Постановление Правительства РФ от 29 декабря 2011 г. N 1178 "О ценообразовании в области регулируемых цен (тарифов) в электроэнергетике" (с изменениями и дополнениями)

1. Настоящий документ, разработанный в соответствии с Федеральным законом "Об электроэнергетике", определяет основные принципы и методы регулирования цен (тарифов) в электроэнергетике.

2. Используемые в настоящем документе понятия означают следующее:

"база инвестированного капитала" - стоимость активов регулируемой организации, находящихся в эксплуатации, созданных с использованием инвестированного капитала, применяемых в сфере оказания услуг по передаче электрической энергии (объектов электросетевого хозяйства и объектов производственного назначения, в том числе машин и механизмов), используемая при формировании регулируемых тарифов на очередной год долгосрочного периода регулирования в соответствии с методическими указаниями по регулированию тарифов с применением метода доходности инвестированного капитала;

"базовый уровень операционных расходов" - уровень операционных расходов, установленный на первый год долгосрочного периода регулирования;

"долгосрочные параметры регулирования" - параметры расчета долгосрочных цен (тарифов), устанавливаемые на долгосрочный период регулирования;

"долгосрочные цены (тарифы)" - регулируемые цены (тарифы), по которым осуществляются расчеты за электрическую энергию (мощность) и соответствующие услуги, оказываемые организациями, осуществляющими регулируемую деятельность, установленные на основе долгосрочных параметров регулирования;

"долгосрочный период регулирования" - период сроком не менее 5 лет (не менее 3 лет при установлении впервые долгосрочных цен (тарифов), их предельных уровней), на который рассчитываются долгосрочные параметры регулирования;

"индикативная цена на электрическую энергию" - средневзвешенная стоимость единицы электрической энергии, рассчитываемая на соответствующий период регулирования в целях формирования договоров в неценовых зонах оптового рынка и используемая для определения регулируемых цен (тарифов) на розничных рынках на территориях, объединенных в неценовые зоны оптового рынка;

"индикативная цена на мощность" - средневзвешенная стоимость единицы электрической мощности, рассчитываемая на соответствующий период регулирования в целях формирования договоров в неценовых зонах оптового рынка и используемая для определения регулируемых цен (тарифов) на розничных рынках на территориях, объединенных в неценовые зоны оптового рынка;

"индикативная цена на электрическую энергию для покупателей в отдельных частях ценовых зон оптового рынка, в которых Правительством Российской Федерации установлены особенности функционирования оптового и розничных рынков" - средневзвешенная стоимость единицы электрической энергии, рассчитываемая на соответствующий период регулирования в целях формирования регулируемых договоров в отдельных частях ценовых зон оптового рынка, в которых Правительством Российской Федерации установлены особенности функционирования оптового и розничных рынков;

"индикативная цена на мощность для покупателей в отдельных частях ценовых зон оптового рынка, в которых Правительством Российской Федерации установлены особенности функционирования оптового и розничных рынков" - средневзвешенная стоимость единицы электрической мощности, рассчитываемая на соответствующий период регулирования в целях формирования регулируемых договоров в отдельных частях ценовых зон оптового рынка, в которых Правительством Российской Федерации установлены особенности функционирования оптового и розничных рынков;

"индикативная цена на электрическую энергию для населения и приравненных к нему категорий потребителей" - средневзвешенная стоимость единицы электрической энергии, рассчитываемая в целях формирования регулируемых договоров в ценовых зонах оптового рынка для снабжения электрической энергией (мощностью) населения и приравненных к нему категорий потребителей и используемая для определения регулируемых цен (тарифов) на электрическую энергию (мощность), поставляемую населению и (или) приравненным к нему категориям потребителей на территориях ценовых зон оптового рынка в случае, если прогнозом социально-экономического развития Российской Федерации предусмотрены различные темпы роста цен на электрическую энергию (мощность) для населения и прочих потребителей;

