Приказ ФСТ России от 13 октября 2010 г. N 483-э

Зарегистрировано в Минюсте РФ 13 ноября 2010 г. N 18953
ФЕДЕРАЛЬНАЯ СЛУЖБА ПО ТАРИФАМ
ПРИКАЗ
от 13 октября 2010 г. N 483-э
ОБ УТВЕРЖДЕНИИ МЕТОДИКИ
ОПРЕДЕЛЕНИЯ ЦЕНЫ НА МОЩНОСТЬ ДЛЯ ГЕНЕРИРУЮЩИХ
ОБЪЕКТОВ, В ОТНОШЕНИИ КОТОРЫХ БЫЛИ УКАЗАНЫ НАИБОЛЕЕ
ВЫСОКИЕ ЦЕНЫ В ЦЕНОВЫХ ЗАЯВКАХ НА КОНКУРЕНТНЫЙ ОТБОР
МОЩНОСТИ, С УЧЕТОМ ПРОГНОЗНОЙ ПРИБЫЛИ (УБЫТКОВ) ОТ ПРОДАЖИ
ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ, ВКЛЮЧАЮЩЕЙ ПОРЯДОК ПРЕДСТАВЛЕНИЯ
МАТЕРИАЛОВ, НЕОБХОДИМЫХ ДЛЯ ОПРЕДЕЛЕНИЯ
УКАЗАННОЙ ЦЕНЫ
В соответствии с Постановлением Правительства Российской Федерации от 13 апреля 2010
года N 238 "Об определении ценовых параметров торговли мощностью на оптовом рынке
электрической энергии (мощности) переходного периода" (Собрание законодательства
Российской Федерации, 2010, N 16, ст. 1922) приказываю:
1. Утвердить Методику определения цены на мощность для генерирующих объектов, в
отношении которых были указаны наиболее высокие цены в ценовых заявках на конкурентный
отбор мощности, с учетом прогнозной прибыли (убытков) от продажи электрической энергии,
включающую порядок представления материалов, необходимых для определения указанной
цены.
2. Настоящий Приказ вступает в силу в установленном порядке.
Руководитель
С.Г.НОВИКОВ
Приложение
к Приказу ФСТ России
от 13 октября 2010 г. N 483-э
МЕТОДИКА
ОПРЕДЕЛЕНИЯ ЦЕНЫ НА МОЩНОСТЬ ДЛЯ ГЕНЕРИРУЮЩИХ
ОБЪЕКТОВ, В ОТНОШЕНИИ КОТОРЫХ БЫЛИ УКАЗАНЫ НАИБОЛЕЕ
ВЫСОКИЕ ЦЕНЫ В ЦЕНОВЫХ ЗАЯВКАХ НА КОНКУРЕНТНЫЙ ОТБОР
МОЩНОСТИ, С УЧЕТОМ ПРОГНОЗНОЙ ПРИБЫЛИ (УБЫТКОВ) ОТ ПРОДАЖИ
ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ, ВКЛЮЧАЮЩАЯ ПОРЯДОК ПРЕДСТАВЛЕНИЯ
МАТЕРИАЛОВ, НЕОБХОДИМЫХ ДЛЯ ОПРЕДЕЛЕНИЯ
УКАЗАННОЙ ЦЕНЫ
I. Общие положения
1. Настоящая Методика определения цены на мощность для генерирующих объектов, в
отношении которых были указаны наиболее высокие цены в ценовых заявках на конкурентный
отбор мощности, с учетом прогнозной прибыли (убытков) от продажи электрической энергии,
включающая порядок представления материалов, необходимых для определения указанной
цены (далее - Методика), разработана в соответствии с Постановлением Правительства
Российской Федерации от 13 апреля 2010 года N 238 "Об определении ценовых параметров
торговли мощностью на оптовом рынке электрической энергии (мощности) переходного периода"
(Собрание законодательства Российской Федерации, 2010, N 16, ст. 1922), а также на основании
Федерального закона от 26 марта 2003 года N 35-ФЗ "Об электроэнергетике" (Собрание
законодательства Российской Федерации, 2003, N 13, ст. 1177; 2004, N 35, ст. 3607; 2005, N 1 (часть
I), ст. 37; 2006, N 52 (часть I), ст. 5498; 2007, N 45, ст. 5427; 2008, N 29 (часть I), ст. 3418; N 52 (часть
I), ст. 6236; 2009, N 48, ст. 5711; 2010, N 11, ст. 1175; N 31, ст. 4156; N 31, ст. 4157; N 31, ст. 4160)
(далее - Закон об электроэнергетике), Правил оптового рынка электрической энергии (мощности)
переходного периода, утвержденных Постановлением Правительства Российской Федерации от
24 октября 2003 года N 643 (Собрание законодательства Российской Федерации, 2003, N 44, ст.
