В соответствии сПоложениемо Федеральной службе по тарифам, утвержденным Постановлением Правительства Российской Федерации от 30 июня 2004 г. N 332 (Собрание законодательства Российской Федерации, 2004, N 29, ст. 3049), приказываю:

1. Утвердить прилагаемые методические указанияпо расчету регулируемых тарифов и цен на электрическую (тепловую) энергию на розничном (потребительском) рынке.

2. Признать утратившими силу ПостановлениеФедеральной энергетической комиссии Российской Федерации от 31 июля 2002 г. N 49-э/8 "Об утверждении методических указаний по расчету регулируемых тарифов и цен на электрическую (тепловую) энергию на розничном (потребительском) рынке" (зарегистрировано в Минюсте России 30.08.2002, регистрационный N 3760, опубликовано в Российской газете 25.09.2002 N 181), ПостановлениеФедеральной энергетической комиссии Российской Федерации от 14 мая 2003 г. N 37-э/1 "О внесении изменений и дополнений в Методические указания по расчету регулируемых тарифов и цен на электрическую (тепловую) энергию на розничном (потребительском) рынке, утвержденные Постановлением Федеральной энергетической комиссии Российской Федерации от 31 июля 2002 г. N 49-э/8" (зарегистрировано в Минюсте России 25.06.2003, регистрационный N 4822, опубликовано в Российской газете 11.09.2003 N 181).

3. Настоящий Приказ вступает в силу в установленном порядке.

 

Руководитель

Федеральной службы по тарифам

С.Г.НОВИКОВ

 

 

 

 

 

Приложение

к Приказу

Федеральной службы по тарифам

от 6 августа 2004 г. N 20-э/2

 

МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ

ПО РАСЧЕТУ РЕГУЛИРУЕМЫХ ТАРИФОВ И ЦЕН НА ЭЛЕКТРИЧЕСКУЮ

(ТЕПЛОВУЮ) ЭНЕРГИЮ НА РОЗНИЧНОМ (ПОТРЕБИТЕЛЬСКОМ) РЫНКЕ

 

Список изменяющих документов

(в ред. Приказов ФСТ России от 23.11.2004 N 193-э/11,

от 14.12.2004 N 289-э/15, от 28.11.2006 N 318-э/15, от 30.01.2007 N 14-э/14,

от 31.07.2007 N 138-э/6, от 23.11.2007 N 385-э/1, от 21.10.2008 N 209-э/1,

от 22.12.2009 N 469-э/8, от 31.12.2009 N 558-э/1, от 24.06.2011 N 303-э,

от 26.12.2011 N 823-э, от 14.04.2014 N 625-э,

Приказов ФАС России от 21.11.2017 N 1546/17, от 29.03.2018 N 401/18)

 

I. Общие положения

 

1. Настоящие "Методические указания по расчету регулируемых тарифов и цен на электрическую (тепловую) энергию на розничном (потребительском) рынке" (далее - Методические указания) разработаны в соответствии с Федеральным законом"О государственном регулировании тарифов на электрическую и тепловую энергию в Российской Федерации" от 14 апреля 1995 г. N 41-ФЗ (Собрание законодательства Российской Федерации, 1995, N 16, ст. 1316; 1999, N 7, ст. 880; 2003, N 2, ст. 158; N 13, ст. 1180; N 28, ст. 2894), Федеральным законом"Об электроэнергетике" от 26 марта 2003 г. N 35-ФЗ (Собрание законодательства Российской Федерации, 2003, N 13, ст. 1177),"Основами ценообразованияв отношении электрической и тепловой энергии в Российской Федерации" (далее - Основы ценообразования) и "Правиламигосударственного регулирования и применения тарифов (цен) на электрическую и тепловую энергию в Российской Федерации" (далее - "Правила регулирования"), утвержденными Постановлением Правительства Российской Федерации "О ценообразовании в отношении электрической и тепловой энергии" от 26 февраля 2004 г. N 109 (Собрание законодательства Российской Федерации, 2004, N 9, ст. 791).

2. Методические указания предназначены для использования регулирующими органами (федеральным органом исполнительной власти по регулированию естественных монополий и органами исполнительной власти субъектов Российской Федерации в области государственного регулирования тарифов), органами местного самоуправления, регулируемыми организациями для расчета методом экономически обоснованных расходов уровней регулируемых тарифов и цен на розничном (потребительском) рынке электрической энергии (мощности) и тепловой энергии (мощности).

(в ред. ПриказаФСТ России от 21.10.2008 N 209-э/1)

Абзацы второй - третий исключены. - ПриказФСТ России от 21.10.2008 N 209-э/1.

3. Понятия, используемые в настоящих Методических указаниях, соответствуют определениям, данным в Федеральном законе"О государственном регулировании тарифов на электрическую и тепловую энергию в Российской Федерации" от 14 апреля 1995 г. N 41-ФЗ, Федеральном законе"Об электроэнергетике" от 26 марта 2003 г. N 35-ФЗ и в ПостановленииПравительства Российской Федерации "О ценообразовании в отношении электрической и тепловой энергии" от 26 февраля 2004 г. N 109 и Правиламинедискриминационного доступа к услугам по передаче электрической энергии и оказания этих услуг, утвержденными Постановлением Правительства Российской Федерации от 27 декабря 2004 г. N 861 (Собрание законодательства Российской Федерации, 2004, N 52 (часть II), ст. 5525; 2006, N 37, ст. 3876; 2007, N 14, ст. 1687; N 31, ст. 4100; 2009, N 9, ст. 1103; N 8, ст. 979; N 17, ст. 2088; N 25, ст. 3073; N 41, ст. 4771).

(в ред. ПриказаФСТ России от 31.12.2009 N 558-э/1)

4. В настоящих Методических указаниях акционерные общества энергетики и электрификации, другие регулируемые организации, осуществляющие несколько видов регулируемой деятельности, рассматриваются как:

- энергоснабжающая организация (далее - ЭСО) - в части осуществления продажи потребителям произведенной и (или) купленной энергии;

- производитель энергии - в части собственного производства энергии;

- региональная (территориальная) сетевая организация - в части передачи электрической (тепловой) энергии по распределительным сетям;

- потребитель (покупатель) энергии - в части пользования (покупки) энергией.

 

II. Виды регулируемых цен и тарифов, применяемых

на потребительских рынках электрической энергии

(мощности) и тепловой энергии (мощности)

 

5. На потребительских рынках электрической энергии (мощности) и тепловой энергии (мощности) применяются следующие виды регулируемых цен и тарифов.

5.1. Устанавливаемые федеральным органом исполнительной власти по регулированию естественных монополий (далее - Службой):

5.1.1. Предельные минимальный и (или) максимальный уровни регулируемых тарифов на электрическую энергию и мощность, поставляемые энергоснабжающими организациями (гарантирующими поставщиками, энергосбытовыми организациями) потребителям, с выделением предельных уровней тарифов на электрическую энергию для населения;

(п. 5.1.1 в ред. ПриказаФСТ России от 31.12.2009 N 558-э/1)

5.1.2. Предельные минимальные и (или) максимальные уровни тарифов на тепловую энергию, производимую электростанциями, осуществляющими производство в режиме комбинированной выработки электрической и тепловой энергии.

5.2. Устанавливаемые органами исполнительной власти субъектов Российской Федерации в области государственного регулирования тарифов (далее - региональными органами):

5.2.1. Тарифы на электрическую энергию, поставляемую энергоснабжающими организациями потребителям, в том числе тарифы для населения, в рамках установленных Службой предельных минимальных и (или) максимальных уровней тарифов;

5.2.2. Тарифы на тепловую энергию, производимую электростанциями, осуществляющими производство в режиме комбинированной выработки электрической и тепловой энергии, в рамках установленных Службой предельных минимальных и (или) максимальных уровней тарифов на указанную тепловую энергию;

5.2.3. Тарифы на тепловую энергию, поставляемую энергоснабжающими организациями потребителям, в рамках установленных Федеральной службой по тарифам предельных минимальных и (или) максимальных уровней тарифов на тепловую энергию.

(п. 5.2.3 в ред. ПриказаФСТ России от 31.12.2009 N 558-э/1)

5.3. Тарифы (цены) на услуги, оказываемые организациями, осуществляющими регулируемую деятельность на розничном рынке электрической энергии (мощности), являющиеся неотъемлемой частью процесса поставки энергии, и перечисленные в разделе VIОснов ценообразования:

5.3.1. Предельные минимальные и (или) максимальные уровни тарифов на услуги по передаче электрической энергии по распределительным сетям. Устанавливаются Службой для каждого субъекта Российской Федерации и дифференцируются по уровням напряжения. Региональные органы в рамках указанных предельных уровней устанавливают тарифы на услуги по передаче электрической энергии по распределительным сетям для организаций, оказывающих данные услуги на территории соответствующего субъекта Российской Федерации;

5.3.2. Тарифы на услуги по передаче тепловой энергии. Устанавливаются региональными органами в соответствии с настоящими Методическими указаниями;

5.3.3. Тарифы (цены) на иные услуги, оказываемые организациями, осуществляющими регулируемую деятельность на розничном рынке электрической энергии (мощности), являющиеся неотъемлемой частью процесса поставки энергии, и перечисленные в разделе VIОснов ценообразования.

6. При определении размера платы за услуги по передаче электрической (тепловой) энергии (мощности) отдельной составляющей выделяются услуги по передаче энергии по электрическим (тепловым) сетям и по их сбыту (реализации) за счет распределения расходов между указанными видами деятельности.

Для потребителей - субъектов оптового рынка электрической энергии (мощности) и потребителей, получающих электрическую энергию по прямым договорам, из состава расходов, учитываемых при расчете платы за услуги по передаче электрической энергии по распределительным сетям, исключается сбытовая надбавка - расходы на сбыт (реализацию) электрической энергии.

7. Тарифы на электрическую энергию (мощность), поставляемую потребителям, устанавливаются регулирующим органом одновременно в 3 вариантах:

1) одноставочный тариф, включающий в себя полную стоимость 1 киловатт-часа поставляемой электрической энергии (мощности);

(в ред. ПриказаФСТ России от 21.10.2008 N 209-э/1)

2) двухставочный тариф, включающий в себя ставку за 1 киловатт-час электрической энергии и ставку за 1 киловатт электрической мощности;

3) одноставочный (двухставочный) тариф, дифференцированный по зонам (часам) суток.

Потребители, в том числе покупающие часть электрической энергии по свободным (нерегулируемым) ценам, самостоятельно выбирают для проведения расчетов за электрическую энергию один из указанных вариантов тарифа, уведомив об этом организацию, поставляющую ему электрическую энергию, не менее чем за месяц до вступления в установленном порядке в силу указанных тарифов (с внесением в установленном порядке соответствующих изменений в договор с указанной организацией). При отсутствии такого уведомления (невнесения соответствующих изменений в договор) расчет за электрическую энергию (если иное не будет установлено по взаимному соглашению сторон) производится по варианту тарифа, действовавшему в период, предшествующий расчетному. В расчетном периоде регулирования не допускается изменение варианта тарифа, если иное не будет установлено по взаимному соглашению сторон.

(в ред. ПриказаФСТ России от 30.01.2007 N 14-э/14)

Потребители, покупающие часть электрической энергии на оптовом рынке, производят расчеты за электрическую энергию (мощность), купленную на розничном рынке, по тарифам, установленным для данных потребителей в соответствии с настоящим пунктом.

(в ред. Приказов ФСТ России от 30.01.2007 N 14-э/14, от 21.10.2008 N 209-э/1)

В настоящих Методических указаниях для целей расчета (формирования) тарифов на электрическую энергию покупка электрической энергии (мощности) с оптового рынка рассматривается как покупка от производителей электрической энергии (далее - ПЭ).

8. Тарифы на тепловую энергию (мощность) устанавливаются регулирующим органом отдельно по потребителям, получающим тепловую энергию с теплоносителями - горячая вода и пар, с дифференциацией последнего по давлению.

Установление и изменение (пересмотр) тепловых нагрузок потребителей тепловой энергии осуществляется в порядке, предусмотренномпунктом 61.2Основ ценообразования.

(абзац введенПриказомФСТ России от 22.12.2009 N 469-э/8)

9. Тарифы (цены) на электрическую и тепловую энергию и на услуги, оказываемые организациями, осуществляющими регулируемую деятельность на розничном рынке, могут устанавливаться регулирующим органом сроком действия на два года и более (далее - долгосрочный тариф).

 

III. Формирование тарифов на электрическую и тепловую

энергию на потребительском рынке

 

10. Регулируемые тарифы (цены) на электрическую энергию (мощность), поставляемую потребителям, представляют собой сумму следующих слагаемых:

средневзвешенная стоимость единицы электрической энергии (мощности), производимой и (или) приобретаемой гарантирующим поставщиком, энергоснабжающей организацией, энергосбытовой организацией, к числу потребителей которой относится население, на оптовом и розничном рынках по регулируемым тарифам (ценам). Затраты гарантирующих поставщиков, энергосбытовых организаций, энергоснабжающих организаций на приобретение электрической энергии включают расходы, связанные с оплатой мощности на оптовом рынке;

сумма тарифов на услуги, оказание которых является неотъемлемой частью процесса снабжения электрической энергией потребителей и размер платы за которые в соответствии с законодательствомРоссийской Федерации подлежит государственному регулированию, за исключением услуг по передаче электрической энергии;

сбытовая надбавка гарантирующего поставщика;

стоимость услуг по передаче единицы электрической энергии (мощности) - в случае, если электрическая энергия (мощность) поставляется на основании договора энергоснабжения.

В счетах на оплату электрической и тепловой энергии (мощности) помимо суммарного платежа должны раздельно указываться стоимость отпущенной потребителю энергии (мощности), стоимость услуг по ее передаче и стоимость услуг, оказание которых является неотъемлемой частью процесса снабжения энергией потребителей.

(п. 10 в ред. ПриказаФСТ России от 21.10.2008 N 209-э/1)

10.1. Тарифы на тепловую энергию, поставляемую потребителям, представляют собой сумму следующих слагаемых:

1) средневзвешенная стоимость единицы тепловой энергии (мощности);

2) стоимость услуг по передаче единицы тепловой энергии (мощности) и иных услуг, оказание которых является неотъемлемой частью процесса снабжения тепловой энергией потребителей.

В счетах на оплату тепловой энергии помимо суммарного платежа должны раздельно указываться стоимость производства отпущенной потребителю энергии и стоимость услуг по ее передаче и иных услуг, оказание которых является неотъемлемой частью процесса поставки энергии потребителям.

(п. 10.1 введенПриказомФСТ России от 21.10.2008 N 209-э/1)

11. Стоимость единицы электрической (тепловой) энергии (мощности) представляет собой (если иное не определено настоящими Методическими указаниями применительно к отдельным случаям) средневзвешенную стоимость единицы электрической (тепловой) энергии (мощности), получаемой от ПЭ (цену покупки электроэнергии (тепловой) энергии (мощности) у производителей на оптовом и потребительском рынках и стоимость электрической (тепловой) энергии (мощности) собственного производства).

