XV. Оценка экономических последствий реализации документов перспективного развития электроэнергетики

256. Оценка экономических последствий реализации технических решений по развитию энергосистемы, предлагаемых к включению в документы перспективного развития электроэнергетики (далее - оценка экономических последствий реализации документов перспективного развития электроэнергетики), должна выполняться для всего расчетного периода Т^расч по следующим видам деятельности в сфере электроэнергетики (далее - сегменты отрасли):

производство электрической энергии в целом (далее - генерация), дифференцированное по типам электростанций (тепловая генерация, атомная генерация, гидрогенерация, генерация на базе возобновляемых источников энергии (далее - сегменты генерации);

передача электрической энергии по магистральной электрической сети (далее - сегмент магистральной электрической сети);

передача электрической энергии по распределительной электрической сети.

257. Оценка экономических последствий реализации генеральной схемы размещения объектов электроэнергетики должна выполняться по сегментам генерации и сегменту магистральной электрической сети.

Результатом оценки экономических последствий реализации генеральной схемы размещения объектов электроэнергетики должна являться оценка достаточности выручки, получаемой указанными в абзаце первом настоящего пункта сегментами отрасли, при существующих механизмах ценоообразования и тарифного регулирования для реализации планируемого состава технических решений, осуществляемая посредством:

расчета необходимой валовой выручки (далее - НВВ) указанных сегментов, необходимой средней цены (тарифа) на услуги по передаче электрической энергии по ЕНЭС без учета дифференциации по диапазонам напряжения и субъектам Российской Федерации (далее - средний тариф на услуги по передаче электрической энергии по ЕНЭС) и среднеотпускной цены электрической энергии для потребителей электрической энергии без учета дифференциации по диапазонам напряжения и субъектам Российской Федерации (далее - среднеотпускная цена электрической энергии для потребителей электрической энергии);

расчета при существующих механизмах ценообразования и тарифного регулирования прогнозной валовой выручки (далее - ПВВ) указанных сегментов, прогнозного среднего тарифа на услуги по передаче электрической энергии по ЕНЭС и прогнозной среднеотпускной цены электрической энергии для потребителей электрической энергии.

258. Оценка экономических последствий реализации схемы и программы развития электроэнергетических систем России должна выполняться по сегментам передачи электрической энергии по магистральной и распределительной электрической сети (далее - сегменты электросетевого хозяйства) в границах энергосистемы субъекта Российской Федерации.

Результатом оценки экономических последствий реализации схемы и программы развития электроэнергетических систем России должна являться оценка достаточности выручки, получаемой сегментами электросетевого хозяйства, при существующих механизмах тарифного регулирования для реализации планируемого состава технических решений, осуществляемая посредством:

расчета НВВ указанных сегментов, необходимого среднего тарифа на услуги по передаче электрической энергии по ЕНЭС и необходимой средней на территории субъекта Российской Федерации (без учета дифференциации по диапазонам напряжения и категориям потребителей) цены (тарифа) на услуги по передаче электрической энергии по электрическим сетям, принадлежащим на праве собственности или ином законном основании территориальным сетевым организациям, используемой в целях расчетов с потребителями услуг (кроме сетевых организаций), расположенными на территории соответствующего субъекта Российской Федерации, независимо от того, к сетям какой сетевой организации они присоединены (далее - средний единый (котловой) тариф);

расчета при существующих механизмах тарифного регулирования ПВВ указанных сегментов, прогнозного среднего тарифа на услуги по передаче электрической энергии по ЕНЭС и прогнозного среднего единого (котлового) тарифа.

259. Оценка экономических последствий реализации документов перспективного развития электроэнергетики должна осуществляться на основе:

а) прогнозных производственных показателей работы отрасли, включая установленную генерирующую мощность электростанций, объемы ввода в эксплуатацию и вывода из эксплуатации генерирующих мощностей по сегментам генерации, учтенные при формировании балансов мощности в соответствии с главой V Методических указаний, годовые объемы производства и отпуска электрической энергии по сегментам генерации, определяемые при формировании оптимальных балансов электрической энергии в соответствии с пунктами 129 - 133 Методических указаний, суммарный отпуск тепловой энергии, а также расход топлива (по видам) на ТЭС, определяемый в соответствии с главой VIII Методических указаний;

б) типовых технико-экономических показателей рассматриваемых технических решений для генерирующих мощностей различных типов и прогнозных цен на топливо, принятых в соответствии с подпунктами "г" и "д" пункта 47 Методических указаний;

в) укрупненных стоимостных показателей объектов электросетевого хозяйства, принятых в соответствии с УНЦ;

г) данных бухгалтерской (финансовой) отчетности субъектов электроэнергетики в части объема и структуры их выручки, затрат, относимых на производство электрической энергии (оказание услуг по передаче электрической энергии), валовой и чистой прибыли, структуры капитала, стоимости основных производственных средств;

д) показателей инвестиционных программ субъектов электроэнергетики в части динамики капитальных вложений, структуры их финансирования и целевых коэффициентов финансовой устойчивости;

е) прогноза социально-экономического развития Российской Федерации, разрабатываемого в соответствии со статьей 24 или статьей 26 Федерального закона "О стратегическом планировании в Российской Федерации" <38>, в части ценовых параметров развития отраслей топливно-энергетического комплекса.

