Приложение. Методические указания по расчету цен (тарифов) на услуги по обеспечению системной надежности

1. Настоящие Методические указания по расчету цен (тарифов) на услуги по обеспечению системной надежности (далее - Методические указания) разработаны на основании Федерального закона от 26 марта 2003 г. N 35-ФЗ "Об электроэнергетике" (Собрание законодательства Российской Федерации, 2003, N 13, ст. 1177; 2004, N 35 ст. 3607; 2005, N 1 (часть 1), ст. 37; 2006, N 52 (часть 1), ст. 5498; 2007, N 45, ст. 5427; 2008, N 29 (часть 1), ст. 3418, N 52 (часть 1), ст. 6236; 2009, N 48, ст. 5711; 2010, N 11, ст. 1175; N 31, ст. 4156; N 31, ст. 4157; N 31, ст. 4158; N 31, ст. 4160; 2011, N 1, ст. 13; N 11, ст. 1502; N 23, ст. 3263; N 30 (часть 1), ст. 4590) (далее - Федеральный закон N 35-ФЗ), в соответствии с постановлением Правительства Российской Федерации от 3 марта 2010 г. N 117 "О порядке отбора субъектов электроэнергетики и потребителей электрической энергии, оказывающих услуги по обеспечению системной надежности, и оказания таких услуг, а также об утверждении изменений, которые вносятся в акты Правительства Российской Федерации по вопросам оказания услуг по обеспечению системной надежности" (Собрание законодательства Российской Федерации, 2010, N 12, ст. 1333; 2011, N 14, ст. 1916), Основами ценообразования в отношении электрической и тепловой энергии в Российской Федерации (далее - Основы ценообразования), утвержденными постановлением Правительства Российской Федерации от 26 февраля 2004 г. N 109 (Собрание законодательства Российской Федерации, 2004, N 9, ст. 791; 2005, N 1 (часть 2), ст. 130; N 43, ст. 4401; N 47, ст. 4930; N 51, ст. 5526; 2006, N 23, ст. 2522; N 36, ст. 3835; N 37, ст. 3876; 2007, N 1 (часть 2), ст. 282; N 14, ст. 1687; N 16, ст. 1909; 2008, N 2, ст. 84; N 25, ст. 2989; N 27, ст. 3285, 2009, N 8, ст. 980; N 8, ст. 981; N 8, ст. 982; N 12, ст. 1429; N 25, ст. 3073; N 32, ст. 4040; N 38, ст. 4479; N 38, ст. 4494, N 52 (часть 1), ст. 6575; 2010, N 12, ст. 1333; N 21, ст. 2610; N 23, ст. 2837; N 37, ст. 4685; N 37, ст. 4708; N 40, ст. 5102; 2011, N 14, ст. 1916; N 11, ст. 1524; N 17, ст. 2416; N 24, ст. 3501).

2. Методические указания определяют основные положения по расчету устанавливаемых Федеральной службой по тарифам (далее - Службой) цен (тарифов) на услуги по обеспечению системной надежности, оказываемые лицами, в отношении которых Федеральным законом N 35-ФЗ установлена обязанность по оказанию таких услуг (далее - услуги по обеспечению системной надежности).

3. В соответствии с настоящими Методическими указаниями осуществляется расчет устанавливаемых Службой в соответствии с законодательством Российской Федерации цен (тарифов) на следующие услуги по обеспечению системной надежности:

Цены (тарифы) на услуги по обеспечению системной надежности устанавливаются Службой в отношении каждой услуги и каждого объекта электроэнергетики, с использованием которого оказывается соответствующая услуга по обеспечению системной надежности.

4. Методические указания предназначены для использования Службой, субъектами электроэнергетики, в отношении которых Федеральным законом N 35-ФЗ установлена обязанность по оказанию услуг по обеспечению системной надежности.

5. Понятия, используемые в настоящих Методических указаниях, соответствуют определениям, данным в Федеральном законе N 35-ФЗ и Основах ценообразования.

6. Расчет цен (тарифов) на услуги по обеспечению системной надежности осуществляется исходя из принципа обязательного раздельного учета доходов и расходов, объемов продукции (услуг) субъектов электроэнергетики по видам деятельности в соответствии с пунктом 6 Основ ценообразования. Принципы раздельного учета доходов и расходов по видам деятельности определяются учетной политикой субъекта электроэнергетики.

