Таблица 1. Поправочные коэффициенты к расходам на 1 блок

Поправочные коэффициенты к расходам на 1 блок

Таблица 1

Удельные затраты центрального аппарата генерирующей компании (З_эЦА10) в составе эксплуатационных затрат АЭС определяются по следующей формуле:

, (2)

где:

- экономически обоснованные фактические затраты на оплату труда центрального аппарата генерирующей компании за 2009 год;

- экономически обоснованные фактические эксплуатационные расходы центрального аппарата генерирующей компании за 2009 год, за исключением расходов на оплату труда.

Величина прочих эксплуатационных затрат с учетом доли затрат центрального аппарата генерирующей компании определяется по следующей формуле:

, (3)

где:

n - число генерирующих объектов генерирующей компании, эксплуатируемых в периоде регулирования;

i-календарный год, для которого проводится расчет;

N_Б - суммарная установленная мощность генерирующих объектов генерирующей компании, учтенная в сводном балансе на 2010 год;

N_yij - мощность j-ой станции в соответствующем периоде регулирования;

М_ij - число расчетных месяцев в соответствующем периоде регулирования;

, - фактический, плановый индекс цен производителей промышленной продукции в i-м году, определяемый в соответствии с прогнозом социально-экономического развития Российской Федерации.

При расчете цены на мощность на 2011 - 2012 гг. в формуле (1) произведение принимается равным 1.

При расчете цены на мощность на 2011 г. в формуле (1) значение планового индекса цен производителей принимается равным 1.

6. Необходимая валовая выручка () в i-ом году по j-ой станции, покрывающая совокупные расходы за период, рассчитывается по формуле:

, (4)

где:

- плановые на период регулирования затраты на топливо, включая затраты по подпунктам "а" и "б" подпункта 5.1 пункта 5 Порядка;

- плановые на период регулирования резервы, формируемые в соответствии с Постановлением Правительства Российской Федерации от 30.01.2002 N 68, определяются по следующей формуле:

, (5)

где:

Р_яртпбij, Р_фзij - резервы на обеспечение ядерной, радиационной, технической и пожарной безопасности на обеспечение физической защиты соответственно. Определяются в соответствии с нормативами, утверждаемыми в порядке, установленном Постановлением Правительства Российской Федерации от 30.01.2002 N 68. Общеотраслевые статьи затрат распределяются между генерирующими объектами пропорционально доли установленной мощности объекта в составе суммарной установленной мощности генерирующих объектов генерирующей компании, принятых к регулированию в соответствующем периоде, за исключением генерирующих объектов генерирующей компании, расположенных в технологически изолированных территориальных электроэнергетических системах;

Р_вэij - резерв по обеспечению вывода из эксплуатации атомных станций. Определяется в соответствии с нормативом, утверждаемым в порядке, установленном Постановлением Правительства Российской Федерации от 30.01.2002 N 68;

Н_ij - налоги и сборы, кроме налога на прибыль;

О_ij - плановые на период регулирования расходы на мероприятия по охране генерирующих объектов генерирующей компании;

Y_ij - плановые на период регулирования расходы на оплату услуг организаций, осуществляющих регулируемую деятельность, определяемые на основе пункта 24 Основ ценообразования;

З_эij - эксплуатационные затраты, установленные исходя из базового норматива с учетом индексации;

ПНР_ij - затраты на пусконаладочные работы под нагрузкой;

НП_ij - налог на прибыль рассчитывается по формуле:

, (6)

где:

m - год начала реализации проекта;

p - усредненный срок бухгалтерской амортизации в отношении оборудования и сооружений АЭС/ГЭС/ГАЭС. Для ГЭС/ГАЭС плановый срок службы принимается равным 50 лет, для АЭС - 25 лет;

К_j-количество очередей строительства j-ой станции (по АЭС очередность не учитывается, расчет производится по каждому энергоблоку раздельно);

Y_oik - год ввода k-й очереди j-ой станции в эксплуатацию;

НП_% - ставка налога на прибыль;

КЭ_ij - составляющая цены на мощность, обеспечивающая возврат капитальных вложений в i году, определяемая по формуле (9);

КЗ_ijk - капитальные затраты по сооружению k-ой очереди j-ой станции (энергоблока).

7. Для определения размера денежных средств, необходимых для обеспечения безопасной эксплуатации ГЭС/ГАЭС, по каждой из них рассчитывается необходимая валовая выручка (далее - ), обеспечивающая компенсацию экономически обоснованных затрат ГЭС/ГАЭС на их эксплуатацию с соблюдением требований безопасности, в том числе расходов ГЭС/ГАЭС, определяемых прямым счетом (подпункт 7.1 пункта 7 Порядка), и прочих эксплуатационных затрат генерирующего объекта ГЭС/ГАЭС (подпункт 7.2 пункта 7 Порядка).

