II. Определение уточненных значений доли затрат для генерирующих объектов, строительство которых предусмотрено договорами о предоставлении мощности

II. Определение уточненных значений доли

затрат для генерирующих объектов, строительство которых

предусмотрено договорами о предоставлении мощности

4. Уточненное значение доли затрат для генерирующего объекта , строительство которого предусмотрено договорами о предоставлении мощности, принимается равным величине уточненного значения доли затрат, рассчитанной для соответствующей категории генерирующих объектов (C), к которой относится такой объект.

5. Формирование перечня категорий генерирующих объектов и расчет уточненных значений доли затрат для каждой из категорий генерирующих объектов проводится коммерческим оператором ежегодно в сроки, установленные договором о присоединении к торговой системе оптового рынка (далее - договор о присоединении).

6. В целях расчета уточненного значения доли затрат в текущем году (X) коммерческий оператор формирует перечень генерирующих объектов, для которых Правилами определения цены на мощность и соответствующими договорами о предоставлении мощности в текущем году (X) предусмотрено применение уточненного значения доли затрат (в случае ее отличия от значения доли затрат, используемой при определении цены на мощность, более чем на 10%).

7. Перечень категорий генерирующих объектов в целях настоящей Методики формируется с учетом следующих параметров генерирующих объектов, включенных в перечень, определенный согласно пункту 5 настоящей Методики:

вид основного топлива генерирующего объекта;

мощность генерирующего объекта;

принадлежность генерирующего объекта к ценовой зоне оптового рынка;

принадлежность генерирующего объекта к климатической (температурной) зоне;

принадлежность генерирующего объекта к сейсмической зоне;

период, по истечении которого предусмотрен расчет уточненного значения доли затрат (3 года или 6 лет с начала поставки мощности).

8. Отнесение генерирующих объектов к определенной категории генерирующих объектов осуществляется с учетом следующих особенностей:

вид основного топлива генерирующего объекта определяется на основании пункта 3 Правил определения цены на мощность и соответствующими договорами о предоставлении мощности;

распределение генерирующих объектов по категориям исходя из их мощности с учетом вида основного топлива совпадает с распределением, предусмотренным для определения капитальных затрат на возведение 1 кВт мощности генерирующего объекта пунктами 12 и 13 Правил определения цены на мощность;

принадлежность генерирующего объекта к климатической (температурной) зоне определяется в соответствии с Приложением N 1 к Правилам определения цены на мощность и значением коэффициента климатических зон, указанного в его отношении соответствующих договорах о предоставлении мощности;

генерирующий объект считается расположенным в сейсмической зоне, если коэффициент сейсмического влияния, указанный в отношении генерирующего объекта согласно Приложению N 2 к Правилам определения цены на мощность в соответствующих договорах о предоставлении мощности, превышает 1;

периоды, по истечении которых предусмотрен расчет уточненного значения доли затрат, определяются согласно пункту 10 Правил определения цены на мощность.

9. Отнесение генерирующего объекта к определенной категории генерирующих объектов, осуществленное для расчета уточненного значения доли затрат в году X, не пересматривается в течение периода, для которого Правилами определения цены на мощность и соответствующими договорами о предоставлении мощности предусмотрено применение уточненного значения доли затрат в случае ее отличия от значения доли затрат, используемого при определении цены на мощность, более чем на 10%.

10. Мощность генерирующего объекта (Ng) для целей настоящей Методики определяется по следующей формуле:

, (1)

где

- величина установленной мощности, указанная в отношении генерирующего объекта (g) в соответствующих договорах о предоставлении мощности;

- максимальное из определенных в соответствии с договором о присоединении значений предельного объема мощности генерирующего объекта g для всех месяцев поставки мощности объекта g, истекших к дате расчета уточненного значения доли затрат (если на момент расчета предельный объем мощности объекта g не определен, то принимается равным ).

