Приложение. Методические указания по расчету регулируемых тарифов и цен на электрическую (тепловую) энергию на розничном (потребительском) рынке

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 ценообразования в отношении электрической и тепловой энергии в Российской Федерации" (далее - Основы ценообразования) и "Правилами государственного 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).

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 постановлении Правительства Российской Федерации "О ценообразовании в отношении электрической и тепловой энергии" от 26 февраля 2004 г. N 109.

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.

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

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);

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.

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 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, предусмотренном пунктом 61.2 Основ ценообразования.

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).

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 законодательством Российской 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.

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 X настоящих 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 44 Основ ценообразования).

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:

 

, (1)

 

где:

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

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

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

 

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

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 законодательством Российской 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 порядке сводного прогнозного баланса производства и поставок электрической энергии (мощности) в рамках Единой энергетической системы России по субъектам Российской Федерации (далее - сводный баланс).

Сводный баланс формируется Службой с поквартальной и помесячной разбивкой на основе принципа минимизации суммарной стоимости электрической энергии (мощности), поставляемой потребителям, при участии региональных органов, организации, оказывающей услуги по организации функционирования и развитию Единой энергетической системы России, администратора торговой системы и системного оператора оптового рынка электрической энергии.

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:

 

, (2)

 

где:

- 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 (со знаком "-") по статьям расходов в соответствии с пунктами 19 и 20 настоящих Методических указаний.

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).

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.

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

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

- пунктом 59 Основ 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.

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:

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

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 66 настоящих Методических указаний.

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 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.

 

2 группа. Население

 

Аналогично указанной группе производится расчет тарифов для следующих приравненных к категории населения потребителей:

- исполнителей коммунальных услуг (товарищества собственников жилья, жилищно-строительные, жилищные или иные специализированные потребительские кооперативы либо управляющие организации), наймодателей (или уполномоченных ими лиц), предоставляющих гражданам жилые помещения специализированного жилищного фонда: жилые помещения в общежитиях, жилые помещения маневренного фонда, жилые помещения в домах системы социального обслуживания населения, жилые помещения фонда для временного поселения вынужденных переселенцев, для временного поселения лиц, признанных беженцами, жилые помещения для социальной защиты отдельных категорий граждан, приобретающих электроэнергию для коммунально-бытового потребления граждан в объемах фактического потребления потребителей-граждан и объемах электроэнергии, израсходованной на места общего пользования;

- гарантирующих поставщиков (далее также - ГП), энергосбытовых (далее также - ЭСК), энергоснабжающих организаций, приобретающих электроэнергию в целях дальнейшей продажи потребителям - гражданам и (или) исполнителям коммунальной услуги электроснабжения, наймодателям (или уполномоченным ими лицам), в объемах фактического потребления потребителей-граждан и объемах электроэнергии, израсходованной на места общего пользования;

- садоводческих, огороднических или дачных некоммерческих объединений граждан - некоммерческих организаций, учрежденных гражданами на добровольных началах для содействия ее членам в решении общих социально-хозяйственных задач ведения садоводства, огородничества и дачного хозяйства (далее - садоводческое, огородническое или дачное некоммерческое объединение);

- некоммерческих объединений граждан (гаражно-строительные, гаражные кооперативы, автостоянки). Отнесение указанных потребителей к данной группе осуществляется по решению региональных органов и оформляются отдельным решением;

- населенных пунктов, объединенных хозяйственных построек граждан (погреба, сараи и иные сооружения), жилых зон при воинских частях и исправительно-трудовых учреждениях, рассчитывающиеся по общему счетчику на вводе;

- содержащихся за счет прихожан религиозных организаций.

В соответствии с пунктом 2 постановления 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 с законодательством Российской 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).

Тарифы на электрическую энергию, отпускаемую потребителям, дифференцируются по уровням напряжения в соответствии с положениями раздела VIII настоящих 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.

 

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.

 

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

от 2,5 до 7,0

от 7,0 до 13,0

свыше 13,0 ;

острый и редуцированный пар.

