Постановление Правительства РФ от 13 апреля 2010 г. N 238 "Об определении ценовых параметров торговли мощностью на оптовом рынке электрической энергии и мощности" (с изменениями и дополнениями)

1. Настоящие Правила устанавливают порядок расчета цены на мощность, продаваемую по договорам, предусмотренным подпунктом 10 пункта 4 Правил оптового рынка электрической энергии и мощности, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 27 декабря 2010 г. N 1172 (за исключением договоров купли-продажи (поставки) мощности новых атомных станций и гидроэлектростанций, в том числе гидроаккумулирующих электростанций) (далее - договоры о предоставлении мощности).

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

11. По истечении 72 месяцев с даты, определяемой как более ранняя из следующих дат, - дата начала исполнения обязательства по поставке мощности, установленная в отношении этого генерирующего объекта Правительством Российской Федерации, или дата начала исполнения обязательства по поставке мощности, указанная в отношении этого генерирующего объекта в соответствующих договорах о предоставлении мощности (далее - плановая дата начала поставки мощности), к цене на мощность в году i прибавляется доля совокупных затрат на генерирующий объект, приходящаяся на период после действия договора о предоставлении мощности. Указанная доля совокупных затрат определяется по формуле:

,

где:

КЭ _i+4 - составляющая цены на мощность, рассчитанная для года i+4 в соответствии с пунктом 4 Правил расчета составляющей цены на мощность, обеспечивающей возврат капитальных и эксплуатационных затрат, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 13 апреля 2010 г. N 238 "Об определении ценовых параметров торговли мощностью на оптовом рынке электрической энергии и мощности", при этом в качестве значения доли затрат, отражающей прогнозную прибыль от продажи электрической энергии, используется определяемое в соответствии с методикой расчета значения доли компенсируемых затрат, отражающей прогнозную прибыль от продажи электрической энергии, для поставщиков электрической энергии (мощности), утвержденной федеральным органом исполнительной власти, осуществляющим функции по выработке и реализации государственной политики и нормативно-правовому регулированию в сфере топливно-энергетического комплекса, по согласованию с федеральным органом исполнительной власти, осуществляющим функции по выработке государственной политики и нормативно-правовому регулированию в сфере анализа и прогнозирования социально-экономического развития, значение доли компенсируемых затрат, отражающей прогнозную прибыль от продажи электрической энергии, для периода, включающего календарные годы, начиная с года i+4 и до года i+7 включительно (если указанная методика не определяет порядка расчета доли компенсируемых затрат, отражающей прогнозную прибыль от продажи электрической энергии, для периода, включающего календарные годы, начиная с года  i+4 и до года  i+7 включительно, то при расчете указанной составляющей цены на мощность в качестве значения доли затрат, отражающей прогнозную прибыль от продажи электрической энергии, используется значение доли компенсируемых затрат, отражающей прогнозную прибыль от продажи электрической энергии, которое применяется для расчета значения составляющей цены на мощность, обеспечивающей возврат капитальных и эксплуатационных затрат в году i, определяемого в соответствии с Правилами расчета составляющей цены на мощность, обеспечивающей возврат капитальных и эксплуатационных затрат, утвержденными постановлением Правительства Российской Федерации от 13 апреля 2010 г. N 238 "Об определении ценовых параметров торговли мощностью на оптовом рынке электрической энергии и мощности");

Цком _i+2 - цена на мощность, определенная для ценовой зоны, в которой расположен соответствующий генерирующий объект, по итогам конкурентного отбора мощности, проведенного на год i+2. В 2024 году (i = 2024) Цком _i+2 умножается на коэффициент, равный произведению индексов потребительских цен за 2021 год (ИПЦ ₂₀₂₁) и 2022 год (ИПЦ ₂₀₂₂);

ИПЦ _i-1 - индекс потребительских цен в декабре года i-1 к декабрю года i-2, определяемый и публикуемый федеральным органом исполнительной власти, осуществляющим функции по формированию официальной статистической информации;

