Найдётся всё! Скачать бесплатно! !!База документов ежеквартально обновляется!!

НОВИНКА! Протоколы заседания Нормативно-технического совета ДНД МЧС России

ВСЕ ГОСТы (29596 шт.) ВСЕ ДОКУМЕНТЫ ПОЖАРНОЙ БЕЗОПАСНОСТИ В ОДНОМ МЕСТЕ
Самая полная база документов во всем интернете !!!НОВЫЕ СВОДЫ ПРАВИЛ МЧС РОССИИ!!!
Для поиска по странице нажмите на клавиатуре CTRL+F
Нормы ГОСТ СП СНиП ФЗ ВНТП ВСН НПБ Приказ РД
ГН ГОСТ ИСО ГОСТ Р ЕН ГОСТ Р ИСО ГОСТ Р МЭК Кодекс Пособие к СНиП Постановление Распоряжение Рекомендации
ВРД ГОСТ Р ГЭСН Инстpукция МДС Методические рекомендации МРР МУК ОСТ Письмо
Главная
 
СНиП по пожарной безопасности 50-80 годов (new)
 
Типовые проекты
 
Дополнительные материалы (по пожарной безопасности)
 
Помощь сайту
 
Актуализированные редакции СНиП (СП) (new)
Книги по пожарной безопасности (new)
 
Документы Департамента надзорной деятельности МЧС России (new)
 
Письма и заключения ВНИИПО МЧС России (new)
 

Постановление Правительства РФ от 13 апреля 2010 г. № 238

"Об определении ценовых параметров торговли мощностью на оптовом рынке электрической энергии (мощности) переходного периода"

В соответствии с Федеральным законом "Об электроэнергетике" Правительство Российской Федерации постановляет:

1. Утвердить прилагаемые:

Правила определения максимальной и минимальной цены на мощность для проведения конкурентных отборов мощности;

Правила определения цены на мощность, продаваемую по договорам о предоставлении мощности;

Правила индексации цены на мощность;

Правила расчета составляющей цены на мощность, обеспечивающей возврат капитальных и эксплуатационных затрат.

2. Федеральной антимонопольной службе, Федеральной службе по тарифам и Министерству экономического развития Российской Федерации в 3-месячный срок разработать и представить в Правительство Российской Федерации предложения по критериям введения максимальной цены на мощность по зонам свободного перетока для проведения конкурентных отборов мощности.

3. Министерству энергетики Российской Федерации, Федеральной антимонопольной службе, Федеральной службе по тарифам и Министерству экономического развития Российской Федерации до 1 января 2011 г. представить в Правительство Российской Федерации предложения по учету ценовых заявок потребителей электрической энергии (мощности) при обращении мощности с использованием различных механизмов торговли на оптовом рынке.

4. Федеральной службе по тарифам по согласованию с Министерством энергетики Российской Федерации и Министерством экономического развития Российской Федерации в 3-месячный срок разработать и 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, включая порядок представления материалов, необходимых для определения указанной цены.

5. Федеральной антимонопольной службе по согласованию с Федеральной службой по тарифам, Министерством энергетики Российской Федерации и Министерством экономического развития Российской Федерации в 3-месячный срок разработать и утвердить методику проверки соответствия ценовых заявок на продажу мощности требованию экономической обоснованности.

6. Министерству энергетики Российской Федерации по согласованию с Министерством экономического развития Российской Федерации до 1 января 2012 г. разработать и утвердить методику расчета значения доли компенсируемых затрат, отражающей прогнозную прибыль от продажи электрической энергии, для поставщиков электрической энергии (мощности).

7. Федеральной службе по тарифам по согласованию с Министерством энергетики Российской Федерации, Федеральной антимонопольной службой и Министерством экономического развития Российской Федерации до 1 июля 2010 г. представить в Правительство Российской Федерации предложения по совершенствованию порядка расчетов максимальной цены на мощность для проведения конкурентных отборов мощности.