--------------------------------

<38> Собрание законодательства Российской Федерации, 2014, N 26.

260. Оценка экономических последствий реализации документов перспективного развития электроэнергетики должна выполняться в сопоставимых ценовых параметрах.

261. Потребность в капитальных вложениях по каждому сегменту генерации n в году t должна определяться путем суммирования капитальных затрат по всем входящим в состав этого сегмента генерирующим технологиям i () на всех территориях r с учетом сроков строительства по следующей формуле:

, (94)

где:

- величина вводимой в эксплуатацию установленной мощности для генерирующей технологии i (кВт);

^_ удельные капитальные вложения (тыс. руб./кВт) на единицу установленной мощности генерирующей технологии i, определяемые на основе типовых технико-экономических показателей в соответствии с подпунктом "г" пункта 47 Методических указаний;

- доля капитальных вложений в год строительства для i-й генерирующей технологии ().

262. Потребность в капитальных вложениях по каждому сегменту электросетевого хозяйства n в году t должна определяться путем суммирования капитальных вложений по всем входящим в состав этого сегмента отрасли планируемым к вводу в эксплуатацию и реконструируемым объектам i электросетевого хозяйства, обоснованным в соответствии с главами XI - XIV Методических указаний, по следующей формуле:

. (95)

263. Для объектов электроэнергетики, относящихся к соответствующему сегменту генерации или сегменту электросетевого хозяйства, параметры которых не соответствуют параметрам объектов электроэнергетики, подлежащих обоснованию в документе перспективного развития электроэнергетики, потребность в капитальных вложениях должна определяться на основе инвестиционных программ субъектов электроэнергетики, утвержденных уполномоченным органом, а также фактических данных о доле капитальных вложений по указанным объектам электроэнергетики в суммарных капитальных вложениях отрасли.

264. Прогноз эксплуатационных затрат в каждом сегменте отрасли должен выполняться в укрупненной детализации: с выделением топливных затрат (для тепловой и атомной генерации), амортизационных отчислений и условно-постоянных эксплуатационных затрат.

265. Объем топливных затрат тепловой генерации в году t должен определяться по формуле:

, (96)

где:

B_f,r,t - совокупный расход f-го вида топлива (т у.т.) на тепловых электростанциях на r-й территории в году t, определяемый по результатам оценки потребности, выполненной в соответствии с главой VIII Методических указаний;

- прогнозная цена (руб./т у.т.) f-го вида топлива на r-й территории в году t, принятая в соответствии с подпунктом "д" пункта 47 Методических указаний.

266. Объем топливных затрат атомной генерации в году t должен определяться по формуле:

, (97)

где:

- объем производства электрической энергии (млн кВт·ч) на АЭС i-го технологического типа в году t, определяемый по результатам формирования оптимального баланса электрической энергии в соответствии с пунктами 129 - 133 Методических указаний;

- топливная составляющая цены электрической энергии (тыс. руб./млн кВт·ч), производимой с использованием АЭС i-го технологического типа в году t, определяемая на основе типовых технико-экономических показателей.

267. Прогноз амортизационных отчислений в каждом сегменте n отрасли должен выполняться по формуле:

АО_п,t = ОПС_п,t · d_п, (98)

где:

d_п - норма амортизации в n-м сегменте отрасли, определяемая на основе анализа отчетных данных как отношение объема амортизационных отчислений АО_n,0 (тыс. руб.) к стоимости основных производственных средств ОПС_n,0 (тыс. руб.) в последнем отчетном году;

ОПС_п,t - стоимость основных производственных средств (тыс. руб.), рассчитываемая на начало года t по формуле:

ОПС_п,t = ОПС_п,t-1 + КВ_п,t-1 - АО_п,t-1, (99)

где:

КВ_п,t-1 - объем капитальных вложений (тыс. руб.), определяемый по формуле (94) для сегментов генерации и по формуле (95) для сегментов электросетевого хозяйства.

На первый год расчетного периода (t = 1) значения показателей в формуле (99) должны определяться на основе отчетных данных по отдельным субъектам электроэнергетики из отраслевых форм статистического наблюдения, а также форм бухгалтерской (финансовой) отчетности субъектов электроэнергетики.

268. Объем условно-постоянных эксплуатационных затрат по каждому сегменту n генерации в году t должен определяться путем суммирования соответствующих затрат по всем входящим в состав этого сегмента отрасли генерирующим технологиям i на всех территориях r по формуле:

, (100)

где:

P_i,r,t - установленная мощность (кВт) генерирующей технологии i-го типа на r-й территории в году t;

- удельные условно-постоянные эксплуатационные затраты (тыс. руб./кВт) i-й генерирующей технологии на r-й территории в году t.