НД _i-1 - фактическая норма доходности инвестированного капитала, определенная по итогам года, предшествующего году i, в соответствии с Правилами расчета составляющей цены на мощность, обеспечивающей возврат капитальных и эксплуатационных затрат, утвержденными постановлением Правительства Российской Федерации от 13 апреля 2010 г. N 238 "Об определении ценовых параметров торговли мощностью на оптовом рынке электрической энергии и мощности";

М _окуп - минимальное значение из 60 месяцев и количества месяцев, начиная с месяца, следующего за последним месяцем периода поставки мощности этого генерирующего объекта по соответствующим договорам о предоставлении мощности, и до истечения 180 месяцев с плановой даты начала поставки мощности этого генерирующего объекта;

М _дпм - количество месяцев, начиная с наиболее позднего из месяцев - июль 2016 г. и 73-й месяц, начиная с плановой даты начала поставки мощности этого генерирующего объекта по соответствующим договорам о предоставлении мощности, и до последнего месяца периода поставки мощности этого генерирующего объекта по соответствующим договорам о предоставлении мощности.

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

для генерирующего объекта мощностью более 250 МВт - 28770 рублей;

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

для генерирующего объекта мощностью менее 150 МВт - 41850 рублей.

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

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

для генерирующего объекта мощностью более 225 МВт - 49175 рублей.

14. Для генерирующих объектов, указанных в подпунктах "в" - "д" пункта 3 настоящих Правил, в отношении которых проводится модернизация, реконструкция, техническое перевооружение, экономическая обоснованность заявленных участниками оптового рынка капитальных затрат на указанные мероприятия, а также доля затрат, отражающая прогнозную прибыль от продажи электрической энергии, устанавливаются договором о присоединении к торговой системе оптового рынка за вычетом размера ранее полученных на такие мероприятия средств, включающих инвестиционную составляющую в составе средств, полученных от продажи электрической энергии и мощности, на основании информации, полученной от федерального органа исполнительной власти в области государственного регулирования тарифов.

15. Для расчета цены на мощность к величине капитальных затрат применяются коэффициенты согласно приложениям N 1 и 2, а также следующие коэффициенты:

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

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

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

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

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

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

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

для модернизированного генерирующего объекта, являющегося гидроэлектростанцией (частью гидроэлектростанции), - 63 тыс. руб./МВт в месяц.

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

17. Составляющая цены на мощность, обеспечивающая возврат капитальных и эксплуатационных затрат, рассчитывается в соответствии с Правилами расчета составляющей цены на мощность, обеспечивающей возврат капитальных и эксплуатационных затрат с применением коэффициентов, предусмотренных пунктом 15 настоящих Правил, и с учетом платы за технологическое присоединение генерирующего объекта к технологической инфраструктуре.

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

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

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

для генерирующего объекта газовой генерации - 1,033;

для генерирующего объекта угольной генерации - 1,069;

для модернизированного генерирующего объекта, являющегося гидроэлектростанцией (частью гидроэлектростанции), - 1,005.

Приложение N 1
к Правилам определения цены на
мощность, продаваемую по договорам
о предоставлении мощности

Коэффициенты климатических зон

Приложение N 2
к Правилам определения цены на
мощность, продаваемую по договорам
о предоставлении мощности

Коэффициенты сейсмического влияния

1. Настоящие Правила определяют порядок индексации цены на мощность.

2. Ежегодной индексации подлежат:

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

Индексация цены на мощность, определенной по результатам конкурентного отбора мощности, осуществляется в соответствии с уменьшенным на 0,1 процентного пункта изменением индекса потребительских цен, определяемого и публикуемого федеральным органом исполнительной власти, осуществляющим функции по формированию официальной статистической информации.

Индексация цены, определенной по результатам конкурентного отбора мощности, проведенного в году, предшествующем году, в котором осуществляется поставка мощности по результатам этого отбора, не производится.