29. При расчетах тарифов на электрическую (тепловую) энергию (мощность), отпускаемую гарантирующими поставщиками, энергоснабжающими, энергосбытовыми организациями другим энергоснабжающим, энергосбытовым организациям, последние рассматриваются в качестве потребителей с учетом следующих особенностей:

30. Калькулирование расходов, связанных с производством электрической и тепловой энергии, осуществляется в соответствии с главой 25 Налогового кодекса Российской Федерации и постановлением Правительства 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:

 

, (руб/тыс. кВтч), (4)

 

где:

- необходимая валовая выручка на производство электрической энергии;

- отпуск электроэнергии в сеть от ПЭ.

 

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

 

(руб/Гкал), (5)

 

где:

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

- отпуск тепловой энергии в сеть.

 

34. Расчет экономически обоснованного двухставочного тарифа (цены) продажи электрической энергии ПЭ производится путем разделения на 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:

 

, (6)

 

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

 

(руб./мВт.мес.), (7)

 

где:

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

- 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);

- коэффициент, равный для i-й электростанции ПЭ:

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

- 0,5 (для гидравлических электростанций);

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

- установленная электрическая мощность i-й электростанции, входящей в состав ПЭ;

М - число месяцев в периоде регулирования.

 

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.

Расчет двухставочного тарифа продажи тепловой энергии производится путем разделения на 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.

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

 

39. Исключен.

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 П1.1.1, П1.1.2);

расчет полезного отпуска электрической энергии по ПЭ (ЭСО) (Таблицы П1.2.1, П1.2.2);

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 П1.18, П1.18.1);

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

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 П1.21, П1.21.1, 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.

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.

 

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 (НВВ_сети) 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 НВВ_сети распределяется по уровням напряжения по следующим формулам:

 

(11)

 

(11.1)

 

(11.2)

 

(11.3)

 

(11.4)

 

(11.5)

 

(11.6)

 

(11.7)

 

(11.8)

 

(11.9)

 

(11.10)

 

(11.11)

 

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;

, , и - 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;

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

, , и - 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 2.1. Приложения 2;

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

, , и - 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 2.1. и 2.2.). Налог на имущество, рассчитанный от прочей базы в целях определения НВВ для каждого уровня напряжения учитывается в составе прочих (распределяемых) расходов;

- 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;

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

, , и - 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 расходов 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).

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.

Расчет размера платы за указанную услугу производится в соответствии с пунктами 49, 50, 51, 52 и 53 настоящих Методических указаний, при этом величина заявленной мощности в отношении транзита определяется исходя из величины сальдированного перетока электроэнергии (мощности) по итогам предыдущего периода регулирования.

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.

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 27 настоящих Методических указаний предусмотрена дифференциация тарифов на электрическую энергию (мощность).

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 54.1 и 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 47 Методических указаний для каждой сетевой организации, расположенной на территории субъекта Российской Федерации. Указанная НВВ дифференцируется по уровням напряжения в соответствии с пунктом 48 Методических указаний.

 

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

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).

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.

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 , , и ;

- 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 промышленности и энергетики Российской Федерации, , , и .

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

 

Высокое напряжение 110 кВ и выше

 

, (15.4)

руб./МВт в месяц

 

Среднее напряжение первого уровня 35 кВ

 

, (15.5)

руб./МВт в месяц

 

Среднее напряжение второго уровня 20-1 кВ

 

, (15.6)

руб./МВт в месяц

 

Низкое напряжение 0,4 кВ и ниже

 

, (15.7)

руб./МВт в месяц

 

где:

, , и - заявленная мощность потребителей на соответствующем уровне напряжения, МВт;

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

, , и - НВВ на соответствующем уровне напряжения, руб.;

М - количество месяцев в периоде регулирования;

знак означает суммирование по сетевым организациям субъекта Российской Федерации.

Заявленная мощность населения и приравненных к ним категорий потребителей определяется исходя из прогнозных объемов потребления.

