроэлектростанции), принимается
равной минимуму из величины, указанной в подпункте 2 пункта 12 настоящего приложения, и
произведения величины, указанной в подпункте 6 пункта 12 настоящего приложения, и
плановой величины индекса потребительских цен по итогам 2013 года в соответствии с
официальным прогнозом индекса потребительских цен федерального органа
исполнительной власти в сфере социально-экономической политики;
4) стоимость выработки объектом генерации 1 (одного) МВт*ч электрической энергии в 2015
году определяется как произведение величины, определенной в соответствии с подпунктом 3
пункта 13 настоящего приложения, и значения темпа роста цены соответствующего топлива в
соответствующей ценовой зоне оптового рынка в 2015 году к 2014 году, предусмотренного
пунктом 14 настоящего приложения;
стоимость выработки 1 (одного) МВт*ч электрической энергии в 2015 году объектом
генерации, являющимся гидроэлектростанцией (частью гидроэлектростанции), определяется
как произведение величины, определенной в соответствии с подпунктом 3 пункта 13
настоящего приложения, и плановой величины индекса потребительских цен по итогам 2014
года в соответствии с официальным прогнозом индекса потребительских цен федерального
органа исполнительной власти в сфере социально-экономической политики;
5) стоимость выработки объектом генерации 1 (одного) МВт*ч электрической энергии в 2016
году определяется как произведение величины, определенной в соответствии с подпунктом 4
пункта 13 настоящего приложения, и значения темпа роста цены соответствующего топлива в
соответствующей ценовой зоне оптового рынка в 2016 году к 2015 году, предусмотренного
пунктом 14 настоящего приложения;
стоимость выработки 1 (одного) МВт*ч электрической энергии в 2016 году объектом
генерации, являющимся гидроэлектростанцией (частью гидроэлектростанции), определяется
как произведение величины, определенной в соответствии с подпунктом 4 пункта 13
настоящего приложения, и плановой величины индекса потребительских цен по итогам 2015
года в соответствии с официальным прогнозом индекса потребительских цен федерального
органа исполнительной власти в сфере социально-экономической политики;
6) удельная (в расчете на 1 МВт) годовая прибыль от продажи электроэнергии в каждом из 2014–
2016 годов вычисляется как произведение числа часов использования установленной
мощности определенного как произведение числа часов в соответствующем году на
максимальное из значений, указанных в подпунктах 7 и 8 пункта 12 настоящего приложения,
коэффициента, отражающего долю поставки электрической энергии по регулируемым
договорам в текущем периоде, и разности цены РСВ соответствующего года, указанной в
подпункте 10 пункта 12 настоящего приложения, сниженной с учетом коэффициента
собственных нужд, указанного в отношении объекта генерации в приложении 4.1 к
соответствующему ДПМ, и стоимости выработки объектом генерации 1 (одного) МВт*ч
электрической энергии в соответствующем году, определенной в соответствии с подпунктами
3–5 пункта 13 настоящего приложения;
7) прогноз удельной (в расчете на 1 МВт) годовой необходимой валовой выручки объекта
генерации для каждого из 2014–2016 годов определяется путем расчета в соответствии с
приложением 4 к ДПМ цены на мощность объекта генерации при условии использования в
расчете доли затрат, отражающей прибыль от продажи электроэнергии, равной 1;
8) доля затрат, отражающая прибыль от продажи электрической энергии, объекта генерации
определяется как минимум из 1 (единицы) и величины, равной разности 1 (единицы) и
отношения суммы величин, определенных для каждого из 2014–2016 годов в соответствии с
подпунктом 6 пункта 13 настоящего приложения, к сумме значений, определенных для
каждого из 2014–2016 годов в соответствии с подпунктом 7 пункта 13 настоящего
приложения.
14. Для расчета доли затрат, отражающей прибыль от продажи электрической энергии, в
отношении объекта генерации, для которого в приложении 1.2 к соответствующим ДПМ
указана дата начала исполнения обязательств после 31 декабря 2013 года и до 30 сентября 2014
года включительно, используются следующие прогнозы цен на электрическую энергию, газ и
уголь, определенные на основании прогноза социально-экономического развития Российской
Федерации, опубликованного на официальном сайте федерального органа исполнительной
власти, осуществляющего функции по выработке государственной политики и нормативноправовому регулированию в сфере анализа и прогнозирования социально-экономического
развития (далее – прогноз социально-экономического развития):

прогноз роста цен на электроэнергию для 1-й ценовой зоны оптового рынка (определен на
основании прогноза роста цен на газ в Российской Федерации, указанный в прогнозе
социально-экономического развития):
o
на 2014 год – рост 7,6% от уровня 2013 года;
o
на 2015 год – рост 2,2% от уровня 2014 года;
o
на 2016 год – рост 4,9% от уровня 2015 года;



прогноз роста цен на электроэнергию для 2-й ценовой зоны оптового рынка (определен на
основании прогноза роста цен на уголь в Российской Федерации, указанный в прогнозе
социально-экономического развития):
o
на 2014 год – снижение 0,2% от уровня 2013 года;
o
на 2015 год – рост 3,2% от уровня 2014 года;
o
на 2016 год – рост 3,6% от уровня 2015 года;
прогноз роста цен на газ:
o
на 2014 год – рост 7,6% от уровня 2013 года;
o
на 2015 год – рост 2,2% от уровня 2014 года;
o
на 2016 год – рост 4,9% от уровня 2015 года;
прогноз роста цен на уголь:
o
на 2014 год – снижение 0,2% от уровня 2013 года;
o
на 2015 год – рост 3,2% от уровня 2014 года;
o
на 2016 год – рост 3,6% от уровня 2015 года.
15.
В заявлении, указанном в приложении 1 к настоящему Регламенту, поданном в
отношении объекта генерации, для которого в приложении 1.2 к соответствующим ДПМ
указана дата начала исполнения обязательств после 30 сентября 2014 года и до 1 января 2016
года включительно, указываются значения следующих величин:
1) удельный расход условного топлива на производство 1 (одного) МВт∙ч электрической
энергии объекта генерации;
2) рассчитанная исходя из понесенных в 2014 году (в отношении объектов генерации, для
которых указана дата начала исполнения обязательств не позднее 1 ноября 2014 года
включительно, – исходя из понесенных за 10 (десять) месяцев 2014 года; в отношении
объектов генерации, для которых указана дата начала исполнения обязательств в период с 1
декабря 2014 по 1 января 2015 года включительно, – исходя из понесенных за 11
(одиннадцать) месяцев 2014 года) расходов стоимость всех видов натурального топлива,
используемого станцией, к которой относится объект генерации, для выработки
электрической энергии;
3) установленная с 1 января 2014 года уполномоченным органом в области регулирования
тарифов минимальная оптовая цена, рассчитываемая по формуле цены на газ, добываемый
ОАО «Газпром» и его аффилированными лицами, реализуемый потребителям Российской
Федерации (кроме населения и потребителей, указанных в пункте 15.1 Основных положений
формирования и государственного регулирования цен на газ и тарифов на услуги по его
транспортировке на территории Российской Федерации, утвержденных постановлением
Правительства Российской Федерации от 29 декабря 2000 г. № 1021) в субъекте Российской
Федерации, в котором расположен объект генерации (для объектов газовой генерации);
4) величина платы за снабженческо-сбытовые услуги, оказываемые поставщику оптового рынка в
отношении объекта генерации, установленной уполномоченным органом в области
регулирования тарифов на 2014 год (для объектов газовой генерации);
5) установленный уполномоченным органом в области регулирования тарифов тариф на услугу
по транспортировке газа по газораспределительным сетям в целях газоснабжения объекта
генерации на 2014 год (для объектов газовой генерации);
6) величина, равная половине суммы регулируемой цены на электрическую энергию (в целях
поставки электрической энергии населению), установленная для электростанции, к которой
относится объект генерации, на 1-е полугодие 2014 года, и регулируемой цены на
электрическую энергию (в целях поставки электрической энергии населению), установленная
для электростанции, к которой относится объект генерации, на 2-е полугодие 2014 года;
7) коэффициент использования установленной мощности, сложившийся для объекта генерации
за период с 1 января 2014 года по 31 декабря 2014 года включительно (в отношении объектов
генерации, для которых указана дата начала исполнения обязательств не позднее 1 ноября
2014 года включительно, – за период с 1 ноября 2013 года по 31 октября 2014 года; в
отношении объектов генерации, для которых указана дата начала исполнения обязательств в
период с 1 декабря 2014 по 1 января 2015 года включительно, – за период с 1 декабря 2013
года по 30 ноября 2014 года);
8) коэффициент использования установленной мощности, предусмотренный для объекта
генерации прогнозным балансом на 2015 год;
9) средневзвешенная по всем часам периода с 1 января 2014 года по 31 декабря 2014 года
включительно (в отношении объектов генерации, для которых указана дата начала
исполнения обязательств не позднее 1 ноября 2014 года включительно, – за период с 1
ноября 2013 года по 31 октября 2014 года; в отношении объектов генерации, для которых
указана дата начала исполнения обязательств в период с 1 декабря 2014 по 1 января 2015 года
включительно, – за период с 1 декабря 2013 года по 30 ноября 2014 года) цена РСВ в ГТП
генерации электростанции, к которой относится объект генерации (если в отношении
электростанции
зарегистрировано
несколько
ГТП
генерации,
используется
средневзвешенная по полным плановым объемам производства электроэнергии в
соответствующих ГТП генерации цена РСВ);
10) прогноз среднегодовых цен РСВ на 2015, 2016 и 2017 годы, определенных исходя из
значения, указанного в подпункте 9 пункта 15 настоящего приложения, и темпов роста цены
РСВ в соответствующей ценовой зоне оптового рынка, предусмотренных пунктом 17
настоящего приложения.
В отношении величины, указанной в подпункте 2 настоящего пункта, должны быть представлены
мотивированные пояснения и расчеты.
В отношении величин, указанных в подпунктах 3–5 настоящего пункта, должна быть представлена
копия приказа ФСТ России с указанием источника и даты его опубликования.
16.
Расчет доли затрат, отражающей прибыль от продажи электрической энергии, в
отношении объекта генерации, для которого в приложении 1.2 к соответствующим ДПМ
указана дата начала исполнения обязательств после 30 сентября 2014 года и до 31 декабря 2015
года включительно, проводится заявителем в следующем порядке:
1) для объектов газовой генерации стоимость условного топлива в 2014 году определяется как
произведение соотношения между натуральным и условным топливом (7/7.9) и минимума из
величины, указанной в подпункте 2 пункта 15 настоящего приложения, и суммы значений,
указанных в подпунктах 3, 4 и 5 пункта 15 настоящего приложения; для объектов угольной
генерации стоимость условного топлива в 2014 году определяется как произведение
соотношения между натуральным и условным топливом (заявляется участником) и значения,
указанного в подпункте 2 пункта 15 настоящего приложения;
2) стоимость выработки объектом генерации 1 (одного) МВт∙ч электрической энергии в 2014
году определяется как минимум из двух величин:
произведения величины, указанной в подпункте 6 пункта 15 настоящего приложения и
сниженной с учетом коэффициента собственных нужд, указанного в отношении объекта
генерации в приложении 4.1 к соответствующему ДПМ, и коэффициента, равного 1,15 для
объектов газовой генерации, и 1,106 для объектов угольной генерации;
расчетной стоимости выработки, вычисляемой как произведение величины, определенной в
соответствии с подпунктом 1 пункта 16 настоящего приложения, и минимума из значения,
указанного в подпункте 1 пункта 15 настоящего приложения, и значения удельного расхода
условного топлива объекта генерации, определенного исходя из величины электрического
КПД, указанной в перечне генерирующих объектов по договорам о предоставлении
мощности с техническими характеристиками и ценовыми параметрами, утвержденном
Наблюдательным советом НП «Совет рынка» 21 сентября 2010 года (с изменениями и
дополнениями);
3) стоимость выработки объектом генерации 1 (одного) МВт∙ч электрической энергии в 2015
году определяется как произведение темпа роста цены соответствующего топлива в
соответствующей ценовой зоне оптового рынка в 2015 году к 2014 году, предусмотренного
пунктом 17 настоящего приложения, и стоимости выработки объектом генерации 1 (одного)
МВт∙ч электрической энергии в 2014 году, определенной согласно подпункту 2 пункта 16
настоящего приложения;
стоимость выработки 1 (одного) МВт∙ч электрической энергии в 2015 году объектом
генерации, являющимся гидроэлектростанцией (частью гидроэлектростанции), принимается
равной минимуму из величины, указанной в подпункте 2 пункта 15 настоящего приложения,
и произведения величины, указанной в подпункте 6 пункта 15 настоящего приложения, и
плановой величины индекса потребительских цен по итогам 2014 года в соответствии с
официальным прогнозом индекса потребительских цен федерального органа
исполнительной власти в сфере социально-экономической политики;
4) стоимость выработки объектом генерации 1 (одного) МВт∙ч электрической энергии в 2016
году определяется как произведение величины, определенной в соответствии с подпунктом 3
пункта 16 настоящего приложения, и значения темпа роста цены соответствующего топлива
в соответствующей ценовой зоне оптового рынка в 2016 году к 2015 году, предусмотренного
пунктом 17 настоящего приложения;
стоимость выработки 1 (одного) МВт∙ч электрической энергии в 2016 году объектом
генерации, являющимся гидроэлектростанцией (частью гидроэлектростанции), определяется
как произведение величины, определенной в соответствии с подпунктом 3 пункта 16
настоящего приложения, и плановой величины индекса потребительских цен по итогам 2015
года в соответствии с официальным прогнозом индекса потребительских цен федерального
органа исполнительной власти в сфере социально-экономической политики;
5) стоимость выработки объектом генерации 1 (одного) МВт∙ч электрической энергии в 2017
году определяется как произведение величины, определенной в соответствии с подпунктом 4
пункта 16 настоящего приложения, и значения темпа роста цены соответствующего топлива
в соответствующей ценовой зоне оптового рынка в 2017 году к 2016 году, предусмотренного
пунктом 17 настоящего приложения;
стоимость выработки 1 (одного) МВт∙ч электрической энергии в 2017 году объектом
генерации, являющимся гидроэлектростанцией (частью гидроэлектростанции), определяется
как произведение величины, определенной в соответствии с подпунктом 4 пункта 16
настоящего приложения, и плановой величины индекса потребительских цен по итогам 2016
года в соответствии с официальным прогнозом индекса потребительских цен федерального
органа исполнительной власти в сфере социально-экономической политики;
6) удельная (в расчете на 1 МВт) годовая прибыль от продажи электроэнергии в каждом из 2015–
2017 годов вычисляется как произведение числа часов использования установленной
мощности определенного как произведение числа часов в соответствующем году на
максимальное из значений, указанных в подпунктах 7 и 8 пункта 15 настоящего приложения,
коэффициента, отражающего долю поставки электрической энергии по регулируемым
договорам в текущем периоде, и разности цены РСВ соответствующего года, указанной в
подпункте 10 пункта 15 настоящего приложения, сниженной с учетом коэффициента
собственных нужд, указанного в отношении объекта генерации в приложении 4.1 к
соответствующему ДПМ, и стоимости выработки объектом генерации 1 (одного) МВт∙ч
электрической энергии в соответствующем году, определенной в соответствии с
подпунктами 3–5 пункта 16 настоящего приложения;
7) прогноз удельной (в расчете на 1 МВт) годовой необходимой валовой выручки объекта
генерации для каждого из 2015–2017 годов определяется путем расчета в соответствии с
приложением 4 к ДПМ цены на мощность объекта генерации при условии использования в
расчете доли затрат, отражающей прибыль от продажи электроэнергии, равной 1;
8) доля затрат, отражающая прибыль от продажи электрической энергии, объекта генерации
определяется как минимум из 1 (единицы) и величины, равной разности 1 (единицы) и
отношения суммы величин, определенных для каждого из 2015–2017 годов в соответствии с
подпунктом 6 пункта 16 настоящего приложения, к сумме значений, определенных для
каждого из 2015–2017 годов в соответствии с подпунктом 7 пункта 16 настоящего
приложения.
17.
Для расчета доли затрат, отражающей прибыль от продажи электрической
энергии, в отношении объекта генерации, для которого в приложении 1.2 к соответствующим
ДПМ указана дата начала исполнения обязательств после 30 сентября 2014 года и до 1 января
2016 года включительно, используются следующие прогнозы цен на электрическую энергию
(по субъекту Российской Федерации и по ценовой зоне, в которых расположен объект
генерации), газ и уголь:

прогноз роста цен на электроэнергию на 2015 год по субъекту Российской Федерации, в
котором расположен объект генерации, определенный на основании прогноза свободных
(нерегулируемых) цен на электрическую энергию (мощность) на 2014 и 2015 годы по субъектам
Российской Федерации, рассчитанного согласно Методике построения прогноза свободных
(нерегулируемых) цен на электроэнергию по субъектам Российской Федерации на 2015 год (по
полугодиям), утвержденной решением Наблюдательного совета НП «Совет рынка» от 19.09.2014 г.;