4312; 2005, N 7, ст. 560; N 8, ст. 658; N 17, ст. 1554; N 43, ст. 4401; N 46, ст. 4677; N 47, ст. 4930; 2006,
N 36, ст. 3835; 2007, N 1 (часть II), ст. 282; N 16, ст. 1909; 2008, N 2, ст. 84; N 3, ст. 182; N 27, ст. 3285;
2009, N 9, ст. 1103; N 23, ст. 2822; N 32, ст. 4040; N 38, ст. 4479; N 43, ст. 5066; N 46, ст. 5500; N 47, ст.
5667; N 52 (часть I), ст. 6575; 2010, N 15, ст. 1803; N 12, ст. 1333; N 11, ст. 1216; N 18, ст. 2239; N 21,
ст. 2610; N 23, ст. 2848; N 25, ст. 3175; N 37, ст. 4708) (далее - Правила оптового рынка), Основ
ценообразования в отношении электрической и тепловой энергии в Российской Федерации,
утвержденных Постановлением Правительства Российской Федерации от 26 февраля 2004 года N
109 (Собрание законодательства Российской Федерации, 2004, N 9, ст. 791; 2005, N 1 (часть II), ст.
130; N 43, ст. 4401; N 47, ст. 4930; N 51, ст. 5526; 2006, N 23, ст. 2522; N 36, ст. 3835; N 37, ст. 3876;
2007, N 1 (часть II), ст. 282; N 14, ст. 1687; N 16, ст. 1909; 2008, N 2, ст. 84; N 25, ст. 2989; N 27, ст.
3285; 2009, N 8, ст. 980; N 8, ст. 981; N 8, ст. 982; N 12, ст. 1429; N 25, ст. 3073; N 26, ст. 3188; N 32, ст.
4040; N 38, ст. 4479; N 38, ст. 4494; N 52 (часть I), ст. 6575; 2010, N 12, ст. 1333; N 15, ст. 1808; N 21,
ст. 2610; N 23, ст. 2837; N 37, ст. 4708) (далее - Основы ценообразования).
2. Методика предназначена для использования Федеральной службой по тарифам (далее Служба), коммерческим оператором оптового рынка, участниками оптового рынка электрической
энергии (мощности), осуществляющими производство электрической энергии с использованием
генерирующих объектов, в отношении которых были указаны наиболее высокие цены в ценовых
заявках на конкурентный отбор мощности (далее - Поставщики), и определяет порядок
определения цены на мощность для генерирующих объектов, в отношении которых были указаны
наиболее высокие цены в ценовых заявках на конкурентный отбор мощности, с учетом
прогнозной прибыли (убытков) от продажи электрической энергии, порядок представления
материалов, необходимых для определения указанной цены.
II. Основные методологические положения
по формированию цены на мощность для генерирующих объектов,
в отношении которых были указаны наиболее высокие цены
в ценовых заявках на конкурентный отбор мощности,
с учетом прогнозной прибыли (убытков) от продажи
электрической энергии
3. Расчет цен на мощность в соответствии с настоящей Методикой производится по каждому
генерирующему объекту (генерирующей единице мощности) Поставщика на основании
информации о планируемых в расчетном периоде регулирования расходах по содержанию
мощности с приложением обосновывающих материалов, представленной Поставщиком в ФСТ
России не позднее 1 июля года, предшествующего расчетному периоду регулирования, и
информации от системного оператора об отнесении генерирующего объекта к числу
генерирующих объектов, в отношении которых были указаны наиболее высокие цены в ценовых
заявках на конкурентный отбор мощности.