11. Уточненное значение доли затрат для категории генерирующих объектов C определяется по следующей формуле:

, (2)

где

k - количество лет, принимающее значение:

4 - для категорий, включающих генерирующие объекты, для которых 6 лет с начала поставки мощности истекли до 1 января года X;

3 - для категорий, включающих генерирующие объекты, для которых 3 года с начала поставки мощности истекли до 1 января года X;

K_i - доля затрат для года поставки (i), определяемая по формуле:

, (3)

где

- удельная (на единицу мощности) прибыль за год поставки i;

- отклонение прибыли от продажи электрической энергии от учтенного при расчете доли затрат за предыдущий период значения отнесенного к категории C генерирующего объекта,

- удельная месячная для года поставки i необходимая валовая выручка.

12. Для целей настоящей Методики рассчитывается по следующей формуле:

, (4)

где

K^CH - коэффициент, отражающий потребление на собственные нужды, принимаемый равным:

1,033 - для категорий, включающих генерирующие объекты газовой генерации;

1,069 - для категорий, включающих генерирующие объекты угольной генерации;

1,005 - для категорий, включающих генерирующие объекты, являющиеся гидроэлектростанцией (частью гидроэлектростанции);

НИ_i - среднемесячная сумма налога на имущество организаций, определяемая в порядке, предусмотренном Правилами определения цены на мощность, в отношении генерирующих объектов категории для декабря года i исходя из ставки налога на имущество организаций, равной максимальному значению, установленному Налоговым кодексом Российской Федерации (Собрание законодательства Российской Федерации, 2000, N 32, ст. 3340; 2017, N 1 (ч. I), ст. 16), при этом величина включенной в налоговую базу для исчисления налога на имущество организаций стоимости имущества, определенной с учетом расходов по оплате технологического присоединения, принимается равной нулю, а в качестве первого месяца поставки мощности генерирующего объекта принимается январь;

- величина, определяемая в соответствии с пунктом 11 Правил определения цены на мощность, с учетом особенностей, предусмотренных договором о присоединении;

КЭi - составляющая цены на мощность, обеспечивающая ежемесячный возврат капитальных и эксплуатационных затрат, определяемая для генерирующих объектов соответствующей категории в порядке, предусмотренном Правилами определения цены на мощность, с учетом следующих особенностей:

а) расчет проводится для декабря года i;

б) в расчете не учитываются (принимаются равными нулю) определенные для целей расчета цены на мощность согласно договору о присоединении значения платы за технологическое присоединение к электрическим и газовым сетям;

в) для расчета применяются следующие коэффициенты, отражающие наличие (отсутствие) резервного вида топлива или наличие независимых источников природного газа, определяемые для целей настоящей Методики:

0,95 - для категорий, включающих генерирующие объекты газовой генерации;

1 - для прочих категорий генерирующих объектов;

г) фактические значения индекса потребительских цен, не определенные на дату расчета значения доли затрат, принимаются равными величинам, определенным в уточненном (актуальном) прогнозе социально-экономического развития Российской Федерации (в случае отсутствия на дату расчета указанной информации, величина индекса потребительских цен принимается равной последнему фактическому значению индекса потребительских цен);

д) не определенные на дату расчета значения доли затрат величины средней доходности долгосрочных государственных обязательств, определяемой в соответствии с Правилами расчета составляющей цены на мощность, обеспечивающей возврат капитальных и эксплуатационных затрат, утвержденными постановлением Правительства Российской Федерации от 13 апреля 2010 г. N 238 (Собрание законодательства Российской Федерации, 2010, N 16, ст. 1922; N 42, ст. 5397; 2011, N 14, ст. 1916; 2017, N 2 (ч. I), ст. 369) (далее - Правила расчета составляющей цены на мощность), принимаются равными последнему определенному в установленном порядке значению указанной величины;

е) ставка налога на прибыль организаций принимается равной максимальному значению, установленному Налоговым кодексом Российской Федерации;

ж) используется базовый уровень нормы доходности инвестиций, равный 14%;

з) используемая при определении цены на мощность компенсируемая за счет платы за мощность доля затрат принимается равной 1;

и) в качестве удельной величины капитальных затрат принимается величина капитальных затрат на возведение 1 кВт мощности генерирующего объекта, определенная для отнесенных к категории C генерирующих объектов в соответствии с пунктами 12 и 13 Правил определения цены на мощность;