7. Исходными данными для расчета цен (тарифов) на услуги по обеспечению системной надежности являются:

расчетный (плановый) объем необходимой валовой выручки, требуемый для возмещения экономически обоснованных расходов субъекта электроэнергетики, связанных с оказанием услуг по обеспечению системной надежности, с учетом установленных системным оператором технических параметров и характеристик объекта электроэнергетики и (или) установленных на нем оборудования и устройств, с использованием которых осуществляется (планируется осуществлять) оказание соответствующих услуг, а также условий технологического режима и параметров их работы;

расчетный объем услуг по обеспечению системной надежности.

8. Затраты субъекта электроэнергетики, связанные с оказанием услуг по обеспечению системной надежности, учтенные Службой при установлении для указанного субъекта цен (тарифов) на электрическую энергию и (или) мощность либо иную продукцию (услуги), цены (тарифы) на которые регулируются государством, не подлежат учету при расчете цены (тарифа) на услуги по обеспечению системной надежности.

9. Если субъект электроэнергетики кроме деятельности по оказанию услуг по обеспечению системной надежности осуществляет иные виды деятельности, расходы на их осуществление и полученные от этих видов деятельности доходы (убытки) не учитываются при расчете регулируемых цен (тарифов) на услуги по обеспечению системной надежности.

10. Экономически необоснованные расходы субъектов электроэнергетики исключаются из расчетов цен (тарифов) в соответствии с Основами ценообразования.

11. Размер цен (тарифов) на услуги по обеспечению системной надежности, оказываемых субъектом электроэнергетики, рассчитывается по формуле:

, (1)

где:

- размер цены (тарифа) на j-ую услугу по обеспечению системной надежности, оказываемую i-м субъектом электроэнергетики на k-й расчетный период регулирования;

- необходимая валовая выручка на оказание j-ой услуги по обеспечению системной надежности с использованием i-го объекта электроэнергетики на k-й расчетный период регулирования*, руб.;

- расчетный объем j-ой услуги по обеспечению системной надежности, оказываемой с использованием i-го объекта электроэнергетики, на k-й расчетный период регулирования;

- средневзвешенная цена на j-ую услугу по обеспечению системной надежности, сложившаяся:

12. В отношении услуг по НПРЧ и услуг по АВРЧМ расчетный объем услуг по обеспечению системной надежности определяется как величина резерва мощности, требуемого для работы объекта в режиме НПРЧ и АВРЧМ в МВт за час оказания услуг. Для работы i-го объекта электроэнергетики в режиме НПРЧ и АВРЧМ расчетный объем услуг () на k-ый расчетный период регулирования рассчитывается по формуле:

, (2)

- установленная мощность i-го объекта электроэнергетики, МВт;

- продолжительность оказания j-ой услуги по обеспечению системной надежности в течение расчетного периода регулирования с использованием i-го объекта электроэнергетики.

Продолжительность оказания услуг по НПРЧ и услуг по АВРЧМ (среднегодовое число часов работы объекта электроэнергетики в данных режимах) принимается равным 6000 ч/год.

13. В отношении услуг по регулированию реактивной мощности без производства электрической энергии в качестве расчетного объема услуг для каждого объекта электроэнергетики принимается плановое число часов оказания услуг по регулированию реактивной мощности без производства электрической энергии. Определяется по данным системного оператора о плановых совокупных объемах оказания услуг по регулированию реактивной мощности без производства электрической энергии.

В отношении услуг по развитию систем противоаварийного управления в качестве расчетного объема услуг принимается установка одной системы противоаварийного управления.

14. Определение состава расходов и оценка их экономической обоснованности производятся в соответствии с законодательством Российской Федерации о налогах и сборах, Основами ценообразования и настоящими Методическими указаниями.