Для генерирующих технологий, соответствующих действующим электростанциям, значение должно определяться на основе усредненных отчетных данных с учетом потенциала изменения условно-постоянных эксплуатационных затрат в перспективе (при наличии экспертных и (или) нормативных показателей динамики такого изменения). Для генерирующих технологий, соответствующих техническим решениям по реконструкции, техническому перевооружению и строительству, значение должно определяться в соответствии с подпунктом "г" пункта 47 Методических указаний.

269. Объем условно-постоянных эксплуатационных затрат по каждому сегменту n электросетевого хозяйства в году t (тыс. руб.) должен определяться по формуле:

, (101)

где:

ОПС_n,t - стоимость основных производственных средств (тыс. руб.), рассчитываемая на начало соответствующего года по формуле (99);

- коэффициент эластичности условно-постоянных операционных расходов по количеству активов, устанавливаемый органом государственного регулирования тарифов на долгосрочный период регулирования в соответствии с Методическими указаниями по регулированию тарифов с применением метода доходности инвестированного капитала, утвержденными приказом ФСТ России от 30 марта 2012 г. N 228-э <39> (далее - методические указания по регулированию тарифов);

--------------------------------

<39> Зарегистрирован Минюстом России 10 апреля 2012 г., регистрационный N 23784, с изменениями, внесенными приказами ФСТ России от 13 июня 2013 г. N 760-э (зарегистрирован Минюстом России 16 июля 2013 г., регистрационный N 29078), от 18 марта 2015 г. N 421-э (зарегистрирован Минюстом России 23 апреля 2015 г., регистрационный N 37029), приказами ФАС России от 24 августа 2017 г. N 1108/17 (зарегистрирован Минюстом России 28 декабря 2017 г., регистрационный N 49521), от 1 сентября 2020 г. N 805/20 (зарегистрирован Минюстом России 11 сентября 2020 г., регистрационный N 59776), от 25 декабря 2020 г. N 1275/20 (зарегистрирован Минюстом России 20 февраля 2021 г., регистрационный N 62587), от 18 июля 2022 г. N 523/22 (зарегистрирован Минюстом России 5 августа 2022 г., регистрационный N 69517).

- индекс эффективности операционных расходов, принимаемый в соответствии с пунктом 17 методических указаний по регулированию тарифов.

Для первого года расчетного периода (t = 1) значение показателя , используемого в формуле (101), должно определяться на основе соответствующих данных из отраслевых форм статистического наблюдения, а также форм бухгалтерской (финансовой) отчетности субъектов электроэнергетики.

270. Суммарные эксплуатационные затраты каждого из сегментов n отрасли (тыс. руб.) должны рассчитываться по формуле:

. (102)

271. Расчет НВВ и формирование сводного финансового баланса должны осуществляться для каждого из сегментов отрасли, а также для отрасли в целом. Соответствующие расчеты должны быть выполнены для каждого года t расчетного периода.

272. Величина НВВ каждого из n сегментов отрасли в году t (тыс. руб.) должна рассчитываться по формуле:

НВВ_n,t = ЭЗ_n,t + НВП_n,t, (103)

где:

НВП_n,t - необходимая валовая прибыль сегмента отрасли (тыс. руб.).

При проведении указанного расчета необходимая валовая прибыль сегмента отрасли НВП_n,t должна определяться по формуле:

, (104)

где:

НЧП_n,t - необходимая чистая прибыль сегмента отрасли (тыс. руб.), определяемая в соответствии с пунктом 273 Методических указаний;

- налог на прибыль организаций сегмента отрасли (тыс. руб.), определяемый в соответствии с пунктом 276 Методических указаний;

- налог на имущество сегмента отрасли (тыс. руб.), определяемый в соответствии с пунктом 277 Методических указаний;

ОЗС_n,t - расходы сегмента отрасли на обслуживание заемных средств (тыс. руб.), определяемые в соответствии с пунктом 278 Методических указаний.

273. Величина необходимой чистой прибыли каждого из n сегментов отрасли должна определяться из его сводного финансового баланса как замыкающий источник финансирования инвестиций, рассчитываемый по формуле:

, (105)

где:

КВ_n,t - потребность сегмента отрасли в капитальных вложениях (тыс. руб.), определяемая в соответствии с пунктами 261 и 262 Методических указаний;

АО_n,t - амортизационные отчисления сегмента отрасли (тыс. руб.), определяемые в соответствии с пунктом 267 Методических указаний;

ПЗС_n,t, ВЗС_n,t - допустимые объемы привлечения и возврата ранее привлеченных заемных средств (тыс. руб.) соответственно, определяемые в соответствии с пунктом 274 Методических указаний;

ГС_n,t - объем государственных субсидий (тыс. руб.), выделяемых сегменту отрасли;

^- коэффициент, отражающий долю чистой прибыли предшествующего года, распределяемую на дивиденды, значение которого определяется на основе отчетных данных или целевых нормативно установленных показателей по данному сегменту отрасли (при их наличии).