к) применяются следующие значения коэффициентов сейсмического влияния:

коэффициент сейсмического влияния, наименьший из указанных для объектов угольной генерации в Приложении N 2 к Правилам определения цены на мощность, - для категорий, включающих генерирующие объекты, которые расположены в сейсмических зонах первой ценовой зоны оптового рынка;

коэффициент сейсмического влияния, наименьший из указанных для объектов газовой генерации в Приложении N 2 к Правилам определения цены на мощность, - для категорий, включающих генерирующие объекты, которые расположены в сейсмических зонах второй ценовой зоны оптового рынка;

1 - для прочих категорий генерирующих объектов;

л) в отношении категорий, включающих генерирующие объекты, для которых 6 лет с начала доставки мощности истекли до 1 января года X, расчет осуществляется для 7 (седьмого) года поставки мощности генерирующего объекта;

в отношении категорий, включающих генерирующие объекты, для которых 3 года с начала поставки мощности истекли до 1 января года X, расчет осуществляется для 4 (четвертого) года поставки мощности генерирующего объекта.

13. Удельная (на единицу мощности) прибыль за год поставки i рассчитывается в следующем порядке:

, (5)

где

ЧЧ_i - число часов в году поставки i, равное 8784 для високосных лет и 8760 для прочих;

КИУМ - коэффициент использования установленной мощности, для целей настоящей Методики принимаемый равным:

0,75 - в отношении категорий, включающих генерирующие объекты газовой генерации мощностью менее 150 МВт;

0,8 - в отношении категорий, включающих генерирующие объекты газовой генерации мощностью не менее 150 МВт;

0,7 - в отношении категорий, включающих генерирующие объекты угольной генерации мощностью не более 225 МВт;

0,85 - в отношении категорий, включающих генерирующие объекты угольной генерации мощностью более 225 МВт, расположенные в первой ценовой зоне оптового рынка;

0,8 - в отношении категорий, включающих генерирующие объекты угольной генерации мощностью более 225 МВт, расположенные во второй ценовой зоне оптового рынка;

K^рд - коэффициент, отражающий поставку электрической энергии по договорам, предусмотренным подпунктом 1 пункта 4 Правил оптового рынка (далее - регулируемые договоры), для целей настоящей Методики принимаемый равным:

0,17 - для категорий, включающих генерирующие объекты, расположенные в первой ценовой зоне;

0,13 - для категорий, включающих генерирующие объекты, расположенные во второй ценовой зоне;

- прогнозная величина цены, определяемой путем конкурентного отбора ценовых заявок покупателей и поставщиков, осуществляемого за сутки до начала поставки (далее - РСВ) на год поставки i, определяемая для категории генерирующих объектов C по формулам (6.1) - (6.2) настоящей Методики;

- удельная стоимость полезного отпуска электрической энергии генерирующим объектом в году поставки i, определяемая в предусмотренном настоящей Методикой порядке для категорий, включающих генерирующие объекты газовой генерации, и категорий, включающих генерирующие объекты угольной генерации.

14. Прогнозная цена РСВ на год поставки i определяется для категории генерирующих объектов C исходя из цен РСВ в следующих субъектах (группах субъектов) Российской Федерации (R_c):

Краснодарский край - для категорий, включающих генерирующие объекты, расположенные в первой ценовой зоне оптового рынка, в отношении которых в соответствующих договорах о предоставлении мощности указано равное 1 значение коэффициента климатических зон;

Астраханская область - для категорий, включающих генерирующие объекты, расположенные в первой ценовой зоне оптового рынка, в отношении которых в соответствующих договорах о предоставлении мощности указано равное 1,075 значение коэффициента климатических зон;

Ленинградская область, г. Санкт-Петербург, Московская область и г. Москва - для категорий, включающих генерирующие объекты, расположенные в первой ценовой зоне оптового рынка, в отношении которых в соответствующих договорах о предоставлении мощности указано равное 1,15 значение коэффициента климатических зон;

Челябинская область - для категорий, включающих генерирующие объекты, расположенные в первой ценовой зоне оптового рынка, в отношении которых в соответствующих договорах о предоставлении мощности указано равное 1,225 значение коэффициента климатических зон;

Тюменская область, Ханты-Мансийский автономный округ и Ямало-Ненецкий автономный округ - для категорий, включающих генерирующие объекты, расположенные в первой ценовой зоне оптового рынка, в отношении которых в соответствующих договорах о предоставлении мощности указано равное 1,3 значение коэффициента климатических зон;

Красноярский край и Кемеровская область - для категорий, включающих генерирующие объекты, расположенные во второй ценовой зоне оптового рынка.