Тариф (цена) покупки электрической (тепловой) энергии (мощности) определяется в соответствии с разделом Xнастоящих Методических указаний.

12. При установлении регулируемых тарифов (цен) на электрическую энергию (мощность) на оптовом рынке и на розничном рынке в необходимую валовую выручку не включаются финансовые результаты деятельности (прибыль или убытки) при торговле электрической энергией по свободным (нерегулируемым) ценам (за исключением случая, предусмотренного пунктом 44Основ ценообразования).

(в ред. ПриказаФСТ России от 30.01.2007 N 14-э/14)

При отпуске электрической энергии ЭСО (ПЭ) на оптовый и розничный рынки необходимая валовая выручка ЭСО (ПЭ), учитываемая при расчете тарифов (цен) на электрическую энергию, отпускаемую потребителям розничного рынка, рассчитывается по следующей формуле:

 

 

 

где:

НВВроз- необходимая валовая выручка ЭСО (ПЭ), учитываемая при расчете тарифов (цен) на электрическую энергию, отпускаемую потребителям розничного рынка;

НВВ - необходимая валовая выручка ЭСО (ПЭ), учитываемая при расчете тарифов (цен) на электрическую энергию, отпускаемую на оптовый и розничный рынки;

Эрози Эсумм- отпуск электрической энергии ЭСО (ПЭ) соответственно на розничный рынок и суммарно на оптовый и розничный рынки, определяемый исходя из указанного впункте 15настоящих Методических указаний сводного баланса.

13. При формировании тарифов (цен) в соответствии с пунктом 5настоящих Методических указаний отдельно отражаются стоимость электрической (тепловой) энергии и стоимость каждого вида услуг.

 

IV. Основные методические положения по формированию

регулируемых тарифов (цен) с использованием

метода экономически обоснованных расходов

 

14. Регулирование тарифов (цен) основывается на принципе обязательности ведения раздельного учета организациями, осуществляющими регулируемую деятельность, объемов продукции (услуг), доходов и расходов по производству, передаче и сбыту энергии в соответствии с законодательствомРоссийской Федерации.

Для организаций, осуществляющих регулируемые виды деятельности, которые не являются основным видом их деятельности, распределение косвенных расходов между регулируемыми и нерегулируемыми видами деятельности по решению регионального органа рекомендуется производить в соответствии с одним из нижеследующих методов:

- согласно учетной политике, принятой в организации;

- пропорционально прямым расходам.

Для организаций, осуществляющих производство (передачу) электрической (тепловой) энергии сторонним потребителям (субабонентам) и для собственного потребления, распределение расходов по указанному виду деятельности между субабонентами и организацией по решению регионального органа рекомендуется производить в соответствии с одним из нижеследующих методов:

- согласно учетной политике, принятой в организации;

- пропорционально отпуску (передаче) электрической (тепловой) энергии.

При установлении тарифов (цен) не допускается повторный учет одних и тех же расходов по указанным видам деятельности.

15. При использовании метода экономически обоснованных расходов (затрат) тарифы рассчитываются на основе размера необходимой валовой выручки организации, осуществляющей регулируемую деятельность, от реализации каждого вида продукции (услуг) и расчетного объема производства соответствующего вида продукции (услуг) за расчетный период регулирования.

Расчетный годовой объем производства продукции и (или) оказываемых услуг определяется исходя из формируемого в установленном порядкесводного прогнозного баланса производства и поставок электрической энергии (мощности) в рамках Единой энергетической системы России по субъектам Российской Федерации (далее - сводный баланс).

Абзац исключен. -ПриказФСТ России от 31.12.2009 N 558-э/1.

16. Определение состава расходов, включаемых в необходимую валовую выручку, и оценка их экономической обоснованности производятся в соответствии с законодательством Российской Федерации и нормативными правовыми актами, регулирующими отношения в сфере бухгалтерского учета.

17. Если деятельность организации регулируется более чем одним регулирующим органом, то регулирующие органы обязаны согласовывать устанавливаемые ими размеры необходимой валовой выручки с тем, чтобы суммарный объем необходимой валовой выручки возмещал экономически обоснованные расходы и обеспечивал экономически обоснованную доходность инвестированного капитала этой организации в целом по регулируемой деятельности.

18. Если организация осуществляет кроме регулируемой иные виды деятельности, расходы на их осуществление и полученные от этих видов деятельности доходы (убытки) не учитываются при расчете регулируемых тарифов (цен).

19. При установлении тарифов регулирующие органы принимают меры, направленные на исключение из расчетов экономически необоснованных расходов организаций, осуществляющих регулируемую деятельность.

В случае если по итогам расчетного периода регулирования на основании данных статистической и бухгалтерской отчетности и иных материалов выявлены необоснованные расходы организаций, осуществляющих регулируемую деятельность за счет поступлений от регулируемой деятельности, регулирующие органы обязаны принять решение об исключении этих расходов из суммы расходов, учитываемых при установлении тарифов на следующий расчетный период регулирования.

20. Если организации, осуществляющие регулируемую деятельность, в течение расчетного периода регулирования понесли экономически обоснованные расходы, не учтенные при установлении тарифов (цен), в том числе расходы, связанные с объективным и незапланированным ростом цен на продукцию, потребляемую в течение расчетного периода регулирования, эти расходы учитываются регулирующими органами при установлении тарифов (цен) на последующий расчетный период регулирования (включая расходы, связанные с обслуживанием заемных средств, привлекаемых для покрытия недостатка средств).

21. Необходимая валовая выручка (далее - НВВ) на период регулирования, для покрытия обоснованных расходов на производство регулируемого вида деятельности, с учетом корректировки по избытку (исключению необоснованных расходов) средств и возмещению недостатка средств, рассчитывается по формуле:

 

 

 

где:

НВВр- необходимый доход регулируемой организации в расчетном периоде, обеспечивающий компенсацию экономически обоснованных расходов на производство продукции (услуг) и получение прибыли, определяемой в соответствии с настоящими Методическими указаниями;

- экономически обоснованные расходы регулируемой организации, подлежащие возмещению (со знаком "+") и исключению из НВВр(со знаком "-") по статьям расходов в соответствии с пунктами 19и 20настоящих Методических указаний.

 

V. Расчет расходов,

относимых на регулируемые виды деятельности

 

22. В необходимую валовую выручку включаются планируемые на расчетный период регулирования расходы, уменьшающие налоговую базу налога на прибыль организаций (расходы, связанные с производством и реализацией продукции (услуг), и внереализационные расходы), и расходы, не учитываемые при определении налоговой базы налога на прибыль (относимые на прибыль после налогообложения).

22.1. Расходы, связанные с производством и реализацией продукции (услуг) по регулируемым видам деятельности, включают следующие составляющие расходов:

1) топливо, определяемое на основе пункта 22Основ ценообразования;

2) покупная электрическая энергия, определяемая в соответствии с пунктом 23Основ ценообразования;

3) оплата услуг, оказываемых организациями, осуществляющими регулируемую деятельность, определяемая на основе пункта 24Основ ценообразования;

4) сырье и материалы, определяемые в соответствии с пунктом 25Основ ценообразования;

5) ремонт основных средств, определяемый на основе пункта 26Основ ценообразования;

6) оплата труда, определяемая на основе пункта 27Основ ценообразования;

7) амортизация основных средств, определяемая на основепункта 28Основ ценообразования;

8) выпадающие доходы сетевой организации при оплате заявителем технологического присоединения, энергопринимающих устройств максимальной мощностью, не превышающей 15 кВт включительно (с учетом ранее присоединенной в данной точке присоединения мощности), в объеме, не превышающем 550 рублей, расходы на выплату процентов по кредитным договорам, связанным с рассрочкой по оплате технологического присоединения субъектов малого и среднего предпринимательства при присоединении энергопринимающих устройств максимальной мощностью свыше 15 кВт и до 100 кВт включительно (с учетом ранее присоединенной в данной точке присоединения мощности);

(пп. 8 введен ПриказомФСТ России от 31.12.2009 N 558-э/1)

9) другие расходы, связанные с производством и (или) реализацией продукции, в том числе расходы, связанные с осуществлением коммерческого учета электроэнергии, расходы на оплату услуг организаций коммерческой инфраструктуры оптового рынка.

(подпункт в ред.ПриказаФСТ России от 21.10.2008 N 209-э/1)

22.2. Внереализационные расходы (рассчитываемые с учетом внереализационных доходов), в том числе расходы по сомнительным долгам. При этом в составе резерва по сомнительным долгам может учитываться дебиторская задолженность, возникшая при осуществлении соответствующего регулируемого вида деятельности. Уплата сомнительных долгов, для погашения которых был создан резерв, включенный в тариф в предшествующий период регулирования, признается доходом и исключается из необходимой валовой выручки в следующем периоде регулирования с учетом уплаты налога на прибыль организаций.

В состав внереализационных расходов включаются также расходы на консервацию основных производственных средств, используемых в регулируемых видах деятельности.

22.3. Расходы, не учитываемые при определении налоговой базы налога на прибыль (относимые на прибыль после налогообложения), включают в себя следующие основные группы расходов:

1) капитальные вложения (инвестиции) на расширенное воспроизводство;

2) выплата дивидендов и других доходов из прибыли после уплаты налогов;

3) взносы в уставные (складочные) капиталы организаций;

4) прочие экономически обоснованные расходы, относимые на прибыль после налогообложения, включая затраты организаций на предоставление работникам льгот, гарантий и компенсаций в соответствии с отраслевыми тарифными соглашениями.

23. При отсутствии нормативов по отдельным статьям расходов допускается использовать в расчетах экспертные оценки, основанные на отчетных данных, представляемых организацией, осуществляющей регулируемую деятельность.

24. Планируемые расходы по каждому виду регулируемой деятельности рассчитываются как сумма прямых и косвенных расходов. Прямые расходы относятся непосредственно на соответствующий регулируемый вид деятельности.

Распределение косвенных расходов между различными видами деятельности, осуществляемыми организацией, по решению регионального органа производится в соответствии с одним из нижеследующих методов:

- согласно учетной политике, принятой в организации;

- пропорционально условно-постоянным расходам;

- пропорционально прямым расходам по регулируемым видам деятельности.

25. Регулирующие органы на основе предварительно согласованных с ними мероприятий по сокращению расходов организаций, осуществляющих регулируемую деятельность, обязаны в течение 2 лет после окончания срока окупаемости расходов на проведение этих мероприятий сохранять расчетный уровень расходов, учтенных при регулировании тарифов на период, предшествующий сокращению расходов.

 

VI. Ценообразование для отдельных групп потребителей

электрической и тепловой энергии (мощности)

 

26. Особенности расчета тарифов (цен) для отдельных групп потребителей электрической и тепловой энергии (далее - тарифные группы) определяются в соответствии с:

статьями 2и 5Федерального закона "О государственном регулировании тарифов на электрическую и тепловую энергию в Российской Федерации";

пунктом 59Основ ценообразования.

27. Тарифные группы потребителей электрической энергии (мощности):

 

1 группа. Базовые потребители

 

Базовые потребители - потребители, получающие электрическую энергию (мощность), вырабатываемую ПЭ, не являющимися участниками оптового рынка, через гарантирующих поставщиков и энергоснабжающие организации.

(в ред. ПриказаФСТ России от 21.10.2008 N 209-э/1)

Отнесение потребителей к указанной группе возможно только при наличии в субъекте Российской Федерации производителей электрической энергии (мощности), не являющихся участниками оптового рынка, поставка электроэнергии которыми на розничный рынок осуществляется по регулируемым тарифам. При этом производитель электрической энергии (мощности) в свою очередь должен удовлетворять следующему критерию:

(в ред. ПриказаФСТ России от 21.10.2008 N 209-э/1)

- располагаемая мощность, равная или более 25 мВт в месяц.

(в ред. ПриказаФСТ России от 21.10.2008 N 209-э/1)

При этом такие производители электрической энергии (мощности) в субъекте Российской Федерации в свою очередь должны осуществлять совокупный полезный отпуск электроэнергии и мощности в размере, обеспечивающем возможность расчета тарифов в соответствии с требованиями пункта 66настоящих Методических указаний.

(в ред. ПриказаФСТ России от 21.10.2008 N 209-э/1)

К базовым потребителям относятся потребители, удовлетворяющие следующим критериям, - потребители с максимальным значением заявленной покупаемой мощности, равным или более 20 МВт в месяц, и годовым числом часов использования заявленной покупаемой мощности, равным или более 7500, подтвержденным фактическим электропотреблением за предшествующий период регулирования показаниями приборов учета или автоматизированной системой контроля и управления потреблением и сбытом энергии (АСКУЭ).

(в ред. ПриказаФСТ России от 21.10.2008 N 209-э/1)

В зависимости от региональных особенностей структуры производства и потребления электроэнергии, в целях отнесения потребителей к группе 1 Служба может по представлению регионального регулирующего органа повысить значение заявленной мощности потребителей.

(в ред. ПриказаФСТ России от 21.10.2008 N 209-э/1)

 

2 группа. Население

 

(в ред. ПриказаФСТ России от 31.12.2009 N 558-э/1)

 

К данной тарифной группе относятся граждане, использующие электроэнергию на коммунально-бытовые нужды, а также приравненные к населению категории потребителей, которым электрическая энергия (мощность) поставляется по регулируемым ценам (тарифам).

(в ред. ПриказаФСТ России от 24.06.2011 N 303-э)

Абзацы второй - девятый исключены. - ПриказФСТ России от 24.06.2011 N 303-э.

В соответствии спунктом 2Постановления Правительства Российской Федерации от 7 декабря 1998 г. N 1444 "Об основах ценообразования в отношении электрической энергии, потребляемой населением" для населения, проживающего в сельских населенных пунктах, а также в городских населенных пунктах в домах, оборудованных в установленном порядке стационарными электроплитами и электроотопительными установками, применяется понижающий коэффициент 0,7.

В соответствии сзаконодательствомРоссийской Федерации государственное регулирование тарифов может производиться отдельно в отношении электрической энергии, поставляемой населению, в пределах социальной нормы потребления и сверх социальной нормы потребления, определяемой в установленном порядке.

 

3 группа. Прочие потребители

 

В целях формирования бюджетной политики в группе "Прочие потребители" потребители, финансируемые за счет средств бюджетов соответствующих уровней, указываются отдельной строкой (далее - Бюджетные потребители).

К группе "прочие потребители" относятся физические лица, осуществляющие профессиональную деятельность (в том числе нотариусы, адвокаты, врачи) в жилом отдельно выделенном помещении, для которого в обязательном порядке должен быть установлен прибор учета электроэнергии, потребляемой для целей осуществления указанной деятельности. При отсутствии прибора учета электроэнергии данный объем определяется в порядке, установленномПравиламифункционирования розничных рынков электрической энергии в переходный период реформирования электроэнергии.