8. Министерству энергетики Российской Федерации, Министерству экономического развития Российской Федерации, Федеральной службе по тарифам и Федеральной антимонопольной службе до 1 января 2011 г. представить в Правительство Российской Федерации:

предложения по совершенствованию порядка вывода генерирующих объектов из эксплуатации;

предложения по совершенствованию механизма конкурентного отбора мощности в последующие годы.

9. Министерству экономического развития Российской Федерации по согласованию с Министерством энергетики Российской Федерации, Федеральной службой по тарифам и Федеральной антимонопольной службой до 1 декабря 2010 г. разработать и представить в Правительство Российской Федерации предложения по стимулированию энергосбережения и повышения энергоэффективности.

10. Министерству экономического развития Российской Федерации по согласованию с Федеральной службой по тарифам до 1 мая 2010 г. разработать и утвердить методику определения величины средней доходности долгосрочных государственных обязательств, используемую при расчете цены на мощность для поставщиков мощности.

 

Председатель Правительства Российской Федерации                         В. Путин

Содержание

Правила определения максимальной и минимальной цены на мощность для проведения конкурентных отборов мощности

Правила определения цены на мощность, продаваемую по договорам о предоставлении мощности

Приложение № 1 Коэффициенты климатических зон

Приложение № 2 Коэффициенты сейсмического влияния

Правила индексации цены на мощность

Правила расчета составляющей цены на мощность, обеспечивающей возврат капитальных и эксплуатационных затрат

Правила
определения максимальной и минимальной цены на мощность для проведения конкурентных отборов мощности

1. Настоящие Правила устанавливают порядок определения максимальной и минимальной цены на мощность для проведения конкурентных отборов мощности.

2. При выявлении антимонопольным органом оснований для установления и применения при проведении конкурентного отбора мощности максимальной цены на мощность в зоне свободного перетока максимальная цена на мощность определяется на 2011 год как произведение коэффициента 1,05, отражающего потребление мощности на собственные и (или) хозяйственные нужды, и 112,5 тыс. руб./МВт в месяц для первой ценовой зоны оптового рынка (120,35 тыс. руб./МВт в месяц - для второй ценовой зоны оптового рынка).

3. В отношении зоны свободного перетока, для которой установлена максимальная цена на мощность для проведения конкурентных отборов мощности, минимальная цена на мощность для конкурентных отборов мощности определяется как произведение коэффициента 1,05, отражающего потребление мощности на собственные и (или) хозяйственные нужды, и минимальной из регулируемых цен (тарифов) на мощность, установленных для поставщиков в соответствующей ценовой зоне на 2010 год.

Указанная цена на мощность подлежит индексации в соответствии с изменением индекса потребительских цен за период с 1 января 2011 г. до 1 января года, в котором проводится конкурентный отбор. Для конкурентного отбора мощности на 2012 год индексация минимальной цены не проводится.

Правила
определения цены на мощность, продаваемую по договорам о предоставлении мощности

1. Настоящие Правила устанавливают порядок расчета цены на мощность, продаваемую по договорам, предусмотренным подпунктом "в.2" пункта 3 Правил оптового рынка электрической энергии (мощности) переходного периода, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 24 октября 2003 г. № 643 (за исключением договоров купли-продажи (поставки) мощности новых атомных станций и гидроэлектростанций, в том числе гидроаккумулирующих электростанций) (далее - договоры о предоставлении мощности).

2. Цена на мощность, продаваемую по договорам о предоставлении мощности, определяется коммерческим оператором оптового рынка в отношении каждого из указанных в таких договорах генерирующих объектов (под генерирующим объектом понимается генерирующее оборудование, месторасположение, значение установленной мощности, а также предельные минимальные и максимальные характеристики которого определены договорами о предоставлении мощности).