"индикативная цена на мощность для населения и приравненных к нему категорий потребителей" - средневзвешенная стоимость единицы электрической мощности, рассчитываемая в целях формирования регулируемых договоров в ценовых зонах оптового рынка для снабжения электрической энергией (мощностью) населения и приравненных к нему категорий потребителей и используемая для определения регулируемых цен (тарифов) на электрическую энергию (мощность), поставляемую населению и (или) приравненным к нему категориям потребителей на территориях ценовых зон оптового рынка в случае, если прогнозом социально-экономического развития Российской Федерации предусмотрены различные темпы роста цен на электрическую энергию (мощность) для населения и прочих потребителей;

"инвестированный капитал" - капитал, который использовался для создания активов организацией, в отношении которой применяется метод доходности инвестированного капитала, необходимых для осуществления указанной организацией регулируемой деятельности;

"индекс эффективности операционных расходов" - показатель, характеризующий динамику изменения уровня расходов, связанных с поставками соответствующих товаров (услуг), позволяющий обеспечить поэтапное достижение эффективного уровня операционных расходов, определяемого методом сравнения аналогов или путем расчета эффективного уровня расходов, связанных с содержанием типового оборудования;

"необходимая валовая выручка" - экономически обоснованный объем финансовых средств, необходимых организации для осуществления регулируемой деятельности в течение расчетного периода регулирования;

"операционные расходы" - расходы, связанные с производством и реализацией продукции (услуг) по регулируемым видам деятельности, за исключением амортизации основных средств, расходов на обслуживание заемных средств, расходов, связанных с арендой имущества, используемого для осуществления регулируемой деятельности, и расходов по оплате услуг, оказываемых организациями, осуществляющими регулируемую деятельность, а также налогов и сборов, предусмотренных законодательством Российской Федерации о налогах и сборах;

"размер инвестированного капитала" - величина инвестированного капитала, установленная с учетом результатов независимой оценки при переходе к регулированию тарифов на основе долгосрочных параметров регулирования деятельности организаций;

"расчетная предпринимательская прибыль гарантирующего поставщика" - величина, учитываемая при определении необходимой валовой выручки гарантирующего поставщика, используемой при расчете сбытовых надбавок, остающаяся в распоряжении гарантирующего поставщика и расходуемая им по своему усмотрению;

"период регулирования" - период не менее 12 месяцев, если иное не  предусмотрено решением Правительства Российской Федерации, на  который рассчитываются цены (тарифы);

"подконтрольные расходы" - расходы, связанные с производством и реализацией продукции (услуг) по регулируемым видам деятельности, за исключением расходов на финансирование капитальных вложений, расходов на амортизацию основных средств и нематериальных активов, расходов на возврат и обслуживание заемных средств, в том числе направленных на финансирование капитальных вложений, расходов, связанных с арендой имущества, используемого для осуществления регулируемой деятельности, лизинговых платежей, расходов на оплату услуг (продукции), оказываемых организациями, осуществляющими регулируемую деятельность, а также налогов и сборов, предусмотренных законодательством Российской Федерации о налогах и сборах, расходов на оплату нормативных потерь в сетях;

"регулируемая деятельность" - деятельность в сфере электроэнергетики, в рамках которой расчеты за поставляемую продукцию (услуги) осуществляются по ценам (тарифам), которые в соответствии с Федеральным законом "Об электроэнергетике" подлежат государственному регулированию;

"регулируемые договоры" - договоры, заключенные в соответствии с законодательством Российской Федерации субъектами оптового рынка - производителями электрической энергии (мощности) с гарантирующими поставщиками (энергоснабжающими, энергосбытовыми организациями, к числу покупателей которых относится население и (или) приравненные к нему категории потребителей), а также с определенными Правительством Российской Федерации субъектами оптового рынка - покупателями электрической энергии (мощности), функционирующими в отдельных частях ценовых зон оптового рынка, для которых Правительством Российской Федерации установлены особенности функционирования оптового и розничных рынков, поставка электрической энергии (мощности) по которым осуществляется по регулируемым государством ценам (тарифам);