274. Допустимый объем привлечения заемных средств сегмента отрасли ПЗС_n,t (тыс. руб.) в году t должен определяться с учетом ограничения совокупного объема заемных средств ЗС_n,t (тыс. руб.) на конец каждого года t исходя из условия:

, (106)

где:

Т^возв - средневзвешенный срок возврата привлеченных кредитов и займов (лет), принимаемый на основе отчетных данных или целевых показателей по данному сегменту отрасли (при их наличии);

- предельно допустимая величина заемных средств сегмента отрасли (тыс. руб.), определяемая в соответствии с пунктом 275 Методических указаний.

На первый год расчетного периода (t = 1) значения показателей, используемых в формуле (106), должны определяться на основе соответствующих данных из отраслевых форм статистического наблюдения, а также форм бухгалтерской (финансовой) отчетности субъектов электроэнергетики.

275. Значение предельно допустимой величины заемных средств для сегмента n отрасли (тыс. руб.) должно определяться на основе информации о существующей практике инвестиционного планирования, требований по финансовой устойчивости, предъявляемых к работающим в сегменте n отрасли субъектам электроэнергетики с государственным участием, целевых показателей по сегменту n отрасли (при их наличии) и может быть задано:

а) абсолютным значением;

б) в виде предельного отношения заемных средств к показателю EBITDA, которое определяется формулой:

; (107)

в) в виде предельной доли () заемных средств в капитале сегмента отрасли, которая рассчитывается по формуле:

; (108)

где:

- коэффициент, отражающий величину чистого оборотного капитала сегмента n отрасли относительно стоимости основных производственных средств в году t.

Значение указанного коэффициента принимается на основе отчетных данных или целевых показателей по соответствующему сегменту отрасли (при их наличии).

276. Величина налога на прибыль организаций сегмента n отрасли в году t при расчете НВВ должна определяться по формуле:

, (109)

где:

r^пр - ставка налога на прибыль организаций (%), определяемая в соответствии с частью второй Налогового кодекса Российской Федерации <40>.

--------------------------------

<40> Собрание законодательства Российской Федерации, 2000, N 32, ст. 3340; 2022, N 48, ст. 8311.

277. Величина налога на имущество сегмента n отрасли в году t должна определяться по формуле:

, (110)

где:

r^им - предельная ставка налога на имущество (%), определяемая в соответствии с Налоговым кодексом Российской Федерации.

278. Расходы сегмента n отрасли в году t на обслуживание заемных средств (выплату процентов по кредитам и займам) должны определяться по формуле:

, (111)

где:

- средневзвешенная процентная ставка по заемным средствам для сегмента n отрасли в году t (%), определяемая по данным бухгалтерской (финансовой) отчетности сетевых организаций, а при ее отсутствии - на основе имеющейся информации о процентных ставках по заемным средствам российских компаний с аналогичным кредитным рейтингом.

279. Значение на перспективу должно определяться на основе отчетных данных и корректироваться с учетом целевых показателей по субъектам электроэнергетики с государственным участием, а также прогноза доходности долгосрочных государственных финансовых обязательств (при наличии).

280. Общая величина НВВ генерации, относимая на электрическую энергию, должна определяться путем суммирования НВВ всех сегментов генерации за вычетом их прогнозной выручки от продажи тепловой энергии по формуле:

, (112)

где:

^_ суммарный отпуск тепла от электростанций сегмента n генерации (тыс. Гкал);

- прогнозная средняя цена тепловой энергии (руб./Гкал), отпускаемой с коллекторов источников централизованного теплоснабжения, определяемая путем индексации отчетных значений на величину прогнозного роста тарифов на тепловую энергию, а при отсутствии указанной информации - на величину прогнозной инфляции в соответствии с прогнозом социально-экономического развития Российской Федерации.

281. Необходимый средний тариф на услуги по передаче электрической энергии по ЕНЭС в году t должен определяться по формуле:

, (113)

где:

- объем полезного отпуска электрической энергии из ЕНЭС (МВт·ч).