(абзац введенПриказомФСТ России от 31.12.2009 N 558-э/1)

Тарифы на электрическую энергию, отпускаемую потребителям, дифференцируются по уровням напряжения в соответствии с положениями раздела VIIIнастоящих Методических указаний:

- высокое (110 кВ и выше);

- среднее первое (35 кВ);

- среднее второе (20 - 1 кВ);

- низкое (0,4 кВ и ниже).

Установленные настоящим пунктом тарифные группы потребителей могут быть дифференцированы на потребителей, расположенных в пределах технологически изолированных территориальных электроэнергетических систем и расположенных в пределах Единой энергетической системы России.

(абзац введенПриказомФСТ России от 31.07.2007 N 138-э/6)

 

4 группа. Организации, оказывающие услуги по передаче

электрической энергии, приобретающие ее в целях

компенсации потерь в сетях, принадлежащих данным

организациям на праве собственности или ином

законном основании

 

(введено ПриказомФСТ России от 21.10.2008 N 209-э/1)

 

КонсультантПлюс: примечание.

В официальном тексте документа, видимо, допущена опечатка: имеется в виду пункт 49, а не пункт 49.1.

Тарифы для указанных потребителей определяются согласно пункту 49.1 едиными на всех уровнях напряжений, не дифференцируются по числу часов использования заявленной мощности.

28. Тарифы на тепловую энергию устанавливаются раздельно по следующим видам теплоносителей:

горячая вода;

отборный пар давлением:

от 1,2 до 2,5 кг/см2

от 2,5 до 7,0 кг/см2

от 7,0 до 13,0 кг/см2

свыше 13,0 кг/см2;

острый и редуцированный пар.

Абзац исключен. -ПриказФСТ России от 22.12.2009 N 469-э/8.

29. Утратил силу. -ПриказФАС России от 21.11.2017 N 1546/17.

 

VII. Расчет экономически обоснованного уровня

цены на электрическую энергию на шинах и тепловую энергию

на коллекторах производителей энергии (энергоснабжающей

организации) - субъекта розничного рынка

 

30. Калькулирование расходов, связанных с производством электрической и тепловой энергии, осуществляется в соответствии с главой 25Налогового кодекса Российской Федерации и ПостановленияПравительства Российской Федерации от 6 июля 1998 г. N 700 "О введении раздельного учета затрат по регулируемым видам деятельности в энергетике".

31. Распределение расхода топлива тепловых электростанций между электрической и тепловой энергией, осуществляемое в процессе калькулирования расходов на производство электрической и тепловой энергии, производится в соответствии с действующими нормативными актами.

32. Экономически обоснованный средний одноставочный тариф (цена) продажи электрической энергии, поставляемой на региональный рынок от ПЭ, рассчитывается по формуле:

 

 

 

где:

НВВэ- необходимая валовая выручка на производство электрической энергии;

Эотп- отпуск электроэнергии в сеть от ПЭ.

Абзац исключен. -ПриказФСТ России от 28.11.2006 N 318-э/15.

Абзац исключен. -ПриказФСТ России от 28.11.2006 N 318-э/15.

33. Экономически обоснованный средневзвешенный одноставочный тариф (цена) на тепловую энергию, предлагаемый ПЭ на рынок тепловой энергии, определяется по формуле:

(в ред. ПриказаФСТ России от 22.12.2009 N 469-э/8)

 

 

где:

НВВт- необходимая валовая выручка на производство тепловой энергии (мощности);

(в ред. ПриказаФСТ России от 22.12.2009 N 469-э/8)

Qотп- отпуск тепловой энергии в сеть.

34. Расчет экономически обоснованного двухставочного тарифа (цены) продажи электрической энергии ПЭ производится путем разделения НВВэна производство электрической энергии и на содержание электрической мощности.

35. Расчет экономически обоснованного двухставочного тарифа (цены) продажи электрической энергии ПЭ производится по формулам:

ставка платы за электрическую энергию:

 

 

 

ставка платы за электрическую мощность (оплачивается ежемесячно, если иное не установлено в договоре):

 

 

 

где:

Зтоплi- суммарные затраты на топливо на производство электрической энергии на i-й электростанции, входящей в состав ПЭ (для тепловых электростанций);

ВНi- водный налог (плата за пользование водными объектами i-й электростанции, входящей в состав ПЭ) (для гидравлических электростанций);

- прибыль i-й электростанции ПЭ, относимая на производство электрической энергии (мощности);

Кi- коэффициент, равный для i-й электростанции ПЭ:

- отношению суммы Зтопл iк сумме переменных и условно-постоянных расходов (но не более 0,5) (для тепловых электростанций);

- 0,5 (для гидравлических электростанций);

Эотпi- отпуск электрической энергии с шин i-й электростанции, входящей в состав ПЭ;

Nраспi- располагаемая электрическая мощность i-й электростанции, входящей в состав ПЭ, учтенная в сводном прогнозном балансе производства и поставок электрической энергии;

М - число месяцев в периоде регулирования.

(п. 35 в ред. ПриказаФСТ России от 31.12.2009 N 558-э/1)

36. Тариф (цена) продажи тепловой энергии от ПЭ (ЭСО) рассчитывается для всех потребителей (покупателей) данного ПЭ (ЭСО) или дифференцируется по СЦТ при условии раздельного учета расходов по каждой из них.

37. Расчет тарифов продажи тепловой энергии предусматривает определение двухставочных тарифов или одноставочных тарифов.

(в ред. ПриказаФСТ России от 22.12.2009 N 469-э/8)

Расчет двухставочного тарифа продажи тепловой энергии производится путем разделения НВВтна производство тепловой энергии и на содержание мощности.

Расчет одноставочного тарифа производится по формуле (5)настоящих Методических указаний. При установлении одноставочного тарифа (цены) на тепловую энергию в решении об установлении тарифа на тепловую энергию указывается топливная составляющая тарифа, определяемая по формулам (8)и (9)настоящих Методических указаний.

(в ред. ПриказаФСТ России от 22.12.2009 N 469-э/8)

38. Расчет двухставочных тарифов продажи тепловой энергии с коллекторов генерирующих источников производится по формулам:

38.1. Ставка платы за тепловую энергию:

- по k-й ступени параметров пара s-того источника пара

 

 

- по I-му источнику горячей воды

 

 

где:

bs,k, bi- удельные расходы условного топлива на тепловую энергию, отпускаемую соответственно в паре k-й ступени параметров s-м источником и в горячей воде i-м источником, кг.у.т./Гкал;

Цs, Цi- цена условного топлива, используемого соответственно s-м и i-м источниками тепла, руб./т.у.т.

(п. 38.1 в ред. ПриказаФСТ России от 22.12.2009 N 469-э/8)

38.2. Ставка платы за тепловую мощность рассчитывается на едином уровне для всех генерирующих источников тепла (в паре и горячей воде) ПЭ (ЭСО) по формуле:

 

 

 

где:

НВВт- необходимая валовая выручка ПЭ (ЭСО) по отпуску тепловой энергии в паре и горячей воде, тыс. руб.;

Qs,k, Qi- количество тепловой энергии, отпускаемой соответственно s-м источником в паре k-й ступени параметров и i-м источником в горячей воде, тыс. Гкал;

ps,k, pi- соответственно установленные тепловые мощности s-го источника в теплоносителе "пар" k-й ступени параметров и i-го источника в теплоносителе "горячая вода", Гкал/ч;

L, m - количество соответственно ступеней параметров пара на s-м источнике и источников пара у ПЭ (ЭСО);

n, r - количество соответственно источников горячей воды в СЦТ и СЦТ у ПЭ (ЭСО).

К - соотношение суммарной установленной тепловой мощности генерирующих источников ПЭ (ЭСО) и суммарной тепловой нагрузки по совокупности договоров теплоснабжения потребителей тепловой энергии в паре и горячей воде, заключенных ПЭ (ЭСО) на регулируемый период, рассчитываемое по формуле:

 

 

 

где:

Р - суммарная тепловая нагрузка по совокупности договоров теплоснабжения потребителей тепловой энергии в паре и горячей воде, заключенных с ПЭ (ЭСО) на регулируемый период, тыс. Гкал/час.

В решении об установлении тарифов на тепловую энергию (мощность), поставляемую ПЭ (ЭСО) на розничный рынок, указывается величина коэффициента К, которая была принята при расчете тарифов.

(п. 38.2 в ред. ПриказаФСТ России от 22.12.2009 N 469-э/8)

39. Исключен. - ПриказФСТ России от 22.12.2009 N 469-э/8.

40. Предложения по установлению тарифов (цен) на электрическую и тепловую энергию (мощность) включают в себя:

экономическое обоснование общей потребности в финансовых средствах по видам регулируемой деятельности на период регулирования;

виды и объемы продукции в натуральном выражении;

распределение общей финансовой потребности по видам регулируемой деятельности;

расчет средних и дифференцированных тарифов (цен) по видам регулируемой деятельности.

41. Для расчета тарифов (цен) используются следующие материалы:

баланс мощности ПЭ (ЭСО) в годовом совмещенном максимуме графика электрической нагрузки ОЭС (Таблицы П1.1,П1.1.2);

расчет полезного отпуска электрической энергии по ПЭ (ЭСО) (Таблицы П1.2П1.2.2);

расчет полезного отпуска тепловой энергии ЭСО (ПЭ) (Таблица П1.7);

структура полезного отпуска тепловой энергии (Таблица П1.8);

расчет расхода топлива по электростанциям (котельным)(Таблица П1.9);

расчет баланса топлива (Таблица П1.10);

расчет затрат на топливо для выработки электрической и тепловой энергии (Таблица П1.11);

расчет стоимости покупной энергии на технологические цели (Таблица П1.12);

расчет суммы платы за пользование водными объектами предприятиями гидроэнергетики (водный налог) (Таблица П1.14);

смета расходов(Таблица 1.15);

расчет расходов на оплату труда (Таблица П1.16);

расчет амортизационных отчислений на восстановление основных производственных фондов (Таблица П1.17);

калькуляция расходов, связанных с производством и передачей электрической энергии (Таблица П1.18П1.18.1);

калькуляция расходов, связанных с производством и передачей тепловой энергии (Таблица П1.19П1.19.1);

расчет источников финансирования капитальных вложений(Таблица П1.20);

справка о финансировании и освоении капитальных вложений по источникам электроэнергии (производство электроэнергии) (Таблица П1.20.1);

справка о финансировании и освоении капитальных вложений по источникам тепловой энергии (производство тепловой энергии) (Таблица П1.20.2);

расчет балансовой прибыли, принимаемой при установлении тарифов на электрическую и тепловую энергию (Таблицы П1.21П1.21.1,П1.21.2);

расчет экономически обоснованного тарифа продажи ЭСО (ПЭ)(Таблица П1.22);

расчет экономически обоснованного тарифа покупки электроэнергии потребителями (Таблица П1.23);

расчет дифференцированных по времени суток ставок платы за электрическую энергию(Таблица П1.26);

экономически обоснованные тарифы на электрическую энергию (мощность) по группам потребителей(Таблица П1.27);

расчет одноставочных экономически обоснованных тарифов на тепловую энергию по СЦТ (ЭСО) (Таблица П1.28);

расчет ставок платы за тепловую мощность для потребителей пара и горячей воды по СЦТ (ЭСО) (таблица П1.28.1);

расчет дифференцированных ставок за тепловую энергию для потребителей пара различных параметров и горячей воды (по СЦТ)(Таблица П1.28.2);

расчет экономически обоснованных тарифов на тепловую энергию (мощность) по группам потребителей(Таблица П1.28.3);

укрупненная структура тарифа на электрическую энергию для потребителей (Таблица П1.29);

программу производственного развития (план капвложений), согласованную в установленном порядке;

расчет размера выпадающих доходов или дополнительно полученной выгоды в предшествующий период регулирования, выявленных на основании официальной отчетности или по результатам проверки хозяйственной деятельности;

бухгалтерскую и статистическую отчетность на последнюю отчетную дату;

другие дополнительные материалы в соответствии с формой и требованиями, предъявляемыми регулирующим органом.

42. При заполнении таблиц указываются отчетные (ожидаемые) показатели базового периода, определяемые по текущим показателям года, предшествующего расчетному, а также, при необходимости, фактические данные за предыдущий год.

При комплексном теплоснабжении, когда выработка тепловой энергии в отопительных и производственно-отопительных котельных, ее передача, распределение и реализация независимо от вида тепловых нагрузок производится одним юридическим лицом, не относящимся к электроэнергетике, расчеты тарифов на тепловую энергию и платы за ее передачу по решению регионального органа могут осуществляться по упрощенной методике с сокращением объема информационных и обосновывающих материалов и без представления данных раздельного учета расходов на производство, передачу, распределение и реализацию тепловой энергии.

 

VIII. Расчет тарифа на услуги по передаче электрической

энергии по региональным электрическим сетям

 

43. Расчет тарифа на услуги по передаче электрической энергии по региональным электрическим сетям определяется исходя из стоимости работ, выполняемых организацией, эксплуатирующей на правах собственности или на иных законных основаниях электрические сети и/или устройства преобразования электрической энергии, в результате которых обеспечиваются:

передача электрической энергии (мощности) как потребителям, присоединенным к данной сети, так и отпускаемой в электрические сети других организаций (собственников);

поддержание в пределах государственных стандартов качества передаваемой электрической энергии;

содержание в соответствии с техническими требованиями к устройству и эксплуатации собственных электроустановок и электрических сетей, технологического оборудования, зданий и энергетических сооружений, связанных с эксплуатацией электрических сетей.

44. Размер тарифа на услуги по передаче электрической энергии рассчитывается в виде экономически обоснованной ставки, которая в свою очередь дифференцируется по четырем уровням напряжения в точке подключения потребителя (покупателя, другой энергоснабжающей организации) к электрической сети рассматриваемой организации:

на высоком напряжении: (ВН) 110 кВ и выше;

на среднем первом напряжении: (СН1) 35 кВ;

на среднем втором напряжении: (СН11) 20 - 1 кВ;

на низком напряжении: (НН) 0,4 кВ и ниже.

 

КонсультантПлюс: примечание.

О применении пункта 45 см. информационное письмо ФСТ России от 24.03.2006 N ЕЯ-1433/14.

45. При расчете тарифа на услуги по передаче электрической энергии за уровень напряжения принимается значение питающего (высшего) напряжения центра питания (подстанции) независимо от уровня напряжения, на котором подключены электрические сети потребителя (покупателя, ЭСО), при условии, что граница раздела балансовой принадлежности электрических сетей рассматриваемой организации и потребителя (покупателя, ЭСО) устанавливается на: выводах проводов из натяжного зажима портальной оттяжки гирлянды изоляторов воздушных линий (ВЛ), контактах присоединения аппаратных зажимов спусков ВЛ, зажимах выводов силовых трансформаторов со стороны вторичной обмотки, присоединении кабельных наконечников КЛ в ячейках распределительного устройства (РУ), выводах линейных коммутационных аппаратов, проходных изоляторах линейных ячеек, линейных разъединителях.