"регулирующие органы" - Федеральная антимонопольная служба и органы исполнительной власти субъектов Российской Федерации в области государственного регулирования тарифов;

"срок действия цен (тарифов)" - период времени между изменениями цен (тарифов) регулирующими органами по основаниям, установленным законодательством Российской Федерации;

"срок возврата инвестированного капитала" - срок, в течение которого капитал, инвестированный в создание активов, введенных в эксплуатацию, будет в полном объеме возвращен организации, осуществляющей регулируемую деятельность;

"уровень надежности и качества реализуемых товаров (услуг)" - совокупность показателей, отражающих качественные характеристики реализуемых товаров (услуг);

"цены (тарифы)" - система ценовых ставок, по которым осуществляются расчеты за электрическую энергию (мощность), а также за услуги, оказываемые на оптовом и розничных рынках электрической энергии;

"ценообразование" - процесс расчета и установления регулируемых цен (тарифов), применяемых при расчетах за электрическую энергию (мощность), а также за соответствующие услуги, оказываемые организациями, осуществляющими регулируемую деятельность;

"чистый оборотный капитал" - разность между величиной текущих активов и величиной текущих обязательств организации, осуществляющей регулируемую деятельность, определяемая регулирующими органами с учетом максимального и минимального значения норматива чистого оборотного капитала, устанавливаемого регулирующим органом на долгосрочный период регулирования в процентах от необходимой валовой выручки, в соответствии с методическими указаниями по регулированию тарифов с применением метода доходности инвестированного капитала;

"экономия подконтрольных расходов" - снижение уровня фактических подконтрольных расходов по сравнению с уровнем плановых расходов предыдущего года, за вычетом величины, характеризующей изменение уровня расходов, предусмотренного индексом эффективности подконтрольных расходов;

"экономия операционных расходов" - снижение уровня фактических операционных расходов по сравнению с уровнем плановых расходов предыдущего года, за вычетом величины, характеризующей изменение уровня расходов, предусмотренного индексом эффективности операционных расходов;

"эталон затрат гарантирующего поставщика" - экономически обоснованная удельная величина затрат, связанная с осуществлением регулируемой деятельности в качестве гарантирующего поставщика, определяемая методом сравнения аналогов, устанавливаемая по статьям расходов;

"эталонная выручка гарантирующего поставщика" - необходимая валовая выручка организации, осуществляющей деятельность в качестве гарантирующего поставщика, определяемая методом сравнения аналогов на основе эталонов затрат гарантирующего поставщика.

Значения иных понятий, используемых в настоящем документе, соответствуют принятым в законодательстве Российской Федерации.

2.1. В настоящем документе:

3. В систему регулируемых цен (тарифов) на электрическую энергию (мощность) входят:

1) регулируемые цены (тарифы) и (или) их предельные (минимальные и (или) максимальные) уровни на оптовом рынке:

цены (тарифы) на поставляемую в условиях ограничения или отсутствия конкуренции электрическую энергию, регулирование которых может осуществляться в случаях и в порядке, которые предусмотрены статьей 23.3 Федерального закона "Об электроэнергетике";

цены (тарифы) на электрическую энергию (мощность), поставляемую в ценовых зонах оптового рынка субъектами оптового рынка - производителями электрической энергии (мощности) по договорам, заключенным в соответствии с законодательством Российской Федерации с гарантирующими поставщиками (энергоснабжающими организациями, энергосбытовыми организациями, к числу покупателей электрической энергии (мощности) которых относятся население и (или) приравненные к нему категории потребителей) в целях обеспечения потребления электрической энергии населением и (или) приравненными к нему категориями потребителей, а также до предусмотренной пунктом 6 статьи 36 Федерального закона "Об электроэнергетике" даты с определенными Правительством Российской Федерации субъектами оптового рынка - покупателями электрической энергии (мощности), функционирующими в отдельных частях ценовых зон оптового рынка, для которых Правительством Российской Федерации установлены особенности функционирования оптового и розничных рынков;