282. Необходимый средний единый (котловой) тариф на услуги по передаче электрической энергии на территории субъекта Российской Федерации в году t должен определяться по формуле:

, (114)

где:

Nзаяв.ТСО, _t^{маг.сеть} - суммарная величина заявленной мощности (МВт) сетевых организаций субъекта Российской Федерации, объекты электросетевого хозяйства которых технологически присоединены в установленном порядке к ЕНЭС;

- ставка тарифа на услуги по передаче электрической энергии на содержание объектов электросетевого хозяйства, относящихся к ЕНЭС, определяемая на основании и суммарной по всем субъектам Российской Федерации величины заявленной мощности сетевых организаций, объекты электросетевого хозяйства которых технологически присоединены в установленном порядке к ЕНЭС;

- объем потерь электрической энергии в ЕНЭС (МВт·ч) по субъекту Российской Федерации;

- ставка цены (тарифа) на услуги по передаче электрической энергии, используемая для целей определения расходов на оплату нормативных потерь электрической энергии при ее передаче по электрическим сетям ЕНЭС для субъекта Российской Федерации, определяемая на основании прогнозных цен на электрическую энергию (мощность), продаваемую на оптовом рынке;

- объем полезного отпуска электрической энергии (МВт·ч) всех потребителей субъекта Российской Федерации, оплачивающих услуги по передаче по единым (котловым) тарифам на услуги по передаче электрической энергии.

283. Общая величина НВВ сегментов генерации и сегмента магистральной электрической сети, относимая на электрическую энергию, должна определяться путем суммирования НВВ генерации, рассчитанной по формуле (112), и НВВ сегмента магистральной электрической сети по формуле:

, (115)

284. Необходимая среднеотпускная цена электрической энергии для потребителей электрической энергии должна рассчитываться как отношение суммарной НВВ сегментов генерации и сегмента магистральной электрической сети к объему полезного отпуска электрической энергии из ЕНЭС по формуле:

, (116)

285. Среднегодовой темп изменения среднего тарифа на услуги по передаче электрической энергии по ЕНЭС или среднего единого (котлового) тарифа , обеспечивающий финансирование необходимых капитальных вложений и эксплуатационных затрат для сегментов электросетевого хозяйства при обеспечении их финансовой устойчивости, должен рассчитываться по формуле:

. (117)

286. Среднегодовой темп изменения цены электрической энергии для потребителей электрической энергии , обеспечивающий финансирование необходимых капитальных вложений и эксплуатационных затрат суммарно для сегментов генерации и сегмента магистральной электрической сети и для каждого сегмента генерации отдельно при обеспечении их финансовой устойчивости, должен рассчитываться по формуле:

. (118)

287. Для оценки достаточности действующих механизмов ценообразования и необходимости корректировки их количественных параметров для финансирования прогнозных эксплуатационных затрат и капитальных вложений дополнительно к расчету НВВ должен выполняться расчет ПВВ, отражающей прогнозную выручку соответствующих сегментов отрасли, которая сформируется за счет действующих механизмов ценообразования и тарифного регулирования в части электрической энергии и мощности.

288. Показатель ПВВ должен рассчитываться при одинаковой номенклатуре и значениях прогнозных производственных показателей, использованных при расчете НВВ и указанных в подпункте "а" пункта 259 Методических указаний.

289. Расчет ПВВ для каждого из сегментов генерации () должен выполняться с учетом существующего территориального деления оптового рынка на ценовые (s) и неценовые (z) зоны по формуле:

, (119)

где:

- ПВВ сегмента отрасли в энергосистемах (тыс. руб.), относимых к ценовым зонам оптового рынка;

- ПВВ сегмента отрасли в энергосистемах (тыс. руб.), относимых к неценовым зонам оптового рынка.

290. ПВВ для каждого из сегментов генерации () в энергосистемах, относимых к ценовым зонам оптового рынка, должна рассчитываться с выделением составляющих ПВВ от продажи электрической энергии (тыс. руб.) и от продажи мощности (тыс. руб.) по формуле:

. (120)

291. ПВВ от продажи электрической энергии для каждого из сегментов генерации () в энергосистемах, относимых к ценовым зонам оптового рынка, должна рассчитываться как сумма ПВВ от продажи электрической энергии по конкурентным механизмам (тыс. руб.) и регулируемым договорам (тыс. руб.) по формуле:

. (121)

292. Объемы электрической энергии, продаваемой электростанциями, относящимися к сегменту генерации n (), по конкурентным механизмам и регулируемым договорам, должны определяться в следующем порядке:

а) на основе результатов формирования оптимальных балансов электрической энергии в соответствии с главой VII Методических указаний определяются годовые объемы производства w_n,t (МВт·ч) и отпуска (МВт·ч) электрической энергии электростанциями, относящимися к сегменту генерации n, по формулам:

, (122)

; (123)

б) объем продажи электрической энергии (МВт·ч) электростанциями, относящимися к сегменту n генерации, по регулируемым договорам определяется на основе отчетных данных коммерческого оператора оптового рынка о доле объема продажи электрической энергии по регулируемым договорам в суммарном годовом отпуске электрической энергии по формуле:

; (124)

в) объем продажи электрической энергии электростанциями, относящимися к сегменту n генерации, по конкурентным механизмам определяется по формуле:

. (125)