4. В случае, если Поставщик, помимо производства электрической (тепловой) энергии,
осуществляет иные виды деятельности, расходы на их осуществление и полученные доходы
(убытки) от этих видов деятельности не учитываются при расчете цены на мощность.
III. Расчет цены на мощность для генерирующих
объектов, в отношении которых были указаны наиболее высокие
цены в ценовых заявках на конкурентный отбор мощности
5. Цена на мощность определяется по следующей формуле:
Ц Дмi , j  max  Ц Драсч
;1
i, j
Ц
расч
Дi , j
(1)
СО
РСВ
ТИП
УСТ
Аi , j  ОТ i , j  Н i , j  Н iПР
, j  Рi , j  Бi , j  Пi , j  Иi , j  ФРi , j  НРi , j  Зi , j  Ni , j  М i , j

СН
NiРАСП
 М i , j  IiП1
,j
,
(1.1)
где:
Аi , j
- отчисления на амортизацию основных средств j-того генерирующего объекта в i-том
году, определяемые в соответствии с пунктом 28 Основ ценообразования, расходы Поставщика по
аренде имущества j-того генерирующего объекта, используемого при производстве
электрической энергии, в i-том году, определяемые в соответствии с пунктом 3
ценообразования;
ОТ i , j
ПР
i, j
СО
i, j
Р
ОТ i , j
7 Основ
- расходы на оплату налогов, сборов и компенсацию прочих затрат j-того
генерирующего объекта в i-том году, определяемые по формуле (2
Н
6 Основ
- расходы на оплату труда промышленно-производственного персонала j-того
генерирующего объекта в i-том году, определяемые в соответствии с пунктом 2
ценообразования;
Н i, j
Аi , j
Н i, j
);
- расходы по оплате налога на прибыль, определяемые по формуле (3
НiПР
,j
);
- расходы j-того генерирующего объекта в i-том году на оплату по регулируемым ценам
услуг системного оператора, определяемые в соответствии с пунктом 2
ценообразования;
РiСО
,j
4 Основ
Бi , j
- расходы на обеспечение безопасности j-того генерирующего объекта в i-том году,
учитываемые при определении налоговой базы налога на прибыль (относимые на себестоимость
производства электрической и тепловой энергии), определяемые в соответствии с пунктом 2
Основ ценообразования;
Бi , j
9
Пi , j
- затраты по производству тепловой (электрической) энергии, передаче тепловой
энергии, учитываемые в составе цены на мощность (тарифа на тепловую энергию) i-того года jтого генерирующего объекта, учтенные при утверждении на i-тый год предельных уровней
тарифов на тепловую энергию для субъекта Российской Федерации, на территории которого
расположен j-тый генерирующий объект. В случае, если в составе предельных уровней тарифов
указанные затраты учтены по нескольким генерирующим объектам поставщика, расположенных
на территории одного субъекта Российской Федерации, одной суммой, распределение указанных
затрат между этими генерирующими объектами осуществляется пропорционально их
установленной мощности;
Иi, j
- расходы на финансирование капитальных вложений за счет прибыли, не связанные с
увеличением установленной мощности генерирующего оборудования j-того генерирующего
объекта по сравнению с величиной, учтенной в сводном прогнозном балансе производства
электрической энергии (мощности) в рамках Единой энергетической системы России по субъектам
Российской Федерации (далее - сводный баланс) на 2010 год по состоянию на 1 января 2010 г.,
определяемые в соответствии с пунктом 32 Основ ценообразования, относящиеся к деятельности
по производству электрической энергии в объеме, определенном утвержденной инвестиционной
ЗТИП
N УСТ
программой Поставщика, но не более величины, равной произведению i , j , 0,5, i , j и 12
месяцев, а также часть расходов на обеспечение безопасности j-того генерирующего объекта в iтом году, не учитываемых при определении налоговой базы налога на прибыль (относимых на
прибыль после налогообложения);
ФРiРСВ
,j
- прибыль (со знаком "-") или убыток (со знаком "+") от продажи электрической
ФР РСВ
i, j
энергии j-того генерирующего объекта, определяемая по формуле (4
);
НРi , j - незапланированные расходы (со знаком "+") или полученные избытки (со знаком "-")
j-того генерирующего объекта, связанные с отклонениями фактических индексов цен
производителей промышленной продукции от их плановых значений, учтенных при утверждении
цен на мощность в соответствии с настоящей Методикой на i-2 год, определяемые по формуле (5).