15. Прогнозная цена РСВ для категории генерирующих объектов C на год поставки i определяется:

в отношении категорий, включающих генерирующие объекты, расположенные в первой ценовой зоне оптового рынка, в отношении которых в соответствующих договорах о предоставлении мощности указано равное 1,15 значение коэффициента климатических зон, - по формуле:

, (6.1)

в отношении прочих категорий - по формуле:

, (6.2)

где

- цена электрической энергии в час (h), принадлежащий предыдущему году (X-1), в группе точек поставки в отношении генерирующего оборудования (q), отнесенной к Московской области или г. Москва, рассчитанная для целей определения стоимости электрической энергии на сутки вперед в порядке, предусмотренном договором о присоединении;

- полный плановый объем производства электрической энергии в группе точек поставки в отношении генерирующего оборудования q, отнесенной к Московской области или г. Москва, в час h, принадлежащий году X-1, определяемый в предусмотренном договором о присоединении порядке;

- цена электрической энергии в час h, принадлежащий году X-1, в группе точек поставки в отношении генерирующего оборудования q, отнесенной к Ленинградской области или г. Санкт-Петербург, рассчитанная для целей определения стоимости электрической энергии на сутки вперед в порядке, предусмотренном договором о присоединении;

- полный плановый объем производства электрической энергии в группе точек поставки в отношении генерирующего оборудования q, отнесенной к Ленинградской области или г. Санкт-Петербург, в час h, принадлежащий году X-1, определяемый в предусмотренном договором о присоединении порядке;

Ц_q,h - цена электрической энергии в час (h), принадлежащий году X-1, в группе точек поставки в отношении генерирующего оборудования (q), отнесенной к соответствующему субъекту (группе субъектов) Российской Федерации R_c, рассчитанная для целей определения стоимости электрической энергии на сутки вперед в порядке, предусмотренном договором о присоединении;

ППП_q,h - полный плановый объем производства электрической энергии в группе точек поставки в отношении генерирующего оборудования q, отнесенной к соответствующему субъекту (группе субъектов) Российской Федерации R_c, в час (h), принадлежащий году X-1, определяемый в предусмотренном договором о присоединении порядке;

- прогноз роста цен на электрическую энергию на оптовом рынке в году (Y), принимаемый равным:

произведению величины, определяемой в соответствии с договором о присоединении исходя из значения величины, отражающей рост оптовых цен на газ для всех категорий потребителей, исключая население, за год Y, указанного в уточненном (актуальном) прогнозе социально-экономического развития Российской Федерации, и коэффициента зависимости цен на электрическую энергию от цен на газ, определяемого для года X в соответствии с настоящим пунктом, в случае если генерирующие объекты категории C расположены в первой ценовой зоне оптового рынка;

сумме 70% от величины, определяемой в соответствии с договором о присоединении исходя из значения величины, отражающей рост цен на уголь энергетический каменный за год Y, указанного в уточненном (актуальном) прогнозе социально-экономического развития Российской Федерации, и 30% от величины, определяемой в соответствии с договором о присоединении исходя из значения величины, отражающей индексацию тарифов на железнодорожные перевозки грузов в регулируемом секторе за год Y, указанного в уточненном (актуальном) прогнозе социально-экономического развития Российской Федерации, в случае если генерирующие объекты категории C расположены во второй ценовой зоне оптового рынка.