прогноз роста цен на электроэнергию на 2016 и 2017 год для 1-й ценовой зоны оптового
рынка, определенный на основании прогноза роста цен на газ, указанного в прогнозе социальноэкономического развития Российской Федерации, опубликованного на официальном сайте
федерального органа исполнительной власти, осуществляющего функции по выработке
государственной политики и нормативно-правовому регулированию в сфере анализа и
прогнозирования социально-экономического развития (далее – прогноз социально-экономического
развития):
o
на 2016 год – рост 6,6% от уровня 2015 года;
o
на 2017 год – рост 4,6% от уровня 2016 года;

прогноз роста цен на электроэнергию на 2016 и 2017 год для 2-й ценовой зоны оптового
рынка (определен на основании прогноза роста цен на уголь в Российской Федерации, указанного в
прогнозе социально-экономического развития):
o
на 2016 год – рост 5,0% от уровня 2015 года;
o
на 2017 год – рост 2,8% от уровня 2016 года;

прогноз роста цен на газ (указан в прогнозе социально-экономического развития):
o
на 2015 год – рост 3,5% от уровня 2014 года;
o
на 2016 год – рост 6,6% от уровня 2015 года;
o
на 2017 год – рост 4,6% от уровня 2016 года;

прогноз роста цен на уголь (указан в прогнозе социально-экономического развития):
o
на 2015 год – рост 3,2% от уровня 2014 года;
o
на 2016 год – рост 5,0% от уровня 2015 года;
o
на 2017 год – рост 2,8% от уровня 2016 года.
18. НП «Совет рынка» для утверждения на Наблюдательном совете готовит
информацию о проверке заявленного участником значения доли затрат, отражающей
прогнозную прибыль от продажи электрической энергии, с учетом требований пунктов 3–17
настоящего приложения.
Совет рынка имеет право потребовать дополнительные документы, необходимые для проверки
экономической обоснованности заявленных величин капитальных затрат и доли, отражающей прибыль
от продажи электрической энергии. Дополнительные документы представляются участником
сопроводительным письмом, подписанным уполномоченным лицом в виде заверенных участником
надлежащим образом копий, в сшитом и пронумерованном виде.
Предлагаемая редакция
Приложение 2
Порядок определения доли затрат, отражающей прибыль от продажи электрической энергии,
в отношении модернизируемых объектов генерации
1. При определении цены на мощность (расчетной цены на мощность) объекта генерации, в
отношении которого в приложении 4.1 к соответствующим Договорам о предоставлении мощности
(Приложение № Д 16, Приложение № Д 16.1 к Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка)
(далее – ДПМ) указано значение признака модернизации, равное «модернизируемый» (далее –
модернизируемый объект генерации), величина доли компенсируемых затрат, отражающей прогнозную
прибыль от продажи электрической энергии, (далее – доля затрат) принимается равной значению
параметра «доля затрат, отражающая прогнозную прибыль от продажи электрической энергии»,
указанному в приложении 4.1 к соответствующим ДПМ по состоянию на 1-е число месяца, в отношении
которого определяется цена на мощность (расчетная цена на мощность).
2. В отношении модернизируемых объектов генерации значение параметра «доля затрат,
отражающая прогнозную прибыль от продажи электрической энергии» указывается (изменяется) в
приложении 4.1 к соответствующим ДПМ в следующих случаях:
 в случае установления Наблюдательным советом Совета рынка экономической обоснованности
заявленного поставщиком по ДПМ значения доли затрат (проверка экономической обоснованности
проводится в порядке, предусмотренном разделом 1 настоящего Порядка);
 в случае отличия более чем на 10 % определяемого согласно разделу 2 настоящего Порядка
уточненного значения доли затрат от значения доли затрат, указанного в отношении данного объекта
генерации в приложении 4.1 к соответствующим ДПМ по состоянию на 1 декабря года, в котором
истекли 3 года или 6 лет с даты начала первого отчетного периода, определяемой согласно пункту 1
приложения 4 к ДПМ.
1.
ПОРЯДОК ПРОВЕРКИ ЭКОНОМИЧЕСКОЙ ОБОСНОВАННОСТИ ЗАЯВЛЕННОЙ
ПРОДАВЦАМИ ПО ДПМ ДОЛИ ЗАТРАТ
3. В целях проверки экономической обоснованности доли затрат объекта генерации, отнесенного
Наблюдательным советом Совета рынка к модернизируемым объектам, продавец по ДПМ направляет в
СР расчет указанной доли.
4. В приложении 4 к Заявлению, указанному в приложении 1 к настоящему Регламенту, требуется
привести произведенный участником оптового рынка расчет доли затрат, отражающей прибыль от
продажи электрической энергии, а также значения величин, учтенных при проведении указанного
расчета.
5. В заявлении, указанном в приложении 1 к настоящему Регламенту, поданном в отношении
объекта генерации, для которого в приложении 1.2 к соответствующим ДПМ указана дата начала
исполнения обязательств после 30 сентября 2014 года и до 1 декабря 2015 года включительно,
указываются значения следующих величин:
1) удельный расход условного топлива на производство 1 (одного) МВт∙ч электрической энергии
объекта генерации;
2) рассчитанная исходя из понесенных в 2014 году (в отношении объектов генерации, для которых
указана дата начала исполнения обязательств не позднее 1 ноября 2014 года включительно, –
исходя из понесенных за 10 (десять) месяцев 2014 года; в отношении объектов генерации, для
которых указана дата начала исполнения обязательств в период с 1 декабря 2014 по 1 января
2015 года включительно, – исходя из понесенных за 11 (одиннадцать) месяцев 2014 года)
расходов стоимость всех видов натурального топлива, используемого станцией, к которой
относится объект генерации, для выработки электрической энергии;
3) установленная с 1 января 2014 года уполномоченным органом в области регулирования тарифов
минимальная оптовая цена, рассчитываемая по формуле цены на газ, добываемый ОАО
«Газпром» и его аффилированными лицами, реализуемый потребителям Российской
Федерации (кроме населения и потребителей, указанных в пункте 15.1 Основных положений
формирования и государственного регулирования цен на газ и тарифов на услуги по его
транспортировке на территории Российской Федерации, утвержденных постановлением
Правительства Российской Федерации от 29 декабря 2000 г. № 1021) в субъекте Российской
Федерации, в котором расположен объект генерации (для объектов газовой генерации);
4) величина платы за снабженческо-сбытовые услуги, оказываемые поставщику оптового рынка в
отношении объекта генерации, установленной уполномоченным органом в области
регулирования тарифов на 2014 год (для объектов газовой генерации);
5) установленный уполномоченным органом в области регулирования тарифов тариф на услугу
по транспортировке газа по газораспределительным сетям в целях газоснабжения объекта
генерации на 2014 год (для объектов газовой генерации);
6) величина, равная половине суммы регулируемой цены на электрическую энергию (в целях
поставки электрической энергии населению), установленная для электростанции, к которой
относится объект генерации, на 1-е полугодие 2014 года, и регулируемой цены на
электрическую энергию (в целях поставки электрической энергии населению), установленная
для электростанции, к которой относится объект генерации, на 2-е полугодие 2014 года;
7) коэффициент использования установленной мощности, сложившийся для объекта генерации
за период с 1 января 2014 года по 31 декабря 2014 года включительно (в отношении объектов
генерации, для которых указана дата начала исполнения обязательств не позднее 1 ноября 2014
года включительно, – за период с 1 ноября 2013 года по 31 октября 2014 года; в отношении
объектов генерации, для которых указана дата начала исполнения обязательств в период с 1
декабря 2014 по 1 января 2015 года включительно, – за период с 1 декабря 2013 года по 30
ноября 2014 года);
8) коэффициент использования установленной мощности, предусмотренный для объекта
генерации прогнозным балансом на 2015 год;
9) средневзвешенная по всем часам периода с 1 января 2014 года по 31 декабря 2014 года
включительно (в отношении объектов генерации, для которых указана дата начала исполнения
обязательств не позднее 1 ноября 2014 года включительно, – за период с 1 ноября 2013 года по
31 октября 2014 года; в отношении объектов генерации, для которых указана дата начала
исполнения обязательств в период с 1 декабря 2014 по 1 января 2015 года включительно, – за
период с 1 декабря 2013 года по 30 ноября 2014 года) цена РСВ в ГТП генерации
электростанции, к которой относится объект генерации (если в отношении электростанции
зарегистрировано несколько ГТП генерации, используется средневзвешенная по полным
плановым объемам производства электроэнергии в соответствующих ГТП генерации цена
РСВ);
10) прогноз среднегодовых цен РСВ на 2015, 2016 и 2017 годы, определенных исходя из значения,
указанного в подпункте 9 пункта 5 настоящего Порядка, и темпов роста цены РСВ в
соответствующей ценовой зоне оптового рынка, предусмотренных пунктом 7 настоящего
Порядка.
В отношении величины, указанной в подпункте 2 настоящего пункта, должны быть представлены
мотивированные пояснения и расчеты.
В отношении величин, указанных в подпунктах 3–5 настоящего пункта, должна быть представлена
копия приказа ФСТ России с указанием источника и даты его опубликования.
6. Расчет доли затрат, отражающей прибыль от продажи электрической энергии, в отношении
объекта генерации, для которого в приложении 1.2 к соответствующим ДПМ указана дата начала
исполнения обязательств после 30 сентября 2014 года и до 1 декабря 2015 года включительно, проводится
заявителем в следующем порядке:
1) для объектов газовой генерации стоимость условного топлива в 2014 году определяется как
произведение соотношения между натуральным и условным топливом (7/7.9) и минимума из
величины, указанной в подпункте 2 пункта 5 настоящего Порядка, и суммы значений, указанных в
подпунктах 3, 4 и 5 пункта 5 настоящего Порядка; для объектов угольной генерации стоимость
условного топлива в 2014 году определяется как произведение соотношения между натуральным и
условным топливом (заявляется участником оптового рынка) и значения, указанного в подпункте
2 пункта 5 настоящего Порядка;
2) стоимость выработки объектом генерации 1 (одного) МВт∙ч электрической энергии в 2014 году
определяется как минимум из двух величин:
произведения величины, указанной в подпункте 6 пункта 5 настоящего Порядка и сниженной
с учетом коэффициента собственных нужд, указанного в отношении объекта генерации в
приложении 4.1 к соответствующим ДПМ, и коэффициента, равного 1,15 для объектов
газовой генерации, и 1,106 для объектов угольной генерации;
расчетной стоимости выработки, вычисляемой как произведение величины, определенной в
соответствии с подпунктом 1 пункта 6 настоящего Порядка, и минимума из значения,
указанного в подпункте 1 пункта 5 настоящего Порядка, и значения удельного расхода
условного топлива объекта генерации, определенного исходя из величины электрического
КПД, указанной в перечне генерирующих объектов по договорам о предоставлении
мощности с техническими характеристиками и ценовыми параметрами, утвержденном
Наблюдательным советом Совета рынка 21 сентября 2010 года (с изменениями и
дополнениями);
3) стоимость выработки объектом генерации 1 (одного) МВт∙ч электрической энергии в 2015 году
определяется как произведение темпа роста цены соответствующего топлива в
соответствующей ценовой зоне оптового рынка в 2015 году к 2014 году, предусмотренного
пунктом 7 настоящего Порядка, и стоимости выработки объектом генерации 1 (одного) МВт∙ч
электрической энергии в 2014 году, определенной согласно подпункту 2 пункта 6 настоящего
Порядка;
4) стоимость выработки объектом генерации 1 (одного) МВт∙ч электрической энергии в 2016 году
определяется как произведение величины, определенной в соответствии с подпунктом 3 пункта
6 настоящего Порядка, и значения темпа роста цены соответствующего топлива в
соответствующей ценовой зоне оптового рынка в 2016 году к 2015 году, предусмотренного
пунктом 7 настоящего Порядка;
5) стоимость выработки объектом генерации 1 (одного) МВт∙ч электрической энергии в 2017 году
определяется как произведение величины, определенной в соответствии с подпунктом 4 пункта
6 настоящего Порядка, и значения темпа роста цены соответствующего топлива в
соответствующей ценовой зоне оптового рынка в 2017 году к 2016 году, предусмотренного
пунктом 7 настоящего Порядка;
6) удельная (в расчете на 1 МВт) годовая прибыль от продажи электроэнергии в каждом из 2015–
2017 годов вычисляется как произведение числа часов использования установленной мощности
определенного как произведение числа часов в соответствующем году на максимальное из
значений, указанных в подпунктах 7 и 8 пункта 5 настоящего Порядка, коэффициента,
отражающего долю поставки электрической энергии по регулируемым договорам в текущем
периоде, и разности цены РСВ соответствующего года, указанной в подпункте 10 пункта 5
настоящего Порядка, сниженной с учетом коэффициента собственных нужд, указанного в
отношении объекта генерации в приложении 4.1 к соответствующим ДПМ, и стоимости
выработки объектом генерации 1 (одного) МВт∙ч электрической энергии в соответствующем
году, определенной в соответствии с подпунктами 3–5 пункта 6 настоящего Порядка;
7) прогноз удельной (в расчете на 1 МВт) годовой необходимой валовой выручки объекта
генерации для каждого из 2015–2017 годов определяется путем расчета в соответствии с
приложением 4 к ДПМ цены на мощность объекта генерации при условии использования в
расчете доли затрат, отражающей прибыль от продажи электроэнергии, равной 1;
8) доля затрат, отражающая прибыль от продажи электрической энергии, объекта генерации
определяется как минимум из 1 (единицы) и величины, равной разности 1 (единицы) и
отношения суммы величин, определенных для каждого из 2015–2017 годов в соответствии с
подпунктом 6 пункта 6 настоящего Порядка, к сумме значений, определенных для каждого из
2015–2017 годов в соответствии с подпунктом 7 пункта 6 настоящего Порядка.
7. Для расчета доли затрат, отражающей прибыль от продажи электрической энергии, в
отношении объекта генерации, для которого в приложении 1.2 к соответствующим ДПМ указана дата
начала исполнения обязательств после 30 сентября 2014 года и до 1 декабря 2015 года включительно,
используются следующие прогнозы цен на электрическую энергию (по субъекту Российской Федерации
и по ценовой зоне, в которых расположен объект генерации), газ и уголь:

прогноз роста цен на электроэнергию на 2015 год по субъекту Российской Федерации, в
котором расположен объект генерации, определенный на основании прогноза свободных
(нерегулируемых) цен на электрическую энергию (мощность) на 2014 и 2015 годы по субъектам
Российской Федерации, рассчитанного согласно Методике построения прогноза свободных
(нерегулируемых) цен на электроэнергию по субъектам Российской Федерации на 2015 год (по
полугодиям), утвержденной решением Наблюдательного совета Совета рынка от 19.09.2014 г.;

прогноз роста цен на электроэнергию на 2016 и 2017 годы для 1-й ценовой зоны оптового
рынка, определенный на основании прогноза роста цен на газ, указанного в прогнозе социальноэкономического развития Российской Федерации, опубликованного на официальном сайте
федерального органа исполнительной власти, осуществляющего функции по выработке
государственной политики и нормативно-правовому регулированию в сфере анализа и
прогнозирования социально-экономического развития (далее – прогноз социально-экономического
развития):
o
на 2016 год – рост 6,6% от уровня 2015 года;
o
на 2017 год – рост 4,6% от уровня 2016 года;

прогноз роста цен на электроэнергию на 2016 и 2017 год для 2-й ценовой зоны оптового
рынка (определен на основании прогноза роста цен на уголь в Российской Федерации, указанного в
прогнозе социально-экономического развития):
o
на 2016 год – рост 5,0% от уровня 2015 года;
o
на 2017 год – рост 2,8% от уровня 2016 года;

прогноз роста цен на газ (указан в прогнозе социально-экономического развития):
o
на 2015 год – рост 3,5% от уровня 2014 года;
o
на 2016 год – рост 6,6% от уровня 2015 года;
o
на 2017 год – рост 4,6% от уровня 2016 года;