Показатель НРi , j учитывается в составе формулы (1. НРi , j НРi , j 1) начиная с 2013 года, при
условии, что в i-2 году j-й генерирующий объект осуществлял поставку мощности по цене,
определенной в соответствии с настоящей Методикой;
ЗiТИП
,j
- типовые прочие расходы на содержание генерирующего оборудования j-того
генерирующего объекта в i-том году, определяемые по формулам (6) и (7
N
РАСП СН
i, j
ЗiТИП
,j
);
М
i, j
- среднее за
значение положительных разниц объемов располагаемой
мощности и объемов потребления мощности на собственные и (или) хозяйственные нужды j-того
генерирующего объекта, учтенных в сводном балансе i-того года;
NiУСТ
,j
- средний объем установленной мощности j-того генерирующего объекта, учтенный в
сводном балансе i-того года;
М i, j
I
- число расчетных месяцев в i-том году.
П
i 1 -
плановый индекс потребительских цен на i-1 год, определяемый на основании
информации об основных макроэкономических показателях, содержащейся в прогнозе
социально-экономического развития Российской Федерации на i-й год.
А
ОТ
Н
Б
i, j
i, j
6. Распределение косвенных расходов i , j ,
,
, i , j между деятельностью по
производству электрической энергии и тепловой энергии производится пропорционально
расходам условного топлива на выработку электрической и тепловой энергии.
7. Расходы на оплату налогов, сборов и компенсацию прочих затрат определяются по
формуле:
Н i , j  Н iсс, j  Н iим, j  Н iзем
 Н iвн, j  Н iпдв
,j
,j
, (2)
где:
Н iсс, j
- страховые взносы в Пенсионный фонд Российской Федерации, Фонд социального
страхования Российской Федерации, Федеральный фонд обязательного медицинского
страхования и территориальные фонды обязательного медицинского страхования, определяемые
исходя из расходов на оплату труда промышленно-производственного персонала, учитываемых в
составе цены на мощность j-того генерирующего объекта в i-том году в соответствии с настоящей
Методикой;
Н iим, j
- расходы по оплате налога на имущество j-того генерирующего объекта в i-том году;
зем
Н i, j
- расходы j-того генерирующего объекта в i-том году по оплате налога на землю и/или
арендной платы за землю;
Н iвн, j
- расходы по оплате водного налога и/или расходы на приобретение воды для
производственных
ценообразования;
нужд,
определяемые
в
соответствии
с
пунктом
2
Н iвн, j
5
Основ
Н iпдв
,j
- плата за предельно допустимые выбросы (сбросы) загрязняющих веществ в
окружающую природную среду, определяемые в соответствии с природоохранным
Н пдв
законодательство i , j м Российской Федерации.
Определение перечисленных в настоящем пункте Методики расходов по страховым
взносам и налогов осуществляется в соответствии с налоговым законодательством Российской
Федерации.