3. Для целей определения цены на мощность, продаваемую по договорам о предоставлении мощности, генерирующие объекты с учетом особенностей, определенных договором о присоединении к торговой системе оптового рынка, подразделяются на следующие виды:

а) генерирующий объект тепловой электростанции, выработка электрической энергии которым осуществляется с использованием природного газа (далее - генерирующий объект газовой генерации);

б) генерирующий объект тепловой электростанции, выработка электрической энергии которым осуществляется с использованием угля (далее - генерирующий объект угольной генерации);

в) модернизированный генерирующий объект газовой генерации;

г) модернизированный генерирующий объект угольной генерации.

4. Цена на мощность генерирующего объекта определяется исходя из условия компенсации установленной в соответствии с пунктами 6 - 9 настоящих Правил доли суммарных затрат поставщика в отношении данного генерирующего объекта, включающих:

а) капитальные затраты генерирующего объекта соответствующего вида, определенные в соответствии с пунктами 12 и 13 настоящих Правил, без учета затрат на технологическое присоединение этого объекта к электрическим сетям и источникам топлива;

б) эксплуатационные затраты генерирующего объекта соответствующего вида, определенные в соответствии с пунктом 16 настоящих Правил;

в) сумму налога на имущество организаций, рассчитанную по ставке, действующей в соответствующем субъекте Российской Федерации;

г) фактически понесенные поставщиком затраты на технологическое присоединение генерирующего объекта к электрическим и газовым сетям.

5. Порядок предоставления коммерческому оператору оптового рынка документов, подтверждающих предусмотренные подпунктами "в" и "г" пункта 4 настоящих Правил затраты, и определения соответствующих величин устанавливаются договором о присоединении к торговой системе оптового рынка.

6. Цена на мощность генерирующих объектов газовой генерации, находящихся в первой ценовой зоне оптового рынка, определяется исходя из условия компенсации поставщику мощности следующей доли затрат, отражающей прогнозную прибыль от продажи электрической энергии, производимой с использованием этого генерирующего объекта:

а) для затрат, предусмотренных подпунктами "а" - "в" пункта 4 настоящих Правил:

доля, равная 71 проценту затрат, - для генерирующего объекта мощностью более 250 МВт;

доля, равная 75 процентам затрат, - для генерирующего объекта мощностью не более 250 МВт и не менее 150 МВт;

доля, равная 79 процентам затрат, - для генерирующего объекта мощностью менее 150 МВт;

б) для затрат, предусмотренных подпунктом "г" пункта 4 настоящих Правил, - доля, равная 100 процентам затрат.

7. Цена на мощность генерирующих объектов угольной генерации, находящихся в первой ценовой зоне оптового рынка, определяется исходя из условия компенсации поставщику мощности следующей доли затрат, отражающей прогнозную прибыль от продажи электрической энергии, производимой с использованием этого генерирующего объекта:

для затрат, предусмотренных подпунктами "а" - "в" пункта 4 настоящих Правил, - доля, равная 80 процентам затрат;

для затрат, предусмотренных подпунктом "г" пункта 4 настоящих Правил, - доля, равная 100 процентам затрат.

8. Цена на мощность генерирующих объектов газовой генерации, находящихся во второй ценовой зоне оптового рынка, определяется исходя из условия компенсации поставщику мощности следующей доли затрат, отражающей прогнозную прибыль от продажи электрической энергии, производимой с использованием этого генерирующего объекта:

для затрат, предусмотренных подпунктами "а" - "в" пункта 4 настоящих Правил, - доля, равная 90 процентам затрат;

для затрат, предусмотренных подпунктом "г" пункта 4 настоящих Правил, - доля, равная 100 процентам затрат.

9. Цена на мощность генерирующих объектов угольной генерации, находящихся во второй ценовой зоне оптового рынка, определяется исходя из условия компенсации поставщику мощности следующей доли затрат, отражающей прогнозную прибыль от продажи электрической энергии, производимой с использованием этого генерирующего объекта:

для затрат, предусмотренных подпунктами "а" - "в" пункта 4 настоящих Правил, - доля, равная 95 процентам затрат;

для затрат, предусмотренных подпунктом "г" пункта 4 настоящих Правил, - доля, равная 100 процентам затрат.

