Заседание Наблюдательного совета НП «Совет рынка»

Заседание Наблюдательного совета НП «Совет рынка»
от 19 февраля 2014 года по вопросу № 2
«Об изменениях и дополнениях к Договору
о присоединении к торговой системе оптового рынка»
Об утверждении Регламента определения параметров, необходимых для расчета цены по ДПМ
квалифицированных генерирующих объектов, функционирующих на основе использования ВИЭ
Инициатор: НП «Совет рынка».
Обоснование: по результатам проведенного в 2013 г. отбора инвестиционных проектов по строительству генерирующих объектов,
функционирующих на основе использования ВИЭ, в 2014 г. планируется ввод в эксплуатацию и поставка мощности части указанных объектов. В
связи с тем, что на настоящий момент порядок определения параметров, необходимых для расчета цены по ДПМ квалифицированных
генерирующих объектов, функционирующих на основе использования ВИЭ не регламентирован, предлагается утвердить Регламент определения
параметров, необходимых для расчета цены по ДПМ квалифицированных генерирующих объектов, функционирующих на основе использования
ВИЭ.
Дата вступления: 1 июня 2014 года.
Предложения по изменениям и дополнениям в РЕГЛАМЕНТ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ПАРАМЕТРОВ, НЕОБХОДИМЫХ ДЛЯ
РАСЧЕТА ЦЕНЫ ПО ДОГОВОРАМ О ПРЕДОСТАВЛЕНИИ МОЩНОСТИ КВАЛИФИЦИРОВАННЫХ
ГЕНЕРИРУЮЩИХ ОБЪЕКТОВ, ФУНКЦИОНИРУЮЩИХ НА ОСНОВЕ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ
ВОЗОБНОВЛЯЕМЫХ ИСТОЧНИКОВ ЭНЕРГИИ (Приложение № 19.4 к Договору о присоединении к торговой
системе оптового рынка)
№
пункта
Редакция, действующая
на момент вступления
в силу изменений
2.5–2.10
Добавить пункты
Предлагаемая редакция
(изменения выделены цветом)
2.5 Определение удельной (на единицу мощности) величины бюджетных субсидий в отношении объекта
генерации
Начиная с месяца, на который приходится дата начала поставки мощности объекта генерации g, предусмотренная
соответствующими ДПМ ВИЭ, для определения цены по ДПМ ВИЭ КО использует значение удельной (на единицу
мощности) величины бюджетных субсидий в отношении объекта генерации g, предоставленное НП «Совет рынка».
Если в срок не позднее 3-го числа расчетного месяца m, на который приходится дата начала поставки мощности
объекта генерации g, предусмотренная соответствующими ДПМ ВИЭ, информация о значении удельной (на единицу
мощности) величины бюджетных субсидий в отношении объекта генерации g не поступила в КО, то удельная (на единицу
мощности) величина бюджетных субсидий в отношении объекта генерации g принимается КО равной:

заявленной на конкурсный отбор инвестиционных проектов по строительству генерирующих объектов,
функционирующих на основе использования возобновляемых источников энергии, в отношении объекта
генерации g плановой величине капитальных затрат на 1 кВт установленной мощности генерирующего
объекта – для целей определения цены по ДПМ ВИЭ в месяце, в отношении которого предельный объем
поставки мощности объекта генерации g определен Системным оператором больше нуля;

нулю – для целей определения цены по ДПМ ВИЭ в месяце, в отношении которого предельный объем
поставки мощности объекта генерации g определен Системным оператором равным нулю.
Значение удельной (на единицу мощности) величины бюджетных субсидий в отношении объекта генерации g
принимается СР равным:

заявленной на конкурсный отбор инвестиционных проектов по строительству генерирующих объектов,
функционирующих на основе использования возобновляемых источников энергии, в отношении объекта
генерации g плановой величине капитальных затрат на 1 кВт установленной мощности генерирующего
объекта – для целей определения цены на мощность по ДПМ ВИЭ в месяце, в отношении которого
предельный объем поставки мощности объекта генерации g был определен Системным оператором больше
нуля;