8. Расходы по оплате налога на прибыль определяются по формуле:
Н i, j 
ПР
( И i , j  ( Аiам
 Аiнп, j )  d iээ, j )  t
,j
1 t
пр
 Н НР
 РСВ
i, j
, (3)
где:
Аiам
,j
- отчисления на амортизацию основных средств j-того генерирующего объекта в i-том
году, определяемые в соответствии с пунктом 2
Аiам
,j
8 Основ ценообразования;
нп
Аi , j
- отчисления на амортизацию основных средств j-того генерирующего объекта в i-том
году, учитываемые при определении налоговой базы налога на прибыль, определяемые в
соответствии с налоговым законодательство
Аiнп, j
м Российской Федерации;
ээ
d i, j
- доля расходов условного топлива на выработку электрической энергии j-того
генерирующего объекта в i-том году, учитываемая при определении расходов на топливо в
соответствии с настоящей Методикой;
t - ставка налога на прибыль, действующая на дату установления цены на очередной период
регулирования;
пр
Н НР
 РСВ
- расходы j-того генерирующего объекта в i-м году по оплате налога на прибыль в
части незапланированных расходов (полученных избытков), а также фактической прибыли или
фактического убытка, полученного в результате поставки мощности по цене, определенной в
соответствии с настоящей Методикой, определяемые по формулам:
i, j
- если показатель
ФРiП2,Фj
- если показатель
НРi , j
< 0, по формуле (3.1
< 0, по формуле (3.2
П Ф
i  2, j
ФР
ФРiП2,Фj
НРi , j
);
);
НР
i, j
- если показатель
< 0 и показатель
< 0, по формуле (3.
- при невыполнении вышеперечисленных условий - по формуле (3.4).
пр
Н НР
 РСВi , j 
НРi , j  t
1 t
 ФРiП 2,Фj  t
(3.1)
ФРiП2,Фj НРi , j
3);
Н
пр
НР  РСВi , j

ФРiП 2,Фj  t
1 t
 НРi , j  t
(3.2)
пр
П Ф
Н НР
 РСВi , j  (ФРi  2, j  НРi , j )  t  (1)
Н
пр
НР  РСВi , j

(3.3)
(ФРiП 2,Фj  НРi , j )  t
1 t
, (3.4)
где:
ФРiП2,Фj
- фактическая прибыль (со знаком "-") или фактический убыток (со знаком "+") jтого генерирующего объекта в i-2 году, полученный в результате поставки j-м генерирующим
объектом в i-2 году мощности по цене, определенной в соответствии с настоящей Методикой,
определяемая по формуле (4.2
Н
ФРiП2,Фj
).
пр
НР  РСВi , j
Н пр
Показатель
учитывается в составе формулы (3 НР  РСВi , j ) начиная с 2013 года.
9. Прибыль или убыток от продажи электрической энергии определяется по следующей
формуле:
ФРiРСВ
 ФРiПЛ
 ФРiП2,jФ
,j
,j
, (4)
где:
ФРiПЛ
,j
- прогнозная прибыль (со знаком "-") или прогнозный убыток (со знаком "+") от
продажи электрической энергии j-того генерирующего объекта в i-том году, определяемая по
формуле (4.1
ФРiПЛ
,j
Показатель
).
ФРiП2,jФ
учитывается в составе формулы (4
ПЛ
ПЛ
ФРiПЛ
 ( Ц iэ, j  Ц РСВ
)  эРСВ
,j
i, j
i, j
ФРiП2,jФ
) начиная с 2013 года.
, (4.1)
где:
Цiэ, j
- цена на электрическую энергию для j-того генерирующего объекта на i-й год,
определяемая исходя из прямых расходов на производство электрической энергии по формуле
(4.1.1
Цiэ, j
Ц
);
ПЛ
РСВi , j
- плановая равновесная цена в группе точек поставки j-того генерирующего объекта в
i-том году, определяемая на основании фактических равновесных цен, сложившихся по итогам
конкурентного отбора ценовых заявок на сутки вперед в группе точек поставки j-того
генерирующего объекта в текущем периоде регулирования, и информации об основных
макроэкономических показателях прогноза социально-экономического развития Российской
Федерации на i-й год, а также коммерческого оператора оптового рынка, совета рынка;
ПЛ
эРСВ
i, j
- плановый объем продажи по итогам конкурентного отбора ценовых заявок на сутки
вперед j-м генерирующим объектом в i-том году электрической энергии, определяемый по
формуле (4.1.2
ПЛ
эРСВ
i, j
).