10. По истечении 3 лет и 6 лет с начала поставки мощности на основании методики расчета значения доли компенсируемых затрат, отражающей прогнозную прибыль от продажи электрической энергии, для поставщиков электрической энергии (мощности), утвержденной в установленном порядке федеральным органом исполнительной власти, осуществляющим функции по выработке и реализации государственной политики и нормативно-правовому регулированию в сфере топливно-энергетического комплекса, коммерческим оператором оптового рынка производится расчет уточненного значения доли компенсируемых затрат, отражающей прогнозную прибыль от продажи электрической энергии.

В случае отличия уточненного значения доли затрат, отражающей прогнозную прибыль от продажи электрической энергии, от значения доли затрат, используемой при определении цены на мощность, более чем на 10 процентов применяемая при определении цены на мощность доля компенсируемых затрат принимается равной уточненной величине с 1 января 4-го года и с 1 января 7-го года поставки мощности соответственно.

11. По истечении 6 лет с начала поставки мощности при расчете цены на мощность на текущий год учитывается разница цены на мощность, рассчитанной в соответствии с пунктом 4 Правил расчета составляющей цены на мощность, обеспечивающей возврат капитальных и эксплуатационных затрат, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 13 апреля 2010 г. № 238, с учетом прогноза цен на электрическую энергию на год поставки мощности по результатам конкурентного отбора мощности текущего года, и цены на мощность, определенной по результатам конкурентного отбора мощности текущего года. Указанная разница приводится в цены текущего года на основании индекса, равного величине доходности, определенной в соответствии с указанными Правилами расчета составляющей цены на мощность, обеспечивающей возврат капитальных и эксплуатационных затрат.

12. Капитальные затраты на возведение 1 кВт мощности генерирующего объекта газовой генерации принимаются равными следующим величинам:

для генерирующего объекта мощностью более 250 МВт - 28770 рублей;

для генерирующего объекта мощностью не более 250 МВт и не менее 150 МВт - 34440 рублей;

для генерирующего объекта мощностью менее 150 МВт - 41850 рублей.

13. Капитальные затраты на возведение 1 кВт мощности генерирующего объекта угольной генерации принимаются равными следующим величинам:

для генерирующего объекта мощностью не более 225 МВт - 53450 рублей;

для генерирующего объекта мощностью более 225 МВт - 49175 рублей.

14. Для генерирующих объектов, указанных в подпунктах "в" и "г" пункта 3 настоящих Правил, в отношении которых проводится модернизация, реконструкция, техническое перевооружение, экономическая обоснованность заявленных участниками оптового рынка капитальных затрат на указанные мероприятия, а также доля затрат, отражающая прогнозную прибыль от продажи электрической энергии, устанавливаются договором о присоединении к торговой системе оптового рынка.

15. Для расчета цены на мощность к величине капитальных затрат применяются коэффициенты согласно приложениям № 1 и 2, а также следующие коэффициенты:

0,95 - для генерирующего объекта газовой генерации при отсутствии технологической возможности выработки электрической энергии с использованием резервного вида топлива или 0,98 - для генерирующих объектов, которые имеют 2 магистральных трубопровода от 2 независимых источников природного газа, каждый из которых способен полностью обеспечить 100-процентное максимальное потребление природного газа соответствующим генерирующим объектом, и срок ввода которых по договору о предоставлении мощности определен не позднее 31 декабря 2011 г. Порядок соответствия генерирующих объектов указанным критериям определяется в договоре о присоединении к торговой системе оптового рынка;

0,9 - для генерирующих объектов, находящихся в первой ценовой зоне оптового рынка (отражает учет прибыли с оптового рынка электрической энергии (мощности) по истечении срока окупаемости и до окончания срока службы генерирующего объекта), или 0,95 - для генерирующих объектов, находящихся во второй ценовой зоне оптового рынка.