Коэффициент зависимости цен на электрическую энергию от цен на газ для года X определяется по следующей формуле:

, (6.3)

где

- расчетное значение стоимости 1 МВт-ч электрической энергии, проданной участниками оптового рынка в первой ценовой зоне по договорам комиссии на рынке на сутки вперед за год X-1, определяемое в порядке, предусмотренном договором о присоединении;

- расчетное значение стоимости 1 МВт-ч электрической энергии, проданной участниками оптового рынка в первой ценовой зоне по договорам комиссии на рынке на сутки вперед за год X-4, определяемое в порядке, предусмотренном договором о присоединении;

Ргаз_j - величина, определяемая в соответствии с договором о присоединении исходя из значения величины, отражающей фактический рост оптовых цен на газ для всех категорий потребителей, исключая население, указанного в уточненном (актуальном) прогнозе социально-экономического развития Российской Федерации в отношении года j, истекшего до наступления года X.

Если уточненный (актуальный) прогноз социально-экономического развития Российской Федерации не содержит величин, отражающих прогнозы (фактические значения) роста (индексации) соответствующей величины за год Y (j), то в целях настоящей Методики в качестве прогноза (фактического значения) роста (индексации) за год Y (j) принимается прогноз (фактическое значение) роста (индексации) за год Y-1 (j-1) в соответствии с уточненным (актуальным) прогнозом социально-экономического развития Российской Федерации.

16. Удельная стоимость полезного отпуска электрической энергии для категорий генерирующих объектов газовой генерации в году поставки i определяется в следующем порядке:

, (7)

где

КЭкв - калорийный эквивалент газа для категорий генерирующих объектов газовой генерации, для целей настоящей Методики принимаемый равным 1,129;

УРУТ - удельный расход топлива (в единицах условного топлива) на полезный отпуск электрической энергии для категорий генерирующих объектов газовой генерации, для целей настоящей Методики принимаемый равным:

227 граммам условного топлива на выработку 1 кВт*ч электрической энергии - для категорий, включающих генерирующие объекты газовой генераций мощностью более 250 МВт;

234 граммам условного топлива на выработку 1 кВт*ч электрической энергии - для категорий, включающих генерирующие объекты газовой генерации мощностью не более 250 МВт;

- определяемая для целей настоящей Методики цена природного газа на год поставки i, определяемая следующим образом:

если i = X, то - цена природного газа для года X;

если i > X, то - произведение и величины, определяемой в соответствии с договором о присоединении исходя из значения величины, отражающей рост оптовых цен на газ для всех категорий потребителей, исключая население, за период с 1 января до 31 декабря года поставки i, указанного в уточненном (актуальном) прогнозе социально-экономического развития Российской Федерации;

- прогноз на год поставки i расчетной величины удельных расходов на оплату услуг по транспортировке газа и снабженческо-сбытовых услуг, оказываемых конечным потребителям поставщиками газа.

17. Цена природного газа для года X в отношении категории генерирующих объектов C определяется по следующей формуле:

, (8)

- цена природного газа для генерирующего объекта g в отношении года X, определяемая как произведение предельного минимального уровня оптовых цен на газ, установленного для года X-1 в отношении субъекта Российской Федерации, в котором расположен генерирующий объект g, и величины, определяемой в соответствии с договором о присоединении исходя из значения величины, отражающей рост оптовых цен на газ для всех категорий потребителей, исключая население, за период с 1 января до 31 декабря года X, указанной в уточненном (актуальном) прогнозе социально-экономического развития Российской Федерации.

Если для различных периодов года X-1 установлены различные значения предельных минимальных уровней оптовых цен на газ в соответствующих субъектах Российской Федерации, то для расчета доли затрат принимается средневзвешенная по числу дней в каждом из периодов величина предельных минимальных уровней оптовых цен на газ.

18. Расчетная величина удельных расходов на оплату услуг по транспортировке газа и снабженческо-сбытовых услуг, оказываемых конечным потребителям поставщиками газа , в 2011 году для категории генерирующих объектов определяется как произведение цены природного газа, определенной для 2011 года в отношении категории C, и коэффициента, равного 0,08.

Значение показателя для года поставки i, совпадающего с годом расчета X, рассчитывается путем индексации за период с 1 января 2011 года до 1 января года X в соответствии с изменением индекса потребительских цен.