Ц iЭ, j 
Э
Т i, j
бал ( выраб )
i, j
( потр )
 Эiбал

,j
 Т КОi , j
, (4.1.1)
где:
Т i, j
- расходы на топливо на технологические цели j-того генерирующего объекта в i-том
году, определяемые в соответствии с пунктом 2
Т КОi , j
Т i, j
2 Основ ценообразования;
- тариф на услуги коммерческого оператора оптового рынка в i-м году;
бал ( выраб )
i, j
Э
Эбал ( потр )
и i, j
- объемы выработки и собственного потребления электрической
энергии j-того генерирующего объекта в i-том году, учтенные в сводном балансе i-того года. В
Эбал ( потр )
i, j
случае, если в составе
учтен расход электрической энергии на осуществление
деятельности, не связанной с производством электрической и тепловой энергии, для расчета
цены на электрическую энергию объем собственного потребления электрической энергии
уменьшается на величину такого расхода.
ПЛ
( выраб )
( потр )
( рег )
эРСВ
 max  Ээбал
 Ээбал
 Ээбал
;0
i, j
i, j
i, j
i, j
, (4.1.2)
где:
( рег )
Ээбал
i, j
- объем поставки j-того генерирующего объекта в i-том году электрической энергии
по регулируемым ценам (тарифам), учтенный в сводном балансе i-го года.
Ф
Ф
ПЛ
ФРiП2,Фj  ( Ц iЭФ
2, j  Ц РСВi  2 )  ЭРСВi  2, j  ФРi 2, j , (4.2)
где:
ЦiЭФ
 2, j
- фактическая цена электрической энергии, произведенной j-м генерирующим
объектом в i-2 году, определяемая по формуле (4.1.1) исходя из плановых показателей, учтенных
Службой при определении в соответствии с настоящей Методикой для j-того генерирующего
ФР ПЛ
i, j
объекта на i-2 год прогнозной прибыли (убытка) от продажи электрической энергии (
), за
исключением цен на топливо, его транспортировку и регулируемых тарифов на услуги
коммерческого оператора оптового рынка. Цены на топливо и его транспортировку
расчета фактической цены электрической энергии определяются по формуле (4.2
Ц nТФ
,i  2, j
Ц
ЭФ
i  2, j
для
ФРiПЛ
,j
Ц nТФ
,i  2, j
.1). Тарифы на услуги коммерческого оператора принимаются на уровне тарифов,
установленных Службой на год i-2;
Ф
- фактическая равновесная цена сложившихся по итогам конкурентного отбора
Ц РСВ
i 2
ценовых заявок на сутки вперед в группе точек поставки j-того генерирующего объекта в i-2 году,
определяемая на основе данных статистической отчетности, информации, предоставляемой
коммерческим оператором оптового рынка, советом рынка;
Ф
ЭРСВ
i 2, j
- фактический объем продажи электрической энергии в i-2 году генерирующим
объектом по равновесным ценам, сложившимся по итогам конкурентного отбора ценовых заявок
на сутки вперед, определяемый на основании данных статистической отчетности;
ФРiПЛ
 2, j
- прогнозная прибыль (убыток) от продажи электрической энергии, определенная в
соответствии с настоящей Методикой и учтенная в составе цены на мощность j-того
генерирующего объекта в i-2 году.
I nТФ
,i  2
ТПЛ
Ц nТФ
,i  2, j  Ц n ,i  2, j 
I nТПЛ
,i  2
, (4.2.1)
где:
Ц nТПЛ
,i  2, j
- плановая цена на n-й вид топлива, учтенная Службой при определении на i-2 год
для j-того генерирующего объекта прогнозной прибыли (убытка) от продажи электрической
энергии;
I nТФ
,i  2
- фактический индекс изменения цен на n-й вид топлива в i-2 году, определяемый на
основании информации об основных макроэкономических показателях, содержащейся в
прогнозе социально-экономического развития Российской Федерации на i-й год;
I nТПЛ
,i  2
- плановый индекс изменения цен на n-й вид топлива в i-2 году, учтенный Службой для
определения цены на n-й вид топлива при утверждении цен на электрическую энергию для j-того
генерирующего объекта на i-2 год.