15. При установлении цен (тарифов) на услуги по обеспечению системной надежности в части услуг по НПРЧ и АВРЧМ в состав необходимой валовой выручки (далее - НВВ) включаются следующие расходы:

капитальные затраты, связанные с необходимостью подготовки оборудования к участию в НПРЧ/АВРЧМ, включая расходы на модернизацию оборудования, внедрение современных автоматизированных систем управления;

эксплуатационные затраты:

- затраты, связанные с сервисным и абонентским обслуживанием технических и программных средств, необходимых для работы объекта электроэнергетики в данных режимах, проведением сертификации объектов электроэнергетики,

- экономическая составляющая эксплуатационных затрат, обусловленная снижением коэффициента полезного действия, увеличением удельного расхода топлива и потребления на собственные нужды,

- составляющая эксплуатационных затрат, связанная с дополнительным износом и снижением надежности элементов основного и вспомогательного оборудования и регулирующих органов (сокращением срока службы и увеличением числа отказов) при работе объекта электроэнергетики в режимах НПРЧ/АВРЧМ.

16. При установлении цен (тарифов) на услуги по регулированию реактивной мощности без производства электрической энергии в состав НВВ включаются следующие расходы:

капитальные затраты, связанные с необходимостью подготовки оборудования к участию в регулировании реактивной мощности без производства электрической энергии, включая расходы на модернизацию оборудования, внедрение современных автоматизированных систем управления и организацией учета потребленной активной и выработанной (потребленной) реактивной электроэнергии;

эксплуатационные затраты:

- затраты на вращение генератора в режиме синхронного компенсатора (потребление активной мощности из сети для компенсации механических, вентиляционных и электрических потерь);

- затраты, связанные с потреблением электроэнергии на возбуждение генератора;

- затраты, связанные с потреблением электроэнергии оборудованием собственных нужд электростанции, обеспечивающим работу генератора в режиме синхронного компенсатора (далее - режим СК);

- затраты, связанные с потерями электроэнергии в станционной сети в связи с работой генерирующего оборудования в режиме СК;

- затраты, связанные с покупкой мощности субъектом электроэнергетики на оптовом рынке электроэнергии и мощности для участия в оказании услуг по регулированию реактивной мощности без производства электрической энергии.

16. Для субъектов электроэнергетики, осуществивших модернизацию объектов электроэнергетики для участия в оказании услуг по НПРЧ и АВРЧМ до вступления в силу Правил отбора субъектов электроэнергетики и потребителей электрической энергии, оказывающих услуги по обеспечению системной надежности, и оказания таких услуг, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 3 марта 2010 г. N 117, , относимая на услуги по НПРЧ и АВРЧМ, на k-ый расчетный период регулирования определяется отдельно в отношении каждого вида услуг и каждого объекта электроэнергетики, с использованием которого оказываются соответствующие услуги по обеспечению системной надежности, по формуле:

, (3)

Для субъектов электроэнергетики, осуществивших модернизацию объектов электроэнергетики для участия в оказании услуг по НПРЧ и АВРЧМ после вступления в силу Правил отбора субъектов электроэнергетики и потребителей электрической энергии, оказывающих услуги по обеспечению системной надежности, и оказания таких услуг, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 3 марта 2010 г. N 117, , относимая на услуги по НПРЧ и АВРЧМ, на k-ый расчетный период регулирования определяется отдельно в отношении каждого вида услуг и каждого объекта электроэнергетики, с использованием которого оказываются соответствующие услуги по обеспечению системной надежности, по формуле:

. (3.1)

Для субъектов электроэнергетики, осуществивших модернизацию объектов электроэнергетики для участия в оказании услуг по регулированию реактивной мощности без производства электрической энергии до вступления в силу Правил отбора субъектов электроэнергетики и потребителей электрической энергии, оказывающих услуги по обеспечению системной надежности, и оказания таких услуг, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 3 марта 2010 г. N 117, на k-ый расчетный период регулирования рассчитывается отдельно в отношении каждого объекта электроэнергетики, с использованием которого оказываются соответствующие услуги по обеспечению системной надежности, по формуле:

, (3.2)

Для субъектов электроэнергетики, осуществивших модернизацию объектов электроэнергетики для участия в оказании услуг по регулированию реактивной мощности без производства электрической энергии после вступления в силу Правил отбора субъектов электроэнергетики и потребителей электрической энергии, оказывающих услуги по обеспечению системной надежности, и оказания таких услуг, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 3 марта 2010 г. N 117, на k-ый расчетный период регулирования определяется отдельно в отношении каждого объекта электроэнергетики, с использованием которого оказываются соответствующие услуги по обеспечению системной надежности, по формуле:

, (3.3)

где:

, тыс. руб. - возврат средств на модернизацию оборудования i-го объекта электроэнергетики в году k, на который устанавливается тариф, объем которых определяется в соответствии с пунктом 17 настоящих Методических указаний;

, руб. - эксплуатационные затраты, обусловленные участием i-го объекта электроэнергетики в оказании услуг по регулированию реактивной мощности без производства электрической энергии в k-ом расчетном периоде регулирования, определяемые в порядке, предусмотренном пунктом 28 настоящих Методических указаний;

, руб. - эксплуатационные затраты, обусловленные участием i-го объекта электроэнергетики в режимах НПРЧ и АВРЧМ в k-ом расчетном периоде регулирования, определяемые в соответствии с пунктом 18 настоящих Методических указаний;

, тыс. руб. - значение дополнительных эксплуатационных затрат, обусловленное изменением надежности оборудования и увеличением износа в k-ом расчетном периоде регулирования, определяемое в порядке, предусмотренном пунктом 22 настоящих Методических указаний;

, руб. - стоимость мощности, покупаемой субъектом электроэнергетики на оптовом рынке электроэнергии и мощности для участия в оказании услуг по регулированию реактивной мощности без производства электрической энергии в k-ом расчетном периоде регулирования, определяемая в порядке, предусмотренном пунктом 33 настоящих Методических указаний;

- норма рентабельности инвестиций в k-ом расчетном периоде регулирования, принимается равной средней доходности долгосрочных государственных обязательств, выраженных в рублях, со сроком до погашения не менее 8 лет и не более 10 лет за истекший период года, предшествующего регулируемому (или за 12 месяцев, истекших к моменту определения цены (тарифы) на услуги по обеспечению системной надежности).

Доходность долгосрочных государственных обязательств определяется в соответствии с Методикой определения величины средней доходности долгосрочных государственных обязательств, используемой при расчете цены на мощность для поставщиков мощности, утвержденной приказом Минэкономразвития России от 26.07.2010 N 329 (зарегистрировано Минюстом России 16.08.2010, регистрационный N 18169), с изменениями, внесенными приказом Минэкономразвития России от 21.02.2011 N 55 (зарегистрировано Минюстом России 10.03.2011, регистрационный N 20032);

- норма рентабельности продукции (услуг) в k-ом расчетном периоде регулирования, принимается равной ставке рефинансирования Центрального банка Российской Федерации на момент утверждения цен (тарифов) на услуги по обеспечению системной надежности;

Нпр - ставка налога на прибыль.

17. Возврат средств на модернизацию оборудования i-го объекта энергетики в k-ом расчетном периоде регулирования рассчитывается по формуле:

Для услуги НПРЧ:

. (4.1)

Для услуги АВРЧМ:

, (4.2)

Для услуг по регулированию реактивной мощности без производства электрической энергии:

, (4.3)

где:

С - нормативный срок службы оборудования, принимается равным 6 годам;

Ki, руб. - капитальные затраты, связанные с необходимостью подготовки оборудования к участию в регулировании реактивной мощности без производства электрической энергии. Определяются Службой на k-ый расчетный период регулирования на основании представляемых субъектом электроэнергетики материалов, подтверждающих их экономическую обоснованность;

- понижающий коэффициент, учитывающий снижение капитальных затрат в связи с модернизацией последующих объектов электроэнергетики, применяемый при условии установки однотипного оборудования и тиражирования проектных и технических решений, определяемый в соответствии с данными, представленными в таблице:

Кицп - коэффициент индекса цен производителей, который определяется по формуле:

, (5)

где:

- фактический (прогнозный) индекс цен производителей в году n в соответствии с прогнозом социально-экономического развития Российской Федерации на соответствующие периоды, значение n определяется с 2008 года до года, предшествующего расчетному периоду регулирования.