Соответствие каждого генерирующего объекта климатической и сейсмической зоне подтверждается федеральным органом исполнительной власти, осуществляющим функции по выработке и реализации государственной политики в сфере топливно-энергетического комплекса.

Поставщики электрической энергии (мощности) в отношении генерирующих объектов, срок ввода в эксплуатацию которых в соответствии с договором о предоставлении мощности запланирован до 1 января 2011 г. и ввод в эксплуатацию которых произведен (планируется) до 1 января 2012 г., вправе обратиться в федеральный орган исполнительной власти в области государственного регулирования тарифов для определения величины фактически понесенных капитальных затрат на возведение 1 кВт мощности генерирующего объекта (а также затрат, планируемых до момента ввода в эксплуатацию, при обращении до момента ввода генерирующего объекта в эксплуатацию). Федеральный орган исполнительной власти в области государственного регулирования тарифов в срок не более 6 месяцев со дня получения всей необходимой информации определяет величину капитальных затрат для расчета цены на мощность при условии подтверждения федеральным органом исполнительной власти, осуществляющим функции по выработке и реализации государственной политики в сфере топливно-энергетического комплекса, фактических (плановых) объемов строительно-монтажных и пусконаладочных работ, перечня оборудования и материалов. Определенная федеральным органом исполнительной власти в области государственного регулирования тарифов величина капитальных затрат доводится коммерческому оператору оптового рынка и применяется им в расчетах цены на мощность со 2-го месяца, следующего за месяцем доведения величины, только при условии ввода в эксплуатацию соответствующего генерирующего объекта до 1 января 2012 г. При расчете цены на мощность к данной величине не применяются коэффициент климатических зон и коэффициент сейсмического влияния.

16. Эксплуатационные затраты в 2010 году принимаются равными следующим значениям:

для генерирующего объекта газовой генерации - 80 тыс.руб./МВт в месяц;

для генерирующего объекта угольной генерации - 123 тыс.руб./МВт в месяц.

Величина эксплуатационных затрат индексируется за период с 1 января 2010 г. до 1 января года, в котором производится продажа мощности, коммерческим оператором оптового рынка в соответствии с изменением индекса потребительских цен, определяемого и публикуемого федеральным органом исполнительной власти, осуществляющим функции по формированию официальной статистической информации.

17. Составляющая цены на мощность, обеспечивающая возврат капитальных и эксплуатационных затрат, рассчитывается в соответствии с Правилами расчета составляющей цены на мощность, обеспечивающей возврат капитальных и эксплуатационных затрат с применением коэффициентов, предусмотренных пунктом 15 настоящих Правил, и с учетом фактических затрат на оплату услуг по технологическому присоединению генерирующего объекта к технологической инфраструктуре.

18. Цена на мощность генерирующего объекта по договорам о предоставлении мощности рассчитывается в следующем порядке:

к рассчитанной в соответствии с пунктом 17 настоящих Правил величине прибавляется произведение среднемесячной суммы налога на имущество, рассчитанной по ставке налога на имущество, действующей в соответствующем субъекте Российской Федерации (без учета специальных льгот по налогу на имущество организаций), и доли, указанной в пунктах 6 - 9 настоящих Правил;

к рассчитанной величине применяются следующие коэффициенты, отражающие потребление мощности на собственные и (или) хозяйственные нужды электростанций:

для генерирующего объекта газовой генерации - 1,033;

для генерирующего объекта угольной генерации - 1,069.