10. Незапланированные расходы (полученные избытки) j-того генерирующего объекта,
связанные с отклонениями фактических индексов цен производителей промышленной продукции
от их плановых значений, учтенных при утверждении на i-2 год цены продажи мощности,
определяются по формуле:
I iПФ
I iЦФ
ТИП
2
НРi , j  ОТ i 2, j  ( П  1)  Зi 2, j  ( Ц2  1)  NiУСТ
 2, j  М i  2, j
Ii 2
Ii 2
, (5)
где:
I iПФ
2
I ЦФ
i2
и
- фактические индексы потребительских цен и цен производителей
промышленной продукции в i-2 году, определяемые на основании информации об основных
макроэкономических показателях, содержащейся в прогнозе социально-экономического развития
Российской Федерации на i-й год;
I iП 2
IЦ
и i  2 - плановые индексы потребительских цен и цен производителей промышленной
продукции, учтенные службой при утверждении цены на мощность для j-того генерирующего
объекта на j-2 год, определенной в соответствии с настоящей Методикой.
11. Типовые прочие расходы на содержание генерирующего оборудования определяются
по формулам:
а) для конденсационной электрической станции (далее - КЭС), мобильной газотурбинной
электрической станции (далее - МГТЭС):
n
ЗiТИП
(
,j
 ЭР
x 1
n
N
x 1
ГАЗ
2007, x
УСТ
ГАЗ2007 , x
12
n
 Д iГАЗ
,j 
 ЭР
x 1
n
N
x 1
ГРЭСУГ
2007, x
УСТ
ГРЭСУГ 2007 , x
12
i 2
i
t  2008
t i 1
ЦФ
 Д iУГ
 П I tЦ
, j )  П It
(6)
б) для теплоэлектроцентрали (далее - ТЭЦ):
n
ЗiТИП
(
,j
 ЭР
x 1
n
N
x 1
ГАЗ
2007, x
УСТ
ГАЗ2007 , x
12
n
 Д iГАЗ
,j 
 ЭР
x 1
n
N
x 1
ТЭЦУГ
2007, x
УСТ
ТЭЦУГ 2007 , x
12
i 2
i
t  2008
t i 1
ЦФ
 Д iУГ
 П I tЦ
, j )  П It
, (7)
где:
ГАЗ
ЭР2007,
x
- необходимая валовая выручка, относимая на содержание мощности, за
исключением расходов, перечисленных в п. п. 5, 7 и 8 настоящей Методики, учтенная при
НВВпр
м ), x-го
утверждении на 2007 год регулируемых тарифов на мощность (далее генерирующего объекта, в структуре планового топливного баланса 2007 года которого сумма
НВВпр
м x-го
долей природного газа, продуктов нефте- и газопереработки составила 50% и более (
генерирующего объекта, для которого на 2007 год тариф на мощность был утвержден на едином
уровне с другими генерирующими объектами, расположенными на территории одного субъекта
Российской Федерации, в структуре общего планового топливного баланса 2007 года которых
сумма долей природного газа, продуктов нефте- и газопереработки составила 50% и более);
ГРЭСУГ
ЭР2007,
x
НВВпр
м x-го генерирующего объекта КЭС, в структуре планового топливного
баланса 2007 года которого сумма долей угля и торфа составила 50% и более, не относящегося к
числу генерирующих объектов, расположенных на территории одного субъекта Российской
Федерации, для которых на 2007 год тарифы на мощность были утверждены на едином уровне;
ТЭЦУГ
ЭР2007,
j -
НВВпр м
x-го генерирующего объекта ТЭЦ, для которого на 2007 год тариф на
мощность был утвержден на едином уровне с другими генерирующими объектами,
расположенными на территории одного субъекта Российской Федерации, в структуре общего
планового топливного баланса 2007 года которых сумма долей угля и торфа составила 50% и
более;
N УСТ
ГАЗ2007,x
- среднегодовой объем установленной мощности, учтенный в сводном балансе
2007 года по состоянию на 1 января 2007 года, x-го генерирующего объекта, в структуре планового
топливного баланса 2007 года которого сумма долей природного газа, продуктов нефте- и
газопереработки составила 50% и более (x-го генерирующего объекта, для которого на 2007 год
тариф на мощность был утвержден на едином уровне с другими генерирующими объектами,