293. ПВВ от продажи электрической энергии по регулируемым договорам должна рассчитываться на основе прогнозных средних значений регулируемых тарифов на электрическую энергию (тыс. руб./МВт·ч), определяемых на основе отчетных значений с их последующей индексацией на величину прогнозной инфляции в соответствии с прогнозом социально-экономического развития Российской Федерации, по формуле:

. (126)

294. ПВВ от продажи электрической энергии по конкурентным механизмам ценообразования должна рассчитываться на основе значений конкурентных цен электрической энергии (тыс. руб./МВт·ч) для каждого временного интервала (j, l) на каждой территории r, полученных при формировании оптимальных балансов электрической энергии в соответствии с главой VII Методических указаний. При выполнении указанного расчета:

а) средневзвешенная конкурентная цена электрической энергии для электростанций, относящихся к сегменту генерации n (), определяется по формуле:

; (127)

б) объем выручки от продажи электрической энергии по конкурентным механизмам определяется по формуле:

. (128)

295. Расчет ПВВ от продажи мощности для каждого из сегментов генерации () в энергосистемах, относимых к ценовым зонам оптового рынка электрической энергии и мощности, должен осуществляться по формуле:

, (129)

где:

- прогнозная валовая выручка сегмента n генерации от продажи мощности по регулируемым договорам (тыс. руб.);

- прогнозная валовая выручка сегмента n генерации от продажи мощности (тыс. руб.) по договорам купли-продажи (поставки) мощности (договорам о предоставлении мощности на оптовый рынок);

- прогнозная валовая выручка сегмента n генерации от продажи мощности (тыс. руб.) по результатам конкурентного отбора инвестиционных проектов по строительству новых генерирующих объектов;

- прогнозная валовая выручка сегмента n генерации от продажи мощности (тыс. руб.) по результатам конкурентных отборов инвестиционных проектов по строительству генерирующих объектов, функционирующих на основе возобновляемых источников энергии;

^_ прогнозная валовая выручка сегмента n генерации от продажи мощности (тыс. руб.) по результатам конкурсных отборов инвестиционных проектов по модернизации генерирующих объектов тепловых электрических станций;

- прогнозная валовая выручка сегмента n генерации от продажи мощности (тыс. руб.) генерирующих объектов, поставляющих мощность в вынужденном режиме;

- прогнозная валовая выручка сегмента n генерации от продажи мощности (тыс. руб.) через механизм конкурентного отбора мощности.

296. Объемы поставки мощности электростанциями, относящимися к сегменту n генерации , через различные механизмы ценообразования, указанные в пункте 295 Методических указаний, должны определяться по каждой ценовой зоне s рынка с соблюдением следующих требований:

а) суммарная мощность P_s,n,t (МВт) электростанций, относящихся к сегменту n генерации, определяется как их суммарная располагаемая мощность по результатам формирования баланса мощности на час максимума потребления мощности ЕЭС России в соответствии с главой V Методических указаний;

б) объем поставки мощности по регулируемым договорам (МВт) определяется на основе отчетных данных коммерческого оператора оптового рынка о доле регулируемых договоров в суммарном объеме поставки мощности;

в) объемы поставки мощности в рамках договоров купли-продажи (поставки) мощности (договоров о предоставлении мощности на оптовый рынок), заключенных в отношении мощности новых генерирующих объектов (МВт), результатов конкурентных отборов инвестиционных проектов по строительству новых генерирующих объектов (МВт), результатов конкурентных отборов инвестиционных проектов по строительству генерирующих объектов, функционирующих на основе возобновляемых источников энергии (МВт), результатов конкурсных отборов инвестиционных проектов по модернизации генерирующих объектов тепловых электрических станций (МВт) определяются на основе реализуемых или планируемых на момент выполнения расчетов технических решений по отдельным электростанциям с учетом установленных сроков длительности обязательств по поставке мощности;

г) объемы поставки мощности генерирующих объектов, функционирующих в вынужденном режиме (МВт), определяются на основе утвержденного в соответствии с Правилами оптового рынка состава таких объектов и сроков поставки их мощности в вынужденном режиме;

д) объемы поставки мощности через механизм конкурентного отбора мощности (МВт) определяются как разность между значением суммарной мощности электростанций P_s,n,t (МВт), относящихся к сегменту n генерации, и слагаемых, указанных в подпунктах "б" - "г" настоящего пункта, по формуле:

. (130)

297. ПВВ от поставки мощности электростанциями, относящимися к сегменту n генерации, по регулируемым договорам должна рассчитываться на основе прогнозных значений регулируемых тарифов на мощность (тыс. руб./МВт) по отдельным электростанциям i, определяемых на основе отчетных значений с их последующей индексацией на величину прогнозной инфляции в соответствии с долгосрочным прогнозом социально-экономического развития Российской Федерации, по формуле:

. (131)

298. ПВВ от поставки мощности в рамках обязательств, указанных в подпункте "в" пункта 296 Методических указаний, должна определяться по отдельным электростанциям i на основе действующих ценовых параметров, определяемых в соответствии с Правилами оптового рынка, по формулам:

(132)

; (133)

; (134)

. (135)

299. ПВВ генерирующих объектов, поставляющих мощность в вынужденном режиме, должна определяться на основе решений органа государственного регулирования тарифов, принимаемых в порядке, предусмотренном Правилами оптового рынка, об утверждении тарифов (тыс. руб./МВт) для отдельных электростанций i, поставляющих мощность в вынужденном режиме, по формуле:

. (136)

300. ПВВ от продажи мощности через механизм конкурентного отбора мощности должна определяться на основе прогноза предельных цен конкурентного отбора мощности (тыс. руб./МВт) по каждой ценовой зоне s, определяемых на основе отчетных значений с индексацией в порядке, предусмотренном Правилами индексации цены на мощность, утвержденными постановлением Правительства Российской Федерации от 13 апреля 2010 г. N 238 "Об определении ценовых параметров торговли мощностью на оптовом рынке электрической энергии и мощности" <41>, по формуле:

--------------------------------

<41> Собрание законодательства Российской Федерации, 2010, N 16, ст. 1922; 2017, N 37, ст. 5531.

. (137)

301. ПВВ от продажи электрической энергии и мощности в неценовых зонах z оптового рынка должна рассчитываться по формуле:

, (138)

где:

- суммарный объем отпуска электрической энергии (МВт · ч) сегмента n отрасли в границах неценовой зоны z;

- суммарный объем располагаемой мощности (МВт) электростанций сегмента n отрасли в границах неценовой зоны z;

, - индикативная цена электрической энергии (тыс. руб./МВт · ч) и индикативная цена мощности (тыс. руб./МВт) в границах неценовой зоны z соответственно, устанавливаемые органом государственного регулирования тарифов в порядке, предусмотренном Основами ценообразования в области регулируемых цен (тарифов) в электроэнергетике, утвержденными постановлением Правительства Российской Федерации от 29 декабря 2011 г. N 1178 "О ценообразовании в области регулируемых цен (тарифов) в электроэнергетике" <42>;

--------------------------------

<42> Собрание законодательства Российской Федерации, 2012, N 4, ст. 504; 2022, N 51, ст. 9235.

- объем средств (тыс. руб.), перераспределяемый в рамках механизма перекрестного субсидирования между потребителями ценовых и неценовых зон оптового рынка.

При отсутствии утвержденных в установленном порядке долгосрочных тарифов на электрическую энергию и мощность в неценовых зонах оптового рынка значения индикативных цен для каждого года расчетного периода должны приниматься равными значениям индикативных цен электрической энергии и мощности, установленных органом государственного регулирования тарифов на ближайший период регулирования, с последующей индексацией на индекс потребительских цен.

302. ПВВ сегментов электросетевого хозяйства должна определяться исходя из действующих механизмов тарифного регулирования услуг по передаче электрической энергии.

303. Общая величина ПВВ сегментов генерации и сегмента магистральной электрической сети, относимая на электрическую энергию, должна определяться путем суммирования ПВВ генерации, рассчитанной в соответствии с пунктом 289 Методических указаний, и ПВВ сегмента магистральной электрической сети, определенной в соответствии с пунктом 302 Методических указаний, по формуле:

. (139)

304. Прогнозный средний тариф на услуги по передаче электрической энергии по ЕНЭС должен определяться по формуле:

, (140)

305. Прогнозный средний единый (котловой) тариф должен определяться по формуле:

, (141)

306. Прогнозная среднеотпускная цена электрической энергии для потребителей электрической энергии при существующей системе механизмов ценообразования и тарифного регулирования в отрасли должна рассчитываться как отношение суммарной ПВВ сегментов генерации и сегмента магистральной электрической сети к объему полезного отпуска электрической энергии из ЕНЭС по формуле:

. (142)

307. Среднегодовой темп изменения прогнозного среднего тарифа на услуги по передаче электрической энергии по ЕНЭС или прогнозного среднего единого (котлового) тарифа при действующих механизмах тарифного регулирования должен рассчитываться по формуле:

. (143)

308. Среднегодовой темп изменения цены электрической энергии для потребителей электрической энергии при существующих механизмах ценообразования и тарифного регулирования в части электрической энергии и мощности и действующих правилах формирования их количественных параметров суммарно для сегментов генерации и сегмента магистральной электрической сети и для каждого сегмента генерации отдельно должен определяться по формуле:

. (144)

309. Достаточность выручки, получаемой суммарно сегментами генерации и сегментом магистральной электрической сети при существующих механизмах ценообразования и тарифного регулирования, для реализации планируемого состава технических решений должна определяться по результатам сравнения полученных оценок среднегодового темпа изменения цены для потребителей электрической энергии при существующих механизмах ценообразования и тарифного регулирования в части электрической энергии и мощности и действующих правилах формирования их количественных параметров со среднегодовым темпом изменения цены для потребителей электрической энергии , рассчитанным в соответствии с пунктом 286 Методических указаний исходя из условий обеспечения НВВ указанных сегментов отрасли, а также сравнения прогнозных значений , рассчитанных в соответствии с пунктом 283 Методических указаний, с , рассчитанной в соответствии с пунктом 303 Методических указаний.