Приложение № 1

к Правилам определения цены на
мощность, продаваемую по договорам
о предоставлении мощности

Коэффициенты климатических зон

Территория субъекта Российской Федерации

Коэффициент

I температурная зона

Республика Адыгея

1

Республика Дагестан

 

Республика Ингушетия

 

Кабардино-Балкарская Республика

 

Карачаево-Черкесская Республика

 

Республика Северная Осетия - Алания

 

Чеченская Республика

 

Краснодарский край

 

Ставропольский край

 

Калининградская область

 

II температурная зона

Республика Калмыкия

1,075

Астраханская область

 

Псковская область

 

Ростовская область

 

III температурная зона

Республика Карелия

1,15

Белгородская область

 

Брянская область

 

Владимирская область

 

Волгоградская область

 

Вологодская область

 

Воронежская область

 

Ивановская область

 

Калужская область

 

Костромская область (г. Кострома)

 

Курская область

 

Ленинградская область

 

Липецкая область

 

Московская область

 

Новгородская область

 

Орловская область

 

Рязанская область

 

Саратовская область

 

Смоленская область

 

Тамбовская область

 

Тверская область

 

Тульская область

 

Ярославская область

 

г. Москва

 

г. Санкт-Петербург

 

IV температурная зона

Республика Алтай

1,225

Республика Башкортостан

 

Республика Марий Эл

 

Республика Мордовия

 

Республика Татарстан

 

Удмуртская Республика

 

Чувашская Республика

 

Алтайский край

 

Пермский край

 

Кировская область

 

Костромская область (вся территория области, за исключением г. Костромы)

 

Курганская область

 

Мурманская область

 

Нижегородская область

 

Оренбургская область

 

Пензенская область

 

Самарская область

 

Свердловская область

 

Ульяновская область

 

Челябинская область

 

V температурная зона

Республика Бурятия

1,3

Республика Тыва

 

Республика Хакасия

 

Забайкальский край

 

Красноярский край

 

Иркутская область

 

Кемеровская область

 

Новосибирская область

 

Омская область

 

Томская область

 

Тюменская область

 

Еврейская автономная область

 

Ханты-Мансийский автономный округ - Югра

 

Ямало-Ненецкий автономный округ

 

Приложение № 2

к Правилам определения цены на
мощность, продаваемую по договорам
о предоставлении мощности

Коэффициенты сейсмического влияния

Тип генерации

Коэффициент

7 баллов

8 баллов

9 баллов

Газовая генерация

1,06

1,09

1,1

Угольная генерация

1,08

1,1

1,13

Правила
индексации цены на мощность

1. Настоящие Правила определяют порядок индексации цены на мощность.

2. Ежегодной индексации подлежат:

а) цена на мощность, определенная по результатам конкурентного отбора мощности;

б) цена на мощность, определенная по итогам дополнительного отбора инвестиционных проектов, проводимого в соответствии с пунктом 86.36 Правил оптового рынка электрической энергии (мощности) переходного периода, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 24 октября 2003 г. № 643 (далее - Правила оптового рынка).

3. Цена на мощность, определенная по результатам конкурентного отбора мощности, индексируется за период с 1 января года, в котором проводился соответствующий конкурентный отбор мощности, до 1 января года, в котором осуществляется поставка мощности по результатам этого отбора.

Индексация цены на мощность, определенной по результатам конкурентного отбора мощности, осуществляется в соответствии с изменением индекса потребительских цен, определяемого и публикуемого федеральным органом исполнительной власти, осуществляющим функции по формированию официальной статистической информации.

4. Цена на мощность, определенная по итогам дополнительного отбора инвестиционных проектов, проводимого в соответствии с пунктом 86.36 Правил оптового рынка, индексируется за период с 1 января года, в котором проводился соответствующий отбор инвестиционных проектов, до 1 января года, в котором осуществляется поставка мощности.

5. Для индексации цены на мощность, определенной по итогам дополнительного отбора инвестиционных проектов, проводимого в соответствии с пунктом 86.36 Правил оптового рынка, коммерческий оператор рассчитывает величину как произведение 80 тыс.руб./МВт в месяц для первой ценовой зоны оптового рынка (123 тыс.руб./МВт в месяц - для второй ценовой зоны оптового рынка), индекса потребительских цен и коэффициента, отражающего потребление мощности на собственные и (или) хозяйственные нужды электростанций.