46. При определении тарифа на услуги по передаче электрической энергии (мощности) по указанным четырем уровням напряжения не учитываются сети потребителей, находящиеся у них на правах собственности или иных законных основаниях при условии, что содержание, эксплуатация и развитие этих сетей производится за счет средств указанных потребителей.

47. Расчетный объем необходимой валовой выручки (НВВсети) сетевой организации, осуществляющей деятельность по передаче электрической энергии по сетям высокого, среднего первого, среднего второго и низкого напряжения, определяется исходя из:

- расходов по осуществлению деятельности по передаче электрической энергии, в том числе: часть общехозяйственных расходов, относимых на деятельность по передаче электрической энергии, а также расходов на оплату услуг по передаче электрической энергии, принимаемой из сети, присоединенной к сети рассматриваемой организации;

- суммы прибыли, отнесенной на передачу электрической энергии.

48. Необходимая валовая выручка НВВсетираспределяется по уровням напряжения по следующим формулам:

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

где:

НВВ - суммарный расчетный объем необходимой валовой выручки, обеспечивающей компенсацию экономически обоснованных расходов (с учетом расходов из прибыли) на осуществление деятельности по передаче электрической энергии;

НВВвн, НВВсн1, НВВсн11и НВВнн- расчетный объем необходимой валовой выручки, обеспечивающей компенсацию экономически обоснованных расходов (с учетом расходов из прибыли) на осуществление деятельности по передаче электрической энергии соответственно по сетям (объектам электросетевого хозяйства) высокого, среднего первого, среднего второго и низкого напряжения;

Авн, Асн1, Асн11, Анн- амортизационные отчисления на полное восстановление основных производственных фондов, по принадлежности к тому или иному уровню напряжения в соответствии с Приложением 2(таблицы 2.1и 2.2). Прочая амортизация в целях определения НВВ для каждого уровня напряжения учитывается в составе прочих (распределяемых) расходов;

ПРНвн, ПРНсн1, ПРНсн11, ПРНнн- прямые расходы из прибыли на производственное развитие (с учетом налога на прибыль), относимые, соответственно, на ВН, СН1, СН11, НН:

- по ВЛЭП и КЛЭП - в соответствии с таблицей 2.1Приложения 2;

- по подстанциям, трансформаторным подстанциям, комплексным трансформаторным подстанциям и распределительным пунктам - пропорционально мощности трансформатора на соответствующем уровне напряжения;

НИвн, НИсн1, НИсн11, НИнн- налог на имущество, база для которого исчисляется в соответствии с принадлежностью такого имущества к тому или иному уровню напряжения в соответствии с Приложением 2 (таблицы 2.1и 2.2). Налог на имущество, рассчитанный от прочей базы в целях определения НВВ для каждого уровня напряжения, учитывается в составе прочих (распределяемых) расходов;

Рп- суммарные прямые расходы сетевой организации, включающие в себя амортизационные отчисления, расходы на производственное развитие и налог на имущество;

- сумма условных единиц по оборудованию всех уровней напряжения, определяется в соответствии с Приложением 2;

Увн, Усн1, Усн11и Унн- суммы условных единиц по оборудованию, отнесенных соответственно к высокому, среднему первому, среднему второму и низкому уровням напряжения, определяемых в соответствии с Приложением 2;

- прочие расходы сетевой организации, относимые на соответствующий уровень напряжения и рассчитываемые по формулам (11.2)(11.5),(11.8)и (11.11).

Объекты электросетевого хозяйства учитываются на соответствующем уровне напряжения согласно условным единицам.

В целях раздельного учета в НВВвнрасходов на содержание объектов электросетевого хозяйства, относимых к единой национальной (общероссийской) электрической сети (ЕНЭС) и не относимых к ЕНЭС, указанные расходы региональным органом рекомендуется распределять в соответствии с Приложением N 3.

Передача электрической энергии из сетей территориальной сетевой организации, расположенной в одном субъекте Российской Федерации, в сеть территориальной сетевой организации, расположенной в другом субъекте Российской Федерации (далее - транзит), учитывается при установлении тарифов на передачу электрической энергии обеих сетевых организаций, если по итогам предыдущего периода регулирования из сетей одной из сетевых организаций (первая сетевая организация) в сеть другой (вторая сетевая организация) была передана электрическая энергия в большем объеме, чем было передано в ее сети. При этом вторая сетевая организация является плательщиком за транзит (организация-плательщик), а первая сетевая организация является получателем за транзит (организация-получатель).

(абзац введенПриказомФСТ России от 28.11.2006 N 318-э/15)

Расходы территориальной сетевой организации-плательщика на оплату транзита включаются в экономически обоснованные расходы, учитываемые при установлении тарифа на услуги по передаче электрической энергии для иных потребителей ее услуг. Доходы от предоставления транзита по сетям сетевой организации-получателя и доходы от услуг по передаче электрической энергии, предоставляемых ею иным потребителям, должны суммарно обеспечивать ее необходимую валовую выручку.

(абзац введенПриказомФСТ России от 28.11.2006 N 318-э/15)

 

КонсультантПлюс: примечание.

Приказом ФСТ России от 21.10.2008 N 209-э/1 пункты 49, 50, 52, 53 исключены. В данной редакции документа пунктами 49, 50, 52 считаются соответственно пункты 5454.154.2 предыдущей редакции данного документа.

Расчет размера платы за указанную услугу производится в соответствии с пунктами 4950,5152и 53настоящих Методических указаний, при этом величина заявленной мощности в отношении транзита определяется исходя из величины сальдированного перетока электроэнергии (мощности) по итогам предыдущего периода регулирования.

(абзац введенПриказомФСТ России от 28.11.2006 N 318-э/15)

Расходы территориальной сетевой организации, связанные с временным осуществлением функций гарантирующего поставщика, не компенсируемые сбытовой надбавкой, подлежат компенсации путем их включения в следующем периоде регулирования в состав тарифов на услуги по передаче электрической энергии (в том числе в состав их предельных уровней), устанавливаемых в отношении потребителей, которые обслуживались в предыдущем периоде регулирования этой организацией, выступавшей в качестве гарантирующего поставщика, пропорционально отпуску электрической энергии указанным потребителям в предыдущем периоде регулирования.

(абзац введенПриказомФСТ России от 30.01.2007 N 14-э/14)

49. Исключен. - ПриказФСТ России от 21.10.2008 N 209-э/1.

49. Расчет тарифов на услуги по передаче электрической энергии осуществляется с учетом необходимости обеспечения равенства тарифов на услуги по передаче электрической энергии для всех потребителей услуг, расположенных на территории соответствующего субъекта Российской Федерации и принадлежащих к одной группе (категории) из числа тех, по которым пунктом 27настоящих Методических указаний предусмотрена дифференциация тарифов на электрическую энергию (мощность).

(в ред. ПриказаФСТ России от 21.10.2008 N 209-э/1)

 

КонсультантПлюс: примечание.

В соответствии с изменениями, внесенными Приказом ФСТ России от 21.10.2008 N 209-э/1, пункты 54.1, 54.2 считаются соответственно пунктами 50, 52.

Расчет единых на территории субъекта Российской Федерации тарифов на услуги по передаче электрической энергии, дифференцированных по уровням напряжения, для потребителей услуг по передаче электрической энергии (кроме сетевых организаций) (далее в данном пункте, а также в пунктах 54.1и 54.2- потребители), независимо от того, к сетям какой сетевой организации они присоединены (далее - единые (котловые) тарифы), производится на основе НВВ, рассчитанной в соответствии с пунктом 47Методических указаний для каждой сетевой организации, расположенной на территории субъекта Российской Федерации. Указанная НВВ дифференцируется по уровням напряжения в соответствии спунктом 48Методических указаний.

Единые (котловые) тарифы на услуги по передаче электрической энергии на территории субъекта Российской Федерации устанавливаются одновременно в двух вариантах:

- двухставочный;

- одноставочный.

(абзац введенПриказомФСТ России от 31.12.2009 N 558-э/1)

Для расчета единых (котловых) тарифов на территории субъекта Российской Федерации на каждом уровне напряжения суммируются НВВ всех сетевых организаций по соответствующему уровню напряжения.

При наличии согласования между высшими должностными лицами субъектов Российской Федерации (руководителями высших исполнительных органов государственной власти субъектов Российской Федерации), ставки единых (котловых) тарифов на услуги по передаче электрической энергии могут устанавливаться органами исполнительной власти субъектов Российской Федерации в области государственного регулирования тарифов в целях обеспечения их равенства для всех потребителей услуг, расположенных на территориях 2 и более субъектов Российской Федерации и принадлежащих к одной группе (категории) из числа тех, по которым законодательством Российской Федерации предусмотрена дифференциация тарифов на электрическую энергию (мощность), в соответствии с настоящими Методическими указаниями.

(абзац введенПриказомФАС России от 29.03.2018 N 401/18)

Для территориальных сетевых организаций, находящихся в пределах технологически изолированных территориальных электроэнергетических систем, единые (котловые) тарифы устанавливаются отдельно.

Индивидуальные тарифы на услуги по передаче электрической энергии, которые территориальные сетевые организации оказывают друг другу, то есть для взаиморасчетов пары сетевых организаций (далее - индивидуальные тарифы), определяются исходя из разности между тарифной выручкой сетевой организации - получателя услуги по передаче электрической энергии, получаемой ею от потребителей электрической энергии на всех уровнях напряжения, и необходимой валовой выручкой (с учетом расходов на оплату нормативных технологических потерь в сетях и средств, получаемых (оплачиваемых) от других сетевых организаций).

(в ред. ПриказаФСТ России от 23.11.2007 N 385-э/1)

Расходы территориальной сетевой организации на оплату предоставляемых ей услуг по передаче электрической энергии прочими сетевыми организациями включаются в экономически обоснованные расходы, учитываемые при установлении тарифа на услуги по передаче электрической энергии электрической энергии для иных потребителей ее услуг, а доходы от предоставления услуги сетевой организации, предоставляющей услугу по передаче электрической энергии, и доходы от услуг по передаче электрической энергии, предоставляемых иным потребителям, должны суммарно обеспечивать необходимую валовую выручку данной организации.

Установление единых (котловых) тарифов, дифференцированных по уровням напряжения, и индивидуальных тарифов осуществляется на основании показателей, представленных в Таблице N П1.30.

(пункт в ред. ПриказаФСТ России от 31.07.2007 N 138-э/6)

50. Исключен. - ПриказФСТ России от 21.10.2008 N 209-э/1.

50. Расчет двухставочных единых (котловых) тарифов предусматривает определение двух ставок:

- единой ставки на содержание электрических сетей соответствующего уровня напряжения в расчете за МВт заявленной мощности потребителя ;

- единой ставки на оплату технологического расхода (потерь) электроэнергии в процессе ее передачи потребителям по сетям соответствующего уровня напряжения, определяемого исходя из сводного прогнозного баланса производства и поставок электрической энергии (мощности) в рамках Единой энергетической системы России по субъектам Российской Федерации, рассчитанного с учетом нормативных технологических потерь, утверждаемых Министерством энергетики Российской Федерации, .

Ставки на содержание электрических сетей на соответствующем уровне напряжения определяются следующим образом:

 

Высокое напряжение 110 кВ и выше

 

 

 

Среднее напряжение первого уровня 35 кВ

 

 

 

Среднее напряжение второго уровня 20 - 1 кВ

 

 

 

Низкое напряжение 0,4 кВ и ниже

 

 

 

где:

- заявленная мощность потребителей, присоединенных к сетевой организации (i, r) на низком уровне напряжения (НН), МВт;

- заявленная мощность потребителей, присоединенных к сетевой организации (i, r) на среднем втором уровне напряжения (СН2), без учета объема мощности опосредованно (через энергетические установки производителя электрической энергии) присоединенных к электрической сети потребителей, в соответствии с пунктом 55настоящих Методических указаний, МВт;

- заявленная мощность потребителей, присоединенных к сетевой организации (i, r) на среднем первом уровне напряжения (СН1), с учетом заявленной мощности опосредованно присоединенных к электрической сети потребителей, не учтенной на среднем втором уровне напряжения при условии, что наивысшее напряжение производителя электроэнергии соответствует среднему первому уровню напряжения, МВт;

- заявленная мощность потребителей, присоединенных к сетевой организации (i, r) на высоком уровне напряжения (ВН), с учетом заявленной мощности опосредованно присоединенных к электрической сети потребителей, не учтенной на среднем втором уровне напряжения при условии, что наивысшее напряжение производителя электроэнергии соответствует высокому уровню напряжения, МВт;

- заявленная мощность потребителей, присоединенных к сетевой организации на уровне напряжения НН, и трансформированная с уровня напряжения СН2, учтенная в сводном прогнозном балансе производства и поставок электрической энергии (мощности), МВт;

- заявленная мощность потребителей, присоединенных к сетевой организации на уровне напряжения НН, и трансформированная с уровня напряжения СН1, учтенная в сводном прогнозном балансе производства и поставок электрической энергии (мощности), МВт;

- заявленная мощность потребителей, трансформированная с уровня напряжения СН1 на уровень напряжения СН2, учтенная в сводном прогнозном балансе производства и поставок электрической энергии (мощности), МВт;

- заявленная мощность потребителей, трансформированная с уровня напряжения ВН на уровень напряжения СН2, учтенная в сводном прогнозном балансе производства и поставок электрической энергии (мощности), МВт;

- заявленная мощность потребителей, трансформированная с уровня напряжения ВН на уровень напряжения СН1, учтенная в сводном прогнозном балансе производства и поставок электрической энергии (мощности), МВт;

НВВвн, НВВсн1, НВВсн2и НВВнн- НВВ на соответствующем уровне напряжения, руб.

Знак означает суммирование по сетевым организациям субъекта Российской Федерации.

Ставки на оплату технологического расхода (потерь) электроэнергии на соответствующем уровне напряжения определяются следующим образом:

 

Высокое напряжение 110 кВ и выше

 

 

 

 

 

Среднее напряжение первого уровня 35 кВ

 

 

 

 

 

 

 

Среднее напряжение второго уровня 20 - 1 кВ

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Низкое напряжение 0,4 кВ и ниже

 

 

 

 

 

 

 

 

 

где:

- плановый отпуск из сети электроэнергии потребителям на ВН, СН1, СН2 и НН, млн. кВт·ч;

- плановая трансформация электроэнергии из сети более высокого уровня напряжения (нижний индекс) в смежную сеть более низкого уровня напряжения (верхний индекс), МВт;

- расходы на оплату потерь в сетях соответствующего уровня напряжения, ВН, СН1, СН2 и НН, тыс. руб.;

- величина технологического расхода (потерь) электроэнергии в сети на ВН, СН1, СН2 и НН, соответственно, млн. кВт·ч;

- часть расходов на оплату потерь электроэнергии в сети более высокого напряжения (нижний индекс), учитываемая при расчете ставки на компенсацию потерь электроэнергии в сети более низкого напряжения (верхний индекс), тыс. руб.