18. Эксплуатационные затраты, возникающие при работе объекта электроэнергетики в режимах НПРЧ и АВРЧМ, на k-ый расчетный период регулирования определяются по формуле:

, (6)

где:

, руб. - экономическая составляющая эксплуатационных затрат, обусловленная для режима АВРЧМ - снижением коэффициента полезного действия (далее - КПД) котла в связи с увеличением удельного расхода топлива, для режима НПРЧ - изменением значения давления пара перед турбиной (в случае принятия соответствующего технического решения) в k-ом расчетном периоде регулирования, определяемая в соответствии с пунктами 19 и 20 настоящих Методических указаний;

, руб. - эксплуатационные затраты на сервисное обслуживание технических и программных средств в k-ом расчетном периоде регулирования, определяемые в соответствии с пунктом 21 Методических указаний;

, руб. - затраты на сертификационные испытания и ежегодный инспекционный контроль i-го объекта электроэнергетики после проведения сертификационных испытаний в k-ом расчетном периоде регулирования;

, руб. - расходы на уплату налога на имущество в k-ом расчетном периоде регулирования, рассчитываемые исходя из стоимости оборудования, установленного для подготовки объекта электроэнергетики к участию в НПРЧ/АВРЧМ.

19. При участии i-го объекта электроэнергетики в НПРЧ, экономическая составляющая эксплуатационных затрат, обусловленная изменением значения давления пара перед турбиной для выполнения требований НПРЧ по изменению мощности, на k-ый расчетный период регулирования определяется по формуле:

, (7)

где:

8,76, - среднегодовой коэффициент поправки на изменение КПД объекта электроэнергетики за счет изменения давления пара перед турбиной;

, МВт - номинальная (установленная) мощность i-го объекта электроэнергетики;

- коэффициент использования установленной мощности;

, руб./МВт. ч - топливная составляющая стоимости электроэнергии, определяемая исходя из фактических удельных расходов субъектов электроэнергетики на топливо на выработку 1 МВт*ч электрической энергии i-ым объектом электроэнергетики, для которого установлена обязанность по оказанию услуг по НПРЧ и АВРЧМ, в году, предшествующему расчетному периоду регулирования, и прогнозного индекса изменения цен на топливо;

, МПа - разность давлений пара перед турбиной, обусловленная работой объекта электроэнергетики в режиме НПРЧ и определяемая в соответствии с режимными картами.

Если изменение давления пара перед турбиной для режима НПРЧ не предусмотрено техническим решением, то .

20. При работе объекта электроэнергетики в режиме АВРЧМ экономическая составляющая эксплуатационных затрат, обусловленная снижением КПД котла в связи с увеличением удельного расхода топлива, рассчитывается по формуле:

(7.1)

где:

683.3, - среднегодовой коэффициент поправки на изменение КПД котла при переводе объекта электроэнергетики в режим АВРЧМ;

, % - КПД котла определяется по режимной карте котла.

21. Эксплуатационные затраты на сервисное обслуживание технических и программных средств, необходимых для решения задач НПРЧ, определяются по формуле:

, (8)

При участии объекта электроэнергетики в оказании услуг по АВРЧМ эксплуатационные затраты на сервисное обслуживание оборудования рассчитываются по формуле:

, (8.1)

где:

, руб. - ежегодные эксплуатационные затраты на техническое обслуживание станционного устройства системы мониторинга фактического участия объекта электроэнергетики в НПРЧ (на энергоблок) в k-ом расчетном периоде регулирования;

, руб. - ежегодные эксплуатационные затраты на техническое обслуживание станционного терминала автоматического регулирования частоты электрического тока и перетоков активной мощности, системы связи с диспетчерским центром, аренду каналов связи и другие расходы, необходимые для обеспечения связи объекта электроэнергетики с диспетчерским центром для оказания услуг по АВРЧМ на k-ый расчетный период регулирования;

, руб. - ежегодные эксплуатационные затраты на сервисное обслуживание программно-технического комплекса (далее - ПТК) и системы автоматического регулирования турбины на k-ый расчетный период регулирования;

, руб. - ежегодные эксплуатационные затраты на сервисное обслуживание ПТК котла на k-ый расчетный период регулирования.

Перечисленные в настоящем пункте ежегодные эксплуатационные затраты определяются Службой на основании представляемых субъектом электроэнергетики материалов, подтверждающих их экономическую обоснованность.

22. При работе объекта электроэнергетики в режиме НПРЧ дополнительные эксплуатационные затраты, возникающие при работе объекта электроэнергетики в режиме НПРЧ, принимаются равными нулю: .