Коэффициент для генерирующего объекта газовой генерации принимается равным 1,033, для генерирующего объекта угольной генерации - 1,069.

6. Индексация цены на мощность, определенной по итогам дополнительного отбора инвестиционных проектов, проводимого в соответствии с пунктом 86.36 Правил оптового рынка, проводится в следующем порядке:

а) цена на мощность, определенная по итогам дополнительного отбора инвестиционных проектов, проводимого в соответствии с пунктом 86.36 Правил оптового рынка, разделяется на две составляющие:

первая составляющая равна минимальному из значений цены на мощность, определенной по итогам дополнительного отбора инвестиционных проектов, проводимого в соответствии с пунктом 86.36 Правил оптового рынка, и величины, рассчитанной в соответствии с пунктом 5 настоящих Правил;

вторая составляющая равна разности значений цены на мощность, определенной по результатам дополнительного отбора инвестиционных проектов, и первой составляющей;

б) первая составляющая индексируется за период, предусмотренный пунктом 4 настоящих Правил, в соответствии с изменением индекса потребительских цен, определяемого и публикуемого федеральным органом исполнительной власти, осуществляющим функции по формированию официальной статистической информации;

в) цена на мощность, по которой производится продажа мощности по итогам дополнительного отбора инвестиционных проектов, проводимого в соответствии с пунктом 86.36 Правил оптового рынка, рассчитывается как сумма проиндексированной в соответствии с подпунктом "б" настоящего пункта первой составляющей цены на мощность и второй ее составляющей.

Правила
расчета составляющей цены на мощность, обеспечивающей возврат капитальных и эксплуатационных затрат

1. Настоящие Правила определяют порядок расчета составляющей цены на мощность, обеспечивающей возврат капитальных и эксплуатационных затрат.

2. Коммерческий оператор оптового рынка ежегодно рассчитывает норму доходности инвестированного капитала с учетом особенностей, предусмотренных договором о присоединении к торговой системе оптового рынка, по формуле:

НДi = (1+ НДб)×(1+ ДГОб)/(1+ ДГОб)-1,

где:

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

i - индекс года от 1 до 15;

НДб - базовый уровень нормы доходности инвестированного капитала;

ДГОi - средняя доходность долгосрочных государственных обязательств, выраженных в рублях, со сроком до погашения не менее 8 лет и не более 10 лет за i-й год;

ДГОб - базовый уровень доходности долгосрочных государственных обязательств.

3. Для расчета нормы доходности по договорам о предоставлении мощности устанавливаются:

базовый уровень нормы доходности инвестированного капитала в размере 15 процентов - для поставщиков мощности, не проводивших увеличение уставного капитала путем размещения дополнительных акций в период с момента их создания в форме реорганизации акционерных обществ энергетики и электрификации;

базовый уровень нормы доходности инвестированного капитала в размере 14 процентов - для остальных поставщиков;

базовый уровень доходности долгосрочных государственных обязательств в размере 8,5 процента.

Перечень поставщиков мощности, проводивших увеличение уставного капитала путем размещения дополнительных акций с момента их создания в форме реорганизации акционерных обществ энергетики и электрификации, подтверждается федеральным органом исполнительной власти, осуществляющим функции по выработке и реализации государственной политики в сфере топливно-энергетического комплекса.