 

 

 

где i = ВН, СН1, СН2 и НН

- тариф покупки потерь электроэнергии, руб./МВт.ч.

Тариф покупки потерь устанавливается регулирующим органом для каждой сетевой организации (s), входящей в состав потребителей 4 группы, отдельно по каждому ГП (g) и рассчитывается следующим образом:

 

 

 

где:

- ставка средневзвешенной стоимости единицы электрической энергии за 1 МВт·ч, определенная в соответствии с пунктом 63.1настоящих Методических указаний;

- ставка средневзвешенной стоимости единицы электрической расчетной мощности, определенная в соответствии с пунктом 63.1настоящих Методических указаний;

- потери электрической энергии в сети (s), учтенные в сводном прогнозном балансе производства и поставок электрической энергии (мощности) (МВт·ч);

- потери электрической мощности в сети (s), учтенные в сводном прогнозном балансе производства и поставок электрической энергии (мощности) (с учетом покупки резервной мощности с ОРЭМ, учтенной в сводном прогнозном балансе производства и поставок электрической энергии (мощности)) (МВт·ч);

Тусл- сбытовая надбавка и услуги, оказание которых является неотъемлемой частью процесса снабжения электрической энергией потребителей и размер платы за которые в соответствии с законодательствомРоссийской Федерации подлежит государственному регулированию (руб./МВт·ч);

В случае если какая-либо сетевая организация не представила необходимых данных для целей формирования тарифов на услуги по передаче электрической энергии, то единый (котловой) тариф рассчитывается исходя из данных, использованных для установления тарифов на услуги по передаче электрической энергии на текущий период регулирования.

(п. 50 в ред. ПриказаФСТ России от 31.12.2009 N 558-э/1)

51. Для потребителей, рассчитывающихся по одноставочному котловому тарифу, указанный тариф на услуги по передаче электрической энергии определяется следующим образом:

 

 

 

 

 

 

 

 

(п. 51 в ред. ПриказаФСТ России от 31.12.2009 N 558-э/1)

52. Исключен. - ПриказФСТ России от 21.10.2008 N 209-э/1.

52. Индивидуальные тарифы на услуги по передаче электрической энергии устанавливаются одновременно в двух вариантах:

- двухставочный;

- одноставочный.

(в ред. ПриказаФСТ России от 31.12.2009 N 558-э/1)

Расчет двухставочного индивидуального тарифа предусматривает определение двух ставок:

(в ред. ПриказаФСТ России от 31.12.2009 N 558-э/1)

- ставки на содержание электрических сетей в расчете на МВА (МВт) суммарной присоединенной (заявленной) мощности без разбивки по напряжениям ТСсод;

- ставки на оплату технологического расхода (потерь) электрической энергии на ее передачу в расчете на МВт·ч без разбивки по напряжениям ТСпот.

Базой для расчета ставки индивидуальных тарифов на содержание электрических сетей является присоединенная (заявленная) мощность сетевой организации.

Базой для расчета ставки индивидуальных тарифов на оплату технологического расхода (потерь) электрической энергии является плановый сальдированный переток электроэнергии между сетевыми организациями. Оплата услуг осуществляется за фактический объем сальдированного перетока.

Избыток/недостаток средств, относимый на содержание электрических сетей Рсоди на потери электроэнергии Рпот, который должна получить сетевая организация, рассчитывается следующим образом:

 

 

 

 

 

В случае, если сетевая организация по заключенным договорам получает плату от нескольких сетевых организаций, ее избыток/недостаток должен учитывать совокупные платежи от всех таких организаций.

При этом НВВ любой сетевой организации региона должна суммарно обеспечиваться за счет платежей от потребителей, а также от сетевых организаций.

Ставка на содержание электрических сетей ТСсод, установленная для сетевой организации - получателя платы, по которой сетевая организация - плательщик рассчитывается с сетевой организацией - получателем платы, определяется следующим образом:

 

 

где:

N - суммарная величина присоединенной (заявленной) мощности на всех уровнях напряжения для точек присоединения сетевой МВА (МВт).

Ставка на оплату технологического расхода (потерь) электрической энергии ТСпот, установленная для сетевой организации - получателя платы, по которой сетевая организация - плательщик рассчитывается с организацией - получателем платы, определяется следующим образом:

 

 

где:

Эперет- суммарный сальдированный переток электроэнергии из сети сетевой организации - получателя платежа в сеть сетевой организации-плательщика во всех точках присоединения на всех уровнях напряжения, МВт·ч.

При поступлении платежей потребителей по заключенным договорам только в одну сетевую организацию, индивидуальные тарифы определяются по формулам (15.23)и (15.24), с учетом того, что Рсоди Рпотрассчитываются следующим образом:

(в ред. ПриказаФСТ России от 31.12.2009 N 558-э/1)

 

 

 

 

 

Расчет одноставочного индивидуального тарифа производится следующим образом:

 

 

 

Nз(п)- суммарная величина присоединенной (заявленной) мощности на всех уровнях напряжения для точек присоединения сетевой МВА (МВт).

(абзац введенПриказомФСТ России от 31.12.2009 N 558-э/1)

(пункт введенПриказомФСТ России от 31.07.2007 N 138-э/6)

53. Исключен. - ПриказФСТ России от 21.10.2008 N 209-э/1.

 

КонсультантПлюс: примечание.

В соответствии с изменениями, внесенными Приказом ФСТ России от 21.10.2008 N 209-э/1, пункты 54, 54.1, 54.2 считаются пунктами 49, 50, 52 соответственно, пункт 51 изложен в новой редакции, пункт 53 исключен. Таким образом, нарушена очередность нумерации пунктов: пункт 54 отсутствует.

55. Для потребителей электрической энергии, энергопринимающие устройства которых присоединены к электрическим сетям сетевой организации через энергетические установки производителя электрической энергии, регулирующий орган устанавливает тарифы с учетом следующих особенностей оплаты услуг по передаче электрической энергии:

(в ред. ПриказаФСТ России от 31.12.2009 N 558-э/1)

в случае если все энергопринимающие устройства потребителя присоединены к электрическим сетям сетевой организации через энергетические установки производителя электрической энергии и потребитель получает от данного производителя весь объем потребляемой электрической энергии, потребитель оплачивает услуги по передаче электрической энергии по установленной ставке тарифа на содержание электрических сетей для уровня напряжения, на котором производитель присоединен к электрическим сетям сетевой организации по напряжению станции наиболее высокого уровня;

(в ред. ПриказаФСТ России от 31.12.2009 N 558-э/1)

в случае, если часть энергопринимающих устройств потребителя присоединена к электрическим сетям сетевой организации через энергетические установки производителя электрической энергии, а часть - непосредственно, величина заявленной мощности потребителя указывается отдельно для непосредственных присоединений и присоединений к электрическим сетям сетевой организации через энергетические установки производителя электрической энергии. При этом потребитель оплачивает услуги по передаче электрической энергии:

при присоединении к электрическим сетям сетевой организации через энергетические установки производителя электрической энергии - за заявленную мощность энергоустановок, присоединенных к электрическим сетям сетевой организации через энергетические установки производителя электрической энергии, аналогично положениям абзаца второгонастоящего пункта;

при непосредственном присоединении - по установленному тарифу на услуги по передаче электрической энергии для уровня напряжения, на котором энергопринимающие устройства потребителя непосредственно присоединены к электрическим сетям сетевой организации (с учетом пункта 45Методических указаний). При этом оплата производится по ставке тарифа на содержание электрических сетей - за заявленную мощность энергоустановок, непосредственно присоединенных к электрическим сетям, а по ставке тарифа на оплату технологического расхода (потерь) электрической энергии - за объем электрической энергии, получаемой потребителем из электрической сети.

Для потребителей на территории субъекта Российской Федерации, энергопринимающие устройства которых присоединены в порядке, предусмотренном вторыми четвертым абзацемнастоящего пункта к электрическим сетям сетевой организации и объем электроэнергии (мощности) которых, отпущенный таким потребителям с энергетических установок производителя электрической энергии, в 2007 г. не учитывался органами исполнительной власти субъектов Российской Федерации в области государственного регулирования тарифов при расчете тарифа на оказание услуг по передаче, устанавливается переходный период по оплате услуг по передаче.

(абзац введенПриказомФСТ России от 23.11.2007 N 385-э/1)

Оплата за услуги по передаче по ставке тарифа на содержание производится такими потребителями с коэффициентом, применяемым к объему заявленной мощности, не учтенному при расчетах в 2007 г.,

(абзац введенПриказомФСТ России от 23.11.2007 N 385-э/1)

в 2008 г. - 0,25;

(абзац введенПриказомФСТ России от 23.11.2007 N 385-э/1)

в 2009 г. - 0,5;

(абзац введенПриказомФСТ России от 23.11.2007 N 385-э/1)

в 2010 г. - 0,75;

(абзац введенПриказомФСТ России от 23.11.2007 N 385-э/1)

с 2011 г. - 1,0.

(абзац введенПриказомФСТ России от 23.11.2007 N 385-э/1)

Данные особенности поэтапного перехода к полной оплате услуг по передаче должны учитываться органами исполнительной власти субъектов Российской Федерации в области государственного регулирования тарифов при расчете и установлении соответствующих тарифов.

(абзац введенПриказомФСТ России от 23.11.2007 N 385-э/1)

(п. 55 в ред. ПриказаФСТ России от 31.07.2007 N 138-э/6)

55.1. Утратил силу. - ПриказФСТ России от 14.04.2014 N 625-э.

56. Исключен. - ПриказФСТ России от 28.11.2006 N 318-э/15.

57. Для расчета тарифов (цен) используются следующие материалы:

расчет технологического расхода электрической энергии (потерь) в электрических сетях ЭСО (региональные электрические сети) (Таблица П1.3);

баланс электрической энергии по сетям ВН, СН1, СН1 и НН (Таблица П1.4);

электрическая мощность по диапазонам напряжения ЭСО(Таблица П1.5);

структура полезного отпуска электрической энергии (мощности) по группам потребителей ЭСО (Таблица П1.6);

расчет суммы платы на услуги по организации функционирования и развитию ЕЭС России, оперативно-диспетчерскому управлению в электроэнергетике, организации функционирования торговой системы оптового рынка электрической энергии (мощности), передаче электрической энергии по единой национальной (общероссийской) электрической сети(Таблица П1.13);

смета расходов(Таблица П1.15);

расчет расходов на оплату труда (Таблица П1.16);

расчет амортизационных отчислений на восстановление основных производственных фондов (Таблица П1.17);

расчет среднегодовой стоимости основных производственных фондов по линиям электропередачи и подстанциям (Таблица П1.17.1);

калькуляция расходов, связанных с передачей электрической энергии (Таблица П1.18.2);

расчет источников финансирования капитальных вложений(Таблица П1.20);

справка о финансировании и освоении капитальных вложений в электросетевое строительство (передача электроэнергии) (Таблица П1.20.3);

расчет балансовой прибыли, принимаемой при установлении тарифов на передачу электрической энергии (Таблица П1.21.3);

расчет платы за услуги по содержанию электрических сетей (Таблица П1.24);

расчет ставки по оплате технологического расхода (потерь) электрической энергии на ее передачу по сетям (Таблица П1.25);

экономически обоснованные тарифы на электрическую энергию (мощность) по группам потребителей(Таблица П1.27);

расчет условных единиц для распределения общей необходимой валовой выручки на содержание электрических сетей по уровням напряжения (Приложение 2);

бухгалтерская и статистическая отчетность на последнюю отчетную дату.

 

IX. Расчет размера платы за услуги

по передаче тепловой энергии в системах

централизованного теплоснабжения

 

58. Расчет платы за услуги по передаче тепловой энергии по тепловым сетям определяется из следующих видов расходов:

расходы на эксплуатацию тепловых сетей;

расходы на оплату тепловой энергии, израсходованной на передачу тепловой энергии по тепловым сетям (технологический расход (потери) тепловой энергии в сетях).

Расходы на эксплуатацию тепловых сетей должны обеспечивать:

- содержание в соответствии с технологическими нормами, требованиями и правилами тепловых сетей и сооружений на них, устройств защиты и автоматики, а также зданий и сооружений, предназначенных для эксплуатации тепловых сетей;

- уровень надежности теплоснабжения каждого потребителя в соответствии с проектной категорией надежности;

- поддержание качества передаваемых тепловой энергии и теплоносителей в пределах, устанавливаемых в договорах и обязательных к применению правилах, утвержденных в установленном порядке;

- поддержание в состоянии эксплуатационной готовности тепловых сетей, а также оборудования, зданий и сооружений, связанных с эксплуатацией тепловых сетей.

59. Расчет платы за услуги по передаче тепловой энергии Тперед iв виде тарифа на передачу по тепловым сетям единицы тепловой мощности производится по формуле:

 

 

(в ред. ПриказаФСТ России от 22.12.2009 N 469-э/8)

 

где:

Тперед i- плата за услуги по передаче тепловой энергии (руб./Гкал/час в мес.);

- необходимая валовая выручка теплосетевой организации на регулируемый период по оказанию услуг по передаче тепловой энергии в паре или в горячей воде, тыс. руб.;

Р - суммарная тепловая нагрузка по совокупности договоров теплоснабжения потребителей тепловой энергии в паре или горячей воде, заключенных с энергоснабжающей организацией на регулируемый период, тыс. Гкал/час;

(в ред. ПриказаФСТ России от 22.12.2009 N 469-э/8)

М - продолжительность периода регулирования, мес.

В случае если в рамках одной СЦТ для ПЭ (ЭСО) устанавливаются одноставочные тарифы на тепловую энергию (мощность), то размер платы за услуги по передаче тепловой энергии по решению регулирующего органа на основании предложения регулируемой организации рассчитывается в виде тарифа на передачу по тепловым сетям единицы тепловой энергии по следующей формуле:

(абзац введенПриказомФСТ России от 22.12.2009 N 469-э/8)

 

 

(абзац введенПриказомФСТ России от 22.12.2009 N 469-э/8)

 

где:

(абзац введенПриказомФСТ России от 22.12.2009 N 469-э/8)

- плата за услуги по передаче тепловой энергии, руб./Гкал;

(абзац введенПриказомФСТ России от 22.12.2009 N 469-э/8)

Qотп сети- плановый объем тепловой энергии, отпускаемой из сети в паре или горячей воде, тыс. Гкал.

(абзац введенПриказомФСТ России от 22.12.2009 N 469-э/8)

 

КонсультантПлюс: примечание.

По вопросу, касающемуся организации расчетов за химочищенную воду, см. Информационное письмо ФСТ России от 31.08.2007 N СН-5083/12 и письмо ФСТ России от 16.09.2009 N НБ-6515/5.

60. Расчет тарифов на тепловую энергию для потребителей по настоящим Методическим указаниям основывается на полном возврате теплоносителей в тепловую сеть и (или) на источник тепла.