прогноз роста цен на уголь (указан в прогнозе социально-экономического развития):
o
на 2015 год – рост 3,2% от уровня 2014 года;
o
на 2016 год – рост 5,0% от уровня 2015 года;
o
на 2017 год – рост 2,8% от уровня 2016 года.
8.
В заявлении, указанном в приложении 1 к настоящему Регламенту, поданном в
отношении объекта генерации, для которого в приложении 1.2 к соответствующим ДПМ указана дата
начала исполнения обязательств после 1 декабря 2015 года и до 1 января 2017 года включительно,
указываются значения следующих величин:
1) удельный расход условного топлива на производство 1 (одного) МВт∙ч электрической энергии
объекта генерации;
2) рассчитанная исходя из понесенных в 2015 году (в отношении объектов генерации, для которых
указана дата начала исполнения обязательств в период с 1 декабря 2015 по 1 января 2016 года
включительно, – исходя из понесенных за 11 (одиннадцать) месяцев 2015 года) расходов
стоимость всех видов натурального топлива, используемого станцией, к которой относится
объект генерации, для выработки электрической энергии;
3) установленная с 1 января 2015 года уполномоченным органом в области регулирования тарифов
минимальная оптовая цена, рассчитываемая по формуле цены на газ, добываемый ОАО
«Газпром» и его аффилированными лицами, реализуемый потребителям Российской Федерации
(кроме населения и потребителей, указанных в пункте 15.1 Основных положений формирования
и государственного регулирования цен на газ и тарифов на услуги по его транспортировке на
территории Российской Федерации, утвержденных постановлением Правительства Российской
Федерации от 29 декабря 2000 г. № 1021) в субъекте Российской Федерации, в котором
расположен объект генерации (для объектов газовой генерации);
4) величина платы за снабженческо-сбытовые услуги, оказываемые поставщику оптового рынка в
отношении объекта генерации, установленной уполномоченным органом в области
регулирования тарифов на 2015 год (для объектов газовой генерации);
5) установленный уполномоченным органом в области регулирования тарифов тариф на услугу по
транспортировке газа по газораспределительным сетям в целях газоснабжения объекта генерации
на 2015 год (для объектов газовой генерации);
6) величина, равная половине суммы регулируемой цены на электрическую энергию (в целях
поставки электрической энергии населению), установленная для электростанции, к которой
относится объект генерации, на 1-е полугодие 2015 года, и регулируемой цены на электрическую
энергию (в целях поставки электрической энергии населению), установленная для
электростанции, к которой относится объект генерации, на 2-е полугодие 2015 года;
7) коэффициент использования установленной мощности, сложившийся для объекта генерации за
период с 1 января 2015 года по 31 декабря 2015 года включительно (в отношении объектов
генерации, для которых указана дата начала исполнения обязательств в период с 1 декабря 2015
по 1 января 2016 года включительно, – за период с 1 декабря 2014 года по 30 ноября 2015 года);
8) коэффициент использования установленной мощности, предусмотренный для объекта генерации
прогнозным балансом на 2016 год;
9) средневзвешенная по всем часам периода с 1 января 2015 года по 31 декабря 2015 года
включительно (в отношении объектов генерации, для которых указана дата начала исполнения
обязательств в период с 1 декабря 2015 по 1 января 2016 года включительно, – за период с 1
декабря 2014 года по 30 ноября 2015 года) цена РСВ в ГТП генерации электростанции, к которой
относится объект генерации (если в отношении электростанции зарегистрировано несколько
ГТП генерации, используется средневзвешенная по полным плановым объемам производства
электроэнергии в соответствующих ГТП генерации цена РСВ);
10) прогноз среднегодовых цен РСВ на 2016, 2017 и 2018 годы, определенных исходя из значения,
указанного в подпункте 9 пункта 8 настоящего Порядка, и темпов роста цены РСВ в
соответствующей ценовой зоне оптового рынка, предусмотренных пунктом 10 настоящего
Порядка.
В отношении величины, указанной в подпункте 2 настоящего пункта, должны быть представлены
мотивированные пояснения и расчеты.
В отношении величин, указанных в подпунктах 3–5 настоящего пункта, должна быть представлена
копия приказа ФСТ России с указанием источника и даты его опубликования.
9. Расчет доли затрат, отражающей прибыль от продажи электрической энергии, в отношении
объекта генерации, для которого в приложении 1.2 к соответствующим ДПМ указана дата начала
исполнения обязательств после 1 декабря 2015 года и до 1 января 2017 года включительно, проводится
заявителем в следующем порядке:
1. для объектов газовой генерации стоимость условного топлива в 2015 году определяется как
произведение соотношения между натуральным и условным топливом (7/7.9) и минимума из
величины, указанной в подпункте 2 пункта 8 настоящего Порядка, и суммы значений,
указанных в подпунктах 3, 4 и 5 пункта 8 настоящего Порядка; для объектов угольной
генерации стоимость условного топлива в 2015 году определяется как произведение
соотношения между натуральным и условным топливом (заявляется участником) и значения,
указанного в подпункте 2 пункта 8 настоящего Порядка;
2. стоимость выработки объектом генерации 1 (одного) МВт∙ч электрической энергии в 2015 году
определяется как минимум из двух величин:;
произведения величины, указанной в подпункте 6 пункта 8 настоящего Порядка и сниженной
с учетом коэффициента собственных нужд, указанного в отношении объекта генерации в
приложении 4.1 к соответствующим ДПМ, и коэффициента, равного 1,15 для объектов
газовой генерации, и 1,106 для объектов угольной генерации;
расчетной стоимости выработки, вычисляемой как произведение величины, определенной в
соответствии с подпунктом 1 пункта 9 настоящего Порядка, и минимума из значения,
указанного в подпункте 1 пункта 8 настоящего Порядка, и значения удельного расхода
условного топлива объекта генерации, определенного исходя из величины электрического
КПД, указанной в перечне генерирующих объектов по договорам о предоставлении
мощности с техническими характеристиками и ценовыми параметрами, утвержденном
Наблюдательным советом Совета рынка 21 сентября 2010 года (с изменениями и
дополнениями);
3. стоимость выработки объектом генерации 1 (одного) МВт∙ч электрической энергии в 2016 году
определяется как произведение темпа роста цены соответствующего топлива в
соответствующей ценовой зоне оптового рынка в 2016 году к 2015 году, предусмотренного
пунктом 10 настоящего Порядка, и стоимости выработки объектом генерации 1 (одного) МВт∙ч
электрической энергии в 2015 году, определенной согласно подпункту 2 пункта 9 настоящего
Порядка;
4. стоимость выработки объектом генерации 1 (одного) МВт∙ч электрической энергии в 2017 году
определяется как произведение величины, определенной в соответствии с подпунктом 3 пункта
9 настоящего Порядка, и значения темпа роста цены соответствующего топлива в
соответствующей ценовой зоне оптового рынка в 2017 году к 2016 году, предусмотренного
пунктом 10 настоящего Порядка;
5. стоимость выработки объектом генерации 1 (одного) МВт∙ч электрической энергии в 2018 году
определяется как произведение величины, определенной в соответствии с подпунктом 4 пункта
9 настоящего Порядка, и значения темпа роста цены соответствующего топлива в
соответствующей ценовой зоне оптового рынка в 2018 году к 2017 году, предусмотренного
пунктом 10 настоящего Порядка;
6. удельная (в расчете на 1 МВт) годовая прибыль от продажи электроэнергии в каждом из 2016–
2018 годов вычисляется как произведение числа часов использования установленной мощности
определенного как произведение числа часов в соответствующем году на максимальное из
значений, указанных в подпунктах 7 и 8 пункта 8 настоящего Порядка, коэффициента,
отражающего долю поставки электрической энергии по регулируемым договорам в текущем
периоде, и разности цены РСВ соответствующего года, указанной в подпункте 10 пункта 8
настоящего Порядка, сниженной с учетом коэффициента собственных нужд, указанного в
отношении объекта генерации в приложении 4.1 к соответствующим ДПМ, и стоимости
выработки объектом генерации 1 (одного) МВт∙ч электрической энергии в соответствующем
году, определенной в соответствии с подпунктами 3–5 пункта 9 настоящего Порядка;
7. прогноз удельной (в расчете на 1 МВт) годовой необходимой валовой выручки объекта
генерации для каждого из 2016–2018 годов определяется путем расчета в соответствии с
приложением 4 к ДПМ цены на мощность объекта генерации при условии использования в
расчете доли затрат, отражающей прибыль от продажи электроэнергии, равной 1;
8. доля затрат, отражающая прибыль от продажи электрической энергии, объекта генерации
определяется как минимум из 1 (единицы) и величины, равной разности 1 (единицы) и
отношения суммы величин, определенных для каждого из 2016–2018 годов в соответствии с
подпунктом 6 пункта 9 настоящего Порядка, к сумме значений, определенных для каждого из
2016–2018 годов в соответствии с подпунктом 7 пункта 9 настоящего Порядка..
10. Для расчета доли затрат, отражающей прибыль от продажи электрической энергии, в
отношении объекта генерации, для которого в приложении 1.2 к соответствующим ДПМ указана дата
начала исполнения обязательств после 1 декабря 2015 года и до 1 января 2017 года включительно,
используются следующие прогнозы цен на электрическую энергию (по субъекту Российской Федерации
и по ценовой зоне, в которых расположен объект генерации), газ и уголь:

прогноз роста цен на электроэнергию на 2016 год по субъекту Российской Федерации, в котором
расположен объект генерации, определенный на основании прогноза свободных
(нерегулируемых) цен на электрическую энергию (мощность) на 2015 и 2016 годы по субъектам
Российской Федерации, рассчитанного согласно Методике построения прогноза свободных
(нерегулируемых) цен на электроэнергию по субъектам Российской Федерации, утвержденной
решением Наблюдательного совета Совета рынка от 22.10.2015 г.;

прогноз роста цен на электроэнергию на 2017 и 2018 год для 1-й ценовой зоны оптового рынка,
определенный на основании прогноза роста цен на газ, указанного в прогнозе социальноэкономического развития Российской Федерации, опубликованного на официальном сайте
федерального органа исполнительной власти, осуществляющего функции по выработке
государственной политики и нормативно-правовому регулированию в сфере анализа и
прогнозирования социально-экономического
экономического развития):
развития
(далее
–
прогноз
социально-
o на 2017 год – рост 2,5% от уровня 2016 года;
o на 2018 год – рост 3,0% от уровня 2017 года;

прогноз роста цен на электроэнергию на 2016 и 2017 год для 2-й ценовой зоны оптового рынка
(определен на основании прогноза роста цен на уголь в Российской Федерации, указанного в
прогнозе социально-экономического развития):
o на 2017 год – рост 7,2% от уровня 2016 года;
o на 2018 год – рост 5,8% от уровня 2017 года;

прогноз роста цен на газ (указан в прогнозе социально-экономического развития):
o на 2016 год – рост 4,9% от уровня 2015 года;
o на 2017 год – рост 2,5% от уровня 2016 года;
o на 2018 год – рост 3,0% от уровня 2017 года;

прогноз роста цен на уголь (указан в прогнозе социально-экономического развития):
o на 2016 год – рост 5,0% от уровня 2015 года;
o на 2017 год – рост 7,2% от уровня 2016 года;
o на 2018 год – рост 5,8% от уровня 2017 года.
11. Совет рынка для утверждения Наблюдательным советом Совета рынка готовит информацию о
проверке заявленного участником значения доли затрат, отражающей прогнозную прибыль от продажи
электрической энергии, с учетом требований пунктов 5–10 настоящего Порядка.
Совет рынка имеет право потребовать дополнительные документы, необходимые для проверки
экономической обоснованности заявленных величин капитальных затрат и доли, отражающей прибыль
от продажи электрической энергии. Дополнительные документы представляются участником оптового
рынка сопроводительным письмом, подписанным уполномоченным лицом в виде заверенных
участником оптового рынка надлежащим образом копий, в сшитом и пронумерованном виде.
В случае принятия Наблюдательным советом Совета рынка решения об установлении
экономической обоснованности заявленной в отношении объекта генерации величины доли затрат,
отражающей прогнозную прибыль от продажи электрической энергии, в порядке и в сроки,
предусмотренные настоящим Регламентом, СР передает КО соответствующие значения ценовых
параметров согласно приложению 5 к настоящему Регламенту, а КО учитывает их для определения цены
и (или) расчетной цены на мощность в порядке и в сроки, установленные настоящим Регламентом.
2.
ПОРЯДОК ОПРЕДЕЛЕНИЯ УТОЧНЕННОГО ЗНАЧЕНИЯ ДОЛИ ЗАТРАТ ДЛЯ
ОБЪЕКТА ГЕНЕРАЦИИ, ОТНЕСЕННОГО К МОДЕРНИЗИРУЕМЫМ ОБЪЕКТАМ
12. В отношении объектов генерации, для которых 3 Отчетных периода (6 Отчетных периодов)
истекли до 1 января 2015 года, уточненное значение доли затрат на период длительностью 36 месяцев,
начиная с января года, следующего за годом, в котором истекли 3 Отчетных периода (6 Отчетных
периодов), принимается равным значению параметра «доля затрат, отражающая прогнозную прибыль от
продажи электрической энергии», указанному в приложении 4.1 к соответствующим ДПМ по состоянию
на 1 декабря календарного года, в котором истекли 3 Отчетных периода (6 Отчетных периодов).
13. Ежегодно не позднее срока, установленного Договором о присоединении к торговой системе
оптового рынка для расчета цены поставляемой по ДПМ мощности в отношении января
соответствующего года (далее – год X), КО определяет уточненные значения доли затрат, отражающей
прогнозную прибыль от продажи электрической энергии (далее – уточненное значение доли затрат), в
отношении модернизируемых объектов генерации, для которых в году X–1, предшествующем году X,
истекли 3 Отчетных периода или 6 Отчетных периодов (понятие «Отчетный период» определяется
согласно пункту 1 приложения 4 к ДПМ исходя из даты начала исполнения обязательств по поставке
мощности, указанной в отношении такого объекта генерации в приложении 1 к соответствующим ДПМ,
действующей на 1 января года X).
14. КО определяет (с точностью до 2 знаков после запятой) уточненное значение доли затрат для
объекта генерации g Крсвg,уточн
по следующей формуле:
X
X  k 1
уточн
Крсвg,

X
К
n X
k
g
n
,
(1)
где k – количество лет, принимающее значение:
3 – в отношении объектов генерации, у которых в году X-1 истекло 3 Отчетных периода;
4 – в отношении объектов генерации, у которых в году X-1 истекло 6 Отчетных периодов;
К gn – расчетная величина доли затрат для объекта генерации g в году n, определяемая в соответствии с
настоящим Порядком.
15. Расчетная величина доли затрат для объекта генерации g в году n определяется (с точностью до
4 знаков после запятой) в следующем порядке:
К  max{ 0; min( 1; 1 
g
n
Прn,ээg  Пфg,X / k
12  НВВ n,удg
)} ,
(2)
ээ
где Прn,g – удельная прибыль за год n в отношении объекта генерации g, определяемая согласно
настоящему Порядку;
Пфg,X – отклонение прибыли от продажи электрической энергии от значения, учтенного при
расчете в году X-3 уточненного значения доли затрат для объекта генерации g, для целей расчетов
уточненного значения в году Х, равном 2016 или 2017 или 2018, принимаемое равным 0 (нулю), а
для расчетов уточненного значения в последующие годы определяемое в соответствии с
Договором о присоединении к торговой системе оптового рынка;
НВВ nуд,g
– удельная месячная необходимая валовая выручка для объекта генерации g в году n,
определяемая согласно настоящему Порядку.
Для целей расчета уточненного значения доли затрат в 2016 году в отношении объектов генерации,
g
расположенных во второй ценовой зоне оптового рынка, значение величины К n для всех n принимается
равным значению параметра «доля затрат, отражающая прогнозную прибыль от продажи электрической
энергии», указанному в приложении 4.1 к соответствующим ДПМ по состоянию на 1 декабря 2015 года.
16. Удельная месячная необходимая валовая выручка для объекта генерации g в году n определяется
(в рублях, с точностью до 7 знаков после запятой) в следующем порядке:
НВВ nуд, g  (COEx g,n  НИ g,n   g ,n )  К сн g ,
(3)
где COEx g ,n – составляющая цены на мощность, обеспечивающая ежемесячный возврат
капитальных и эксплуатационных затрат для объекта генерации g в году n, определяемая в
соответствии с настоящим Порядком;
НИ g ,n – среднемесячная сумма налога на имущество в отношении объекта генерации g,
определяемая в отношении декабря года n в соответствии с настоящим Порядком;
 g ,n – величина, учитывающая разницу цен на мощность в году n+4 (для целей расчета
уточненного значения доли затрат в году Х, равном 2016, величина  g ,n принимается равной 0
(нулю) для каждого n, для расчетов уточненного значения доли затрат в последующие годы
определяется в соответствии с Договором о присоединении к торговой системе оптового рынка);
К сн g – коэффициент, отражающий потребление мощности (электрической энергии) на
собственные и (или) хозяйственные нужды электростанций, равный указанному в приложении 4.1
к соответствующим ДПМ в отношении объекта генерации g значению параметра «коэффициент
собственных нужд».
17. Составляющая цены на мощность, обеспечивающая ежемесячный возврат капитальных и
эксплуатационных затрат для объекта генерации g в году n определяется в следующем порядке:
~
Y0
COEx g,n  ( R Y~0, g  НД X 1 /(1  НП g,X )  RY~0 , g  (k z , g  1) /( k 16
 1)) / 12  ЭРg,n ,
z,g
(4)
~
где Y0 – номер Отчетного периода, в который входит январь года X:
4 – для объектов генерации, у которых в году X-1 истекли 3 Отчетных периода;
7 – для объектов генерации, у которых в году X-1 истекли 6 Отчетных периодов;
~
R Y~0, g – величина возмещаемых в Отчетном периоде с номером Y0 затрат в отношении объекта
генерации g, определяемая согласно настоящему Порядку;
НД X 1 – фактическая норма доходности инвестированного капитала, определенная в отношении
года X-1, предшествующего году X, в порядке, предусмотренном приложением 4 к ДПМ, исходя
из базового уровня нормы доходности инвестированного капитала, равного 0.14 (14% годовых);
НП g,X – максимально возможная в соответствии с Налоговым кодексом Российской Федерации (в
редакции, действующей на 1 января года X) сумма ставки налога на прибыль организаций,
подлежащего зачислению в федеральный бюджет, и ставки налога на прибыль организаций,
подлежащего зачислению в бюджеты субъектов Российской Федерации;
k z, g – коэффициент, равный:
1,19 – для объектов генерации, расположенных в первой ценовой зоне оптового рынка;
1,16 – для объектов генерации, расположенных в второй ценовой зоне оптового рынка;
ЭРg,n – величина эксплуатационных расходов, определяемая в отношении года n в следующем
порядке:
ЭР g,n  ЭР g,2010 
n 1
 ИПЦ
j
,
(5)
j  2010
где ЭР g,2010 – величина удельных эксплуатационных затрат для 2010 года, принимаемая равной:
 80 тыс. руб./МВт в месяц – для объектов газовой генерации,
 123 тыс. руб./МВт в месяц – для объектов угольной генерации,
ИПЦ j – индекс потребительских цен в декабре года j в процентах к декабрю года j–1, определяемый
следующим образом:



для года j < X значение ИПЦ j принимается равным фактическому значению индекса
потребительских цен ИПЦ ф j , определяемому КО в порядке, предусмотренном пунктом
2.6 настоящего Регламента;
для года j ≥ X значение ИПЦ j определяется согласно уточненному (актуальному) прогнозу
социально-экономического
развития
Российской
Федерации,
разработанному
федеральным органом исполнительной власти в сфере социально-экономической
политики, содержащему прогноз индекса потребительских цен в декабре года j в процентах
к декабрю года j–1, и принимается равным указанному прогнозу индекса потребительских
цен в декабре года j в процентах к декабрю года j–1;
если на 5 (пятый) рабочий день года X, в отношении которого производится расчет
уточненного значения доли затрат, уточненный (актуальный) прогноз социальноэкономического развития Российской Федерации не опубликован либо не содержит
прогноз индекса потребительских цен в декабре года j в процентах к декабрю года j–1, то
для года j ≥ X значение ИПЦ j принимается равным последнему фактическому значению
индекса потребительских цен ИПЦ ф j , определяемому КО в порядке, предусмотренном
пунктом 2.6 настоящего Регламента.
Для определения значений ИПЦ j КО использует в качестве уточненного (актуального) прогноза
социально-экономического развития Российской Федерации, разработанного федеральным органом
исполнительной власти в сфере социально-экономической политики, опубликованный на официальном
сайте федерального органа исполнительной власти в сфере социально-экономической политики прогноз
социально-экономического развития Российской Федерации (далее – прогноз МЭР) по состоянию на 5
(пятый) рабочий день года X. Содержание страницы официального сайта федерального органа
исполнительной власти в сфере социально-экономической политики, на которой размещен прогноз
социально-экономического развития Российской Федерации, подлежит заверению у нотариуса.
Если в прогнозе МЭР указан интервальный прогноз одной или нескольких величин (указан
диапазон значений или несколько возможных значений), то в расчете в качестве соответствующей
величины используется среднее арифметическое указанных значений.
Если в прогнозе МЭР величина указана в виде приростов в процентах (либо приростов в виде
коэффициентов), то для расчетов КО использует значение соответствующей величины, увеличенное на
100 (сто) процентов (в случае прироста в виде коэффициента – значение, увеличенное на 1 (единицу),
соответственно).
Определенные в указанном порядке при расчете в году X значения величин не подлежат
пересмотру в случае опубликования на сайте федерального органа исполнительной власти в сфере
социально-экономической политики позднее 5 (пятого) рабочего дня года X новой редакции прогноза
МЭР.
18. Для целей расчета по настоящему Порядку величина возмещаемых в Отчетные периоды с
~
~
~
номером Y ( Y принимает значения от 2 до номера Y0 , определяемого согласно настоящему
Порядку), затрат в отношении объекта генерации g определяется следующим образом:
~
Y
R Y~, g  ( RY~ 1, g  RY~ 1, g  (k z , g  1) /( k 17
 1)  ( НД г1, g  НД г 2, g )  (1  НД г 1, g )  RY~ 1, g ) , (6)
z,g
где
– номер календарного года, в который входит декабрь, относящийся к Отчетному периоду с
~
номером Y ;
НД г1, g ( НД г 2, g ) – фактическая норма доходности инвестированного капитала, определенная в
г
отношении года г-1 (г-2), в порядке, предусмотренном приложением 4 к ДПМ, исходя из базового
уровня нормы доходности инвестированного капитала, равного 0.14 (14% годовых).
19. Для целей расчета по настоящему Порядку величина возмещаемых в первом Отчетном
~
периоде ( Y = 1) затрат в отношении объекта генерации g определяется следующим образом:
R1,g  К g клим  К g сейсм  1000  СapEx g,X  К g резерв  К g терм  (1  НД 0, g )
Nст g
,
(7)
где К клим – коэффициент, указанный в отношении объекта генерации g в приложении 4.1 к
соответствующим ДПМ;
К g сейсм – коэффициент, отражающий принадлежность объекта генерации g к сейсмической зоне,
принимаемый равным:
1 – для объектов генерации, указанный в отношении которых в приложении 4.1 к
соответствующим ДПМ коэффициент сейсмического влияния равен 1;
1,08 – для объектов генерации, расположенных в первой ценовой зоне оптового рынка, в
отношении которых в приложении 4.1 к соответствующим ДПМ коэффициент сейсмического
влияния превышает 1;
1,06 – для объектов генерации, расположенных во второй ценовой зоне оптового рынка, в
отношении которых в приложении 4.1 к соответствующим ДПМ коэффициент сейсмического
влияния превышает 1;
СapEx g,X – удельная величина капитальных затрат СapEx t,m , определенная согласно пункту 4.1
настоящего Регламента для объекта генерации g в отношении расчетного месяца m, в котором
проводится определение уточненного значения доли затрат;
К g резерв – коэффициент, равный:
0,95 – для объектов генерации, фактическим основным видом топлива которых является газ;
1 – для прочих объектов генерации;
g
Кg терм – коэффициент, равный:
0,9 – для объектов генерации, расположенных в первой ценовой зоне оптового рынка;
0,95 – для объектов генерации, расположенных во второй ценовой зоне оптового рынка;
НД 0 , g – величина, определяемая в порядке, предусмотренном приложением 4 к ДПМ для расчета
величины НД g 0 , исходя из базового уровня нормы доходности инвестированного капитала,
равного 0.14 (14% годовых), для использующих тот же вид основного топлива, что и объект
генерации g, объектов генерации, у которых первый Отчетный период начинается в тот же
календарный год, на который приходится дата начала первого Отчетного периода объекта
генерации g, определяемая согласно пункту 1 приложения 4 к ДПМ;
Nст g – степень приведения затрат, равная:
1,5 – для объектов генерации, фактическим основным видом топлива которых является газ;
2,5 – для объектов генерации, фактическим основным видом топлива которых является уголь.
20. Для целей расчета по настоящему Порядку среднемесячная сумма налога на имущество в
отношении объекта генерации g, определяется в отношении декабря года n в следующем порядке:
12
НИ g,n  НИ g,n / 12  ( ОстСgj,n  ОстС1,g n 1 ) / 13 ,
ст
(8)
j1
где НИ g,n ст – ставка налога на имущество организаций, максимально возможная в соответствии с
Налоговым кодексом Российской Федерации (в редакции, действующей на 1 января года X);
ОстСgj,n – расчетная величина остаточной стоимости в отношении объекта генерации g на
первое число месяца с номером j года n, которая определяется следующим образом:
ОстСgj,n  (СapEx g /К g терм,g ) 
(teg  1  l ) 12  j  1
teg 12
,
(9)
где j – номер месяца, на первое число которого определяется расчетная величина остаточной
стоимости;
te g – типовой срок эксплуатации, принимаемый равным:
15 годам – для объектов генерации, фактическим основным видом топлива которых является газ;
30 годам – для прочих объектов генерации.
l – порядковый номер года n, определяемый равным:
l = 4+n–Х – для объектов генерации, у которых истекли 3 Отчетных периода в году X-1;
l = 7+n–Х – для объектов генерации, у которых истекли 6 Отчетных периодов в году X-1.
21. Удельная прибыль за год n в отношении объекта генерации g определяетcя в следующем
порядке:
Прn,ээg  ЧЧ n  КИУМ g  (1  K gРД )  (
_ прогноз
Ц nРСВ
 Snотпуск
,g
,g
К gсн
),
(10)
где ЧЧ n – число часов в году n, равное 8784 для високосных лет и 8760 для прочих лет;
КИУМ g – коэффициент использования установленной мощности, сложившийся для объекта
генерации g за период с 1 января по 31 декабря года X-1, определяемый (с точностью до 2 знаков
после запятой) КО по следующей формуле:
КИУМ g 
где W X , g 
ээ
VS
hX 1
факт , h , g
W Xээ, g
N g  ЧЧИ
,
(11)
– количество (в МВт∙ч) электрической энергии, выработанной объектом
генерации g за часы h, принадлежащие периоду с января по декабрь года Х-1 включительно;
VS факт ,h , g – величина фактического объема производства (поставки) электрической энергии для
ГТП генерации в отношении объекта генерации g, определенная в соответствии с пунктом 2.1.1
Регламента определения объемов, инициатив и стоимости отклонений (Приложение № 12 к Договору о
присоединении к торговой системе оптового рынка);
N g – значение мощности (в МВт) объекта генерации g, определенное по следующей формуле:
N g  max{ N gуст_ДПМ ; min( 1,1 N gуст_ДПМ ; N пред_пост
)} ,
g
(12)
где N gуст_ДПМ – значение установленной мощности объекта генерации g, указанное в приложении 1 к
соответствующим ДПМ;
– максимальное из определенных в соответствии с Регламентом аттестации
N пред_пост
g
генерирующего оборудования (Приложение № 19.2 к Договору о присоединении к торговой системе оптового
рынка) значений предельного объема мощности генерирующего объекта g
месяцев m, начиная с января 2011 года и по декабрь года X-1 включительно;
N g,пред_пост
m
для
ЧЧИ – расчетное число часов, определяемое следующим образом:

8784 – если год Х-1 является високосным,

8760 – иначе.
В случае если для ГТП генерации в отношении объекта генерации g во все часы операционных
суток h года X–1 отсутствует либо равна 0 (нулю) величина VSфакт ,h , g , то фактическое значение
коэффициента использования установленной мощности объекта генерации g определяется в следующем
порядке:
КИУМ g 
  VS
qs h X 1
факт , h , q
 N qуст  ЧЧИ
,
(13)
qs
где VS факт ,h ,q – величины, определенные в отношении ГТП генерации q, отнесенной к той же
электрической станции s, к которой отнесен модернизируемый объект генерации g,
N qуст – значение установленной мощности (в МВт) в отношении ГТП генерации q, отнесенной
к той же электрической станции s, к которой отнесен модернизируемый объект генерации g,
определенное в соответствии с Регламентом аттестации генерирующего оборудования (Приложение №
19.2 к Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка).
K gРД – коэффициент, отражающий поставку по регулируемым договорам, равный:
0,17 – для объектов генерации, расположенных в первой ценовой зоне оптового рынка;
0,13 – для объектов генерации, расположенных во второй ценовой зоне оптового рынка;
_ прогноз
Ц nРСВ
– прогноз на год n цены, определяемой путем конкурентного отбора ценовых заявок
,g
покупателей и поставщиков, осуществляемого за сутки до начала поставки (далее – прогноз цены
РСВ), определяемый в отношении объекта генерации g в соответствии с настоящим Порядком;
S nотпуск
– удельная стоимость полезного отпуска электрической энергии в году n, определяемая
,g
для объекта генерации g согласно настоящему Порядку.
22. Прогноз цены РСВ на год n в отношении объекта генерации g определяется по следующей
формуле:
ППП
iГТПпродРСВ
 VGiГТП

,q ,h
,q ,h
n
РСВ _ прогноз
(14)
Ц n, g
 hX 1

РЦЭ jg ,

ГТП ППП
VG
j

X
 i ,q ,h
h X 1
прод РСВ
где iГТП
– расчетное значение цены электрической энергии, проданной на рынке на сутки
,q,h
вперед в ГТП генерации q, зарегистрированной в отношении объекта генерации g, для
соответствующего участника оптового рынка i в час операционных суток h, принадлежащий году
X–1, принимаемое равным для каждого часа операционных суток h расчетного периода t,
прод РСВ
принадлежащего году X–1, величине iГТП
, определяемой в порядке, предусмотренном
, q ,t
Регламентом финансовых расчетов на оптовом рынке электроэнергии (Приложение № 16 к Договору о
присоединении к торговой системе оптового рынка);
ППП
VGiГТП
– полный плановый объем производства электрической энергии в ГТП генерации q,
,q ,h
зарегистрированной в отношении объекта генерации g, для соответствующего участника i в час
операционных суток h, принадлежащий расчетному периоду t года X–1, определяемый в
соответствии с п. 2.2.2 Регламента расчета плановых объемов производства и потребления и расчета
стоимости электроэнергии на сутки вперед (Приложение № 8 к Договору о присоединении к торговой системе
оптового рынка) (если для соответствующей ГТП генерации q в какой-то час h, принадлежащий
ГТП ППП
расчетному периоду t, величина VGi ,q ,h
принимается равным 0 (нулю));
РСВ _ прогноз
отсутствует, то для расчета Ц n, g
ее значение
РЦЭjg – прогноз роста цен на электрическую энергию на оптовом рынке в году j, определяемый
в соответствии с настоящим Порядком.
В случае если для ГТП генерации q, зарегистрированной в отношении объекта генерации g, в
прод РСВ
прод РСВ
расчетном периоде t, принадлежащем году X–1, величина iГТП
отсутствует, то значения iГТП
, q ,t
,q,h
ГТП ППП
и VGi ,q ,h
в час операционных суток h, принадлежащий расчетному периоду t года X–1, для расчета
_ прогноз
Ц nРСВ
принимаются равными 0 (нулю).
,g
Если для ГТП генерации q, зарегистрированной в отношении объекта генерации g, во все
прод РСВ
расчетные периоды t года X–1 отсутствует либо равна 0 (нулю) величина iГТП
и (или) во все часы
, q ,t
операционных суток h всех расчетных периодов t года X–1 отсутствует либо равна 0 (нулю) величина
ППП
_ прогноз
VGiГТП
, то прогноз цены РСВ для года n Ц nРСВ
определяется в следующем порядке:
,q ,h
,g
ППП
  iГТПпродРСВ
 VGiГТП
,q ,h
,q ,h