надбавка, прибавляемая к равновесной цене оптового рынка для определения цены электрической энергии, произведенной на функционирующих на основе использования возобновляемых источников энергии квалифицированных генерирующих объектах (в случаях и в порядке, которые предусмотрены Правительством Российской Федерации);

абзацы 5 - 6 утратили силу с 20 марта 2019 г. - Постановление Правительства России от 9 марта 2019 г. N 256

цены (тарифы) и (или) предельные (минимальный и (или) максимальный) уровни цен (тарифов) на электрическую энергию (мощность) в неценовых зонах оптового рынка, в том числе поставляемую в электроэнергетические системы иностранных государств и приобретаемую у них в целях экспорта или импорта в объеме, учтенном в сводном прогнозном балансе производства и поставок электрической энергии (мощности);

цены (тарифы) на электрическую энергию (мощность), и (или) предельные (минимальный и (или) максимальный) уровни цен (тарифов), и надбавки к таким ценам (тарифам) (в случаях, предусмотренных законодательством Российской Федерации, в порядке, установленном Правительством Российской Федерации);

надбавка к цене на мощность, установленная и применяемая в порядке, установленном Правительством Российской Федерации, в целях частичной компенсации стоимости мощности и (или) электрической энергии субъектов оптового рынка - производителей электрической энергии (мощности), генерирующее оборудование которых расположено на территории субъекта Российской Федерации, не имеющего административных границ с другими субъектами Российской Федерации и не относящегося к территориям островов, - Калининградской области;

надбавка к цене на мощность, установленная и применяемая в порядке, установленном Правительством Российской Федерации, в целях частичной компенсации субъектам оптового рынка - производителям электрической энергии (мощности) капитальных и эксплуатационных затрат в отношении генерирующих объектов тепловых электростанций, построенных и введенных в эксплуатацию на территориях Республики Крым и (или) г. Севастополя после 1 января 2016 г.;

надбавка к цене на мощность, поставляемую в ценовых зонах оптового рынка субъектами оптового рынка - производителями электрической энергии (мощности), установленная и применяемая в порядке, установленном Правительством Российской Федерации, в целях достижения в субъектах Российской Федерации, входящих в состав Дальневосточного федерального округа, планируемых на следующий период регулирования базовых уровней цен (тарифов) на электрическую энергию (мощность) (далее - надбавка к цене на мощность для субъектов Российской Федерации, входящих в состав Дальневосточного федерального округа);

2) регулируемые цены (тарифы) и предельные (минимальный и (или) максимальный) уровни цен на электрическую энергию (мощность) на розничных рынках:

цены (тарифы) на электрическую энергию при введении государственного регулирования в чрезвычайных ситуациях в соответствии со статьей 23.3 Федерального закона "Об электроэнергетике";

цены (тарифы) и предельные (минимальный и (или) максимальный) уровни цен (тарифов) на электрическую энергию (мощность), поставляемую населению и приравненным к нему категориям потребителей;

цены (тарифы) на электрическую энергию (мощность), поставляемую покупателям на розничных рынках на территориях, не объединенных в ценовые зоны оптового рынка, за исключением электрической энергии (мощности), поставляемой населению и приравненным к нему категориям потребителей;

предельные (минимальный и (или) максимальный) уровни цен (тарифов) на электрическую энергию (мощность), поставляемую покупателям на розничных рынках, в том числе населению и приравненным к нему категориям потребителей, на территориях, не объединенных в ценовые зоны оптового рынка;

сбытовые надбавки гарантирующих поставщиков;

цены (тарифы) или предельные (минимальный и (или) максимальный) уровни цен (тарифов) на электрическую энергию (мощность), произведенную на функционирующих на основе использования возобновляемых источников энергии или торфа квалифицированных генерирующих объектах и приобретаемую в целях компенсации потерь в электрических сетях;