7.1. К расходам, определяемым прямым счетом, относятся:

а) налоги и сборы (Н_ij), включающие:

- страховые взносы в Пенсионный фонд Российской Федерации, Фонд социального страхования Российской, Федеральный фонд обязательного медицинского страхования и территориальные фонды обязательного медицинского страхования, определяемые исходя из расходов на оплату труда, учтенных в составе прочих эксплуатационных затрат генерирующего объекта гидрогенерации;

- плату за пользование водными объектами;

- плату за землю;

- налог на имущество.

В случае возникновения в периоде регулирования у генерирующих компаний обязанностей по уплате налогов, ранее не оплачиваемых ими, допускается их включение в список налогов и сборов, определяемых прямым счетом.

Планирование налогов и сборов определяется в соответствии с налоговым законодательством Российской Федерации;

б) налог на прибыль ();

в) расходы на мероприятия по охране генерирующих объектов генерирующей компании (О_ij);

г) расходы на оплату услуг организации, осуществляющих регулируемую деятельность (У_ij). Расходы на оплату указанных услуг определяются исходя из тарифов, установленных регулирующими органами или определенных в установленном Правительством Российской Федерации порядке, и объема оказываемых в расчетном периоде регулирования услуг.

При расчете цены на мощность вводимых в эксплуатацию новых ГЭС/ГАЭС в рамках данного подпункта учитывается компенсация затрат на технологическое присоединение j-го поставщика - объекта по производству электрической энергии ГЭС/ГАЭС в i-ом году к объектам электросетевого хозяйства, соответствующим критериям отнесения к единой национальной (общероссийской) электрической сети ().

При этом в расчет цены на мощность вводимых в эксплуатацию новых ГЭС/ГАЭС расходы на оплату услуг по технологическому присоединению включаются в соответствии с пунктом 45 Основ ценообразования в области регулируемых цен (тарифов) в электроэнергетике, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 29 декабря 2011 г. N 1178 (Собрание законодательства Российской Федерации, 2012, N 4, ст. 504).

Начисление доходности на инвестированный капитал на указанные затраты не осуществляется;

д) расходы на покупку электроэнергии для работы ГАЭС в насосном режиме (Э_ij), определяемые на основании цен на электрическую энергию на рынке на сутки вперед, рассчитываемых как средневзвешенная по всем группам точек поставки i-ой ГАЭС за предшествующий год цена, и информации об основных макроэкономических показателях прогноза социально-экономического развития Российской Федерации на i-й год, а также на основании информации, представляемой коммерческим оператором оптового рынка, советом рынка.

7.2. Прочие эксплуатационные затраты генерирующего объекта ГЭС/ГАЭС.

Для целей расчета размера денежных средств, необходимых для обеспечения безопасной эксплуатации генерирующих объектов ГЭС/ГАЭС, удельные прочие эксплуатационные затраты генерирующего объекта в ценах 2010 года дифференцируются в зависимости от типа, ГЭС и установленной мощности и определяются по формуле (1), при этом используются данные по ГЭС соответствующего типа за 2009 год, подтвержденные бухгалтерской и статистической отчетностью.

Типы ГЭС/ГАЭС:

А) Плотинные ГЭС:

- установленной мощностью 5000 МВт и более;

- установленной мощностью от 1000 МВт до 4 999 МВт;

- установленной мощностью до 999 МВт.

Б) Деривационные ГЭС.

В) Группы ГЭС, связанные водным трактом в единый технологический объект:

- общей установленной мощностью 1000 МВт и более;

- общей установленной мощностью до 999 МВт.

Г) Гидроаккумулирующие электростанции.

Удельные затраты центрального аппарата генерирующей компании (З_эца10) в составе эксплуатационных затрат ГЭС/ГАЭС определяются по формуле (2).

Величина прочих эксплуатационных затрат с учетом доли затрат центрального аппарата генерирующей компании определяется по формуле (3), при этом коэффициент К_бл для ГЭС принимается равным 1.

8. определяется суммированием плановых на период регулирования расходов, определяемых прямым счетом (подпункт 7.1 пункта 7 Порядка) и эксплуатационных расходов, рассчитываемых с помощью удельного показателя на единицу мощности (подпункт 7.2 пункта 7 Порядка):

, (7)

9. Расчет возврата инвестированного капитала с учетом нормы доходности.

9.1 Норма доходности инвестированного капитала рассчитывается по формуле:

, (8)

где:

НД_i - норма доходности инвестированного капитала за i-й год, рассчитанная с учетом уровня доходности долгосрочных государственных обязательств;

ДГО_i-1 - средняя доходность долгосрочных государственных обязательств, выраженных в рублях, со сроком до погашения не менее 7 лет и не более 11 лет за истекший период года, предшествующего регулируемому (или за 12 месяцев, истекших к моменту определения цены мощности).