_ прогноз
Ц nРСВ
   hX 1
 N qуст
,g
ГТП ППП
qs 
VGi,q,h
hX 1






n
 N qуст   РЦЭ jg ,
qs
j X
(15)
ГТП ППП
прод РСВ
При этом используются величины iГТП
и VGi ,q ,h
, определенные в отношении ГТП
, q ,t
генерации q, отнесенные к той же электрической станции s, к которой отнесен объект генерации g.
Для ГТП генерации, расположенных на территории следующих субъектов Российской Федерации:
г. Санкт-Петербург и (или) Ленинградская область, в качестве субъекта Российской Федерации
используется Ленинградская область.
Для ГТП генерации, расположенных на территории следующих субъектов Российской Федерации:
Тюменская область, Ханты-Мансийский автономный округ и (или) Ямало-Ненецкий автономный округ, в
качестве субъекта Российской Федерации используется Тюменская область.
23. Прогноз роста цен на электрическую энергию на оптовом рынке в году j, применяемый при
расчете уточненного значения доли затрат в отношении объекта генерации g принимаетcя равным:
величине роста цен для потребителей, исключая население, на газ природный (оптовые цены)
на год j РЦГ j согласно уточненному (актуальному) прогнозу социально-экономического
развития Российской Федерации, разработанному федеральным органом исполнительной
власти в сфере социально-экономической политики, – для объектов генерации,
расположенных в первой ценовой зоне;
величине, равной 0,7  РЦУ j  0,3  РТ j – для объектов генерации, расположенных во второй
ценовой зоне, где РЦУ j – прогноз роста цен на энергетический уголь на год j согласно
уточненному (актуальному) прогнозу социально-экономического развития Российской
Федерации, разработанному федеральным органом исполнительной власти в сфере социальноэкономической политики, РТ j – прогноз размера индексации тарифов на железнодорожные
перевозки грузов в регулируемом секторе на год j согласно уточненному (актуальному) прогнозу
социально-экономического развития Российской Федерации, разработанному федеральным
органом исполнительной власти в сфере социально-экономической политики.
Для определения значений РЦГ j , РЦУ j и РТ j КО использует в качестве уточненного
(актуального) прогноза социально-экономического развития Российской Федерации, разработанного
федеральным органом исполнительной власти в сфере социально-экономической политики,
опубликованный на официальном сайте федерального органа исполнительной власти в сфере
социально-экономической политики прогноз социально-экономического развития Российской
Федерации (далее – прогноз МЭР) по состоянию на 5 (пятый) рабочий день года X. Содержание
страницы официального сайта федерального органа исполнительной власти в сфере социальноэкономической политики, на которой размещен прогноз социально-экономического развития
Российской Федерации, подлежит заверению у нотариуса.
Если в прогнозе МЭР указан интервальный прогноз одной или нескольких величин (указан
диапазон значений или несколько возможных значений), то в расчете в качестве соответствующей
величины используется среднее арифметическое указанных значений.
Если в прогнозе МЭР величина указана в виде приростов в процентах (либо приростов в виде
коэффициентов), то для расчетов КО использует значение соответствующей величины, увеличенное на
100 (сто) процентов (в случае прироста в виде коэффициента – значение, увеличенное на 1 (единицу),
соответственно).
Если по состоянию на 5 (пятый) рабочий день года X прогноз МЭР не содержит одной или
g
нескольких величин, исходя из которых определяется соответствующе значение РЦЭj , то в качестве
значения указанной величины (указанных величин) используется (используются) соответствующие
прогнозы на год j–1.
Определенные в указанном порядке при расчете в году X значения величин не подлежат
пересмотру в случае опубликования на сайте федерального органа исполнительной власти в сфере
социально-экономической политики позднее 5 (пятого) рабочего дня года X новой редакции прогноза
социально-экономического развития Российской Федерации.
24. Удельная стоимость полезного отпуска электрической энергии в году n для объекта генерации
_ газ
g, фактическим основным видом топлива которых является газ, S nотпуск
определяется по формуле:
,g
_ газ
_ газ
S nотпуск
 S Xотпуск

,g
,g
n
 РЦГ
j  X 1
j
,
(16)
_ газ
где S Xотпуск
– удельная стоимость полезного отпуска электрической энергии в году X,
,g
определяемая в соответствии с настоящим Порядком,
РЦГ j – величина роста цен для потребителей, исключая население, на газ природный (оптовые
цены) на год j согласно прогнозу МЭР, определенная в соответствии с настоящим Порядком.
25. Удельная стоимость полезного отпуска электрической энергии в году X для объекта генерации
отпуск _ газ
g, фактическим основным видом топлива которых является газ, S X , g
определяется в следующем
порядке:



_ газ
S Xотпуск
 min TЭXрд, g ; S Xусл, g_ топл  min УРУТXнорматив
;УРУТgКПД ,
,g
,g
(17)
где
TЭXрд, g – средневзвешенное (по объемам поставки электрической энергии по регулируемым
договорам в соответствующие периоды в соответствии с принятым федеральным органом
исполнительной власти в области государственного регулирования тарифов Сводным
прогнозным балансом производства и поставок электрической энергии в рамках единой
энергетической системы России (далее – тарифно-балансовое решение)) значение регулируемых
цен (тарифов) на электрическую энергию, установленных в отношении объекта генерации g для
различных периодов года X, которое определяется по следующей формуле:
_ РД
TЭXрд, g   (Vgпост_РД
 TgGE
) /  Vgпост_РД
,
,t
,t
,t
tX
(18)
tX
где Vgпост_РД
– значение объема поставки электрической энергии по регулируемым договорам за
,t
входящий в год X период t в соответствии с принятым тарифно-балансовым решением (в
МВт∙ч с точностью до второго знака после запятой), для генерирующего оборудования в ГТП
генерации объекта генерации g,
_ РД
– регулируемая цена (тариф) на электрическую энергию поставщика для продажи на
TgGE
,t
оптовом рынке по регулируемым договорам, утвержденная федеральным органом
исполнительной власти в области государственного регулирования тарифов на период t (в
руб./МВт∙ч с точностью до второго знака после запятой), для генерирующего оборудования в
ГТП генерации объекта генерации g;
S Xусл, g_ топл – расчетная стоимость условного топлива, определяемая для объекта генерации g в
отношении года X согласно настоящему пункту;
УРУТ gКПД – значение удельного расхода топлива (выраженного в единицах условного топлива)
объекта генерации g, определенного исходя из величины электрического КПД, указанной в
приложении 1 к соответствующим ДПМ, направляемого СР в КО не позднее чем за 10 рабочих
дней до срока, установленного пунктом 13 настоящего Порядка для расчета уточненного значения
доли затрат;
– значение норматива удельного расхода топлива при производстве электрической
УРУТ Xнорматив
,g
энергии, утвержденного федеральным органом исполнительной власти, осуществляющим
функции по выработке и реализации государственной политики и нормативно-правовому
регулированию в сфере топливно-энергетического комплекса, в отношении объекта генерации g
на год X.
Нормативный правовой акт, которым утверждено значение норматива, СР направляет в КО не
позднее чем за 10 рабочих дней до срока, установленного пунктом 13 настоящего Порядка для расчета
уточненного значения доли затрат. Если в указанные сроки соответствующий нормативный правовой акт
не поступил в КО или в данном нормативном правовом акте отсутствует значение норматива удельного
расхода топлива при производстве электрической энергии в отношении объекта генерации g на год X, то
значение величины УРУТ Xнорматив
принимается равным 260 граммам условного топлива на полезный
,g
отпуск 1 кВт∙ч электрической энергии.
Расчетная стоимость условного топлива для объекта генерации g, фактическим основным видом
топлива которых является газ, в отношении года X S Xусл, g_ топл определяется следующим образом:


S Xусл, g_ топл  0,886  Ц g,г Х  Ц gТрУ
,X ,
(19)
где Ц g,г Х – определяемая в отношении объекта генерации g согласно настоящему Порядку цена
природного газа в году X,
– расчетная величина удельных расходов на оплату услуг по транспортировке газа и
Ц g,ТрУ
X
снабженческо-сбытовых услуг, оказываемых конечным потребителям поставщиками газа,
определяемой для объекта генерации g в отношении года X в соответствии с настоящим
Порядком.
26. Цена природного газа в отношении объекта генерации g в году X Ц g,г Х принимается равной
предельному минимальному уровню оптовых цен на природный газ, установленному (определенному)
федеральным органом исполнительной власти в области государственного регулирования тарифов для
года X в отношении субъекта Российской Федерации, в котором расположен генерирующий объект g,
действующему в январе года Х.
Для объектов генерации, расположенных на территории г. Санкт-Петербург и (или) Ленинградской
области, в качестве субъекта Российской Федерации для целей настоящего Порядка принимается
Ленинградская область. Для объектов генерации, расположенных на территории Тюменской области,
Ханты-Мансийского автономного округа и (или) Ямало-Ненецкого автономного округа, в качестве
субъекта Российской Федерации для целей настоящего Порядка принимается Тюменская область.
Если для различных периодов года X установлены различные значения предельных минимальных
уровней оптовых цен на природный газ в соответствующих субъектах Российской Федерации, то для
целей настоящего Порядка используется средневзвешенное (по числу дней в указанных периодах)
значение предельных минимальных уровней оптовых цен на природный газ, установленных для этих
периодов, определяемое в следующем порядке:
Ц
г
g,Х

Ц
г
g,Х, t
 dt
t
(20)
DX
,
где Ц g,г Х, t – предельный минимальный уровень оптовых цен на природный газ, установленный в
отношении субъекта Российской Федерации, в котором расположен генерирующий объект g, на период
d t , принадлежащий году Х, при этом продолжительность периода d t исчисляется в днях, а DX – число
дней в году X (365 или 366 для високосных лет).
Если по состоянию на дату, наступающую за 5 рабочих дней до срока, установленного пунктом 13
настоящего Порядка для расчета уточненной доли затрат, соответствующие предельные минимальные
уровни оптовых цен природного газа для года X не утверждены, то цена природного газа в отношении
объекта генерации g в году X принимается равной произведению значения цена природного газа в
отношении объекта генерации g в году X–1 Ц g,г Х -1 и определяемой согласно настоящего Порядка
величины РЦГ X :
Ц g,г Х  Ц g,г Х-1  РЦГX ,
(21)
Определенное в указанном порядке при расчете в году X значение цены природного газа в
отношении объекта генерации g Ц g,г Х не подлежит пересмотру в случае изменений предельных
минимальных уровней оптовых цен на природный газ позднее даты, наступающей за 5 рабочих дней до
срока, установленного пунктом 13 настоящего Порядка для расчета уточненной доли затрат.
27. Расчетная величина удельных расходов на оплату услуг по транспортировке газа и
снабженческо-сбытовых услуг, оказываемых конечным потребителям поставщиками газа, определяется
для объекта генерации g в отношении года X следующим образом:
г
(22)
Ц g,ТрУ
X  Ц g,X  0,08 .
28. Удельная стоимость полезного отпуска электрической энергии в году n для объекта генерации
_ уголь
g, фактическим основным видом топлива которых является уголь, S nотпуск
определяется по
,g
следующей формуле:
_ уголь
_ уголь
S nотпуск
 S Xотпуск

,g
,g
 0,7  РЦУ
n
j
 0,3  РТ j  ,
(23)
j  X 1
_ уголь
где S Xотпуск
– величина удельной стоимости полезного отпуска электрической энергии для
,g
объекта генерации g, фактическим основным видом топлива которого является уголь, для года
X, определяемая в соответствии с настоящим Порядком,
величина 0,7  РЦУ j  0,3  РТ j определяется в соответствии с настоящим Порядком исходя


из прогноза роста цен на энергетический уголь на год j РЦУ j и прогноза размера индексации
тарифов на железнодорожные перевозки грузов в регулируемом секторе на год j РТ j согласно
прогнозу МЭР.
29. Удельная стоимость полезного отпуска электрической энергии в году X для объекта генерации
отпуск _ уголь
g, фактическим основным видом топлива которых является уголь, S X , g
принимается равной
регулируемой цене (тарифу) на электрическую энергию поставщика для продажи на оптовом рынке по
регулируемому договору, утвержденной федеральным органом исполнительной власти в области
государственного регулирования тарифов в отношении объекта генерации g на год Х (в руб./МВт∙ч с
точностью до второго знака после запятой).
Если для различных периодов года X установлены различные значения регулируемых цен
(тарифов) на электрическую энергию поставщика для продажи на оптовом рынке по регулируемым
договорам в отношении объекта генерации g, то удельная стоимость полезного отпуска электрической
энергии в году X для объекта генерации g определяется как среднее арифметическое значение
регулируемых цен (тарифов) на электрическую энергию поставщика для продажи на оптовом рынке по
регулируемым договорам в отношении объекта генерации g, утвержденных на указанные периоды года X:
TХ,РДg 
T
РД
Х, g,t
t
dt
,
(24)
где TХРД
, g ,t – регулируемая цена (тариф) на электрическую энергию поставщика для продажи на
оптовом рынке по регулируемым договорам в отношении генерирующего объекта g,
утвержденная на период t, принадлежащий году Х (в руб./МВт∙ч с точностью до второго знака
после запятой);
d t – число различных значений регулируемых цен (тарифов) в году X.
30. Если по состоянию на дату, наступающую за 5 рабочих дней до срока расчета уточненной
доли затрат, установленного пунктом 13 настоящего Порядка, регулируемая цена (тариф) на
электрическую энергию на год Х в отношении объекта генерации g не установлена, удельная стоимость
полезного отпуска электрической энергии в году X для объекта генерации g, фактическим основным
_ уголь
видом топлива которых является уголь, S Xотпуск
определяется по следующей формуле:
,g
_ угол ь
_ РД
S Хотпуск
  (V pпост_РД
 T pGE
) /  Vpпост_РД
,
,g
,X
,Х
,X
ps
(25)
ps
где Vpпост_РД
– значение объема поставки электрической энергии населению и ненаселению,
,X
утвержденное в соответствии с принятым тарифно-балансовым решением на год Х (в МВт∙ч с
точностью до второго знака после запятой), для генерирующего оборудования в ГТП генерации p,
отнесенной к электрической станции s, к которой отнесен объект генерации g,
_ РД
– регулируемая цена (тариф) на электрическую энергию поставщика для продажи на
T pGE
,Х
оптовом рынке по регулируемым договорам, утвержденная на год Х (в руб./МВт∙ч с точностью до
второго знака после запятой), для генерирующего оборудования в ГТП генерации p, отнесенной к
электрической станции s, к которой отнесен объект генерации g.
Если в отношении генерирующего оборудования, отнесенного к электрической станции, к
которой относится объект генерации g, для различных периодов года X установлены различные значения
_ уголь
регулируемых цен (тарифов) на электрическую энергию, то величина S Xотпуск
определяется в
,g
следующем порядке:

_ уголь
S Хотпуск

,g
   (V
t
 ps
пост_РД
p , X ,t

_ РД

 T pGE
) /  Vpпост_РД
, Х ,t
, X ,t

ps

dt
,
(26)
где Vpпост_РД
– значение объема поставки электрической энергии населению и ненаселению согласно
, X ,t
принятому тарифно-балансовому решению для генерирующего оборудования в ГТП генерации
p, отнесенной к электрической станции s (в МВт∙ч с точностью до второго знака после запятой),
за период входящий в год X период t, для которого установлена регулируемая цена (тариф)
_ РД
;
T pGE
, Х ,t
_ РД
– регулируемая цена (тариф) на электрическую энергию поставщика для продажи на
T pGE
, Х ,t
оптовом рынке по регулируемым договорам, утвержденная для генерирующего оборудования в
ГТП генерации p, отнесенной к электрической станции s, на период t, принадлежащий году Х (в
руб./МВт∙ч с точностью до второго знака после запятой);
dt – число различных значений регулируемых цен (тарифов) в году X.
Если для генерирующего оборудования в ГТП генерации p, отнесенном к электрической станции s,
не установлена регулируемая цена (тариф) либо в тарифно-балансовом решении не определен объем
поставки электрической энергии, то ГТП генерации p исключается из расчета по вышеуказанным
формулам.
Определенное при расчете в году X значение удельной стоимости полезного отпуска
электрической энергии в году X для объекта генерации g, фактическим основным видом топлива которых
_ уголь
является уголь, S Xотпуск
не подлежит пересмотру в случае изменений установленных федеральным
,g
органом исполнительной власти в области государственного регулирования тарифов регулируемых цен
(тарифов) на электрическую энергию поставщика для продажи на оптовом рынке по регулируемому
договору и (или) тарифно-балансового решения позднее даты, наступающей за 5 рабочих дней до срока,
установленного пунктом 13 настоящего Порядка для расчета уточненной доли затрат.
Добавить приложение
Приложение 2.1
Порядок определения доли затрат, отражающей прибыль от продажи электрической энергии,
в отношении новых объектов генерации
1. При определении цены на мощность (расчетной цены на мощность) объекта генерации, в
отношении которого в приложении 4.1 к соответствующим договорам о предоставлении мощности
(Приложение № Д 16, Приложение № Д 16.1 к Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка)
(далее – ДПМ) указано значение признака модернизации, равное «новый» (далее – новый объект
генерации), величина доли компенсируемых затрат, отражающей прогнозную прибыль от продажи
электрической энергии (далее – доля затрат), принимается равной значению параметра «доля затрат,
отражающая прогнозную прибыль от продажи электрической энергии», указанному в приложении 4.1 к
соответствующим ДПМ по состоянию на 1-е число месяца, в отношении которого определяется цена на
мощность (расчетная цена на мощность).
2. В отношении нового объекта генерации g, для которого не производился расчет определяемого
согласно разделу 1 настоящего Порядка уточненного значения доли затрат, в приложении 4.1 к
соответствующим ДПМ указывается значение параметра «доля затрат, отражающая прогнозную прибыль
от продажи электрической энергии», равное значению доли затрат объекта генерации аналогичной
установленной мощности, использующего тот же вид основного топлива, установленному пунктами 6–9
Правил определения цены на мощность, продаваемую по договорам о предоставлении мощности,
утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 13.04.2010 года № 238 (далее –
Правила цены).
3. В отношении новых объектов генерации значение параметра «доля затрат, отражающая
прогнозную прибыль от продажи электрической энергии» изменяется в приложении 4.1 к
соответствующим ДПМ в случае отличия более чем на 10 % определяемого согласно разделу 1
настоящего Порядка уточненного значения доли затрат от значения доли затрат, указанного в отношении
данного объекта генерации в приложении 4.1 к соответствующим ДПМ по состоянию на 1 декабря года,
в котором истекли 3 года или 6 лет с даты начала первого отчетного периода, определяемой согласно
пункту 1 приложения 4 к ДПМ исходя из даты начала исполнения обязательств по поставке мощности,
указанной в отношении объекта генерации в приложении 1 к соответствующим ДПМ, действующей на 1
января года X.
1. ПОРЯДОК ОПРЕДЕЛЕНИЯ ДОЛИ ЗАТРАТ И УТОЧНЕННОГО ЗНАЧЕНИЯ ДОЛИ
ЗАТРАТ ДЛЯ НОВОГО ОБЪЕКТА ГЕНЕРАЦИИ
4. В отношении нового объекта генерации, для которого 3 отчетных периода (6 отчетных
периодов) истекли до 1 января 2015 года, уточненное значение доли затрат, отражающей прогнозную
прибыль от продажи электрической энергии (далее – уточненное значение доли затрат), на период
длительностью 36 месяцев, начиная с января года, следующего за годом, в котором истекли 3 отчетных
периода (6 отчетных периодов), принимается равным значению доли затрат объекта генерации
аналогичной установленной мощности, использующего тот же вид основного топлива, установленному
пунктами 6–9 Правил цены.
5. Ежегодно не позднее срока, установленного Договором о присоединении к торговой системе
оптового рынка, для расчета цены поставляемой по ДПМ мощности в отношении января
соответствующего года X КО определяет уточненные значения доли затрат в отношении новых объектов
генерации, для которых в году, предшествующем году X, истекли 3 отчетных периода или 6 отчетных
периодов (понятие «отчетный период» определяется согласно пункту 1 приложения 4 к ДПМ, исходя из
даты начала исполнения обязательств по поставке мощности, указанной в отношении объекта генерации
в приложении 1 к соответствующим ДПМ, действующей на 1 января года X). КО составляет перечень
таких объектов генерации, именуемый в настоящем Порядке «Перечень».
6. Объекты генерации, включенные в Перечень, распределяются по категориям, объединяющим
объекты генерации, у которых совпадают значения всех характеристических параметров.
В качестве характеристических параметров в настоящем Порядке используются:
 вид основного топлива объекта генерации;
 отнесение мощности объекта генерации к диапазону с учетом вида основного топлива;
 принадлежность к ценовой зоне оптового рынка;
 принадлежность к климатической (температурной) зоне;
 принадлежность к сейсмической зоне;
 количество истекших отчетных периодов.
7. Значение параметра «вид основного топлива объекта генерации» в отношении объекта
генерации определяется его фактическим основным видом топлива и принимает значения «газ» (далее –
объект газовой генерации) или «уголь» (далее – объект угольной генерации).
8. Значение параметра «отнесение мощности объекта генерации к диапазону с учетом вида
основного топлива» в отношении объекта генерации g определяется его мощностью N g , определяемой в
соответствии с настоящим Порядком, и значением параметра «вид основного топлива объекта
генерации».
Для целей настоящего Порядка устанавливаются следующие значения параметра, определяемого
согласно настоящему пункту:
 объект газовой генерации мощностью менее 150 МВт;
 объект газовой генерации мощностью не менее 150 и не более 250 МВт;
 объект газовой генерации мощностью более 250 МВт;
 объект угольной генерации мощностью не более 225 МВт;
 объект угольной генерации мощностью более 225 МВт.
9. Мощность объекта генерации g для целей настоящего Порядка N g определяется по
следующей формуле:
N g  max{ N gуст_ДПМ ; min( 1,1 N gуст_ДПМ ; N пред_пост
)} ,
g
(2)
уст_ДПМ
g
где N
– значение установленной мощности объекта генерации g, указанное в приложении 1 к
соответствующим ДПМ;
– максимальное из определенных в соответствии с Регламентом аттестации
N пред_пост
g
генерирующего оборудования (Приложение № 19.2 к Договору о присоединении к торговой системе оптового
N g,пред_пост
m
рынка) значений предельного объема мощности генерирующего объекта g
для
месяцев m, начиная с января 2011 года и по декабрь года X-1 включительно.
10. Значение параметра «принадлежность к ценовой зоне оптового рынка» принимает следующие
значения:
 «Первая ценовая зона» – для объекта генерации, у которого значение признака «ценовая
зона», указанное в его отношении в приложении 4.1 к соответствующим ДПМ, равно
«Европа»;
 «Вторая ценовая зона» – для объекта генерации, у которого значение признака «ценовая
зона», указанное в его отношении в приложении 4.1 к соответствующим ДПМ, равно
«Сибирь».
11. Значение параметра «принадлежность к климатической (температурной) зоне» для объекта
генерации принимается равным коэффициенту климатических зон, указанному в его отношении в
приложении 4.1 к соответствующим ДПМ.
12. Значение параметра «принадлежность к сейсмической зоне» для объекта генерации
принимается равным:
 «принадлежит» – для объектов генерации, в отношении которых указанный в приложении
4.1 к соответствующим ДПМ коэффициент сейсмического влияния превышает 1;
 «не принадлежит» – для прочих объектов генерации.
13. Значение параметра «количество истекших отчетных периодов» принимает значение «3» для
объектов генерации, для которых в году X–1 истекли 3 Отчетных периода, и «6» для объектов генерации,
для которых в году X-1 истекли 6 Отчетных периодов.
14. Отнесение объекта генерации g к определенной категории, осуществленное для расчета
уточненного значения доли затрат в году X, не пересматривается в течение периода, на который в
соответствии с пунктом 3.2 приложения 4 к ДПМ устанавливается доля затрат.
15. Уточненное значение доли затрат в отношении включенного в Перечень объекта генерации g
уточн
Крсв g,X принимается равным уточненному значению доли затрат, рассчитанному в отношении
С
категории объектов генерации, к которой относится объект генерации g, КX,
рсв и не пересматривается в
течение периода, на который в соответствии с пунктом 3.2 приложения 4 к ДПМ устанавливается доля
затрат.
16. Уточненное значение доли затрат в отношении категории объектов генерации C определяется
(с точностью до 2 (двух) знаков после запятой) КО по следующей формуле:
X  k 1
К
X, C
рсв

К
n X
k
C
n
,
(3)
где k – количество лет, принимающее значение, равное 4, если в категорию С включены объекты,
значения параметра «количество истекших отчетных периодов» которых равны 6, а также
значение, равное 3, в иных случаях;
К Cn – расчетная доля затрат для категории С в году n, определяемая согласно настоящему
Порядку.
Уточненное значение доли затрат в отношении категории объектов генерации C не
пересматривается в течение периода, на который в соответствии с пунктом 5 настоящего Порядка
устанавливается доля затрат.
17. Расчетная доля затрат для категории С в году n определяется (с точностью до 4 знаков после
запятой) по следующей формуле.
КСn  max{ 0; min( 1; 1 
ээ
Прn,C
 ПфC,X / k
)}
уд
12  НВВn,С
,
(4)
где Прn,ээC – удельная прибыль за год n в отношении категории С, определяемая согласно
настоящему Порядку;
ПфC, X – отклонение прибыли от продажи электрической энергии от значения, учтенного при
расчете в году X–3 уточненного значения доли затрат для входящих в категорию С объектов
генерации, для целей расчетов уточненного значения в году Х, равном 2016, 2017 или 2018,
принимаемое равным 0 (нулю), а для расчетов уточненного значения в последующие годы
определяемое в соответствии с Договором о присоединении к торговой системе оптового
рынка;
НВВ nуд,С – удельная месячная необходимая валовая выручка для года n в отношении категории С,
определяемая в соответствии с настоящим Порядком.
18. Удельная месячная необходимая валовая выручка для года n в отношении категории С
определяется (с точностью до 7 знаков после запятой) в следующем порядке:
НВВ nуд,С  (COEx С,n  НИ С,n  С ,n )  К сн С
,
(5)
где COEx С,n – составляющая цены на мощность, обеспечивающая ежемесячный возврат
капитальных и эксплуатационных затрат, определяемая в отношении категории С и года n
согласно настоящему Порядку;
НИ С,n – среднемесячная сумма налога на имущество в отношении категории С, определяемая в
отношении декабря года n в соответствии с настоящим Порядком;
 С ,n
– величина, учитывающая разницу цен на мощность в году n+4 (для целей расчета
уточненного значения доли затрат в году Х, равном 2016, величина  g ,n принимается равной 0
(нулю) для каждого n, а для расчетов уточненного значения доли затрат в последующие годы
определяется в соответствии с Договором о присоединении к торговой системе оптового
рынка);
К сн C – определенный в отношении категории С коэффициент, отражающий потребление
мощности на собственные и (или) хозяйственные нужды электростанций, принимающий
значение 1,033 для категорий, включающих объекты газовой генерации, а также значение 1,069
для прочих категорий.
19. Составляющая цены на мощность, обеспечивающая ежемесячный возврат капитальных и
эксплуатационных затрат, определяется в отношении категории С в следующем порядке:
~
Y0
COEx С,n  ( RY~0 ,С  НД X 1 /(1  НП С,X )  RY~0 ,С  (k z ,С  1) /( k 16
 1)) / 12  ЭРС,n
z ,С
~
где Y0 – номер Отчетного периода, в который входит январь года X:
, (6)
4 – если в категорию С включены объекты, значения параметра «количество истекших отчетных
периодов» которых равны 3;
7 – если в категорию С включены объекты, значения параметра «количество истекших отчетных
периодов» которых равны 6;
~
RY~0 ,С – величина возмещаемых в Отчетном периоде с номером Y0
затрат, определяемая в
отношении категории C согласно настоящему Порядку;
НД X 1 – фактическая норма доходности инвестированного капитала, определенная в отношении
года X-1, предшествующего году X, в порядке, предусмотренном приложением 4 к ДПМ, исходя
из базового уровня нормы доходности инвестированного капитала, равного 0,14 (14 % годовых);
НП С, X – максимально возможная в соответствии с Налоговым кодексом Российской Федерации
(в редакции, действующей на 1 января года X) сумма ставки налога на прибыль организаций,
подлежащего зачислению в федеральный бюджет, и ставки налога на прибыль организаций,
подлежащего зачислению в бюджеты субъектов Российской Федерации;
k z,С – коэффициент, равный:
1,19 – для категорий, включающих объекты генерации, значение параметра «принадлежность к
ценовой зоне оптового рынка» которых равно «Первая ценовая зона»;
1,16 – для прочих категорий;
ЭР C, n – величина эксплуатационных расходов, определяемая в отношении года n и категории C в
следующем порядке:
ЭРС,n  ЭРС,2010 
n 1
 ИПЦ
j  2010
j
,
(7)
где ЭР С,2010 – величина удельных эксплуатационных затрат для 2010 года, принимаемая равной:
 80 тыс. руб./МВт в месяц – для категорий, включающих объекты газовой генерации,
 123 тыс. руб./МВт в месяц – для категорий, включающих объекты угольной генерации;
ИПЦ j – индекс потребительских цен в декабре года j в процентах к декабрю года j–1,
определяемый следующим образом:



для года j < X значение ИПЦ j принимается равным фактическому значению индекса
потребительских цен ИПЦ ф j , определяемому КО в порядке, предусмотренном пунктом
2.6 настоящего Регламента;
для года j ≥ X значение ИПЦ j определяется согласно уточненному (актуальному) прогнозу
социально-экономического
развития
Российской
Федерации,
разработанному
федеральным органом исполнительной власти в сфере социально-экономической
политики, содержащему прогноз индекса потребительских цен в декабре года j в процентах
к декабрю года j–1, и принимается равным указанному прогнозу индекса потребительских
цен в декабре года j в процентах к декабрю года j–1;
если на 5-й рабочий день года X, в отношении которого производится расчет уточненного
значения доли затрат, уточненный (актуальный) прогноз социально-экономического
развития Российской Федерации не опубликован либо не содержит прогноз индекса
потребительских цен в декабре года j в процентах к декабрю года j–1, то для года j ≥ X
значение ИПЦ j принимается равным последнему фактическому значению индекса
потребительских цен ИПЦ ф j , определяемому КО в порядке, предусмотренном пунктом
2.6 настоящего Регламента.
Для определения значений ИПЦ j КО использует в качестве уточненного (актуального) прогноза
социально-экономического развития Российской Федерации, разработанного федеральным органом
исполнительной власти в сфере социально-экономической политики, опубликованный на официальном
сайте федерального органа исполнительной власти в сфере социально-экономической политики прогноз
социально-экономического развития Российской Федерации (далее – прогноз МЭР) по состоянию на 5
(пятый) рабочий день года X. Содержание страницы официального сайта федерального органа
исполнительной власти в сфере социально-экономической политики, на которой размещен прогноз
социально-экономического развития Российской Федерации, подлежит заверению у нотариуса.
Если в прогнозе МЭР указан интервальный прогноз одной или нескольких величин (указан
диапазон значений или несколько возможных значений), то в расчете в качестве соответствующей
величины используется среднее арифметическое указанных значений.
Если в прогнозе МЭР величина указана в виде приростов в процентах (либо приростов в виде
коэффициентов), то для расчетов КО использует значение соответствующей величины, увеличенное на
100 (сто) процентов (в случае прироста в виде коэффициента – значение, увеличенное на 1 (единицу),
соответственно).
Определенные в указанном порядке при расчете в году X значения величин не подлежат
пересмотру в случае опубликования на сайте федерального органа исполнительной власти в сфере
социально-экономической политики позднее 5 (пятого) рабочего дня года X новой редакции прогноза
МЭР.
20. Для целей расчета по настоящему Порядку величина затрат в отношении категории C,
~
~ ~
возмещаемых в отчетные периоды с номером Y ( Y принимает значения от 2 до номера Y0 ,
определяемого в отношении категории С согласно настоящему Порядку), определяется следующим
образом:
~
Y
R Y~,С  RY~ 1,С  RY~ 1,С  (k z ,С  1) /( k 17
z ,С  1)
(8).
21. Для целей расчета по настоящему Порядку величина возмещаемых в первом Отчетном
~
периоде ( Y = 1) затрат в отношении категории С определяется следующим образом:
R1,С  К С клим  К С сейсм  1000  СapEx С, X  К С резерв  К С терм  (1  НД 0,С ) Nст С ,
(9)
где К С клим – значение параметра «принадлежность к климатической (температурной) зоне» для
объектов генерации, отнесенных к категории С;
КСсейсм – коэффициент, отражающий принадлежность входящих в категорию C объектов
генерации к сейсмической зоне, принимаемый равным:
1 – для категории, значение параметра «принадлежность к сейсмической зоне» входящих в
которую объектов генерации равно «не принадлежит»;
1,08 – для категории, в которую входят объекты генерации, для которых значение параметра
«принадлежность к сейсмической зоне» равно «принадлежит» и значение параметра
«принадлежность к ценовой зоне оптового рынка» равно «Первая ценовая зона»;
1,06 – для категории, в которую входят объекты генерации, для которых значение параметра
«принадлежность к сейсмической зоне» равно «принадлежит» и значение параметра
«принадлежность к ценовой зоне оптового рынка» равно «Вторая ценовая зона»;
СapEx С, X – удельная величина капитальных затрат, установленная пунктами 12 и 13 Правил
цены для диапазона мощности и вида основного топлива, соответствующих значению параметра
«отнесение мощности объекта генерации к диапазону с учетом вида основного топлива»,
определяемому в соответствии с настоящим Порядком в отношении объектов генерации,
входящих в категорию С;
КС резерв – коэффициент, равный:
0,95 – для категорий, включающих объекты газовой генерации;
1 – для прочих объектов генерации;
К С терм – коэффициент, равный:
0,9 – для категорий, включающих объекты генерации, для которых значение параметра
«принадлежность к ценовой зоне оптового рынка» равно «Первая ценовая зона»;
0,95 – для прочих категорий;
НД 0,C – средняя за Nст C лет, предшествовавших календарному году X-киоп («киоп» равен
значению параметра «количество истекших отчетных периодов» объектов генерации, входящих в
категорию С), фактическая норма доходности инвестированного капитала, рассчитанная в
следующем порядке:
для категорий, включающих объекты газовой генерации, по формуле:
НД 0,C  1 / 2 * НД X  киоп1  1 / 2 * НД Х  киоп 2 ,
(10)
для категорий, включающих объекты угольной генерации, по формуле:
НД 0,С  1 / 3 * НД Х  киоп1  1 / 3 * НД Х  киоп 2  1 / 3 * НД Х  киоп3 ,
(11)
где НД Х киоп1 , НД Х киоп2 , НД Х киоп3 – фактические нормы доходности инвестированного капитала,
определенные в отношении категории С для лет X-киоп-1, Х-киоп-2, Х-киоп-3 соответственно в
порядке, предусмотренном приложением 4 к ДПМ, исходя из базового уровня нормы доходности
инвестированного капитала, равного 0,14 (14 % годовых);
Nст C – степень приведения затрат, равная:
1,5 – для категорий, включающих объекты газовой генерации;
2,5 – для категорий, включающих объекты угольной генерации.
22. Для целей расчета по настоящему Порядку среднемесячная сумма налога на имущество в
отношении категории C определяется в отношении декабря года n в следующем порядке:
12
НИ С, n  ( ОстССj,n  ОстС1,Сn 1 ) / 13  НИ С, n / 12 ,
ст
(12)
j1
где НИ С,n ст – ставка налога на имущество организаций, максимально возможная в соответствии с
Налоговым кодексом Российской Федерации (в редакции, действующей на 1 января года X);
ОстССj,n – расчетная величина остаточной стоимости в отношении категории С на первое число
месяца с номером j года n, которая определяется следующим образом:
(teg ,C  1  l ) 12  j  1
,
(13)
ОстССj,n  (СapEx С /К g терм,C ) 
teg ,C 12
где j – номер месяца, на первое число которого определяется расчетная величина остаточной
стоимости;
te g – типовой срок эксплуатации, принимаемый равным:
15 годам – для категорий, включающих объекты газовой генерации;
30 годам – для прочих объектов генерации;
l – порядковый номер года n, определяемый равным:
l = 4+n–Х – для категорий, включающих объекты генерации, у которых истекли 3 Отчетных
периода в году X–1;
l = 7+n–Х – для категорий, включающих объекты генерации, у которых истекли 6 Отчетных
периодов в году X–1.
23. Удельная прибыль за год n в отношении категории С рассчитывается в следующем порядке:
Пр
ээ
n,C
 КИУМ С ЧЧ n  (1  K
РД
С
)(
_ прогноз
Ц nРСВ
 S nотпуск
,С
,C
К Cсн
),
(14)
где ЧЧ n – число часов в году n, равное 8784 для високосных лет и 8760 для прочих лет;
КИУМС
– коэффициент использования установленной мощности, определяемый для
категории С следующим образом:




0,75 – для категорий, включающих объекты газовой генерации мощностью менее 150 МВт;
0,8 – для категорий, включающих объекты газовой генерации мощностью не менее 150 МВт
и генерирующие объекты угольной генерации мощностью не более 225 МВт;
0,85 – для категорий, включающих объекты угольной генерации мощностью более 225 МВт,
значение параметра «принадлежность к ценовой зоне оптового рынка» для которых равно
«Первая ценовая зона»;
0,9 – для категорий, включающих объекты угольной генерации мощностью более 225 МВт,
значение параметра «принадлежность к ценовой зоне оптового рынка» для которых равно
«Вторая ценовая зона»;
K СРД – коэффициент, отражающий поставку по регулируемым договорам, равный:
0,17 – для категорий, включающих объекты генерации, значение параметра «принадлежность к
ценовой зоне оптового рынка» для которых равно «Первая ценовая зона»;
0,13 – для категорий, включающих объекты генерации, значение параметра «принадлежность к
ценовой зоне оптового рынка» для которых равно «Вторая ценовая зона»;
_ прогноз
Ц nРСВ
– прогноз на год n цены, определяемой путем конкурентного отбора ценовых заявок
,С
покупателей и поставщиков, осуществляемого за сутки до начала поставки (далее – прогноз цены
РСВ), определяемый в отношении категории C в соответствии с настоящим Порядком;
Snотпуск
– удельная стоимость полезного отпуска электрической энергии в году n, определяемая
,С
для категории C согласно настоящему Порядку.
24. Прогноз на год n цены РСВ для категории C определяется как прогноз цены РСВ на год n в
соответствующем субъекте (группе субъектов) Российской Федерации RC, определяемый в соответствии с
настоящим Порядком. При этом соответствие категории и субъекта Российской Федерации определяется
следующим образом:

Краснодарский край соответствует категориям, включающим объекты генерации, значение
параметра «принадлежность к ценовой зоне оптового рынка» для которых равно «Первая ценовая
зона» и значение параметра «принадлежность к климатической (температурной) зоне» равно 1;

Астраханская область соответствует категориям, включающим объекты генерации, значение
параметра «принадлежность к ценовой зоне оптового рынка» для которых равно «Первая ценовая
зона» и значение параметра «принадлежность к климатической (температурной) зоне» равно 1,075;

группа субъектов Российской Федерации Московская область и г. Москва соответствует
категориям, включающим объекты генерации, значение параметра «принадлежность к ценовой зоне
оптового рынка» для которых равно «Первая ценовая зона» и значение параметра «принадлежность к
климатической (температурной) зоне» равно 1,15;

Челябинская область соответствует категориям, включающим объекты генерации, значение
параметра «принадлежность к ценовой зоне оптового рынка» для которых равно «Первая ценовая
зона» и значение параметра «принадлежность к климатической (температурной) зоне» равно 1,225;

группа субъектов Российской Федерации Тюменская область, Ханты-Мансийский автономный
округ и Ямало-Ненецкий автономный округ соответствует категориям, включающим объекты
генерации, значение параметра «принадлежность к ценовой зоне оптового рынка» для которых равно
«Первая ценовая зона» и значение параметра «принадлежность к климатической (температурной)
зоне» равно 1,3;

группа субъектов Российской Федерации Красноярский край и Кемеровская область
соответствует категориям, включающим объекты генерации, значение параметра «принадлежность к
ценовой зоне оптового рынка» для которых равно «Вторая ценовая зона».
25. Прогноз цены РСВ на год n в субъекте (группе субъектов) Российской Федерации,
соответствующем категории С, RC определяется по следующей формуле:
Ц
РСВ _ прогноз
n ,C

 
hX 1 qRC
ГТПпродРСВ
i ,q ,h
ППП
 VGiГТП
,q ,h
 VG
hX 1 qRC
ГТП ППП
i ,q ,h
n
  РЦЭCj ,
(15)
j X
прод РСВ
где iГТП
– расчетное значение цены электрической энергии, проданной на рынке на сутки
,q,h
вперед в ГТП генерации q для соответствующего участника оптового рынка i в час операционных
суток h, принадлежащий году X–1, принимаемое равным для каждого часа операционных суток h
прод РСВ
расчетного периода t, принадлежащего году X–1, величине iГТП
, определяемой в порядке,
, q ,t
предусмотренном Регламентом финансовых расчетов на оптовом рынке электроэнергии (Приложение №
16 к Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка);
ППП
VGiГТП
– полный плановый объем производства электрической энергии в ГТП генерации q
,q ,h
для соответствующего участника i в час операционных суток h, принадлежащий расчетному
периоду t года X–1, определяемый в соответствии с п. 2.2.2 Регламента расчета плановых объемов
производства и потребления и расчета стоимости электроэнергии на сутки вперед (Приложение № 8 к
Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка).
ГТП ППП
прод РСВ
При этом используются величины iГТП
и VGi ,q ,h
, определенные в отношении ГТП
, q ,t
генерации q, которые отнесены к субъекту (группе субъектов) Российской Федерации RC,
соответствующему (соответствующих) категории C.
Для ГТП генерации, расположенных на территории следующих субъектов Российской Федерации:
г. Москва и (или) Московская область, в качестве субъекта Российской Федерации используется
Московская область.
Для ГТП генерации, расположенных на территории следующих субъектов Российской Федерации:
Тюменская область, Ханты-Мансийский автономный округ и (или) Ямало-Ненецкий автономный округ, в
качестве субъекта Российской Федерации используется Тюменская область.
В случае если для ГТП генерации q, которая отнесена к субъекту (группе субъектов) Rс, в час
ГТП ППП
операционных суток h, принадлежащий расчетному периоду t, величина VGi ,q ,h
расчета ее значение принимается равным 0 (нулю).
отсутствует, то для
В случае если для ГТП генерации q, которая отнесена к субъекту (группе субъектов) Rс, в расчетном
периоде t, принадлежащем году X–1, величина
прод РСВ
iГТП
, q ,t
отсутствует, то значения
прод РСВ
iГТП
,q,h
и
ГТП ППП
i ,q ,h
VG
в час операционных суток h, принадлежащий расчетному периоду t года X–1, для расчета
принимаются равными 0 (нулю).
В случае если для всех ГТП генерации q, которые отнесены к субъекту (субъектам) Rс, во все
прод РСВ
расчетные периоды t года X–1 величина iГТП
отсутствует либо равна 0 (нулю) и (или) во все часы
, q ,t
ГТП ППП
операционных суток h всех расчетных периодов t года X–1 величина VGi ,q ,h
отсутствует либо равна
_ прогноз
0 (нулю), то величина прогноза цены РСВ для года n Ц nРСВ
в отношении категории С объектов
,C
генерации принимается равной 1000 руб./МВт∙ч.
РЦЭCj – прогноз роста цен на электрическую энергию на оптовом рынке в году j, принимаемый равным:

величине роста цен для потребителей, исключая население, на газ природный (оптовые цены) на год
j РЦГ j согласно уточненному (актуальному) прогнозу социально-экономического развития
Российской Федерации, разработанному федеральным органом исполнительной власти в сфере
социально-экономической политики, – для категорий, включающих объекты генерации, значение

параметра «принадлежность к ценовой зоне оптового рынка» для которых равно «Первая ценовая
зона»;
величине ( 0,7  РЦУ j  0,3  РТ j ) – для категорий, включающих объекты генерации, значение
параметра «принадлежность к ценовой зоне оптового рынка» для которых равно «Вторая ценовая
зона»,
где
РЦУ j
– прогноз роста цен на энергетический уголь на год j согласно уточненному
(актуальному) прогнозу социально-экономического развития Российской Федерации,
разработанному федеральным органом исполнительной власти в сфере социальноэкономической политики;
РТ j
– прогноз размера индексации тарифов на железнодорожные перевозки грузов в
регулируемом секторе на год j согласно уточненному (актуальному) прогнозу социальноэкономического развития Российской Федерации, разработанному федеральным органом
исполнительной власти в сфере социально-экономической политики.
Для определения значений РЦГ j , РЦУ j и РТ j КО использует в качестве уточненного
(актуального) прогноза социально-экономического развития Российской Федерации, разработанного
федеральным органом исполнительной власти в сфере социально-экономической политики,
опубликованный на официальном сайте федерального органа исполнительной власти в сфере
социально-экономической политики прогноз социально-экономического развития Российской
Федерации (далее – прогноз МЭР) по состоянию на 5 (пятый) рабочий день года X. Содержание
страницы официального сайта федерального органа исполнительной власти в сфере социальноэкономической политики, на которой размещен прогноз социально-экономического развития
Российской Федерации, подлежит заверению у нотариуса.
Если в прогнозе МЭР указан интервальный прогноз одной или нескольких величин (указан
диапазон значений или несколько возможных значений), то в расчете в качестве соответствующей
величины используется среднее арифметическое указанных значений.
Если в прогнозе МЭР величина указана в виде приростов в процентах (либо приростов в виде
коэффициентов), то для расчетов КО использует значение соответствующей величины, увеличенное на
100 (сто) процентов (в случае прироста в виде коэффициента – значение, увеличенное на 1 (единицу),
соответственно).
Если по состоянию на 5 (пятый) рабочий день года X прогноз МЭР не содержит одной или
С
нескольких величин, исходя из которых определяется соответствующе значение РЦЭ j , то в качестве
значения указанной величины (указанных величин) используются) соответствующие прогнозы на год j-1.
Определенные в указанном порядке при расчете в году X значения величин не подлежат
пересмотру в случае опубликования на сайте федерального органа исполнительной власти в сфере
социально-экономической политики позднее 5 (пятого) рабочего дня года X новой редакции прогноза
социально-экономического развития Российской Федерации.
26. Удельная стоимость полезного отпуска электрической энергии в году n для категорий,
включающих объекты газовой генерации, определяется в следующем порядке:
S nотпуск

,С
( Ц C,г n  Ц C,ТрУ
n )
КЭкв
 УРУТ
,
(16)
где КЭкв – калорийный эквивалент газа, равный 1,129 (для пересчета 1 кг условного топлива в 1 м3
газа);
УРУТ – удельный расход топлива (в единицах условного топлива) на полезный отпуск
электрической энергии, равный 227 граммам условного топлива на выработку 1 кВт∙ч
электрической энергии;
– прогноз на год n расчетной величины удельных расходов на оплату услуг по
Ц C,ТрУ
n
транспортировке газа и снабженческо-сбытовых услуг, оказываемых конечным потребителям
поставщиками газа, определяемый в отношении категории С в соответствии с настоящим
Порядком;
г
– расчетная цена природного газа в году n в отношении категории С, определяемая в
Ц C,n
соответствии с настоящим Порядком.
27. Расчетная цена природного газа в году n в отношении категории С определяется следующим
образом:
Ц C,г n
 Ц C,г Х  для n  Х

n
 г
Ц

 C, Х  РЦГ j  для n  X ,
j  X 1

(17)
где Ц C,г Х – цена природного газа для года Х в отношении категории С, определяемая в соответствии
с настоящим Порядком.
28. Цена природного газа для года X в отношении категории С определяется по следующей
формуле:
Ц C,г Х   (N g  Ц g,г Х ) /  N g ,
gC
(18)
gC
где N g – определяемая в соответствии с настоящим Регламентом мощность объекта генерации g,
входящего в соответствующую категорию С;
Ц g,г Х – действующий в январе года Х предельный минимальный уровень оптовых цен на
природный газ, установленный (определенный) федеральным органом исполнительной власти
в области государственного регулирования тарифов для года X в отношении субъекта
Российской Федерации, в котором расположен генерирующий объект g.
Для ГТП генерации, расположенных на территории следующих субъектов Российской Федерации:
г. Москва и (или) Московская область, для целей настоящего Порядка в качестве субъекта Российской
Федерации используется Московская область.
Для ГТП генерации, расположенных на территории следующих субъектов Российской Федерации:
г. Санкт-Петербург и (или) Ленинградская область, для целей настоящего Порядка в качестве субъекта
Российской Федерации используется Ленинградская область.
Для ГТП генерации, расположенных на территории следующих субъектов Российской Федерации:
Тюменская область, Ханты-Мансийский автономный округ и (или) Ямало-Ненецкий автономный округ,
для целей настоящего Порядка в качестве субъекта Российской Федерации используется Тюменская
область.
Если для субъекта Российской Федерации для года X установлены различные значения предельных
минимальных уровней оптовых цен на природный газ, то для расчета доли затрат принимается
среднеарифметическое из установленных значений предельного минимального уровня оптовых цен на
природный газ для года X в отношении данного субъекта Российской Федерации.
Если для различных периодов года X установлены различные значения предельных минимальных
г
уровней оптовых цен на природный газ Ц g,Х, t в соответствующих субъектах Российской Федерации, то
для расчета доли затрат принимается средневзвешенная по числу дней d t в каждом из периодов
величина предельного минимального уровня оптовых цен на природный газ, определяемая в следующем
порядке:
Ц
г
g,Х

Ц
г
g,Х, t
 dt
t
DX
(19)
,
где Ц g,г Х, t – предельный минимальный уровень оптовых цен на природный газ, установленный в
отношении субъекта Российской Федерации, в котором расположен генерирующий объект g, на период
d t , принадлежащий году Х, при этом продолжительность периода d t исчисляется в днях, а DX – число
дней в году X (365 или 366 для високосных лет).
Если на дату, наступающую за 5 рабочих дней до срока, установленного пунктом 6 настоящего
Порядка для расчета уточненной доли затрат, соответствующие предельные минимальные уровни
оптовых цен на природный газ для года X не утверждены, то величина Ц g,г Х определяется следующим
образом:
Ц g,г Х  Ц g,г Х-1  РЦГX ,
(20)
где Ц g,г Х-1 – предельный минимальный уровень оптовых цен на природный газ, установленный
(определенный) федеральным органом исполнительной власти в области государственного
регулирования тарифов для года X–1 в отношении субъекта Российской Федерации, в котором
расположен генерирующий объект g;
РЦГ X – величина роста цен для потребителей, исключая население, на газ природный (оптовые
цены) на год X, определенная согласно уточненному (актуальному) прогнозу социальноэкономического развития Российской Федерации, разработанному федеральным органом
исполнительной власти в сфере социально-экономической политики.
Определенное в указанном порядке значение цены природного газа для года X в отношении
категории С Ц Сг , Х не подлежит пересмотру в случае изменений предельных минимальных уровней
оптовых цен на природный газ позднее даты, наступающей за 5 рабочих дней до срока, установленного
пунктом 5 настоящего Порядка для расчета уточненной доли затрат.
29. Прогноз на год n расчетной величины удельных расходов на оплату услуг по транспортировке
ТрУ
газа и снабженческо-сбытовых услуг, оказываемых конечным потребителям поставщиками газа, Ц C,
n в
отношении категории С рассчитывается в следующем порядке:
Ц ТрУ
С, n
Х 1
 ТрУ
Ц