Для i > X определяется как произведение и прогноза среднего по году изменения индекса потребительских цен за период с 1 января года X до 1 января года поставки i согласно уточненному (актуальному) прогнозу социально-экономического развития Российской Федерации.

19. Удельная стоимость полезного отпуска электрической энергии для категорий генерирующих объектов угольной генерации в году поставки определяется по следующей формуле:

, (9)

где

РЦУ_j - величина, определяемая в соответствии с договором о присоединении исходя из значения величины, отражающей рост цен на уголь энергетический каменный за год j, указанного в уточненном (актуальном) прогнозе социально-экономического развития Российской Федерации;

РТ_j - величина, определяемая в соответствии с договором о присоединении исходя из значения величины, отражающей индексацию тарифов на железнодорожные перевозки грузов в регулируемом секторе за год j, указанного в уточненном (актуальном) прогнозе социально-экономического развития Российской Федерации;

- регулируемая цена (тариф) на электрическую энергию, поставляемую по регулируемым договорам, для категории C генерирующих объектов угольной генерации на год X, определяемая по следующей формуле:

, (10)

где

- величина, принимаемая для генерирующего объекта g категории C равной регулируемой цене на электрическую энергию в целях поставки по регулируемым договорам в соответствии с Правилами оптового рынка (далее - регулируемая цена на электрическую энергию) в году X, установленной в отношении генерирующего объекта g (если в отношении генерирующего объекта g на различные периоды года X установлены различные регулируемые цены на электрическую энергию, то применяется средневзвешенное значение указанных регулируемых цен, при этом в качестве весов используются указанные в отношении данных периодов в сводном прогнозном балансе производства и поставок электрической энергии (мощности) в рамках Единой энергетической системы России по субъектам Российской Федерации значения объемов выработки электрической энергии соответствующим генерирующим оборудованием).

Если регулируемая цена на электрическую энергию не установлена в отношении генерирующего объекта g, то определяется как произведение регулируемой цены на электрическую энергию в целях поставки по регулируемым договорам в году X, установленной для электрической станции (средневзвешенное значение регулируемых цен на электрическую энергию для года X, установленных в отношении генерирующего оборудования, отнесенного к станции и на различных периодов года X, при этом в качестве весов используются указанные в отношении данных периодов в сводном прогнозном балансе производства и поставок электрической энергии (мощности) в рамках Единой энергетической системы России по субъектам Российской Федерации значения объемов выработки электрической энергии соответствующим генерирующим оборудованием), к которой относится генерирующий объект g, и величины, равной отношению 300 граммов условного топлива на полезный отпуск 1 кВт*ч электрической энергии к величине норматива удельного расхода топлива (в единицах условного топлива) на полезный отпуск электрической энергии указанной электрической станции (в случае отсутствия на дату расчета доли затрат соответствующей информации, величина удельного расхода топлива (в единицах условного топлива) на полезный отпуск электрической энергии электрической станции принимается равной 360 граммам условного топлива на выработку 1 кВт*ч электрической энергии).

20. Для категорий, включающих генерирующие объекты, для которых 3 (три) года с начала поставки мощности истекли до 1 января года X, отклонение прибыли от продажи электрической энергии от учтенного при расчете уточненного значения доли затрат за предыдущий период значения принимается равным 0 (нулю).

Для категорий, включающих генерирующие объекты, для которых 6 (шесть) лет с начала поставки мощности истекли до 1 января года X, определяется в следующем порядке:

, (11)

где

- прогнозная величина цены РСВ на год i, использованная при расчете уточненного значения доли затрат на период с года X-3 по год X-1;

НД_j (НД_X-1) - фактическая норма доходности инвестированного капитала для года j (X-1), определенная в предусмотренном договором о присоединении порядке исходя из базовой нормы доходности, равной 14 процентам;

- фактическое значение цены РСВ за год i, определяемое в отношении категории генерирующих объектов C в следующем порядке:

в отношении категорий, включающих генерирующие объекты, расположенные в первой ценовой зоне оптового рынка, в отношении которых в соответствующих договорах о предоставлении мощности указано равное 1,15 значение коэффициента климатических зон, - по формуле:

, (12.1)

в отношении прочих категорий - по формуле:

, (12.2)