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

 

Высокое напряжение 110 кВ и выше

 

, руб./МВт.ч (15.8)

 

, тыс. руб. (15.9)

 

Среднее напряжение первого уровня 35 кВ

 

, руб./МВт.ч (15.10)

 

, тыс. руб. (15.11)

 

, тыс. руб. (15.12)

 

Среднее напряжение второго уровня 20-1 кВ

 

, руб./МВт.ч (15.13)

 

, тыс. руб. (15.14)

 

, тыс. руб. (15.15)

 

, тыс. руб. (15.16)

 

Низкое напряжение 0,4 кВ и ниже

 

, руб./МВт.ч (15.17)

 

, тыс. руб. (15.18)

 

, тыс. руб. (15.19)

 

, тыс. руб. (15.20)

 

где:

, , и - плановый отпуск из сети электроэнергии потребителям на ВН, CH1, СН2 и НН, млн. кВт.ч;

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

, , и - расходы на оплату потерь в сетях соответствующего уровня напряжения, ВН, CH1, СН2 и НН, тыс. руб.;

, , и - величина технологического расхода (потерь) электроэнергии в сети на ВН, CH1, СН2 и НН, соответственно, млн. кВт.ч;

, , , и - 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.

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

 

Покупка потерь на розничном рынке через гарантирующего поставщика, энергосбытовую, энергоснабжающую организацию производится для потребителей 4 группы и определяется как средневзвешенная стоимость покупки данным гарантирующим поставщиком, энергосбытовой, энергоснабжающей организацией электроэнергии на оптовом и розничных рынках с учетом сбытовой надбавки и услуг коммерческого оператора.

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.

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

 

руб./МВт.ч (13)

 

руб./МВт.ч (13.1)

 

руб./МВт.ч (13.2)

 

руб./МВт.ч (13.3)

 

где:

, , , - ставка за содержание электрических сетей соответствующего диапазона (уровня) напряжения в расчете на МВт.;

, , , - ставка за потери электрических сетей соответствующего диапазона (уровня) напряжения в расчете на МВт.ч;

, , , - среднегодовое число часов использования заявленной (расчетной) мощности одноставочных потребителей, получающих электрическую энергию на соответствующем диапазоне напряжения.

М - количество месяцев в периоде регулирования.

 

52. Расчет индивидуальных тарифов предусматривает определение двух ставок:

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

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

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 и на потери электроэнергии , который должна получить сетевая организация, рассчитывается следующим образом:

 

, руб. (15.21)

 

руб. (15.22)

 

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 , установленная для сетевой организации - получателя платы, по которой сетевая организация-плательщик рассчитывается с сетевой организацией - получателем платы, определяется следующим образом:

 

, руб./МВА в месяц (руб./МВт в месяц) (15.23)

 

где:

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

 

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

 

, руб./МВт. ч (15.24)

 

где:

- 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 или в сбытовую организацию (с учетом оплаты услуг по передаче электрической энергии электрической# энергии#), индивидуальные тарифы определяются по формулам (15.23) и (15.24), с учетом того, что и рассчитываются следующим образом:

 

, руб. (15.25)

 

. руб. (15.26).

53. Исключен.

55. Потребитель электрической энергии, энергопринимающие устройства которого присоединены к электрическим сетям сетевой организации через энергетические установки производителя электрической энергии, оплачивает услуги по передаче электрической энергии с учетом следующих особенностей:

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 выдает электрическую энергию (мощность) в электрическую сеть сетевой организации;

в случае, если часть энергопринимающих устройств потребителя присоединены 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 второго настоящего 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 45 Методических 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 вторым и четвертым абзацем настоящего 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.

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.,

в 2008 г. - 0,25;

в 2009 г. - 0,5;

в 2010 г. - 0,75;

с 2011 г. - 1,0.

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.

55.1. В случае, если расходы на эксплуатацию бесхозяйных объектов электросетевого хозяйства (далее - бесхозяйные сети) не учтены при установлении тарифов, потребитель электрической энергии, присоединенный к бесхозяйным сетям, оплачивает потери электрической энергии в этих сетях пропорционально его фактическому электропотреблению.

56. Исключен.