310. Дополнительно к анализу, выполняемому в соответствии с пунктом 309 Методических указаний, достаточность выручки, получаемой при существующих механизмах ценообразования и тарифного регулирования, для реализации планируемого состава технических решений должна быть определена по каждому из сегментов отрасли.

311. Достаточность выручки, получаемой каждым сегментом электросетевого хозяйства при существующих механизмах тарифного регулирования, для реализации планируемого состава технических решений должна определяться по результатам сравнения полученных оценок среднего тарифа на услуги по передаче электрической энергии по ЕНЭС или среднего единого (котлового) тарифа при существующих механизмах тарифного регулирования и действующих правилах формирования их количественных параметров со средним тарифом на услуги по передаче электрической энергии по ЕНЭС или средним единым (котловым) тарифом , рассчитанным в соответствии с пунктом 285 Методических указаний исходя из условий обеспечения НВВ указанных сегментов, а также сравнения прогнозных значений и , рассчитанных в соответствии с пунктом 272 Методических указаний, с соответствующими и , рассчитанными в соответствии с пунктом 302 Методических указаний.

312. Достаточность существующих условий ценообразования и тарифного регулирования для каждого из сегментов отрасли, указанных в пункте 256 Методических указаний, должна определяться по результатам оценки разности между расчетными объемами ПВВ и НВВ для каждого сегмента отрасли по каждому году t расчетного периода, выполняемой по формуле:

. (145)

При проведении указанной оценки превышение ПВВ над НВВ в период более двух лет указывает на достаточность существующих ценовых условий для реализации планируемого состава технических решений. Превышение НВВ над ПВВ в период более двух лет указывает на недостаточность существующих ценовых условий для реализации планируемого состава технических решений.

313. При выявленной недостаточности существующих условий ценообразования и тарифного регулирования для реализации планируемого состава технических решений в каждом из сегментов отрасли должны выполняться следующие действия:

а) рассчитывается значение прогнозной чистой прибыли ПЧП_n,t:

; (146)

б) оценивается дефицит финансирования инвестиционной программы (тыс. руб.), определяемый как разность расчетных значений необходимой и прогнозной чистой прибыли (НЧП и ПЧП соответственно) по формуле:

. (147)

314. Возможности снижения дефицита финансирования инвестиций в каждом из сегментов отрасли должны определяться в соответствии со следующей системой ограничений:

(148)

где:

первое уравнение отражает условие баланса денежных притоков и оттоков по сегменту с учетом прогнозного дефицита финансирования;

третье уравнение отражает условие допустимого объема заемных средств с учетом предельной величины кредитной нагрузки сегмента;

второе уравнение отражает условие ликвидации дефицита финансирования инвестиций сегмента за счет комбинации следующих ценовых и финансовых механизмов:

привлечение дополнительных кредитов и займов в размере ;

различные варианты прямого или косвенного участия государства в снижении дефицита финансирования, в том числе через удешевление стоимости заемных средств на величину (%) посредством предоставления государственных гарантий или субсидирования процентных ставок, прямое бюджетное софинансирование инвестиционных проектов в размере (тыс. руб.);

корректировка дивидендной политики в рассматриваемом сегменте с изменением доли чистой прибыли , направляемой на выплату дивидендов;

корректировка правил и параметров ценообразования в рамках одного или нескольких из p механизмов оптового рынка электрической энергии и мощности, что приведет к изменению суммарной прогнозной выручки сегментов генерации и сегмента магистральной электрической сети на величину, определяемую по формуле:

(149)

где и О_p,t - средняя цена и суммарный объем полезного отпуска продукции в рамках механизма p ценообразования соответственно.

315. Для оценки чувствительности экономических условий реализации документов перспективного развития электроэнергетики в дополнение к оценке достаточности действующих механизмов ценообразования и тарифного регулирования и их параметров, выполняемой в соответствии с пунктами 287 - 309 Методических указаний, должны проводиться расчеты динамики ПВВ при различных сценариях темпов изменения среднеотпускных цен электрической энергии для потребителей электрической энергии , среднего тарифа на услуги по передаче электрической энергии по ЕНЭС и среднего единого (котлового) тарифа .

При выполнении указанных расчетов:

для каждого из сегментов могут быть заданы различные темпы роста соответствующих цен и тарифов;

для полученной динамики ПВВ при каждом сценарии изменения цен выполняются расчеты согласно пунктам 312 - 314 Методических указаний с оценкой дефицита финансирования инвестиционной программы (тыс. руб.) и возможностей его минимизации.