расположенными на территории одного субъекта Российской Федерации, в структуре общего
планового топливного баланса 2007 года которых сумма долей природного газа, продуктов нефтеи газопереработки составила 50% и более);
N УСТ
ГРЭСУГ 2007,x
- среднегодовой объем установленной мощности x-го генерирующего объекта
КЭС, учтенный в сводном балансе 2007 года по состоянию на 1 января 2007 года, в структуре
планового топливного баланса 2007 года которого сумма долей угля и торфа составила 50% и
более, не относящегося к числу генерирующих объектов, расположенных на территории одного
субъекта Российской Федерации, для которых на 2007 год тарифы на мощность были утверждены
на едином уровне;
УСТ
NТЭЦУГ
2007,x
- среднегодовой объем установленной мощности x-го генерирующего объекта,
учтенный в сводном балансе 2007 года по состоянию на 1 января 2007 года, для которого на 2007
год тариф на мощность был утвержден на едином уровне с другими генерирующими объектами,
расположенными на территории одного субъекта Российской Федерации, в структуре общего
планового топливного баланса 2007 года которых сумма долей угля и торфа составила 50% и
более;
ДiГАЗ
,j
и
ДiУГ
,j
- доля природного газа (продуктов нефте- и газопереработки) и угля (торфа)
соответственно, определяемые по формуле (6.
I
ЦФ
t
,
I
ДiГАЗ
ДiУГ
,j
,j
1);
Ц
t
- фактический, плановый индекс цен производителей промышленной продукции в
t-м году, определяемый в соответствии с прогнозом социально-экономического развития
Российской Федерации.
/ УГ
Д iГАЗ

,j
/ УГ
Vi ,ГАЗ
j
УГ
Vi ,ГАЗ
j  Vi , j
, (6.1)
где:
Vi ,ГАЗ
j
V УГ
и i , j - объемы расхода природного газа (продуктов нефте- и газопереработки) и угля
(торфа) соответственно, учитываемые при определении на i-тый год расходов на топливо j-того
генерирующего объекта в соответствии с настоящей Методикой, выраженные в тоннах условного
топлива.
IV. Порядок представления материалов, необходимых
для определения цен на мощность для генерирующих объектов,
в отношении которых были указаны наиболее высокие цены
в ценовых заявках на конкурентный отбор мощности
12. В целях расчета цены на мощность для генерирующих объектов, в отношении которых
были указаны наиболее высокие цены в ценовых заявках на конкурентный отбор мощности,
Поставщики не позднее 1 июля года, в котором проводится конкурентный отбор мощности,
представляют в Службу письменное заявление на имя руководителя ФСТ России об утверждении
на следующий год цены на мощность, подписанное руководителем организации, направившей
заявление (далее - заявитель), и заверенное печатью заявителя.
В заявлении указываются:
- сведения о заявителе (наименование и реквизиты организации, юридический и почтовый
адрес, адрес электронной почты, контактные телефоны и факс, фамилию, имя, отчество
руководителя организации);
- основания, по которым заявитель обратился в регулирующий орган для установления
тарифов (цен);
- требование, с которым заявитель обращается;
- метод расчета цены на мощность.
К заявлению прилагаются следующие материалы (в подлиннике или заверенных заявителем
копиях):
- бухгалтерская и статистическая отчетность за предшествующий период регулирования;
- расчет полезного отпуска электрической и тепловой энергии с обоснованием размера
расхода электрической энергии на собственные и производственные нужды;
- данные о структуре и ценах потребляемого топлива с учетом перевозки;
- расчет цены на мощность, с приложением экономического обоснования исходных данных
(с указанием применяемых норм и нормативов расчета), выполненный в соответствии с
настоящей Методикой.