4. Расчет составляющей цены на мощность, обеспечивающей возврат капитальных и эксплуатационных затрат, осуществляется коммерческим оператором оптового рынка в соответствии с особенностями, предусмотренными договором о присоединении к торговой системе оптового рынка, по формуле:

КЭi = Ri × НДi-1/(1-НП)+ri + ЭР,

где:

КЭi - составляющая цены на мощность, обеспечивающая возврат капитальных и эксплуатационных затрат в i-м году;

Ri - величина возмещаемых затрат;

НП - ставка налога на прибыль;

ri - размер аннуитетного возврата (в постоянном реальном выражении) инвестированного капитала с учетом 15-летнего срока окупаемости;

ЭР - произведение эксплуатационных расходов, предусмотренных пунктом 16 Правил определения цены на мощность, продаваемую по договорам о предоставлении мощности, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 13 апреля 2010 г. № 238, и соответствующей доли, предусмотренной пунктами 6 - 9 указанных Правил.

5. Расчет размера аннуитетного возврата (в постоянном реальном выражении) инвестированного капитала с учетом 15-летнего срока окупаемости осуществляется коммерческим оператором оптового рынка в соответствии с особенностями, предусмотренными договором о присоединении к торговой системе оптового рынка, по формуле:

ri = Ri × (k-1)/(k16-i – 1),

где k - коэффициент 1,19 - для поставщиков, находящихся в первой ценовой зоне оптового рынка, и 1,16 - для поставщиков, находящихся во второй ценовой зоне оптового рынка.

6. Величина возмещаемых затрат определяется коммерческим оператором в соответствии с особенностями, предусмотренными договором о присоединении к торговой системе оптового рынка, по формуле (для i от 2 до 15):

Ri = Ri-1 - ri-1 +(НДi-1 - НДi-2) × (1 + НДi-1) × Ri-1,

Для первого года (i=1) величина возмещаемых затрат равна сумме произведения приведенной к 1 января первого года поставки мощности величины капитальных затрат, предусмотренной пунктами 12 и 13 Правил определения цены на мощность, продаваемую по договорам о предоставлении мощности, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 13 апреля 2010 г. № 238, на долю, предусмотренную пунктами 6 - 9 указанных Правил, и затрат на присоединение к технологической инфраструктуре, особенности определения которых устанавливаются договором о присоединении к торговой системе оптового рынка.

В случае изменения доли, предусмотренной пунктами 6 - 9 указанных Правил, величина возмещаемых затрат, относящаяся к возмещению капитальных затрат, корректируется прямо пропорционально изменению указанной доли.

7. Капитальные затраты, приведенные к первому году поставки мощности, рассчитываются в соответствии с особенностями, предусмотренными договором о присоединении к торговой системе оптового рынка, по формуле:

КЗприв = КЗ × (1+НД-1)Ncm,

где:

КЗприв - капитальные затраты, приведенные к первому году поставки мощности;

КЗ - капитальные затраты, равные произведению величины капитальных затрат, предусмотренной пунктами 12 и 13 Правил определения цены на мощность, продаваемую по договорам о предоставлении мощности, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 13 апреля 2010 г. № 238, доли, предусмотренной пунктами 6 - 9 указанных Правил, и коэффициентов, предусмотренных пунктом 15 указанных Правил;

НД-1 - рассчитанная в соответствии с пунктом 2 настоящих Правил норма доходности инвестированного капитала, средневзвешенная за 1,5 года - для генерирующего объекта газовой генерации или 2,5 года - для генерирующего объекта угольной генерации, предшествовавших первому году поставки мощности;

Nсm - величина 1,5 - для генерирующего объекта газовой генерации и 2,5 - для генерирующего объекта угольной генерации.

 

http://norm-load.ru/

2010-2015г.г.

По вопросу размещения рекламы на сайте обращаться сюда


Нормы ГОСТ СП СНиП ФЗ ВНТП ВСН НПБ Приказ РД
ГН ГОСТ ИСО ГОСТ Р ЕН ГОСТ Р ИСО ГОСТ Р МЭК Кодекс Пособие к СНиП Постановление Распоряжение Рекомендации
ВРД ГОСТ Р ГЭСН Инстpукция МДС Методические рекомендации МРР МУК ОСТ Письмо
Яндекс цитирования Рейтинг@Mail.ru Яндекс.Метрика