 С , 2011  ИПЦ j  для n  X
j  2011

,

n
ТрУ
прогноз_ср
ед
Ц 
ИПЦ j
 для n  X
 С , X j
 Х 1
(21)
ТрУ
г
где Ц C,
2011  Ц С , 2011  0,08 ,
Ц Сг , 2011 – цена природного газа в отношении категории С, определенная для 2011 года в соответствии
с настоящим Порядком;
ИПЦ j – фактическое значение индекса потребительских цен в году j, определяемое КО в порядке,
предусмотренном пунктом 2.6 настоящего Регламента;
ед
– прогноз среднего по году изменения индекса потребительских цен на год j согласно
ИПЦ прогноз_ср
j
уточненному (актуальному) прогнозу социально-экономического развития Российской Федерации,
разработанному федеральным органом исполнительной власти в сфере социально-экономической
политики.
30. Удельная стоимость полезного отпуска электрической энергии в году n для категорий,
включающих объекты угольной генерации, определяется в следующем порядке:
S nотпуск
,C
рд
ТЭ C,
X , для n  X ;

n
  рд
Т
Э

 C, X  0,7  РЦУ j  0,3  РТ j , для n  X ;
j  X 1



(22)
рд
где ТЭC,
X – регулируемая цена (тариф) на электрическую энергию по регулируемому договору,
определяемая для отнесенных к категории С объектов генерации и года X по следующей
формуле:
рд
ТЭC,рдX   (N g  ТЭC,
X,g ) /  N g ,
gC
(23)
gC
рд
где ТЭC,
X, g – расчетная величина регулируемой цены (тарифа) на электрическую энергию по
регулируемому договору на год X для объекта генерации g, входящего в соответствующую
категорию С, определяемая в соответствии с настоящим Порядком.
31. Расчетная величина регулируемой цены (тарифа) на электрическую энергию по
регулируемому договору на год X для отнесенного к категории С объекта генерации g определяется
следующим образом:


300
ТЭC,рдX, g  min TСРД, Х , g ;TСGE, Х _,s РД 
,
УРУТ gнорматив

(24)
где TСРД
, Х , g – регулируемая цена (тариф) на электрическую энергию поставщика для продажи на
оптовом рынке по регулируемому договору, утвержденная в отношении генерирующего объекта
g на год Х федеральным органом исполнительной власти в области государственного
регулирования тарифов (в руб./МВт∙ч с точностью до 2 знаков после запятой);
УРУТ gнорматив – величина норматива удельного расхода топлива (в единицах условного
топлива) при производстве электрической энергии электрической станции s, к которой
относится объект генерации g, утвержденная федеральным органом исполнительной власти,
осуществляющим функции по выработке и реализации государственной политики и
нормативно-правовому регулированию в сфере топливно-энергетического комплекса (в случае
отсутствия на дату расчета доли затрат соответствующей информации, принимается равной 360
граммам условного топлива на полезный отпуск 1 кВт∙ч электрической энергии), при этом
нормативно-правовой акт, которым утверждено значение норматива, СР направляет в КО не
позднее чем за 10 рабочих дней до срока, установленного пунктом 6 настоящего Порядка для
расчета уточненного значения доли затрат;
_ РД
– регулируемая цена (тариф) на электрическую энергию поставщика для продажи на
TСGE
, Х ,s
оптовом рынке по регулируемому договору, определенная для года Х в отношении
электрической станции s, к которой принадлежит генерирующий объект g, в следующем
порядке:
_ РД
_ РД
TСGE
  (V pпост_РД
 T pGE
) /  Vpпост_РД
,
, Х ,s
,X
,Х
,X
ps
(25)
ps
где Vpпост_РД
– значение объема поставки электрической энергии населению и ненаселению,
,X
утвержденное в соответствии с принятым федеральным органом исполнительной власти в
области государственного регулирования тарифов Сводным прогнозным балансом
производства и поставок электрической энергии в рамках единой энергетической системы
России (далее – тарифно-балансовое решение) на год Х (в МВт∙ч с точностью до второго знака
после запятой), для генерирующего оборудования, в отношении которого зарегистрирована
ГТП генерации p, отнесенная к электрической станции s;
_ РД
– регулируемая цена (тариф) на электрическую энергию поставщика для продажи на
T pGE
,Х
оптовом рынке по регулируемым договорам, утвержденная на год Х (в руб./МВт∙ч с точностью
до второго знака после запятой), для генерирующего оборудования в ГТП генерации p,
отнесенной к электрической станции s.
Если для различных периодов года X установлены различные значения регулируемых цен
(тарифов) на электрическую энергию поставщика для продажи на оптовом рынке по регулируемым
договорам в отношении генерирующего объекта g, то для целей настоящего Порядка в качестве TСРД
, Х ,g
принимается средневзвешенное (по объемам поставки электрической энергии населению и ненаселению,
утвержденным в соответствии с принятым тарифно-балансовым решением на соответствующие периоды)
значение указанных регулируемых цен:
T

V
РД
С, Х, g,t
TC,РДХ, g
_ РД
 V gпост
, X ,t
t
пост _ РД
g , X ,t
,
(26)
t
где TСРД
, Х , g ,t – регулируемая цена (тариф) на электрическую энергию поставщика для продажи на оптовом
рынке по регулируемым договорам в отношении генерирующего объекта g (в руб./МВт∙ч с
точностью до второго знака после запятой), утвержденная на период t, принадлежащий году Х;
– значение объема поставки электрической энергии населению и ненаселению,
Vgпост_РД
, X ,t
утвержденное в соответствии с принятым тарифно-балансовым решением на год Х (в МВт∙ч с
точностью до второго знака после запятой), для генерирующего объекта g за период t,
принадлежащий году Х.
Если для различных периодов года X установлены различные значения регулируемых цен
(тарифов) на электрическую энергию поставщика для продажи на оптовом рынке по регулируемым
договорам для генерирующего оборудования, в отношении которого зарегистрирована ГТП генерации p,
_ РД
_ РД
отнесенная к электрической станции s, T pGE
, то для целей настоящего Порядка в качестве T pGE
, Х ,t
,Х
принимается среднее арифметическое значение соответствующих регулируемых цен (тарифов),
определяемое в следующем порядке:

_ РД
TСGE

, Х ,s
   (V
t
 ps
пост_РД
p , X ,t

_ РД

 T pGE
) /  Vpпост_РД
, Х ,t
, X ,t

ps
,
dt
(27)
где Vpпост_РД
– значение объема поставки электрической энергии населению и ненаселению,
, X ,t
утвержденное в соответствии с принятым тарифно-балансовым решением для генерирующего
оборудования, в отношении которого зарегистрирована ГТП генерации p, отнесенная к
электрической станции s, на период t, принадлежащий году Х (в МВт∙ч с точностью до второго
знака после запятой);
_ РД
– регулируемая цена (тариф) на электрическую энергию поставщика для продажи на
T pGE
, Х ,t
оптовом рынке по регулируемым договорам, утвержденная для генерирующего оборудования, в
отношении которого зарегистрирована ГТП генерации p, отнесенная к электрической станции s, на
период t, принадлежащий году Х (в руб./МВт∙ч с точностью до второго знака после запятой);
dt – число различных значений регулируемых цен (тарифов) в году X.
Если для генерирующего оборудования в ГТП генерации p, отнесенной к электрической станции s,
не установлена регулируемая цена (тариф) либо в тарифно-балансовом решении не определен объем
поставки электрической энергии, то ГТП генерации p исключается из расчета по формуле (25) (либо
(27)).
Если при этом исключаются все ГТП генерации p, отнесенные к электрической станции s, но в
GE _ РД
вышеуказанном порядке определена величина TСРД
принимается равным
, Х , g , то значение TС , Х , s
значению TСРД
, Х ,g .
Если не установлена регулируемая цена (тариф) на электрическую энергию поставщика для
продажи на оптовом рынке по регулируемому договору, утвержденная в отношении генерирующего
_ РД
объекта g на год Х, но по формуле (25) либо (27) определена величина TСGE
, то значение TСРД
, Х ,s
, Х ,g
_ РД
принимается равным значению TСGE
.
, Х ,s
Если не установлена регулируемая цена (тариф) на электрическую энергию поставщика для
продажи на оптовом рынке по регулируемому договору, утвержденная в отношении генерирующего
_ РД
объекта g на год Х, и по формулам (25), (27) не определена величина TСGE
, то значение TСРД
, Х ,s
, Х ,g
принимается равным минимальному из значений регулируемых цен (тарифов) на электрическую энергию
поставщика для продажи на оптовом рынке по регулируемому договору, установленных на год X в
отношении генерирующего оборудования, использующего в качестве основного вида топлива уголь
(если для генерирующего оборудования установлены различные значения регулируемых цен (тарифов)
для различных периодов года X, то используется среднеарифметическое регулируемых цен (тарифов) для
данного генерирующего оборудования).
Определенное в указанном порядке при расчете в году X значение расчетной величины
регулируемой цены (тарифа) на электрическую энергию по регулируемому договору на год X для
отнесенного к категории С объекта генерации g не подлежит пересмотру в случае изменений
установленных федеральным органом исполнительной власти в области государственного регулирования
тарифов регулируемых цен (тарифов) на электрическую энергию поставщика для продажи на оптовом
рынке по регулируемому договору и (или) тарифно-балансового решения позднее даты, наступающей за
5 рабочих дней до срока, установленного пунктом 5 настоящего Порядка для расчета уточненной доли
затрат.
Действующая редакция
Приложение 7
Дата
Уведомление
о внесении в одностороннем внесудебном порядке параметров в приложение 4.1
к Договору о предоставлении мощности / Договору о предоставлении мощности введенных в эксплуатацию
генерирующих объектов
№ __ от ДД.ММ.ГГГГ
Продавец:
Идентификационный код Продавца
Покупатель:
Идентификационный код Покупателя
ОАО «АТС» настоящим уведомляет, что в соответствии с Договором о присоединении к торговой системе оптового рынка в приложение 4.1 к Договору о
предоставлении мощности / Договору о предоставлении мощности введенных в эксплуатацию генерирующих объектов № __ от ДД.ММ.ГГГГ внесены
следующие параметры:
№
Наименование объекта генерации
Код группы точек
поставки
генерации
Капитальные затраты,
рублей на 1 кВт
установленной мощности
Доля затрат, отражающая
прогнозную прибыль от
продажи электрической
энергии
В соответствии с приложением 4.1 к указанному договору ОАО «АТС» в одностороннем внесудебном порядке вносит в данное приложение необходимые для
заполнения его граф параметры в случае принятия Правительством Российской Федерации соответствующего решения или, в отсутствие такого решения,
после утверждения Наблюдательным советом Совета рынка необходимых для заполнения граф приложения 4.1 параметров (значений, показателей и т.п.),
либо в случае определения величины «Капитальные затраты, рублей на 1 кВт установленной мощности» в соответствии с Договором о присоединении к
торговой системе оптового рынка.
Указанные в настоящем уведомлении параметры применяются в целях расчета цены мощности соответствующего объекта генерации в порядке,
установленном Договором о присоединении к торговой системе оптового рынка, начиная с расчетного периода ____ года.
Предлагаемая редакция
Приложение 7
Дата
Уведомление
о внесении в одностороннем внесудебном порядке параметров в приложение 4.1
к Договору о предоставлении мощности / Договору о предоставлении мощности введенных в эксплуатацию
генерирующих объектов
№ __ от ДД.ММ.ГГГГ
Продавец:
Идентификационный код Продавца
Покупатель:
Идентификационный код Покупателя
ОАО «АТС» настоящим уведомляет, что в соответствии с Договором о присоединении к торговой системе оптового рынка в приложение 4.1 к Договору о
предоставлении мощности / Договору о предоставлении мощности введенных в эксплуатацию генерирующих объектов № __ от ДД.ММ.ГГГГ внесены
следующие параметры:
№
Наименование объекта генерации
Код группы точек
поставки
генерации
Капитальные затраты,
рублей на 1 кВт
установленной мощности
Доля затрат, отражающая
прогнозную прибыль от
продажи электрической
энергии
В соответствии с приложением 4.1 к указанному договору ОАО «АТС» в одностороннем внесудебном порядке вносит в данное приложение необходимые для
заполнения его граф параметры в случае принятия Правительством Российской Федерации соответствующего решения или, в отсутствие такого решения,
после утверждения Наблюдательным советом Совета рынка необходимых для заполнения граф приложения 4.1 параметров (значений, показателей и т.п.),
либо в случае определения (изменения) величин «Капитальные затраты, рублей на 1 кВт установленной мощности» и (или) «Доля затрат, отражающая
прогнозную прибыль от продажи электрической энергии» в соответствии с Договором о присоединении к торговой системе оптового рынка.
Указанные в настоящем уведомлении параметры применяются в целях расчета цены мощности соответствующего объекта генерации в порядке,
установленном Договором о присоединении к торговой системе оптового рынка, начиная с расчетного периода ____ года.
Действующая редакция
Приложение 7.1
Дата
Уведомление
о внесении в одностороннем внесудебном порядке параметров в приложение 19.1
к Агентскому договору, обеспечивающему реализацию инвестиционных программ ОГК/ТГК, / приложение 5.1
к Агентскому договору, обеспечивающему заключение и исполнение договоров о предоставлении мощности
введенных в эксплуатацию генерирующих объектов
№ __ от ДД.ММ.ГГГГ
Агент:
Открытое акционерное общество «Центр финансовых расчетов»
Идентификационный код Агента
Принципал:
Идентификационный код Принципала
ОАО «АТС» настоящим уведомляет, что в соответствии с Договором о присоединении к торговой системе оптового рынка в приложение 19.1 к Агентскому
договору, обеспечивающему реализацию инвестиционных программ ОГК/ТГК, / приложение 5.1 к Агентскому договору, обеспечивающему заключение и
исполнение договоров о предоставлении мощности введенных в эксплуатацию генерирующих объектов, № __ от ДД.ММ.ГГГГ внесены следующие параметры:
№
Наименование объекта генерации
Код группы точек
поставки
генерации
Капитальные затраты,
рублей на 1 кВт
установленной мощности
Доля затрат, отражающая
прогнозную прибыль от
продажи электрической
энергии
В соответствии с приложением 19.1 / 5.1 к указанному договору ОАО «АТС» в одностороннем внесудебном порядке вносит в данное приложение
необходимые для заполнения его граф параметры в случае принятия Правительством Российской Федерации соответствующего решения или, в отсутствие
такого решения, после утверждения Наблюдательным советом Совета рынка необходимых для заполнения граф приложения 19.1 / 5.1 параметров (значений,
показателей и т.п.), либо в случае определения величины «Капитальные затраты, рублей на 1 кВт установленной мощности» в соответствии с Договором о
присоединении к торговой системе оптового рынка.
Указанные в настоящем уведомлении параметры применяются в целях расчета цены мощности соответствующего объекта генерации в порядке,
установленном Договором о присоединении к торговой системе оптового рынка, начиная с расчетного периода ____ года.
Предлагаемая редакция
Приложение 7.1
Дата
Уведомление
о внесении в одностороннем внесудебном порядке параметров в приложение 19.1
к Агентскому договору, обеспечивающему реализацию инвестиционных программ ОГК/ТГК, / приложение 5.1
к Агентскому договору, обеспечивающему заключение и исполнение договоров о предоставлении мощности
введенных в эксплуатацию генерирующих объектов
№ __ от ДД.ММ.ГГГГ
Агент:
Открытое акционерное общество «Центр финансовых расчетов»
Идентификационный код Агента
Принципал:
Идентификационный код Принципала
ОАО «АТС» настоящим уведомляет, что в соответствии с Договором о присоединении к торговой системе оптового рынка в приложение 19.1 к Агентскому
договору, обеспечивающему реализацию инвестиционных программ ОГК/ТГК, / приложение 5.1 к Агентскому договору, обеспечивающему заключение и
исполнение договоров о предоставлении мощности введенных в эксплуатацию генерирующих объектов, № __ от ДД.ММ.ГГГГ внесены следующие параметры:
№
Наименование объекта генерации
Код группы точек
поставки
генерации
Капитальные затраты,
рублей на 1 кВт
установленной мощности
Доля затрат, отражающая
прогнозную прибыль от
продажи электрической
энергии
В соответствии с приложением 19.1 / 5.1 к указанному договору ОАО «АТС» в одностороннем внесудебном порядке вносит в данное приложение
необходимые для заполнения его граф параметры в случае принятия Правительством Российской Федерации соответствующего решения или, в отсутствие
такого решения, после утверждения Наблюдательным советом Совета рынка необходимых для заполнения граф приложения 19.1 / 5.1 параметров (значений,
показателей и т.п.), либо в случае определения (изменения) величин «Капитальные затраты, рублей на 1 кВт установленной мощности» и (или) «Доля затрат,
отражающая прогнозную прибыль от продажи электрической энергии» в соответствии с Договором о присоединении к торговой системе оптового рынка.
Указанные в настоящем уведомлении параметры применяются в целях расчета цены мощности соответствующего объекта генерации в порядке,
установленном Договором о присоединении к торговой системе оптового рынка, начиная с расчетного периода ____ года.