Значение дополнительных эксплуатационных затрат объекта электроэнергетики, участвующего в АВРЧМ, рассчитывается по формулам:

Для барабанных и прямоточных котлов, номинальной (установленной) мощностью 200-215 МВт:

, (9.1)

Для двухкорпусных котлов, номинальной (установленной) мощностью 300 МВт (за исключением ПК-41):

, (9.2)

Для двухкорпусных котлов ПК-41, номинальной (установленной) мощностью 300 МВт:

, (9.3)

Для однокорпусных котлов, номинальной (установленной) мощностью 300 МВт (за исключением ПК-41):

, (9.4)

Для однокорпусных котлов ПК-41, номинальной (установленной) мощностью 300 МВт:

, (9.5)

Для котлов, номинальной (установленной) мощностью 800 МВт:

, (9.6)

где:

- фактический (прогнозный) индекс цен производителей в году n в соответствии с прогнозом социально-экономического развития Российской Федерации на соответствующие периоды, значение n определяется с 2010 года до года, предшествующего расчетному периоду регулирования.

23. При наличии у субъекта электроэнергетики действующего договора оказания услуг по НПРЧ при установлении цен (тарифов) на услуги по АВРЧМ возврат средств на модернизацию оборудования i-го объекта энергетики, связанную с созданием системы связи и управления с диспетчерским центром, включающую в себя терминал автоматического регулирования частоты электрического тока и перетоков активной мощности, каналы связи или выделение частотных диапазонов каналов связи, необходимых для оказания услуг по АВРЧМ, в k-ом расчетном периоде регулирования рассчитывается по формуле:

. (10)

24. Эксплуатационные затраты для случая, указанного в пункте 23 Методических указаний, определяются по формуле:

, (11)

где:

, руб. - экономическая составляющая эксплуатационных затрат, обусловленная для режима АВРЧМ - снижением КПД котла в связи с увеличением удельного расхода топлива на k-ый расчетный период регулирования, определяемая в соответствии с пунктом 20 Методических указаний;

, руб. - эксплуатационные затраты на сервисное обслуживание технических и программных средств в k-ом расчетном периоде регулирования, равные , определяемым в соответствии с пунктом 21 Методических указаний.

Расчет значения дополнительных эксплуатационных затрат объекта электроэнергетики, участвующего в АВРЧМ, для случая указанного в пункте 23 Методических указаний производится в соответствии с пунктом 22 Методических указаний.

25. При наличии у субъекта электроэнергетики действующего договора оказания услуг по АВРЧМ при установлении цен (тарифов) на услуги по НПРЧ возврат средств на модернизацию оборудования i-го объекта энергетики, связанную с созданием системы станционного устройства системы мониторинга фактического участия энергоблоков в НПРЧ, в k-ом расчетном периоде регулирования рассчитывается по формуле:

. (12)

26. Эксплуатационные затраты для случая, указанного в пункте 25 Методических указаний, определяются по формуле:

, (13)

где:

, руб. - экономическая составляющая эксплуатационных затрат, обусловленная для режима НПРЧ - изменением значения давления пара перед турбиной (в случае принятия соответствующего технического решения) в k-ом расчетном периоде регулирования, определяемая в соответствии с пунктом 19 Методических указаний;

, руб. - эксплуатационные затраты на сервисное обслуживание технических и программных средств в k-ом расчетном периоде регулирования, равные , определяемые в соответствии с пунктом 21 Методических указаний.

27. В случае одновременного установления субъекту электроэнергетики цен (тарифов) на услуги по НПРЧ и АВРЧМ расчет возврата средств на модернизацию оборудования i-го объекта энергетики в k-ом расчетном периоде регулирования и эксплуатационных затрат для установления цен (тарифов) на услуги по НПРЧ осуществляется в соответствии с пунктами 17 и 18 настоящих Методических указаний, расчет возврата средств на модернизацию оборудования i-го объекта энергетики в k-ом расчетном периоде регулирования и эксплуатационных затрат для установления цен (тарифов) на услуги по АВРЧМ осуществляется в соответствии с пунктами 23 и 24 настоящих Методических указаний.