Стоимость используемой на источниках тепла исходной воды для обеспечения технологического процесса относится к стоимости сырья, основных и вспомогательных материалов, используемых при производстве тепловой энергии.

Расходы теплоснабжающей организации на приобретение воды принимаются по ценам ее покупки и расходам на химическую очистку воды по указанным в договорах ценам.

61. При расчете величины платы за услуги по передаче тепловой энергии по паровым и водяным тепловым сетям НВВ регулируемой организации, осуществляющей деятельность по передаче тепловой энергии в паре и в горячей воде, распределяется между тепловыми и паровыми сетями.

61.1. Прямые расходы на развитие и содержание паровых и водяных тепловых сетей учитываются раздельно. Общехозяйственные расходы и прибыль регулируемой организации распределяются между СЦТ пропорционально прямым расходам. При невозможности отнесения какой-либо составляющей прямых расходов (материальные расходы, оплата труда, отчисления в ремонтный фонд, прочие прямые расходы) по видам услуг по передаче тепловой энергии (пар, горячая вода) по прямому признаку расчет указанных расходов производится пропорционально условным единицам тепловых сетей или в соответствии с учетной политикой, принятой в регулируемой организации.

61.2. В составе материальных расходов учитываются расходы на приобретение воды, электрической и тепловой энергии, расходуемых на технологические цели, включая расходы на компенсацию следующих нормативных технологически необходимых затрат и технически неизбежных потерь ресурсов:

тепловые потери через изоляцию трубопроводов тепловых сетей и с потерями теплоносителей;

потери (в том числе с утечками) теплоносителей (пар, конденсат, горячая вода) - без тепловой энергии, содержащейся в каждом из них;

затраты электроэнергии на привод насосов (подкачивающих, смесительных, циркуляционных, дренажных и т.п.), а также другого оборудования, обеспечивающего технологический процесс передачи и распределения тепловой энергии.

61.3. Расходы на компенсацию указанных в подпункте 61.2настоящих Методических указаний потерь и затрат ресурсов определяются по действующим тарифам и ценам на каждый из видов ресурсов, получаемых по договорам с поставщиками (производителями), или по расходам на их производство в тех случаях, когда ЭСО, наряду с оказанием услуг по передаче тепловой энергии и теплоносителя, осуществляет производство данных ресурсов с последующим их потреблением в процессе передачи тепловой энергии.

В случае приобретения тепловой энергии (мощности) с целью компенсации потерь по двухставочным тарифам, расходы на компенсацию потерь, учитываемые в тарифе на услуги по передаче тепловой энергии по тепловым сетям, определяются с учетом стоимости использования мощности, величина которой определяется одним из следующих способов:

(абзац введенПриказомФСТ России от 22.12.2009 N 469-э/8)

- в виде величины нормативного технологического расхода (потерь) тепловой энергии, деленной на число часов в периоде регулирования;

(абзац введенПриказомФСТ России от 22.12.2009 N 469-э/8)

- равной договорной величине тепловой нагрузки, соответствующей договорному объему тепловой энергии, приобретаемой с целью компенсации потерь.

(абзац введенПриказомФСТ России от 22.12.2009 N 469-э/8)

Выбор способа определения величины используемой мощности, соответствующей нормативному технологическому расходу (потерям) тепловой энергии, осуществляется регулирующим органом на основании предложения организации, осуществляющей регулируемую деятельность по передаче тепловой энергии по тепловым сетям.

(абзац введенПриказомФСТ России от 22.12.2009 N 469-э/8)

62. Для расчета тарифов (цен) на услуги по передаче тепловой энергии используются следующие материалы:

(в ред. ПриказаФСТ России от 22.12.2009 N 469-э/8)

- расчет полезного отпуска тепловой энергии (Таблица П1.7);

(абзац введенПриказомФСТ России от 22.12.2009 N 469-э/8)

- структура полезного отпуска тепловой энергии (мощности)(Таблица П1.8);

(в ред. ПриказаФСТ России от 22.12.2009 N 469-э/8)

- смета расходов(Таблица П1.15);

- расчет расходов на оплату труда (Таблица П1.16);

- расчет амортизационных отчислений на восстановление основных производственных фондов (Таблица П1.17);

- калькуляция расходов по передаче тепловой энергии(Таблица П1.19.2);

- расчет источников финансирования капитальных вложений(Таблица П1.20);

- справка о финансировании и освоении капитальных вложений в теплосетевое строительство (передача теплоэнергии) (Таблица П1.20.4);

- расчет балансовой прибыли, принимаемой при установлении тарифов на передачу тепловой энергии(Таблица П1.21.4);

- расчет платы за услуги по передаче тепловой энергии(Таблица П1.24.1);

- бухгалтерская и статистическая отчетность на последнюю отчетную дату.

 

X. Расчет тарифов по группам потребителей электрической

и тепловой энергии на потребительском рынке

 

63. Процедура расчета тарифов на электрическую энергию предусматривает двухставочные тарифы (на принципах раздельного учета затрат между электрической энергией и мощностью) в качестве базы для расчета тарифов на электроэнергию для всех групп потребителей (как для потребителей, применяющих двухставочные тарифы, так и для потребителей, применяющих одноставочные и зонные тарифы).

При этом при расчетах за покупную электрическую энергию по двухставочным тарифам в расчет условно-постоянных расходов энергоснабжающей организации включаются расходы на покупку мощности (по ставке тарифа за мощность) и в расчет переменных составляющих расходов включаются расходы на покупку энергии (по ставке тарифа на электрическую энергию).

63.1. Двухставочный тариф для конечных потребителей представляет собой сумму следующих слагаемых:

средневзвешенная стоимость единицы электрической энергии и расчетной мощности, состоящая из двух ставок;

стоимость услуг по передаче единицы электрической энергии (мощности) - единый (котловой) тариф, который дифференцируется по уровням напряжения, определяемый в соответствии с п. 50настоящих Методических указаний;

сбытовая надбавка гарантирующего поставщика;

услуги, оказание которых является неотъемлемой частью процесса снабжения электрической энергией потребителей и размер платы за которые в соответствии с законодательствомРоссийской Федерации подлежит государственному регулированию.

Средневзвешенная стоимость единицы электрической энергии и расчетной мощности определяется отдельно для каждого ГП (ЭСО, ЭСК) в виде следующих 2 ставок:

- Ставка средневзвешенной стоимости единицы электрической энергии (за 1 МВт·ч):

 

 

 

где:

- индикативная цена на электрическую энергию для i-го региона j-й ценовой зоны (руб./МВт·ч);

Эопт- объем электроэнергии, покупаемый ГП (ЭСО, ЭСК) на оптовом рынке электрической энергии, учтенный в сводном прогнозном балансе производства и поставок электрической энергии (мощности) (МВт·ч);

- объем электроэнергии, покупаемый ГП (ЭСО, ЭСК) на розничном рынке электрической энергии у n-го поставщика (производитель, другой гарантирующий поставщик, энергосбытовая организация и т.д.), учтенный в сводном прогнозном балансе производства и поставок электрической энергии (мощности) (МВт·ч);

- ставка на электрическую энергию, для n-го поставщика розничного рынка электрической энергии (руб./МВт·ч);

Эпр- объем электрической энергии, приобретаемой на оптовом и розничном рынках ГП (ЭСО, ЭСК), для продажи потребителям розничного рынка (в т.ч. сетевым организациям), учтенный в сводном прогнозном балансе производства и поставок электрической энергии (мощности) (МВт·ч).

- Ставка средневзвешенной стоимости единицы электрической расчетной мощности:

 

 

 

где:

- индикативная цена на электрическую мощность для i-го региона j-й ценовой зоны (руб./МВт·мес.);

Nопт- объем электрической мощности, покупаемый ГП (ЭСО, ЭСК) на оптовом рынке (с учетом покупки резервной мощности с ОРЭМ), учтенный в сводном прогнозном балансе производства и поставок электрической энергии (мощности) (МВт·мес.);

- ставка на электрическую мощность, для n-го поставщика розничного рынка электрической энергии (руб./МВт·мес.);

- объем электрической мощности, покупаемый ГП (ЭСО, ЭСК) на розничном рынке у n-го, r-го поставщика, учтенный в сводном прогнозном балансе производства и поставок электрической энергии (мощности) (МВт·мес.);

- объем расчетной электрической мощности, определяемый как среднеарифметическое (за год) месячных объемов электрической мощности, учтенный в сводном прогнозном балансе производства и поставок электрической энергии (мощности) (МВт·мес.).

(п. 63.1 введенПриказомФСТ России от 31.12.2009 N 558-э/1)

64. Одноставочный тариф для конечных потребителей представляет собой сумму следующих слагаемых:

средневзвешенная стоимость единицы электрической энергии (мощности), состоящая из одной ставки:

(в ред. ПриказаФСТ России от 26.12.2011 N 823-э)

- до первого апреля 2012 года дифференцированной в зависимости от числа часов использования потребителями электрической мощности;

(в ред. ПриказаФСТ России от 26.12.2011 N 823-э)

- с первого апреля 2012 года не дифференцированной в зависимости от числа часов использования потребителями электрической мощности;

(в ред. ПриказаФСТ России от 26.12.2011 N 823-э)

стоимость услуг по передаче единицы электрической энергии (мощности) - единый (котловой) тариф, который дифференцируется по уровням напряжения, определяемый в соответствии с п. 51настоящих Методических указаний, но не дифференцируются в зависимости от режима использования потребителями электрической мощности;

сбытовая надбавка гарантирующего поставщика;

услуги, оказание которых является неотъемлемой частью процесса снабжения электрической энергией потребителей и размер платы за которые в соответствии с законодательствомРоссийской Федерации подлежит государственному регулированию.

Средневзвешенная стоимость единицы электрической энергии и мощности, применяемая при расчете одноставочного тарифа на электрическую энергию, определяется отдельно для каждого ГП (ЭСО, ЭСК) в виде ставок за электрическую энергию (мощность), дифференцированных в зависимости от числа часов использования потребителями электрической мощности, и определяется по следующей формуле:

 

 

 

где:

hmax j- годовое число часов использования расчетной мощности;

- ставка средневзвешенной стоимости единицы электрической энергии за 1 кВт·час;

- ставка за 1 кВт средневзвешенной стоимости единицы электрической расчетной мощности;

 

Диапазоны

hmax j

от 7001 часов и выше

- 7500;

от 6501 до 7000 часов

- 6750;

от 6001 до 6500 часов

- 6250;

от 5501 до 6000 часов

- 5750;

менее 5500 часов

- 5250.

 

Орган исполнительной власти субъектов Российской Федерации в области государственного регулирования устанавливает нижнюю границу дифференциации тарифов в диапазоне менее 5500 часов, с шагом 500 часов, при этом hmax jпринимается равным среднему значению часов из соответствующего диапазона.

С первого апреля 2012 года средневзвешенная стоимость единицы электрической энергии (мощности), применяемая при расчете одноставочного тарифа на электрическую энергию, рассчитывается отдельно для каждого ГП (ЭСО, ЭСК), определяется по следующей формуле:

(абзац введенПриказомФСТ России от 26.12.2011 N 823-э)

 

 

(абзац введенПриказомФСТ России от 26.12.2011 N 823-э)

 

где:

(абзац введенПриказомФСТ России от 26.12.2011 N 823-э)

- ставка средневзвешенной стоимости единицы электрической энергии за 1 кВт·час;

(абзац введенПриказомФСТ России от 26.12.2011 N 823-э)

- ставка за 1 кВт средневзвешенной стоимости единицы электрической расчетной мощности;

(абзац введенПриказомФСТ России от 26.12.2011 N 823-э)

Эпр- объем электрической энергии, приобретаемой на оптовом и розничном рынках ГП (ЭСО, ЭСК), для продажи потребителям розничного рынка (в т.ч. сетевым организациям), учтенный в сводном прогнозном балансе производства и поставок электрической энергии (мощности), (МВт.ч);

(абзац введенПриказомФСТ России от 26.12.2011 N 823-э)

- объем расчетной электрической мощности, определяемый как среднеарифметическое (за год) месячных объемов электрической мощности, учтенный в сводном прогнозном балансе производства и поставок электрической энергии (мощности) (МВт.мес.).

(абзац введенПриказомФСТ России от 26.12.2011 N 823-э)

(п. 64 в ред. ПриказаФСТ России от 31.12.2009 N 558-э/1)

65. Расчет тарифов (цены) на электрическую энергию (мощность), поставляемую ПЭ потребителям, производится раздельно для потребителей группы 1 и потребителей групп 2 и 3.

 

КонсультантПлюс: примечание.

Приказом ФСТ России от 31.12.2009 N 558-э/1 по тексту пункта 66 слова "заявленная мощность" заменяются словами "расчетная мощность (учтенная в сводном прогнозном балансе производства и поставок электрической энергии (мощности)".

66. Тарифы (цены) на электрическую энергию (мощность) для потребителей группы 1 определяются, исходя из средневзвешенных цен (тарифов) на базовые части полезного отпуска и заявленной мощности и оставшуюся их часть в следующей последовательности.

 

КонсультантПлюс: примечание.

Приказом ФСТ России от 31.12.2009 N 558-э/1 по тексту пункта 66 слова "заявленная мощность" заменяются словами "расчетная мощность (учтенная в сводном прогнозном балансе производства и поставок электрической энергии (мощности)".

Определяется доля полезного отпуска электрической энергии (заявленной мощности) потребителей 1 группы в полезном отпуске всем потребителям ЭСО (заявленной мощности всех потребителей ЭСО) по формулам:

 

 

 

 

(в ред. ПриказаФСТ России от 31.12.2009 N 558-э/1)

 

где:

Эпол1, ЭполЭСО- полезный отпуск электрической энергии соответственно потребителям группы 1 и всем потребителям ЭСО (группы 1 - 3).

Nрасч1, NрасчЭСО- расчетная мощность (учтенная в сводном прогнозном балансе производства и поставок электрической энергии (мощности) соответственно потребителей группы 1 и всех потребителей ЭСО (группы 1 - 3).

(в ред. ПриказаФСТ России от 31.12.2009 N 558-э/1)

 

КонсультантПлюс: примечание.

Приказом ФСТ России от 31.12.2009 N 558-э/1 по тексту пункта 66 слова "заявленная мощность" заменяются словами "расчетная мощность (учтенная в сводном прогнозном балансе производства и поставок электрической энергии (мощности)".

Определяется базовая часть полезного отпуска электрической энергии Эбаз1и заявленной мощности Nбаз1потребителям группы 1 по формулам:

 

Эбаз1= К1x Эпол1(18)

 

Nбаз1= К2x Nрасч1, (19)

(в ред. ПриказаФСТ России от 31.12.2009 N 558-э/1)

 

где:

Nрасч1- суммарная расчетная мощность (учтенная в сводном прогнозном балансе производства и поставок электрической энергии (мощности) потребителей группы 1.