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, СН11 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.

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 Т_передi - в виде тарифа на передачу по тепловым сетям единицы тепловой мощности производится по формуле:

 

(16)

 

где:

- 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;;

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:

 

, (16.1)

 

где:

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

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

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.

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

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

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

- 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.

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).

64. Одноставочный тариф (цена) покупки электрической энергии (мощности), поставляемой потребителям и покупателям - субъектам розничного рынка (кроме населения) рассчитывается исходя из ставок за электрическую энергию и мощность и дифференцируется в зависимости от числа часов использования заявленной мощности.

Дифференциация устанавливается для следующих диапазонов годового числа часов использования заявленной мощности:

от 7001 и выше;

от 6001 до 7000 часов;

от 5001 до 6000 часов;

от 4001 до 5000 часов;

от 3001 до 4000 часов;

от 2000 до 3000 часов;

менее 2000 часов.

Орган исполнительной власти субъектов Российской Федерации в области государственного регулирования тарифов имеет право не дифференцировать диапазоны годового числа часов использования заявленной мощности менее 5000 часов.

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

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.

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

 

(17)

 

(17.1)

 

где:

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

, - заявленная мощность соответственно потребителей группы 1 и всех потребителей ЭСО (группы 1-3).

 

Определяется базовая часть полезного отпуска электрической энергии и заявленной мощности потребителям группы 1 по формулам:

 

(18)

 

(19)

 

где:

- суммарная заявленная мощность потребителей группы 1.

 

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

 

(20)

 

(21)

 

где:

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

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

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

 

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

 

(22)

 

(23)

 

(24)

 

(25)

 

(26)

 

(27)

 

где:

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

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

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

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

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

и - соответственно, полезный отпуск электрической энергии и мощности от s-oгo ПЭ потребителям.

 

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

 

(28)

 

(29)

 

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

 

(30)

 

(31)

 

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

 

(32)

 

(33)

 

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

 

(34)

 

, (35)

 

где:

и - 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:

 

(36)

 

(37)

 

Если отпуск электрической энергии от sm-oгo 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-oгo ПЭ принимают ПЭ с наименьшим после рассмотренного выше (см. формулы (20) и (21)) одноставочным тарифом на электрическую энергию.

67. Ставка за заявленную мощность тарифа на услуги по передаче электрической энергии по сетям для j-oгo потребителя определяется по формуле:

 

(38)

 

где:

s1 и i - индексы, фиксируемые соответственно ставку по i-ым уровнем напряжения в s1-x ЭСО;

 

- тарифная выручка, получаемая от j-oгo потребителя за содержание электрических сетей i-oгo уровня напряжения s1-ой ЭСО (определяется по формулам (12) - (12.8) раздела VIII настоящих Методических указаний).

 

Ставка за электрическую энергию тарифа за услуги по передаче электрической энергии по сетям для j-ого потребителя определяется по формуле:

 

(39)

 

где:

- тарифная выручка, получаемая от j-oгo потребителя за оплату потерь (технологического расхода) электрической энергии на ее передачу по сетям i-oгo уровня напряжения s1-ой ЭСО (определяется по формулам (14) - (14.11) раздела VIII настоящих Методических указаний).

 

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

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

 

(40)

 

(41)

 

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

 

(42)

 

(43)

 

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 организуются 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. Для потребителей, применяющих одноставочные тарифы на электроэнергию, рассчитанные согласно настоящим Методическим указаниям, двухставочные тарифы преобразуются в одноставочные по формуле:

 

(44)

 

где:

- годовое число часов использования заявленной мощности. Для диапазонов годового числа часов использования заявленной мощности применяются следующие расчетные значения :

 

от 7001 часов и выше - 7500;

от 6001 до 7000 часов - 6500;

от 5001 до 6000 часов - 5500;

от 4001 до 5000 часов - 4500;

от 3001 до 4000 часов - 3500;

от 2000 до 3000 часов - 2500;

менее 2000 часов - 1000.