28. Эксплуатационные затраты, обусловленные участием i-го объекта электроэнергетики в оказании услуг по регулированию реактивной мощности без производства электрической энергии () в k-ом расчетном периоде регулирования, определяются по формуле:

, (14)

где:

, руб. - затраты на вращение генератора в режиме СК (потребление электроэнергии из сети для компенсации механических, вентиляционных и электрических потерь) в k-ом расчетном периоде регулирования, определяемые в порядке, предусмотренном пунктом 29 настоящих Методических указаний;

, руб. - затраты, связанные с потреблением электроэнергии на возбуждение генератора в k-ом расчетном периоде регулирования, определяемые в порядке, предусмотренном пунктом 30 настоящих Методических указаний;

, руб. - затраты, связанные с потреблением электроэнергии оборудованием собственных нужд электростанции, обеспечивающим работу генерирующего оборудования в режиме СК, в k-ом расчетном периоде регулирования, определяемые в порядке, предусмотренном пунктом 31 настоящих Методических указаний;

, руб. - затраты, связанные с потерями электроэнергии в станционной сети в связи с работой генерирующего оборудования в режиме СК, в k-ом расчетном периоде регулирования, определяемые в порядке, предусмотренном пунктом 32 настоящих Методических указаний.

29. Затраты, связанные с потреблением электроэнергии генератором, работающим в режиме СК, электроэнергии для компенсации электрических, механических и вентиляционных потерь в генераторе, на k-ый расчетный период регулирования определяются по формуле:

, (15)

где , - средняя по субъекту Российской Федерации, на территории которого расположен i-ый объект электроэнергетики, оказывающий услуги по регулированию реактивной мощности без производства электрической энергии, цена электроэнергии на рынке на сутки вперед за год, предшествующий расчетному, с учетом индекса цен на электрическую энергию в соответствии с прогнозом социально-экономического развития Российской Федерации;

, - объем потребленной генератором при работе в режиме СК электроэнергии, определяемый по формуле:

, (15.1)

где , кВт - средняя мощность, потребляемая генератором при работе в режиме СК, устанавливается на основании паспортных данных либо на основании испытаний. При отсутствии таких сведений принимается равной для гидроэлектростанций (далее - ГЭС) 4% от номинальной мощности генератора, для гидроаккумулирующих электрических станций (далее - ГАЭС) 8% от номинальной мощности генератора;

, ч - плановое число часов работы объекта электроэнергетики в режиме СК в расчетном периоде регулирования. Определяется в соответствии с извещением о проведении отбора субъектов электроэнергетики, оказывающих услуги по обеспечению системной надежности, направленным системным оператором субъекту электроэнергетики**.

30. Затраты, связанные с потреблением электроэнергии на возбуждение генератора, оснащенного системой независимого возбуждения, не учитываются в составе эксплуатационных затрат, обусловленных участием i-го объекта электроэнергетики в оказании услуг по регулированию реактивной мощности без производства электрической энергии (), и принимаются равными нулю ().

Затраты на возбуждение генераторов, оснащенных системами самовозбуждения, на k-ый расчетный период регулирования рассчитываются по формуле:

, (16)

где:

, - объем электроэнергии, использованной для возбуждения генератора при работе в режиме СК, рассчитывается по формуле;

, (16.1)

где:

, кВт - мощность, потребляемая системой возбуждения генератора, определяется по формуле:

, (16.2)

где:

, кА - номинальный ток возбуждения генератора. Устанавливается на основании паспортных данных генератора;

, кВ - номинальное напряжение возбуждения генератора. Устанавливается на основании паспортных данных генератора;

0,5 - коэффициент, учитывающий среднюю величину реактивной мощности генератора при работе в режиме СК.

31. Затраты, связанные с потреблением электроэнергии оборудованием собственных нужд электростанции, обеспечивающим работу генератора в режиме СК, на k-ый расчетный период регулирования определяются по формуле:

, (17)

где:

, - объем электроэнергии, потребляемой оборудованием собственных нужд при работе генератора в режиме СК, определяется по формуле:

, (17.1)

где - коэффициент, отражающий расход электроэнергии на собственные нужды в зависимости от номинальной мощности генератора. Для объектов электроэнергетики с установленной мощностью генераторов до 200 МВт принимается равным 0,02. Для объектов электроэнергетики с установленной мощностью генераторов 200 МВт и выше, принимается равным 0,005;

, МВт - номинальная мощность генератора;