нулю – для целей определения цены по ДПМ ВИЭ в месяце, в отношении которого предельный объем
поставки мощности объекта генерации g был определен Системным оператором равным нулю.
Продавец по ДПМ ВИЭ вправе направить в НП «Совет рынка» официально за подписью уполномоченного лица
продавца письмо (далее – письмо о субсидиях), указав в нем удельную величину бюджетных субсидий в отношении
объекта генерации g (если субсидии не выделялись, указывается нулевая величина).
Если в отношении объекта генерации g выделялись бюджетные субсидии, то к письму о субсидиях должно
прилагаться официальное (за подписью уполномоченного лица) письмо органа исполнительной власти субъекта РФ,
решением которого выделены указанные бюджетные субсидии в отношении объекта генерации g. В этом письме должна
быть указана величина бюджетных субсидий, выделенных в отношении объекта генерации g.
Если в отношении объекта генерации g бюджетные субсидии не выделялись, то к письму о субсидиях должно
прилагаться официальное (за подписью уполномоченного лица) письмо администрации субъекта РФ, указанного в
приложении 1 к соответствующим ДПМ ВИЭ, подтверждающее тот факт, что бюджетные субсидии из бюджета субъекта
РФ в отношении объекта генерации g не выделялись.
Если в НП «Совет рынка» поступило письмо о субсидиях, соответствующее требованиям настоящего Регламента, то
НП «Совет рынка» определяет значение удельной (на единицу мощности) величины бюджетных субсидий в отношении
соответствующего объекта генерации g равным значению, указанному в письме о субсидиях, и в срок не позднее 3 (трех)
рабочих дней с даты поступления письма о субсидиях направляет в КО в соответствии с формой, предусмотренной
приложением 4 к настоящему Регламенту, значение удельной (на единицу мощности) величины бюджетных субсидий.
2.6 Определение коэффициента, отражающего выполнение целевого показателя степени локализации
Для определения цены по ДПМ ВИЭ КО использует значение коэффициента, отражающего выполнение целевого
показателя степени локализации, К g,m локал , предоставленное НП «Совет рынка».
Если информация о значении коэффициента, отражающего выполнение целевого показателя степени локализации,
поступила в КО не позднее третьего (включительно) числа месяца m, КО использует его для определения цены по ДПМ
ВИЭ в месяце m. Если указанное значение поступило в КО позднее 3-го числа месяца m, КО использует его для
определения цены по ДПМ ВИЭ в месяце m+1.
Если до третьего (включительно) числа месяца m информация о значении коэффициента, отражающего
выполнение целевого показателя степени локализации, в КО не поступила, то:

при определении цены по ДПМ ВИЭ в месяце, в отношении которого предельный объем поставки
мощности объекта генерации g определен Системным оператором равным нулю, КО использует значение
коэффициента, отражающего выполнение целевого показателя степени локализации, равное 1;

при определении цены на мощность по ДПМ ВИЭ в месяце, в отношении которого предельный объем
поставки мощности объекта генерации g был определен Системным оператором больше нуля, КО
использует значение коэффициента, отражающего выполнение целевого показателя степени локализации,
равное:
0,35 – если объект генерации g относится к генерирующим объектам солнечной генерации,
0,45 – в иных случаях.
НП «Совет рынка» направляет в КО информацию о значении К g,m локал в соответствии с формой, предусмотренной
приложением 4 к настоящему Регламенту, в срок не позднее 5 рабочих дней с даты поступления в СР информации о
степени локализации по генерирующему объекту, предоставленной Министерством промышленности и торговли
Российской Федерации.
НП «Совет рынка» определяет значение коэффициента, отражающего выполнение целевого показателя степени
локализации, К g,m локал в отношении объекта генерации g на основании информации о степени локализации по
генерирующему объекту, предоставленной Министерством промышленности и торговли Российской Федерации,
следующим образом:
если предоставленное Министерством промышленности и торговли Российской Федерации значение степени
локализации по генерирующему объекту не менее значения целевого показателя степени локализации на территории
Российской Федерации производства основного и (или) вспомогательного генерирующего оборудования для производства
электрической энергии с использованием возобновляемых источников энергии, установленного Правительством
Российской Федерации в отношении вида генерирующих объектов ВИЭ, к которому объект генерации g относится в
соответствии с приложением 4.1 к соответствующим ДПМ ВИЭ, и для календарного года, в котором должен вводиться
объект генерации g согласно заявке в отношении проекта по строительству объекта генерации g, поданной на тот
конкурсный отбор инвестиционных проектов по строительству генерирующих объектов, функционирующих на основе
использования возобновляемых источников энергии, по результатам которого объект генерации g был отобран, то
К g,m локал равен 1;
иначе К g,m локал равен:
0,35 – если объект генерации g относится к генерирующим объектам солнечной генерации,
0,45 – в иных случаях.
2.7 Определение фактического значения коэффициента использования установленной мощности объекта
генерации
Фактическое значение коэффициента использования установленной мощности объекта генерации g для месяца m
КИУМ фg ,m определяется (с точностью до 2 (двух) знаков после запятой) КО по следующей формуле:
КИУМ фg,m 
Wmээ
,
уст , g , m
N дпм
_ виэ  ЧЧИ m
ээ
где Wm – количество (в МВт∙ч) электрической энергии, выработанной объектом генерации g за 12 месяцев,
предшествовавших месяцу m–1;
уст , g ,m
N дпм
_ виэ – установленная мощность (в МВт) объекта генерации g в месяце m, указанная в отношении его в
приложении 1 к соответствующим ДПМ ВИЭ;
ЧЧИ m – расчетное число часов в 12 месяцах, предшествовавших месяцу m–1, определяемое следующим образом:

8784 – если февраль, входящий в 12 месяцев, предшествовавших месяцу m–1, относится к году, являющемуся
високосным,

8760 – иначе.
2.8 Определение расчетной величины расходов на уплату налога на имущество организаций в отношении
объекта генерации
Для определения цены по ДПМ ВИЭ КО использует расчетную величину расходов на уплату налога на имущество
организаций, рассчитываемую в отношении объекта генерации g согласно приложению 3 к настоящему Регламенту.
2.9 Определение средней доходности долгосрочных государственных обязательств
Для определения цены по ДПМ ВИЭ КО использует значение средней доходности долгосрочных государственных
обязательств за год X ДГОX , рассчитываемое согласно приложению 5 к настоящему Регламенту.
2.10 Определение доли затрат, компенсируемой за счет платы за мощность генерирующих объектов,
функционирующих на основе использования возобновляемых источников энергии
Для определения цены по ДПМ ВИЭ КО использует величину доли затрат, компенсируемой за счет платы за
мощность генерирующих объектов, функционирующих на основе использования возобновляемых источников энергии,
рассчитываемую в отношении объекта генерации g согласно приложению 2 к настоящему Регламенту.
Дополнить приложениями следующего содержания
Приложение 2
Методика определения доли затрат, компенсируемой за счет платы за мощность генерирующих
объектов, функционирующих на основе использования возобновляемых источников энергии
1. Настоящая Методика определяет порядок расчета доли затрат, компенсируемой за счет платы за
мощность генерирующих объектов, функционирующих на основе использования
возобновляемых источников энергии (далее – доля затрат).
2. Ежегодно КО определяет значение доли затрат Крсв g,ВИЭ
m для всех месяцев m соответствующего
календарного года (далее – год Х) и для каждого объекта генерации g, поставка мощности
которого в календарном году X предусмотрена соответствующими ДПМ ВИЭ.
КО определяет значение доли затрат для объекта генерации g в срок не позднее 7 (седьмого)
числа месяца, на который приходится предусмотренная соответствующими ДПМ ВИЭ дата
начала поставки мощности.
3. КО составляет перечень объектов генерации, поставка мощности которых по ДПМ ВИЭ
предусмотрена в календарном году X (далее – Перечень объектов на год X), включая в него
объект генерации g, если указанная в соответствующих ДПМ дата начала поставки его мощности
относится к календарному году X.
4. Если декабрь календарного года X–1 относится к нечетному году поставки (год поставки,
соответствующий декабрю календарного года X–1, определяется согласно пункту 2.3 настоящего
Регламента) мощности объекта генерации g, включенного в Перечень объектов на год X, доля
затрат Крсв g,ВИЭ
m для всех месяцев m календарного года Х в отношении объекта генерации g
принимается равной доле затрат, определенной КО в отношении объекта генерации g для
декабря календарного года X–1.
5. КО составляет Перечень объектов генерации, в отношении которых в году X требуется расчет
доли затрат (далее – Перечень объектов для расчета доли затрат на год X), включая в него все
объекты генерации, имеющиеся в Перечне объектов на год X, на которые не распространяется
действие пункта 4 настоящей Методики.
6. Объекты генерации, включенные в Перечень объектов для расчета доли затрат на год X,
распределяются по следующим категориям:

генерирующий объект солнечной генерации, расположенный в первой ценовой зоне;

генерирующий объект ветровой генерации, расположенный в первой ценовой зоне;

генерирующий объект гидрогенерации, расположенный в первой ценовой зоне;

генерирующий объект солнечной генерации, расположенный во второй ценовой зоне;

генерирующий объект ветровой генерации, расположенный во второй ценовой зоне;

генерирующий объект гидрогенерации, расположенный во второй ценовой зоне.
Отнесение объекта генерации g к ценовой зоне и вид объекта генерации определяются
значениями соответствующих параметров, указанными в отношении его в приложении 1 к
соответствующим ДПМ ВИЭ.
7. Отнесение объекта генерации к определенной категории генерирующих объектов,
осуществленное для расчета значения доли затрат для данного объекта генерации в отношении
года X, не пересматривается в течение года X.
8. Доля затрат Крсв g,ВИЭ
m для всех месяцев m календарного года Х в отношении объекта генерации g,
включенного в Перечень объектов для расчета доли затрат на год X, принимается равной доле
затрат, определенной КО в соответствии с пунктами 9–21 настоящей Методики для года X в
отношении категории, к которой согласно пункту 6 настоящей Методики отнесен объект
генерации g.
9. КО определяет (с точностью до 2 (двух) знаков после запятой) долю затрат в отношении каждой
X, C
категории C, указанной в пункте 6 настоящей Методики, для года X К ээ по следующей
формуле:
C
К X,