Доходность долгосрочных государственных обязательств определяется в соответствии с Методикой определения величины средней доходности долгосрочных государственных обязательств, используемой при расчете цены на мощность для поставщиков мощности, утвержденной Приказом Минэкономразвития России от 26.07.2010 N 329 (зарегистрировано Минюстом России 16.08.2010, регистрационный N 18169).

9.2. Возврат инвестированного капитала в i-ом году по j-ой станции с учетом нормы доходности рассчитывается ежегодно по формуле:

, (9) , (10)

, (11)

где:

R_ij - величина затрат к возмещению;

r_i - аннуитетный возврат (в постоянном реальном выражении) инвестированного капитала с учетом 25-летнего срока окупаемости;

- капитальные затраты в отношении k-ой очереди j-ой станции, приведенные к первому году начала поставки мощности по данной очереди (Y_ojk), определяемые по формуле (13);

- корректировка величины затрат к возмещению в связи с отклонением фактических значений параметров расчета цен на мощность от учтенных при установлении цены на мощность в i-2 году:

, (12)

АН_i-2j - аннуитетная составляющая платы за мощность за (i-2) год, учтенная при определении цен на мощность на (i-2) год, определяемая по формуле (16);

- фактическая выручка от реализации электрической энергии в (i-2)-ом году по j-ой станции;

- необходимая валовая выручка, покрывающая совокупные расходы за год (i-2), рассчитываемая на основании фактических данных в соответствии с пунктами 6 - 8 Порядка.

9.3. Капитальные затраты по j-ой станции, приведенные к первому году поставки мощности, рассчитываются по формуле:

, (13) , (14)

где:

КЗ_ij - общий объем капитальных затрат по j-ой станции (по всем очередям) в i-м году;

УМ_jk - установленная мощность k-ой очереди j-ой станции;

УМ_ij - суммарная установленная мощность всех очередей j-ой станции, которые в году i еще не введены в эксплуатацию.

10. Расчет цены мощности.

10.1. Цена на мощность рассчитывается на 20 лет поставки и уточняется ежегодно с учетом актуализированных плановых параметров и фактических данных и особенностей заключаемого договора купли-продажи (поставки) мощности новых АЭС/ГЭС.

10.2. Цена мощности в i-ом году по j-ой станции рассчитывается ежегодно по формуле:

, (15)

где:

- компенсация затрат вводимых в эксплуатацию новых АЭС и ГЭС/ГАЭС на технологическое присоединение к объектам электросетевого хозяйства, соответствующим критериям отнесения к единой национальной (общероссийской) электрической сети, в том числе на выплату процентов с учетом предоставления рассрочки на 10 лет в случае предоставления сетевой организацией указанной рассрочки и процентов, определенных в договоре в размере 6 процентов годовых остатка задолженности по плате за технологическое присоединение;

N_pij - располагаемая мощность в i-ом году j-ой станции (энергоблока) за вычетом объема потребления мощности на собственные и (или) хозяйственные нужды;

М_i - число месяцев в расчетном периоде регулирования;

АН_ij - аннуитетная составляющая платы за мощность за i год, рассчитываемая по следующей формуле:

, (16)

где:

- плановая выручка от реализации электрической энергии в i-ом году по j-ой станции;

Y_oj - год ввода в эксплуатацию последней очереди j-ой станции.

10.3. Выручка от реализации электрической энергии рассчитывается по формуле:

, (17)

где:

- планируемый в соответствии с утвержденным сводным балансом/фактический полезный отпуск электрической энергии j-ой АЭС/ГЭС/ГАЭС в соответствующем периоде;

- планируемый в соответствии с утвержденным сводным балансом/фактический полезный отпуск электрической энергии j-ой АЭС/ГЭС/ГАЭС в соответствующем периоде регулирования поставляемой на рынок для обеспечения потребления населения, а также определенным Правительством Российской Федерации субъектам оптового рынка - покупателям электрической энергии (мощности), функционирующим в отдельных частях ценовых зон оптового рынка, для которых Правительством Российской Федерации установлены особенности функционирования оптового и розничных рынков (далее - объем электрической энергии по регулируемым договорам);

- прогнозная/фактическая цена электрической энергии на рынке на сутки вперед в соответствующем периоде регулирования, рассчитываемая как средневзвешенная по всем группам точек поставки j-ой АЭС/ГЭС/ГАЭС за соответствующий год цена;

- прогнозный тариф на электрическую энергию по регулируемым договорам, определяемый на основании установленного ФСТ России тарифа на электрическую энергию по регулируемым договорам и параметров прогноза социально-экономического развития Российской Федерации. В отсутствие одобренного прогноза социально-экономического развития Российской Федерации на i-ый год применяются значения параметров прогноза социально-экономического развития Российской Федерации, соответствующие последнему году периода, на который был одобрен указанный прогноз;

- тариф на электрическую энергию по регулируемым договорам, установленный ФСТ России на соответствующий период.

Плановая выручка от реализации электрической энергии рассчитывается на 25 лет поставки и уточняется ежегодно с учетом актуализированных плановых параметров.

---