32. Затраты, связанные с потерями электроэнергии в станционной сети в связи с работой генерирующего оборудования в режиме СК на k-ый расчетный период регулирования определяются по формуле:

, (18)

где:

, - объем потерь электроэнергии в станционной сети, определяется по формуле:

, (18.1)

где:

, кВт - величина потерь мощности в блочном трансформаторе, обусловленных работой генератора в режиме СК, определяются по формуле:

, (18.2)

где:

, кВт - величина потерь короткого замыкания в блочном трансформаторе, определяемая по формуле 18.2.1;

, кВт - величина потерь холостого хода в блочном трансформаторе, определяемая по формуле 18.2.2.

, (18.2.1)

где , кВт - величина номинальных потерь короткого замыкания блочного трансформатора (при блочной схеме) или того из главных трансформаторов, у которого потери короткого замыкания являются наибольшими (при неблочной схеме), определяемая на основании паспортных данных трансформатора;

, квар - средняя величина выдаваемой в режиме СК реактивной мощности, принимаемая равной 0,5 от величины реактивной мощности, соответствующей верхней границе диапазона регулирования .

устанавливается на основании паспортных данных;

, - номинальная мощность блочного трансформатора, определяемая на основании паспортных данных трансформатора;

, (18.2.2)

где , кВт - номинальные потери холостого хода блочного трансформатора (при блочной схеме) или того из главных трансформаторов, у которого потери холостого хода являются наибольшими (при неблочной схеме), определяемые на основании паспортных данных трансформатора;

n - количество генераторов, подключенных к обмотке (в том числе расщепленной низкого напряжения ) блочного трансформатора.

Потери электроэнергии в станционной сети при неблочной главной схеме электростанции определяются аналогично для одного из главных трансформаторов электростанции, обеспечивающих выдачу мощности рассматриваемого генератора. При этом для расчета выбирается главный трансформатор, у которого суммарные номинальные потери холостого хода и короткого замыкания являются наибольшими.

33. Стоимость мощности, покупаемой субъектом электроэнергетики на оптовом рынке электроэнергии и мощности для участия в оказании услуг по регулированию реактивной мощности без производства электрической энергии, на k-ый расчетный период регулирования определяется по формуле:

, (19)

где:

, руб./кВт - цена мощности, определенная по итогам конкурентного отбора мощности в зоне свободного перетока электрической энергии (мощности), в которой находится генерирующее оборудование, используемое для оказания услуг по регулированию реактивной мощности;

- плановый коэффициент резервирования мощности в зоне свободного перетока электрической энергии (мощности), в которой находится генерирующее оборудование, используемое для оказания услуг по регулированию реактивной мощности. принимается равным единице в случае, если в течение предыдущего периода регулирования суммарная за период регулирования величина потребления мощности на собственные нужды электростанции, генерирующее оборудование которой используется для оказания услуг по регулированию реактивной мощности без производства электрической энергии, не превышала величины, равной сумме установленных максимально допустимых величин месячного расхода электроэнергии на собственные нужды генерации за период регулирования;

, кВт - величина мощности, относимой на потребление генерирующего оборудования при работе генератора в режиме СК, определяется по формуле:

, (19.1)

где

, кВт - средняя мощность, потребляемая генератором при работе в режиме СК, устанавливается на основании паспортных данных либо на основании испытаний. При отсутствии таких сведений принимается равной для гидроэлектростанций (далее - ГЭС) 4% от номинальной мощности генератора, для гидроаккумулирующих электрических станций (далее - ГАЭС) 8% от номинальной мощности генератора;

, кВт - величина мощности, потребляемой системой возбуждения генератора, определяется по формуле 16.2;

, кВт - величина потерь мощности в блочном трансформаторе, обусловленных работой генератора в режиме СК, определяется по формуле 18.2;

, кВт - величина мощности, потребляемой оборудованием собственных нужд при работе генератора в режиме СК, определяется по формуле:

. (19.2)

34. При установлении цен (тарифов) на услуги по развитию систем противоаварийного управления в состав НВВ включаются расходы на установку (модернизацию) на объекте электроэнергетики технических средств соответствующей системы противоаварийной автоматики.

35. Субъект электроэнергетики представляет в Службу следующие материалы, используемые для расчета указанных цен (тарифов):