ээ
C
C
max( 0; min[ 1;1  К X
])  max( 0; min[ 1;1  К X
1 ]) ,
2
(1)
где К CX ( К CX1 ) – отношение прогнозной прибыли от продажи электрической энергии к
суммарным затратам поставщика для года X (X+1), определяемое в соответствии с пунктом 10
настоящей Методики.
10. Отношение прогнозной прибыли от продажи электрической энергии к суммарным затратам
поставщика для года X К CX рассчитывается (с точностью до 4 (четырех) знаков после запятой) по
следующей формуле ( К CX 1 рассчитывается аналогично, но вместо индекса X используется
индекс X+1):
К CX 
ээ
ПрC,
X
,
12  НВВ C,X
(2)
где ПрC,ээX – удельная (на единицу мощности) прогнозная прибыль от продажи в году Х
электрической энергии, выработанной отнесенными к категории C объектами генерации,
определяемая согласно пункту 19 настоящей Методики;
НВВC, X – удельная (на единицу мощности) среднемесячная необходимая валовая выручка в году
X для объектов категории C, определяемая согласно пункту 11 настоящей Методики.
11. Удельная (на единицу мощности) среднемесячная необходимая валовая выручка в году X для
объектов категории C НВВC, X определяется следующим образом:
ВИЭ
ВИЭ
ВИЭ
НВВ C,X  (COEx C,
,
X  НИ C, X )  КснC
(3)
ВИЭ
где КснC
– коэффициент, отражающий потребление мощности на собственные и (или)
хозяйственные нужды электростанций, указанный в приложении 4 к ДПМ ВИЭ, заключенным
в отношении объектов генерации, отнесенных к категории C;
– расчетная величина расходов на уплату налога на имущество организаций,
НИ C,ВИЭ
X
определяемая для отнесенных к категории C объектов генерации согласно пункту 12
настоящей Методики;
ВИЭ
– составляющая цены на мощность, обеспечивающая ежемесячный возврат
COEx C,
X
капитальных и эксплуатационных затрат, определяемая для отнесенных к категории C
объектов генерации в соответствии с пунктом 14 настоящей Методики.
12. Расчетная величина расходов на уплату налога на имущество организаций НИ C,ВИЭ
X определяется
следующим образом:
ст
НИ C,ВИЭ
X 
ст
12
НИ X  1000  КЗC,ВИЭ
X  ( teС  12  j  1  (teС  1)  12)
j1
(13  teС 12  12)
,
(4)
где НИ X – ставка налога на имущество организаций, максимально возможная в соответствии с
Налоговым кодексом Российской Федерации (в редакции, действующей на 1 января года X);
КЗC,ВИЭ
X – определяемое согласно пункту 13 настоящей Методики среднее значение плановой
величины капитальных затрат на 1 кВт установленной мощности объектов генерации,
отнесенных к категории C;
teС – типовой срок эксплуатации объектов генерации, равный:


40 (сорока) годам, если к категории C отнесены объекты гидрогенерации,
25 (двадцати пяти) годам, если к категории C отнесены объекты солнечной или ветровой
генерации.
13. Среднее значение плановой величины капитальных затрат на 1 кВт установленной мощности
отнесенных к категории C объектов генерации КЗC,ВИЭ
X определяется следующим образом:
КЗ
ВИЭ
C, X

 КЗ
g C
ВИЭ
g,m
N
gC
уст , g
 N дпм
_ в иэ

,
(5)
уст , g
дпм _ в иэ
где КЗg,ВИЭ
– определяемое согласно пункту 2.4 настоящего Регламента значение плановой
m
величины капитальных затрат на 1 кВт установленной мощности генерирующего объекта,
заявленной на конкурсный отбор инвестиционных проектов по строительству генерирующих
объектов, функционирующих на основе использования возобновляемых источников энергии,
в отношении объекта генерации g;
уст, g
Nдпм
_ виэ – актуальное значение установленной мощности (в МВт) отнесенного к категории C
объекта генерации g, указанное в отношении его в приложении 1 к соответствующим ДПМ
ВИЭ.
14. Cоставляющая цены на мощность, обеспечивающая ежемесячный возврат капитальных и
ВИЭ
эксплуатационных затрат, для отнесенных к категории C объектов генерации COEx C,
X
определяется по следующей формуле:
ВИЭ
COEx С,
X (
ВИЭ
R1ВИЭ
,C  НД C , X 1
1  НП
ст
X