В случае установления органом исполнительной власти субъекта Российской Федерации в области государственного регулирования тарифов нижней границы дифференциации на уровне 5000 часов и ниже применяется расчетное значение равное 4500 часов.

 

71. Дифференцированный по зонам суток тариф на электроэнергию для потребителей рассчитывается на основе среднего одноставочного тарифа покупки от ПЭ и с оптового рынка.

Интервалы тарифных зон суток по энергозонам (ОЭС) России устанавливаются Службой на основании запрашиваемой в ОАО "СО - ЦДУ ЕЭС" информации.

Расчет тарифных ставок на электроэнергию, дифференцированных по зонам суток (пик, полупик, ночь) на основе среднего одноставочного тарифа продажи электрической энергии от ПЭ и с оптового рынка, осуществляется исходя из следующего уравнения:

 

, (руб/тыс.кВтч) (45)

 

где:

- утвержденный одноставочный тариф на электрическую энергию по ПЭ (руб/тыс.кВтч);

- тарифы за электроэнергию соответственно в пиковой, полупиковой и ночной зонах суточного графика нагрузки (руб/тыс. кВтч);

- объем покупки электроэнергии потребителем ПЭ, рассчитывающимся по зонным тарифам, соответственно в пиковой, полупиковой и ночной зонах графика нагрузки. При этом численные значения объема покупки электроэнергии по зонам могут задаваться как в абсолютных единицах (тыс. кВтч), так и в долях от суммарного объема покупки электроэнергии;

- полезный отпуск электроэнергии потребителю.

 

Величина тарифа в ночной зоне рассчитывается по формуле:

 

, (46.1)

 

где:

- соответственно затраты на покупку электроэнергии с оптового рынка по ставке за электроэнергию, исходя из двуставочного тарифа оптового рынка и при наличии региональной генерации затраты на топливо при производстве электроэнергии.

- объемы электроэнергии приобретаемой соответственно на оптовом и розничном рынке.

 

По ЭСО включают в себя расходы на покупную электрическую энергию (при их наличии).

Тариф за электроэнергию, поставляемую в полупиковой зоне графика нагрузки приравнивается к средневзвешенной стоимости покупки данным гарантирующим поставщиком, энергосбытовой, энергоснабжающей организацией электроэнергии на оптовом и розничных рынках с учетом сбытовой надбавки, расходов на услуги по организации функционирования и развитию Единой энергетической системы России и организации функционирования торговой системы оптового рынка электрической энергии (мощности).

 

(руб/тыс. кВтч) (46.2)

 

Определение численного значения тарифа за электроэнергию в пиковой зоне исходя из уравнения (45) производится по следующей формуле:

 

(руб/тыс. кВтч) (46.3)

 

где:

- потребление электрической энергии в пиковой зоне графика нагрузки.

 

Дифференцированный по зонам суток тариф на электрическую энергию для потребителей рассчитывается как сумма дифференцированного по зонам суток тарифа покупки от ПЭ и одинаковых по всем зонам суток тарифа на передачу электрической энергии и платы за указанные в подпункте 5.3. настоящих Методических указаний услуги.

Тарифы (цены) на электроэнергию, поставляемую потребителям (покупателям), рассчитываются в соответствии с Таблицей П1.29.

Допускается производить дифференциацию тарифов на электрическую энергию по двум зонам суток - "день" и "ночь". При расчете данных тарифов используют следующие соотношения:

 

(46.4)

 

где:

, - тарифные ставки продажи электроэнергии соответственно в дневной и ночной зонах суточного графика нагрузок;

, - объемы потребления электроэнергии соответственно, в дневной и ночной периоды.

 

Тарифная ставка продажи электроэнергии в ночной зоне определяется по выражению (46.1).

Тарифная ставка продажи электроэнергии в дневной зоне суточного графика нагрузок определяется по выражению:

 

(46.5)

 

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.

 

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).

 

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 с разделом VII настоящих 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 VII настоящих 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 IX настоящих 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.

 

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 VII настоящих 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).

 

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 VII и IX настоящих Методических указаний.

 

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 учётом стоимости их содержания и эксплуатации.

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.