(в ред. ПриказаФСТ России от 31.12.2009 N 558-э/1)

Базовая часть тарифов на электрическую энергию и мощность рассчитываются по тарифным ставкам за электрическую энергию и мощность того из s-х ПЭ, заключивших с СЭО договора купли-продажи (поставки) электрической энергии (мощности), который имеет наименьший одноставочный тариф на электрическую энергию, по формулам:

 

 

 

где:

sm - индекс, фиксирующий из s-х ПЭ того ПЭ, который имеет минимальный одноставочный тариф продажи электроэнергии;

и - необходимые sm-му ПЭ валовые выручки соответственно за электрическую энергию и мощность, определяемые в соответствии с главой VIIнастоящих Методических указаний;

Эотпsm, Nотпsm- объемы соответственно полезного отпуска электрической энергии и мощности от sm-го ПЭ (согласно главе VIIнастоящих Методических указаний), определяемые на основании плановых балансов электрической энергии (мощности) ЭСО, утвержденных в установленном порядке.

Оставшиеся части тарифов (цен) на электрическую энергиюи мощность , вырабатываемые всеми s-ми ПЭ и отпускаемые потребителям группы 1, определяются по формулам:

 

 

 

 

(в ред. ПриказаФСТ России от 23.11.2004 N 193-э/11)

 

 

 

 

 

 

 

 

(в ред. ПриказаФСТ России от 23.11.2004 N 193-э/11)

 

где:

и - суммарные по всем s-м ПЭ необходимые валовые выручки, отнесенные соответственно на электрическую энергию и мощность;

Эотпбаз1и Nотпбаз1- соответственно базовая часть полезного отпуска электрической энергии и мощности от sm-го ПЭ для потребителей группы 1;

Эбаз1вни Эбаз1сн1- базовая часть полезного отпуска электрической энергии от sm-го ПЭ потребителям группы 1 соответственно на высоком и среднем первом уровнях напряжения;

 

КонсультантПлюс: примечание.

Приказом ФСТ России от 31.12.2009 N 558-э/1 по тексту пункта 66 слова "заявленная мощность" заменяются словами "расчетная мощность (учтенная в сводном прогнозном балансе производства и поставок электрической энергии (мощности)".

Nбаз1вни Nбаз1сн1- базовая часть заявленной мощности, отпускаемой от sm-го ПЭ потребителям группы 1 соответственно на высоком и среднем первом уровнях напряжения;

и - тарифные выручки, получаемые sm-м ПЭ от потребителей групп 1 соответственно за полезный отпуск им электрической энергии в размере Эбаз1и мощности в размере Nбаз1;

Эотпsи Nотпs- соответственно, полезный отпуск электрической энергии и мощности от s-го ПЭ потребителям.

(в ред. ПриказаФСТ России от 23.11.2004 N 193-э/11)

Средневзвешенные тарифы (цены) на электрическую энергиюи мощность для потребителей группы 1 определяются по формулам:

 

 

 

Тарифные выручки, полученные всеми s-ми ПЭ от потребителей группы 1 за отпуск электрической энергиии мощности определяются по формулам:

 

 

 

 

Средние тарифы (цены) на электрическую энергию и , отпускаемые потребителям групп 2 - 3, определяются по формулам:

 

 

 

где Эотп1и Nотп1- соответственно отпуск электрической энергии и мощности от s-х ПЭ для потребителей группы 1, рассчитываемые по формулам:

 

 

 

(в ред. ПриказаФСТ России от 31.12.2009 N 558-э/1)

 

где:

Эпол1вни Эпол1сн- полезный отпуск электрической энергии потребителям группы 1 соответственно на высоком и среднем уровнях напряжения.

Тарифные выручки, полученные всеми s-ми ПЭ от потребителей групп 2 и 3 за отпуск электрической энергии и мощности , определяются по формулам:

 

 

 

 

Если отпуск электрической энергии от sm-го ПЭ больше базовой части отпуска электроэнергии для потребителей группы 1, то тарифы на электрическую энергию и мощность для потребителей групп 1, 2 и 3 определяются по формулам (28),(29)и (32),(33).

В противном случае аналогичные расчеты повторяются в указанной выше последовательности, где за sm-го ПЭ принимают ПЭ с наименьшим после рассмотренного выше (см. формулы (20)и (21)) одноставочным тарифом на электрическую энергию.

67. Исключен. - ПриказФСТ России от 31.12.2009 N 558-э/1.

68. С учетом расходов на производство и передачу электрической энергии j-й потребитель оплачивает ставку (тариф) на заявленную мощностьи ставку (тариф) за полезный отпуск электроэнергии .

Ставки (тарифы) и j-го потребителя, относящегося к группе 1, определяются по формулам:

 

 

 

 

 

Ставка (тарифы) и j-го потребителя, относящегося к группам 2 и 3, определяются по формулам:

 

 

 

 

 

69. Определение расчетной мощности потребителей (исходя из заявленного объема электрической энергии), оплачивающих электроэнергию по одноставочным тарифам, осуществляется ЭСО и производится в следующей последовательности:

а) по каждой группе потребителей определяется состав представительной выборки. По каждому потребителю, вошедшему в выборку, рассматривается следующая информация:

- наименование предприятия (организации);

- вид выпускаемой продукции (для промышленных предприятий);

- коэффициент сменности (для промышленных предприятий);

- основные направления использования электроэнергии;

- суточный график электрической нагрузки в день годового максимума совмещенного графика нагрузки ОЭС (если суточный график по какой-либо тарифной группе отсутствуют, то организуется выборочные замеры нагрузки в часы утреннего и вечернего максимумов нагрузки ОЭС);

- годовой объем электропотребления;

б) по каждому потребителю в указанном суточном графике определяется нагрузка в отчетные часы утреннего и вечернего пика (максимума) ОЭС. В дальнейших расчетах используется один (утренний или вечерний) наибольший суммарный совмещенный максимум нагрузки рассматриваемой группы потребителей;

в) посредством деления суммарного годового электропотребления всех абонентов, вошедших в выборку, на их совмещенный максимум нагрузки определяется среднегодовое число часов использования максимума нагрузки рассматриваемой группы потребителей.

70. Исключен. - ПриказФСТ России от 31.12.2009 N 558-э/1.

71. Для потребителей, оплачивающих электрическую энергию по одноставочному тарифу, дифференцированному по зонам (часам) суток, средневзвешенная стоимость единицы электрической энергии и мощности определяется отдельно для каждого ГП (ЭСО, ЭСК) и дифференцируется по соответствующим зонам (часам) суток.

Интервалы тарифных зон суток по энергозонам (ОЭС) России и субъектам Российской Федерации устанавливаются Службой на основании запрашиваемой в ОАО "СО ЕЭС" информации.

Органы исполнительной власти субъектов Российской Федерации в области государственного регулирования тарифов утверждают дифференцированные по зонам суток тарифы одновременно по трем и двум зонам суток для каждой группы потребителей.

Для расчета тарифов дифференцированных по трем зонам суток (пик, полупик, ночь) используется средневзвешенная стоимость электрической энергии (мощности), дифференцированная по трем зонам суток (пик, полупик, ночь), которая рассчитывается в следующем порядке:

(в ред. ПриказаФСТ России от 26.12.2011 N 823-э)

Средневзвешенная стоимость единицы электрической энергии (мощности), применяемая для потребителей в ночной зоне суточного графика нагрузки, рассчитывается по формуле:

(в ред. ПриказаФСТ России от 26.12.2011 N 823-э)

 

 

 

Зпок= Зор+ Зрр(руб.) (46)

 

 

 

 

 

Эпок= Эопт+ Эрр, (тыс. кВт·ч) (49)

 

где:

Зпок- затраты на покупку электроэнергии с оптового рынка и затраты на топливо при производстве электроэнергии розничной генерацией (руб.);

Зрр- затраты на топливо при производстве электроэнергии розничной генерацией (руб.);

Зор- затраты на покупку электроэнергии с оптового рынка, по ставке за электроэнергию, исходя из двухставочного тарифа оптового рынка (руб.);

Зтоп- затраты на топливо на производство электрической энергии на m-й, n-й электростанции, поставляющей электроэнергию на розничный рынок (руб.);

- индикативная цена на электрическую энергию для соответствующего субъекта Российской Федерации (руб./МВт·ч);

Эопт- объем электроэнергии, покупаемый ГП (ЭСО, ЭСК) на оптовом рынке электрической энергии, учтенный в сводном прогнозном балансе производства и поставок электрической энергии (мощности) по соответствующему субъекту Российской Федерации (МВт·ч);

Эпок- объем электроэнергии, приобретаемый ГП на оптовом и розничном рынках (тыс. кВт·ч);

Эрр- объем электроэнергии, приобретаемый ГП у розничной генерации (тыс. кВт·ч).

Средневзвешенная стоимость единицы электрической энергии (мощности), применяемая для потребителей в полупиковой зоне суточного графика нагрузки , рассчитывается как отношение стоимости покупки электроэнергии с учетом мощности данным гарантирующим поставщиком на оптовом и розничных рынках к собственному суммарному полезному отпуску (с учетом потерь) по следующей формуле:

(в ред. ПриказаФСТ России от 26.12.2011 N 823-э)

 

 

 

Ставка тарифа на электрическую энергию (мощность), используемую потребителями в пиковой зоне суточного графика нагрузки , рассчитывается по формуле:

 

 

 

где:

Эээ= Эп+ Эпп+ Эн;

Эп, Эпп, Эн- плановое потребление электрической энергии в пиковой, полупиковой и ночной зонах суточного графика нагрузки в объемах электроэнергии ГП (ЭСО, ЭСК), учтенных в сводном прогнозном балансе производства и поставок электрической энергии (мощности);

- средневзвешенная стоимость электрической энергии (мощности) одноставочного тарифа на электрическую энергию (мощность), рассчитанного для нижнего диапазона, установленного органом исполнительной власти субъекта Российской Федерации в области государственного регулирования тарифов (руб./тыс. кВт·ч);

(в ред. ПриказаФСТ России от 26.12.2011 N 823-э)

С первого апреля 2012 года средневзвешенная стоимость одноставочного тарифа, дифференцированного по зонам суток, применяемого при оплате использованной потребителями электрической энергии (мощности), рассчитывается по следующей формуле:

(в ред. ПриказаФСТ России от 26.12.2011 N 823-э)

 

 

(в ред. ПриказаФСТ России от 26.12.2011 N 823-э)

 

Для расчета тарифов дифференцированных по двум зонам суток (день, ночь) используется средневзвешенная стоимость электрической энергии (мощности), дифференцированная по двум зонам суток (день, ночь), которая рассчитывается в следующем порядке:

(в ред. ПриказаФСТ России от 26.12.2011 N 823-э)

Средневзвешенная стоимость электрической энергии (мощности), применяемая для потребителей в ночной зоне суточного графика нагрузки, рассчитывается по формуле:

(в ред. ПриказаФСТ России от 26.12.2011 N 823-э)

 

 

 

Зпок= Зор+ Зрр(руб.) (53)

 

 

 

 

 

Эпок= Эопт+ Эрр(тыс. кВт·ч), (56)

 

где:

Зпок- затраты на покупку электроэнергии с оптового рынка и затраты на топливо при производстве электроэнергии розничной генерацией (руб.);

Зрр- затраты на топливо при производстве электроэнергии розничной генерацией (руб.);

Зор- затраты на покупку электроэнергии с оптового рынка, по ставке за электроэнергию, исходя из двухставочного тарифа оптового рынка (руб.);

Зтоп- затраты на топливо на производство электрической энергии на m-й, n-й электростанции, поставляющей электроэнергию на розничный рынок (руб.);

- индикативная цена на электрическую энергию для соответствующего субъекта Российской Федерации (руб./МВт·ч);

Эопт- объем электроэнергии, покупаемый ГП (ЭСО, ЭСК) на оптовом рынке электрической энергии, учтенный в сводном прогнозном балансе производства и поставок электрической энергии (мощности) по соответствующему субъекту Российской Федерации (МВт·ч);

Эпок- объем электроэнергии, приобретаемый ГП на оптовом и розничном рынках (тыс. кВт·ч);

Эрр- объем электроэнергии, приобретаемый ГП на розничном рынке (тыс. кВт·ч);

Средневзвешенная стоимость электрической энергии (мощности), применяемая для потребителей в дневной зоне суточного графика нагрузки, рассчитывается по формуле:

(в ред. ПриказаФСТ России от 26.12.2011 N 823-э)

 

 

 

где:

Эээ= Эп+ Эн,

 

(в ред. ПриказаФСТ России от 26.12.2011 N 823-э)

Продолжительность дневной зоны суток при дифференциации по двум зонам равна сумме пиковой и полупиковой зонам суток при дифференциации по трем зонам суток.

(в ред. ПриказаФСТ России от 26.12.2011 N 823-э)

При расчете одноставочного, дифференцированного по зонам суток тарифа для населения и приравненным к нему категориям потребителей принимается равным средневзвешенной стоимости, учтенной при расчете регулирующим органом тарифа на электрическую энергию (мощность) для поставки населению и приравненных к нему категориям потребителей.

(абзац введенПриказомФСТ России от 26.12.2011 N 823-э)

При этом в составе конечного одноставочного тарифа, дифференцированного по зонам суток, кроме средневзвешенной стоимости электрической энергии (мощности), дифференцированной по зонам суток оплачиваются услуги по передаче электрической энергии (одноставочный котловой тариф), сбытовая надбавка гарантирующего поставщика и услуги, оказание которых является неотъемлемой частью процесса снабжения электрической энергией потребителей и размер платы за которые в соответствии с законодательствомРоссийской Федерации подлежит государственному регулированию.

(в ред. ПриказаФСТ России от 26.12.2011 N 823-э)

(п. 71 в ред. ПриказаФСТ России от 31.12.2009 N 558-э/1)

72. При установлении тарифов на тепловую энергию (мощность), поставляемую потребителям тепловой энергии (мощности), учитываются расходы ЭСО на производство (приобретение) и передачу тепловой энергии (мощности), а также расходы на сбыт тепловой энергии (мощности) потребителям.

(п. 72 в ред. ПриказаФСТ России от 22.12.2009 N 469-э/8)

72.1. Расчет одноставочных тарифов на тепловую энергию (мощность), поставляемую ЭСО потребителям тепловой энергии (мощности), осуществляется по каждому виду теплоносителя путем деления на суммарный плановый полезный отпуск тепловой энергии по совокупности договоров теплоснабжения соответствующих потребителей, получающих тепловую энергию в соответствующем виде теплоносителя, суммы следующих величин:

- совокупной стоимости производства (приобретения) тепловой энергии (мощности) у каждого ПЭ (ЭСО) в соответствующим виде теплоносителя;

- совокупной стоимости оплачиваемых услуг по передаче тепловой энергии по соответствующим водяным или паровым сетям;

- совокупной стоимости расходов по сбыту тепловой энергии (мощности).