ВИЭ
R1ВИЭ
,C  НД C , X 1
( НД
ВИЭ
C , X 1
) / 12  ЭРCВИЭ
,X ,
 1)  1
15
(6)
где НП ст
– ставка налога на прибыль организаций, максимально возможная в соответствии с
X
Налоговым кодексом Российской Федерации (в редакции, действующей на 1 января года X);
– средняя для отнесенных к категории C объектов генерации норма доходности
НД CВИЭ
, X 1
инвестированного капитала, определяемая в соответствии с пунктом 15 настоящей Методики
для календарного года X–1;
ЭРCВИЭ
, X – величина удельных эксплуатационных затрат, определяемая для отнесенных к
категории C объектов генерации в отношении года X согласно пункту 16 настоящей
Методики;
– размер инвестированного капитала в отношении отнесенных к категории C объектов
R1ВИЭ
,C
генерации, определяемый согласно пункту 17 настоящей Методики.
15. Средняя для отнесенных к категории C объектов генерации норма доходности инвестированного
капитала в календарном году X–1 НД CВИЭ
определяется следующим образом:
, X 1
НД
ВИЭ
C , X 1

 (1  НД
g C
ВИЭ
б,g

уст , g
)  (1  ДГОX 1 ) /(1,085)  1  N дпм
_ в иэ
N
g C

,
(7)
уст , g
дпм _ в иэ
где ДГОX 1 – определяемая согласно пункту 2.9 настоящего Регламента средняя доходность
долгосрочных государственных обязательств за год X–1 (если по состоянию на 12 января года
X средняя доходность долгосрочных государственных обязательств за год X–1 не определена,
то ДГОX 1 принимается равным последнему определенному в установленном порядке
значению средней доходности долгосрочных государственных обязательств);
– базовый уровень нормы доходности инвестированного капитала, указанный в
НД бВИЭ
,g
отношении объекта генерации g в приложении 4.1 к соответствующим ДПМ ВИЭ.
16. Величина удельных эксплуатационных затрат в отношении года X для объектов генерации,
отнесенных к категории C, ЭРCВИЭ
, X определяется по следующей формуле:
ВИЭ
ЭРCВИЭ
, X  ЭР2012,X 
X 1
 ИПЦ
j
,
(8)
j  2012
где ЭРВИЭ
2012,X – величина удельных эксплуатационных затрат для 2012 года и для категории С,
принимаемая равной:



170 тыс. руб./МВт в месяц, если к категории С отнесены объекты солнечной генерации,
118 тыс. руб./МВт в месяц, если к категории С отнесены объекты ветровой генерации,
100 тыс. руб./МВт в месяц, если к категории С отнесены объекты гидрогенерации;
ИПЦ j – индекс потребительских цен в декабре года j в процентах к декабрю года j–1,
определяемый следующим образом:



если по состоянию на 12 января года X индекс потребительских цен в декабре года j в
процентах к декабрю года j–1 определен и опубликован федеральным органом
исполнительной власти, осуществляющим функции по формированию официальной
статистической информации, то значение ИПЦ j принимается равным указанному индексу
потребительских цен, определяемому КО в порядке, предусмотренном пунктом 2.2
настоящего Регламента;
если по состоянию на 31 января года X индекс потребительских цен в декабре года j в
процентах к декабрю года j–1 не опубликован федеральным органом исполнительной
власти, осуществляющим функции по формированию официальной статистической
информации, но федеральным органом исполнительной власти в сфере социальноэкономической политики опубликован уточненный (актуальный) прогноз социальноэкономического развития Российской Федерации, содержащий прогноз индекса
потребительских цен в декабре года j в процентах к декабрю года j–1 (здесь и далее в
настоящем приложении – если прогноз является интервальным, т.е. указаны несколько
возможных величин, то используется среднее арифметическое значение данных величин),
то значение ИПЦ j принимается равным указанному прогнозу индекса потребительских цен
в декабре года j в процентах к декабрю года j–1 (указанный прогноз или информация о его
отсутствии определяется КО на основании официального письма федерального органа
исполнительной власти в сфере социально-экономической политики, поэтому если
указанное письмо не поступило в КО до 15 декабря года X–1, то соответствующий прогноз
считается отсутствующим);
иначе ИПЦ j принимается равным последнему из опубликованных федеральным органом
исполнительной власти, осуществляющим функции по формированию официальной
статистической информации, фактических значений индекса потребительских цен в
декабре года в процентах к декабрю предшествующего года.
17. Размер инвестированного капитала в отношении отнесенных к категории C объектов генерации
определяется следующим образом:
R1ВИЭ
,C
ВИЭ
С
С, X
ВИЭ
R1ВИЭ
локал 1000  (1  НД C , X 1 ) ,
,C  (КЗC, X  БСС, X )  К терм_ВИЭ  К
(9)
где К Стерм_ВИЭ – коэффициент, отражающий учет прибыли с оптового рынка электрической
энергии (мощности) по истечении срока окупаемости и до окончания срока службы
генерирующего объекта, равный:


0,99 – если к категории С отнесены объекты солнечной генерации,
0,9 – в прочих случаях;
КЗC,ВИЭ
X – определяемое согласно пункту 13 настоящей Методики среднее значение плановой
величины капитальных затрат на 1 кВт установленной мощности отнесенных к категории C
объектов генерации;
БСС, X – определяемое согласно пункту 18 настоящей Методики среднее значение бюджетных
субсидий в отношении объектов генерации, отнесенных к категории C;
К С, X локал – среднее (по объектам генерации, отнесенным к категории C) значение
коэффициента, отражающего выполнение целевого показателя степени локализации,
определяемое по следующей формуле:
К
С, X
локал

 К
g,X
локал
gC
N
gC
уст , g
 N дпм
_ в иэ

,
(10)
уст , g
дпм _ в иэ
где К g,X локал – актуальное значение коэффициента, отражающего выполнение целевого
показателя степени локализации, в отношении объекта генерации g.
18. Среднее значение бюджетных субсидий в отношении объектов генерации, отнесенных к
категории C, БС С, X определяется по следующей формуле:
БС С, X 
 БС
gC
g,X
N
gC
уст , g
 N дпм
_ в иэ

,
(11)
уст , g
дпм _ в иэ
где БСg,X – актуальное значение удельной (на единицу мощности) величины бюджетных
субсидий в отношении объекта генерации g, определенное в соответствии с пунктом 2.5
настоящего Регламента.
19. Удельная (на единицу мощности) прогнозная прибыль от продажи в году Х электрической
энергии, выработанной отнесенными к категории C объектами генерации, ПрC,ээX определяется
следующим образом:
ПрC,ээX  КИУМ С  ЧЧ X  (
Ц XРСВ
,C
ВИЭ
C
Ксн
 S Xв ыраб
,C ) ,
где ЧЧ X – число часов в году X, равное 8784 для високосных лет и 8760 для прочих лет;
(12)
Ц XРСВ
,C – определяемый в соответствии с пунктом 21 настоящей Методики прогноз на год X
цены рынка на сутки вперед для объектов генерации, отнесенных к категории C;
– плановая на год X удельная стоимость выработки электрической энергии объектами
S Xвыраб
,C
генерации, отнесенными к категории C, определяемая согласно пункту 20 настоящей
Методики;
КИУМС – плановый коэффициент использования установленной мощности, принимаемый
равным:



0,14 – если к категории С отнесены объекты солнечной генерации,
0,27 – если к категории С отнесены объекты ветровой генерации,
0,38 – если к категории С отнесены объекты гидрогенерации.
20. Плановая на год X удельная стоимость выработки электрической энергии отнесенными к
категории C объектами генерации S Xвыраб
определяется по следующей формуле:
,C
S Xв ыраб
 S Xв ыраб
,C
, 2012 
X 1
 ИПЦ
j
,
(13)
j  2012
где S Xвыраб
, 2012 – удельная стоимость выработки электрической энергии объектами генерации,
отнесенными к категории C, в 2012 году, равная:


10 рублей за МВт∙ч – если к категории С отнесены объекты гидрогенерации,
1 рубль за МВт∙ч – в прочих случаях.
21. Прогноз на год X цены рынка на сутки вперед для объектов генерации, отнесенных к категории
C, Ц XРСВ
,C определяется следующим образом:
Ц XРСВ
,C 
 