4. Цена на мощность, определенная по итогам дополнительного отбора инвестиционных проектов, проводимого в соответствии с пунктом 114 Правил оптового рынка, индексируется за период с 1 января года, в котором проводился соответствующий отбор инвестиционных проектов, до 1 января года, в котором осуществляется поставка мощности.

5. Для индексации цены на мощность, определенной по итогам дополнительного отбора инвестиционных проектов, проводимого в соответствии с пунктом 114 Правил оптового рынка, коммерческий оператор рассчитывает величину как произведение 80 тыс.руб./МВт в месяц для первой ценовой зоны оптового рынка (123 тыс.руб./МВт в месяц - для второй ценовой зоны оптового рынка), индекса потребительских цен и коэффициента, отражающего потребление мощности на собственные и (или) хозяйственные нужды электростанций. Индекс потребительских цен рассчитывается за период с 1 января 2010 г. до 1 января года, в котором проводится дополнительный отбор инвестиционных проектов.

Коэффициент для генерирующего объекта газовой генерации принимается равным 1,033, для генерирующего объекта угольной генерации - 1,069, для модернизированного генерирующего объекта, являющегося гидроэлектростанцией (частью гидроэлектростанции), - 1,005.

6. Индексация цены на мощность, определенной по итогам дополнительного отбора инвестиционных проектов, проводимого в соответствии с пунктом 114 Правил оптового рынка, проводится в следующем порядке:

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

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

НД _i=(1+НД _б)·(1+ДГО _i)/(1+ДГО _б)-1,

где:

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

i - индекс года от 1 до 15;

НД _б - базовый уровень нормы доходности инвестированного капитала;

ДГО _i - средняя доходность долгосрочных государственных обязательств, выраженных в рублях, со сроком до погашения не менее 7 лет и не более 11 лет за i-й год;

ДГО _б - базовый уровень доходности долгосрочных государственных обязательств.

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

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

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

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

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

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

КЭ _i=R _i·НД _i-1/(1-НП)+r _i+ЭР,

где:

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

R _i - величина возмещаемых затрат;

НП - ставка налога на прибыль;

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

ЭР - произведение эксплуатационных расходов, предусмотренных пунктом 16 Правил определения цены на мощность, продаваемую по договорам о предоставлении мощности, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 13 апреля 2010 г. N 238, и соответствующей доли, предусмотренной пунктами 6 - 9 указанных Правил.

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

r _i=R _i·(k-1)/(k ^16-i-1),

где

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

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

R _i=R _i-1-r _i-1+(НД _i-1-НД _i-2)·(1+НД _i-1)·R _i-1.

Для первого года (i=1) величина возмещаемых затрат равна сумме произведения приведенной к 1 января первого года поставки мощности величины капитальных затрат, предусмотренной пунктами 12 и 13 Правил определения цены на мощность, продаваемую по договорам о предоставлении мощности, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 13 апреля 2010 г. N 238, на долю, предусмотренную пунктами  6 - 9 указанных Правил, и платы за технологическое присоединение к технологической инфраструктуре, особенности возмещения которой устанавливаются договором о присоединении к торговой системе оптового рынка.

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

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

,

где:

КЗ ^прив - капитальные затраты, приведенные к первому году поставки мощности;

КЗ - капитальные затраты, равные произведению величины капитальных затрат, предусмотренной пунктами 12 и 13 Правил определения цены на мощность, продаваемую по договорам о предоставлении мощности, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 13 апреля 2010 г. N 238, доли, предусмотренной пунктами 6 - 9 указанных Правил, и коэффициентов, предусмотренных пунктом 15 указанных Правил;

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

N _cт - величина 1,5 - для генерирующего объекта газовой генерации, модернизированного генерирующего объекта, являющегося гидроэлектростанцией (частью гидроэлектростанции), и 2,5 - для генерирующего объекта угольной генерации.