(п. 72.1 введенПриказомФСТ России от 22.12.2009 N 469-э/8)

72.2. При расчете двухставочных тарифов на тепловую энергию (мощность), поставляемую потребителям тепловой энергии (мощности):

- ставка платы за потребляемую тепловую энергию по каждому виду теплоносителя рассчитывается как отношение совокупной стоимости приобретаемой (производимой) у каждого ПЭ (ЭСО) тепловой энергии по ставке платы за тепловую энергию двухставочного тарифа, определяемой в соответствии сразделом VIIнастоящих Методических указаний, к суммарному плановому полезному отпуску тепловой энергии по совокупности договоров теплоснабжения соответствующих потребителей, получающих тепловую энергию в соответствующим виде теплоносителя;

- ставка платы за использование тепловой мощности по каждому виду теплоносителя определяется в одинаковом размере за каждый месяц периода регулирования как деленное на 12 отношение к суммарной тепловой нагрузке по совокупности договоров теплоснабжения соответствующих потребителей, получающих тепловую энергию в соответствующем виде теплоносителя, суммы следующих величин:

- совокупной стоимости использования тепловой мощности каждого ПЭ (ЭСО) в соответствующих видах теплоносителя, у которых приобретается (производится) тепловая энергия (мощность), по ставке платы за тепловую мощность двухставочного тарифа, рассчитываемой в соответствии с разделом VIIнастоящих Методических указаний;

- совокупной стоимости услуг по передаче тепловой энергии (мощности), приобретаемых (оказываемых) по тарифам на услуги по передаче тепловой энергии по соответствующим водяным или паровым сетям, рассчитываемым в соответствии с разделом IXнастоящих Методических указаний;

- совокупной стоимости расходов по сбыту тепловой энергии (мощности).

Для потребителей тепловой энергии (мощности), рассчитывающихся по двухставочному тарифу, оплата стоимости тепловой энергии осуществляется ежемесячно исходя из величины фактически принятого потребителем количества тепловой энергии, умноженного на ставку платы за тепловую энергию, а оплата стоимости использования тепловой мощности объектов систем теплоснабжения осуществляется ежемесячно исходя из величины тепловой нагрузки потребителя, умноженной на ставку платы за тепловую мощность.

(п. 72.2 введенПриказомФСТ России от 22.12.2009 N 469-э/8)

72.3. В случае если одной ЭСО в целях поставки потребителям тепловой энергии (мощности) осуществляется приобретение тепловой энергии у ПЭ (ЭСО) по одноставочному тарифу, то расчет двухставочного тарифа на тепловую энергию (мощность), поставляемую потребителям тепловой энергии (мощности), осуществляется следующим образом:

- ставка платы за потребляемую тепловую энергию определяется, исходя из стоимости приобретения тепловой энергии, определяемой с использованием топливных составляющих тарифов ПЭ (ЭСО), рассчитанных в соответствии с разделом VIIнастоящих Методических указаний, и плановых объемов приобретения тепловой энергии у каждого ПЭ (ЭСО);

- ставка платы за использование тепловой мощности определяется как деленное на 12 отношение суммы следующих величин к суммарной тепловой нагрузке по совокупности договоров теплоснабжения соответствующих потребителей:

- величины, полученной путем вычитания из совокупной стоимости приобретения тепловой энергии (мощности) у ПЭ (ЭСО) стоимости тепловой энергии, рассчитанной, исходя из топливной составляющей, принятой при расчете ставки платы за потребляемую тепловую энергию;

- совокупной стоимости услуг по передаче тепловой энергии;

- совокупной стоимости расходов по сбыту тепловой энергии (мощности).

(п. 72.3 введенПриказомФСТ России от 22.12.2009 N 469-э/8)

72.4. При комплексном теплоснабжении, когда выработка тепловой энергии (мощности) и ее передача, распределение и реализация производится одним юридическим лицом при условии ведения раздельного учета расходов по регулируемым видам деятельности:

- при расчете одноставочных тарифов на тепловую энергию (мощность), поставляемую потребителям тепловой энергии (мощности), учитываются совокупные расходы ЭСО;

- при расчете двухставочных тарифов на тепловую энергию (мощность), поставляемую потребителям тепловой энергии (мощности), стоимость производства тепловой энергии, стоимость использования тепловой мощности и стоимость услуг по передаче и сбыту тепловой энергии определяется на основании расчетных тарифов, рассчитываемых в соответствии с разделами VIIи IXнастоящих Методических указаний.

(п. 72.4 введенПриказомФСТ России от 22.12.2009 N 469-э/8)

72.5. При приобретении (производстве) ЭСО тепловой энергии (мощности), производимой на нескольких источниках тепла, приоритет в структуре приобретения (производства) тепловой энергии (мощности) должен отдаваться источникам с наименьшей топливной составляющей тарифа в случае установления одноставочного тарифа продажи или наименьшей ставкой платы за тепловую энергию в случае установления двухставочного тарифа продажи тепловой энергии (мощности), при условии соблюдения установленных в сводном прогнозном балансе объемов производства тепловой энергии на теплоэлектростанциях, осуществляющих производство тепловой и электрической энергии, а также при наличии необходимой теплосетевой инфраструктуры и мощности тепловых сетей с учетом стоимости их содержания и эксплуатации.

(п. 72.5 введенПриказомФСТ России от 22.12.2009 N 469-э/8)

 

XI. Тарифы на электрическую энергию (мощность),

реализуемую по двусторонним договорам

 

73. Двусторонние договоры могут заключаться в соответствии с Основами ценообразования.

74. При наличии выпадающих доходов регулируемой организации, вызванных реализацией энергии (мощности) по двусторонним договорам, отнесение их на иные группы потребителей не производится.

 

 

 

 

 

Приложение 1

 

Список изменяющих документов

(в ред. Приказов ФСТ России от 31.07.2007 N 138-э/6,

от 22.12.2009 N 469-э/8)

 

Таблица N П1.1.1

 

Баланс мощности ПЭ в годовом совмещенном максимуме

графика электрической нагрузки ОЭС

 

N п/п

Показатели

Единица измерения

Базовый период

Период регулирования

1

2

3

4

5

1.

Установленная мощность эл. станций ПЭ

тыс. кВт

 

 

2.

Снижение мощности из-за вывода оборудования в консервацию

 

 

 

3.

Нормативные, согласованные с ОРГРЭС ограничения мощности

 

 

 

4.

Прочие ограничения

 

 

 

3.

Располагаемая мощность ПЭ

 

 

 

4.

Снижение мощности из-за вывода оборудования в реконструкцию и во все виды ремонтов

 

 

 

5.

Рабочая мощность ПЭ

 

 

 

6.

Мощность на собственные нужды

 

 

 

7.

Полезная мощность ПЭ

 

 

 

 

 

 

Таблица N П1.1.2

 

Баланс мощности ЭСО в годовом совмещенном максимуме

графика электрической нагрузки ОЭС

 

N п/п

Показатели

Единица измерения

Базовый период

Период регулирования

1

2

3

4

5

1.

Поступление мощности в сеть ЭСО от ПЭ

тыс. кВт

 

 

1.1.

Собственных станций

 

 

 

1.2.

От блокстанций

 

 

 

1.3.

С оптового рынка

 

 

 

1.4.

Других ПЭ и ЭСО

 

 

 

1.4.1.

...

 

 

 

2.

Потери в сети

 

 

 

3.

Мощность на производственные и хозяйственные нужды

 

 

 

4.

Полезный отпуск мощности ЭСО

 

 

 

 

в том числе

 

 

 

 

Максимум нагрузки собственных потребителей ЭСО

 

 

 

 

Передача мощности другим ЭСО

 

 

 

 

Передача мощности на оптовый рынок

 

 

 

 

 

 

Таблица N П1.2.1

 

Расчет полезного отпуска электрической энергии по ПЭ

 

млн. кВт.ч

 

N п/п

Показатели

Базовый период

Период регулирования

1

2

3

4

1.

Выработка электроэнергии, всего

 

 

 

в т.ч. ТЭС

 

 

 

ГЭС

 

 

2.

Покупная электроэнергия от других собственников

 

 

3.

Расход электроэнергии на собственные нужды

 

 

 

в том числе:

на ТЭС

 

 

 

- на производство электроэнергии

 

 

 

то же в %

 

 

 

- на производство теплоэнергии

 

 

 

то же в кВт.ч/Гкал

 

 

 

на ГЭС

 

 

 

то же в %

 

 

4.

Отпуск электроэнергии с шин (п. 1 - п. 3), всего

 

 

5.

Расход электроэнергии на производственные и хозяйственные нужды ПЭ

 

 

6.

Потери электроэнергии в пристанционных узлах

 

 

7.

Полезный отпуск ПЭ (п. 4 + п. 2 - п. 5 - п. 6)

 

 

 

в том числе:

по прямым договорам в общую сеть

 

 

 

 

 

Таблица N П1.2.2

 

Расчет полезного отпуска электрической энергии по ЭСО

 

млн. кВт.ч

 

N п/п

Показатели

Базовый период

Период регулирования

1

2

3

4

1.

Полезный отпуск ПЭ (строка 7 таблицы П1.2.1)

 

 

2.

Покупная электроэнергия

 

 

2.1.

с оптового рынка

 

 

2.2.

от блок-станций

 

 

2.3.

от других поставщиков (за вычетом строки 2 таблицы П1.2.1)

 

 

3.

Потери электроэнергии в сетях

 

 

 

то же в % к отпуску в сеть

 

 

4.

Расход электроэнергии на производственные и хозяйственные нужды

 

 

 

в том числе:

для закачки воды ГАЭС

 

 

 

для электробойлерных

 

 

 

для котельных

 

 

5.

Полезный отпуск электроэнергии ЭСО, всего

 

 

 

в том числе:

 

 

5.1.

Передача электроэнергии на оптовый рынок

 

 

5.2.

Отпуск электроэнергии по прямым договорам

 

 

5.3.

Полезный отпуск электроэнергии в общую сеть

 

 

 

 

 

Таблица N П1.3

 

Расчет технологического расхода электрической энергии

(потерь) в электрических сетях ЭСО (региональных

электрических сетях)

 

N п/п

Показатели

Ед. изм.

Базовый период

Период регулирования

 

 

 

ВН

СН1

СН11

НН

Всего

ВН

СН1

СН11

НН

Всего

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

1.

Технические потери

млн. кВт.ч

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1.1.

Потери холостого хода в трансформаторах (а x бв)

млн. кВт.ч

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

а

Норматив потерь

кВт/МВА

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

б

Суммарная мощность трансформаторов

МВА

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

в

Продолжительность периода

час

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1.2.

Потери в БСК и СТК (а x б)

млн. кВт.ч

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

а

Норматив потерь

тыс. кВт.ч в год/шт.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

б

Количество

шт.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1.3.

Потери в шунтирующих реакторах (а x б)

млн. кВт.ч

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

а

Норматив потерь

тыс. кВт.ч в год/шт.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

б

Количество

шт.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1.4.

Потери в синхронных компенсаторах (СК)

млн. кВт.ч

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1.4.1.

Потери в СК номинальной мощностью ____ Мвар (а x б)

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

а

Норматив потерь

тыс. кВт.ч в год/шт.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

б

Количество

шт.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1.4.2.

Потери в СК номинальной мощностью ____ Мвар (а x б)

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

а

Норматив потерь

тыс. кВт.ч в год/шт.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

б

Количество

шт.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1.4.3.

...

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1.5.

Потери электрической энергии на корону, всего

млн. кВт.ч

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1.5.1.

Потери на корону в линиях напряжением ___ кВ (а x б)

млн. кВт.ч

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

а

Норматив потерь

млн. кВт.ч в год/км

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

б

Протяженность линий

км

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1.5.2.

...

млн. кВт.ч

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1.6.

Нагрузочные потери, всего

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1.6.1.

Нагрузочные потери в сети ВН, СН1, СН11 (а x бв)

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

а

Норматив потерь

%

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

б

Поправочный коэффициент

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

в

Отпуск в сеть ВН, СН1 и СН11

млн. кВт.ч

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1.6.2.

Нагрузочные потери в сети НН (а x б)

млн. кВт.ч

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

а

Норматив потерь

тыс. кВт.ч в год/км

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

б

Протяженность линий 0,4 кВ

км

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

2.

Расход электроэнергии на собственные нужды подстанций

млн. кВт.ч

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

3.

Потери, обусловленные погрешностями приборов учета

млн. кВт.ч

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

4.

Итого

млн. кВт.ч

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Таблица N П1.4

 

Баланс электрической энергии по сетям ВН, СН1, СН11 и НН

 

млн. кВт.ч

 

N п/п

Показатели

Базовый период

Период регулирования

 

 

Всего

ВН

СН1

СН11

НН

Всего

ВН

СН1

СН11

НН

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

1.

Поступление эл. энергии в сеть, всего

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1.1.

из смежной сети, всего

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

в том числе из сети

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

ВН

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

СН1

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

СН11

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1.2.

от электростанций ПЭ (ЭСО)

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1.3.

от других поставщиков (в т.ч. с оптового рынка)

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1.4.

поступление эл. энергии от других организаций

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

2.

Потери электроэнергии в сети

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

то же в % (п. 1.1/п. 1.3)

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

3.

Расход электроэнергии на производственные и хозяйственные нужды

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

4.

Полезный отпуск из сети

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

4.1.

в т.ч.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

собственным потребителям ЭСО

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

из них:

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

потребителям, присоединенным к центру питания

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

на генераторном напряжении

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

4.2.

потребителям оптового рынка

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

4.3.

сальдо переток в другие организации

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Таблица N П1.5

 

Электрическая мощность по диапазонам напряжения ЭСО

 

МВт

 

N п/п

Показатели

Базовый период

Период регулирования

 

 

Всего

ВН

СН1

СН11

НН

Всего

ВН

СН1

СН11

НН

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

1.

Поступление мощности в сеть, всего

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1.1.

из смежной сети

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1.2.

от электростанций ПЭ

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

от других поставщиков (в т.ч. с оптового рынка)

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

от других организаций

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

2.

Потери в сети

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

то же в %

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

3.

Мощность на производственные и хозяйственные нужды

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

4.

Полезный отпуск мощности потребителям

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

4.1.

в т.ч.

Заявленная (расчетная) мощность собственных потребителей, пользующихся региональными электрическими сетями

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

4.2.

Заявленная (расчетная) мощность потребителей оптового рынка

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

4.3.

В другие организации

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Таблица N П1.6

 

Структура полезного отпуска электрической энергии

(мощности) по группам потребителей ЭСО

 

N п/п

Группа потребителей

Объем полезного отпуска электроэнергии, млн. кВт.ч

Заявленная (расчетная) мощность, тыс. кВт

Число часов использования, час

Доля потребления на разных диапазонах напряжений, %

 

 

Всего

ВН

СН1

СН11

НН

Всего

ВН

СН1

СН11

НН

 

Всего

ВН

СН1

СН11

НН

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

16

17

18

Базовый период

1.

Базовые потребители

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Потребитель 1

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Потребитель 2

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

...