hX 1 qRC

ГТП
l ,q,h
ППП
 VGlГТП
,q,h
ППП
VGlГТП
,q,h
 РЦЭXC ,
(14)
hX 1 qRC
где RC – множество субъектов Российской Федерации, указанных в отношении отнесенных к
категории C объектов генерации в приложении 1 к соответствующим ДПМ ВИЭ;
lГТП
,q ,h
– цена электрической энергии, рассчитанная для целей расчета стоимости
электроэнергии на сутки вперед, в ГТП генерации q, отнесенной к субъекту (субъектам)
Российской Федерации из множества Rс, для соответствующего участника оптового рынка l в
час операционных суток h, принадлежащий году X–1, рассчитанная для целей определения
стоимости электрической энергии на сутки вперед в порядке, предусмотренном Регламентом
расчета плановых объемов производства и потребления и расчета стоимости электроэнергии на сутки вперед
(Приложение № 8 к Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка);
ППП
VGlГТП
– полный плановый объем производства электрической энергии в ГТП
,q ,h
генерации q, отнесенной к субъекту (субъектам) Российской Федерации из множества Rс, для
соответствующего участника l в час операционных суток h, принадлежащий году X–1,
определяемый в порядке, предусмотренном Регламентом расчета плановых объемов производства и
потребления и расчета стоимости электроэнергии на сутки вперед (Приложение № 8 к Договору о
присоединении к торговой системе оптового рынка);
РЦЭXC – прогноз роста цен на электрическую энергию на оптовом рынке в году X,
принимаемый равным:

если объекты генерации, отнесенные к категории С, расположены в первой ценовой зоне
оптового рынка – величине роста цен для потребителей, исключая население, на газ
природный (оптовые цены) за год X согласно уточненному (актуальному) прогнозу

социально-экономического развития Российской Федерации, разработанному федеральным
органом исполнительной власти в сфере социально-экономической политики (указанный
прогноз определяется КО на основании официального письма федерального органа
исполнительной власти в сфере социально-экономической политики);
если объекты генерации, отнесенные к категории С, расположены во второй ценовой зоне
оптового рынка – величине роста цен на энергетический уголь за год X согласно
уточненному (актуальному) прогнозу социально-экономического развития Российской
Федерации, разработанному федеральным органом исполнительной власти в сфере
социально-экономической политики (указанный прогноз определяется КО на основании
официального письма федерального органа исполнительной власти в сфере социальноэкономической политики).
При расчете в году X значения удельной (на единицу мощности) прогнозной прибыли от
продажи в году Х+1 электрической энергии, выработанной отнесенными к категории C
объектами генерации, ПрC,ээX 1 значение прогноза на год X+1 цены рынка на сутки вперед для
объектов генерации, отнесенных к категории C, Ц XРСВ
1,C принимается равным произведению
значения прогноза на год X цены рынка на сутки вперед для объектов генерации, отнесенных к
категории C, Ц XРСВ
,C и прогноза роста цен на электрическую энергию на оптовом рынке в году
X+1, определенного в порядке, предусмотренном настоящим пунктом.
Приложение 3
Порядок определения расчетной величины расходов на уплату налога на имущество
организаций
Расчетная величина расходов на уплату налога на имущество организаций НИ g,ВИЭ
m определяется
КО по следующей формуле:
ст
НИ
ВИЭ
g,m

12


НИ i,g 1000  КЗg,ВИЭ
m  ( (teg  1  i ) 12  j  s  (teg  i ) 12  1  s )
js
(13  teg 12  13  s )
,
где i – номер календарного года, соответствующего месяцу m;
НИ i,g
ст
– ставка налога на имущество организаций, определяемая в отношении объекта генерации g
для календарного года с номером i в соответствии с пунктом 2.1 настоящего Регламента;
КЗg,ВИЭ
m – определяемое согласно пункту 2.4 настоящего Регламента значение плановой величины
капитальных затрат на 1 кВт установленной мощности генерирующего объекта, заявленной на
конкурсный отбор инвестиционных проектов по строительству генерирующих объектов,
функционирующих на основе использования возобновляемых источников энергии, в отношении
объекта генерации g;
teg – типовой срок эксплуатации, принимаемый равным 40 (сорока) годам для объекта
гидрогенерации и 25 (двадцати пяти) годам для объектов солнечной и ветровой генерации;
s – порядковый номер первого месяца поставки в календарном году с номером i, определяемый
следующим образом:


если до 1-го числа месяца m предельный объем поставки мощности объекта генерации g
хотя бы один раз был определен Системным оператором больше нуля, при этом номер
календарного года i = 1, то s – порядковый номер (1, 2, … 12) месяца, в отношении
которого предельный объем поставки мощности объекта генерации g впервые определен
Системным оператором больше нуля;
в иных случаях – 1.
Уведомление о параметрах для расчета цен по ДПМ ВИЭ
на расчетный период __________
Приложение 4
«___»_____________ 20__ г.
Наименовани
Вид
Наименовани
Код
е объекта
объекта
е участника
ГТП
генерации
генерации
Значение коэффициента, отражающего
выполнение целевого показателя степени
локализации
К g,m локал
Величина бюджетных субсидий на 1 кВт
установленной мощности генерирующего
объекта
________________/_________________________/
Приложение 5
Порядок определения средней доходности долгосрочных государственных обязательств
Средняя доходность долгосрочных государственных обязательств для года X ДГОX определяется
по истечении года X (определяется один раз и в дальнейшем не пересматривается) в следующем
порядке:
ДГО X   ( ДГО Xo  Объем _ выпуска Xo ) /  (Объем _ выпуска Xo ) ,
o
(1)
o
где Объем _ выпуска Xo – средневзвешенный по торговым дням ММВБ (далее – торговые дни) объем
выпуска облигации o в году X;
ДГОio – средняя доходность к погашению за период с 1 января по 31 декабря года X по облигации
федерального займа o, отвечающей требованиям следующего абзаца.
При расчете величины средней доходности долгосрочных государственных обязательств ДГОX
используются данные торгов на ММВБ облигациями федерального займа, для которых выполнены
следующие условия:

срок до погашения (срок обязательной оферты) составлял не менее восьми лет и не более
десяти лет в каждый торговый день года X;

по результатам торгов ими на ММВБ в году X была заключена хотя бы одна сделка;

облигации включены в размещенный на официальном сайте ММВБ список ликвидных
ценных бумаг (составляется в соответствии с Положением о критериях ликвидности ценных бумаг,
утвержденным Приказом Федеральной службы по финансовым рынкам от 7 марта 2006 г. № 06-25/пз-н
(зарегистрирован Министерством юстиции Российской Федерации от 17 апреля 2006 г. № 7707) за
третий квартал года X.
Если облигации федерального займа, срок до погашения (срок обязательной оферты) которых
составлял не менее восьми лет и не более десяти лет в каждый торговый день года X, по результатам
торгов которыми на ММВБ в году X была заключена хотя бы одна сделка, отсутствуют в
опубликованном на официальном сайте ММВБ списке ликвидных ценных бумаг, то для каждой такой
облигации федерального займа рассчитывается итоговый удельный вес ценной бумаги в соответствии с
Методикой составления списка ликвидных ценных бумаг, утвержденной Приказом Федеральной службы
по финансовым рынкам от 7 марта 2006 г. № 06-25/пз-н (зарегистрирован Министерством юстиции
Российской Федерации от 17 апреля 2006 г. № 7707) (далее – итоговый удельный вес ценной бумаги), на
основании данных торгов на ММВБ за период с 1 января по 31 декабря года X. В этом случае величина
средней доходности долгосрочных государственных обязательств ДГОX рассчитывается на основании
данных по облигации федерального займа с указанными характеристиками с наибольшим итоговым
удельным весом ценной бумаги (если в результате расчета итоговый удельный вес ценной бумаги
оказывается наибольшим для нескольких облигаций федерального займа, величина средней доходности
долгосрочных государственных обязательств ДГОX рассчитывается на основании данных по всем этим
облигациям по формуле (1) настоящего приложения). Порядок получения КО от ММВБ параметров,
необходимых для расчета итогового удельного веса ценной бумаги, определяется Регламентом определения
параметров, необходимых для расчета цены по договорам о предоставлении мощности (Приложение № Д 19.6 к
Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка).
В случае отсутствия облигаций федерального займа, срок до погашения (срок обязательной
оферты) которых составлял не менее восьми лет и не более десяти лет в каждый торговый день года X,
по результатам торгов которыми на ММВБ в году X была заключена хотя бы одна сделка, средняя
доходность долгосрочных государственных обязательств ДГОX определяется как произведение
величины ДГО X 1 и отношения ставки рефинансирования на 31 декабря года X СРеф X плюс
единица к ставке рефинансирования на 31 декабря года X–1 СРефX-1 плюс единица:
ДГО X  ДГО X 1 
СРеф X  1
.
СРеф X-1  1
(2)
Средняя доходность к погашению по облигации федерального займа o за год X ДГО Xo
определяется (с точностью до 5 (пяти) знаков после запятой) КО по формуле:
nd
ДГО  ( ДГО
o
X
bi
j 1
o
bi, j
 Объем
nd
o
bi, j
) /(  Объем bio , j ),
bi
(3)
j 1
где nd – число торговых дней в соответствующем году;
j – индекс дня, принимающий значения от 1 до nd;
bi – режим торгов;
Объемbio , j – объем сделок c облигацией o в режиме торгов bi за день торгов j года X;
ДГОbio , j – доходность к погашению облигации o в режиме торгов bi за день торгов j года X,
рассчитанная по средневзвешенной цене согласно порядку расчета доходности к погашению по
государственным ценным бумагам, принятому ЦБ РФ в Положении об обслуживании и обращении
o
выпусков федеральных государственных ценных бумаг. Для расчета КО использует значения ДГОbi,j и
Объемbio , j , полученные КО от ММВБ по результатам основных режимов торгов в порядке,
предусмотренном Договором о присоединении к торговой системе оптового рынка.