цены (тарифы) и (или) предельные (минимальные и (или) максимальные) уровни цен (тарифов) на электрическую энергию (мощность), поставляемую покупателям, за исключением электрической энергии (мощности), поставляемой населению и приравненным к нему категориям потребителей, на розничных рынках на территориях, не объединенных в ценовые зоны оптового рынка, включая электрическую энергию (мощность), произведенную на функционирующих на основе использования возобновляемых источников энергии или торфа квалифицированных генерирующих объектах;

предельные (минимальный и (или) максимальный) уровни цен (тарифов) на электрическую энергию (мощность) в технологически изолированных территориальных электроэнергетических системах, произведенную на генерирующих объектах, расположенных на территориях указанных технологически изолированных территориальных электроэнергетических систем, и потребляемую объектами, введенными в эксплуатацию после 1 июля 2017 г., в целях заключения двусторонних договоров купли-продажи электрической энергии;

3) регулируемые цены (тарифы), предельные (минимальные и (или) максимальные) уровни цен (тарифов) на услуги, оказываемые на оптовом и розничном рынках электрической энергии (мощности):

цены (тарифы) на услуги по обеспечению системной надежности и по обеспечению вывода Единой энергетической системы России из аварийных ситуаций (в случаях, предусмотренных законодательством Российской Федерации, в порядке, установленном Правительством Российской Федерации);

цены (тарифы) на услуги коммерческого оператора;

цены (тарифы) на услуги по оперативно-диспетчерскому управлению в электроэнергетике в части управления технологическими режимами работы объектов электроэнергетики и энергопринимающих устройств потребителей электрической энергии, обеспечения функционирования технологической инфраструктуры оптового и розничных рынков;

предельные (минимальный и (или) максимальный) уровни цен (тарифов) на услуги по оперативно-диспетчерскому управлению в электроэнергетике в части организации отбора исполнителей и оплаты услуг по обеспечению системной надежности, услуг по обеспечению вывода Единой энергетической системы России из аварийных ситуаций, услуг по формированию технологического резерва мощностей;

цены (тарифы) на услуги по передаче электрической энергии по единой национальной (общероссийской) электрической сети;

предельные (минимальный и (или) максимальный) уровни цен (тарифов) на услуги по передаче электрической энергии по электрическим сетям, принадлежащим на праве собственности или на ином законном основании территориальным сетевым организациям;

цены (тарифы) на услуги по передаче электрической энергии по электрическим сетям, принадлежащим на праве собственности или на ином законном основании территориальным сетевым организациям, предусмотренные законодательством Российской Федерации, в том числе:

цена (тариф) на услуги по передаче электрической энергии в целях расчетов с потребителями услуг (кроме сетевых организаций), расположенными на территории соответствующего субъекта Российской Федерации и принадлежащими к одной группе (категории) из числа тех, по которым законодательством Российской Федерации предусмотрена дифференциация тарифов на электрическую энергию (мощность), независимо от того, к сетям какой сетевой организации они присоединены, если решением Правительства Российской Федерации не предусмотрено иное (далее - единый (котловой) тариф);

индивидуальная цена (тариф) на услуги по передаче электрической энергии для взаиморасчетов между 2 сетевыми организациями за оказываемые друг другу услуги по передаче (далее - тариф взаиморасчетов между 2 сетевыми организациями);

цены (тарифы) на услуги по передаче электрической энергии для сетевых организаций, обслуживающих преимущественно одного потребителя (далее - моносетевые организации).

Государственному регулированию подлежат плата за технологическое присоединение к единой национальной (общероссийской) электрической сети, к электрическим сетям территориальных сетевых организаций и (или) стандартизированные тарифные ставки, определяющие ее величину.

4. Установление регулируемых цен (тарифов) в электроэнергетике осуществляется регулирующими органами в соответствии с целями и принципами государственного регулирования, предусмотренными Федеральным законом "Об электроэнергетике" и нормативными правовыми актами, в том числе устанавливающими правила функционирования оптового и розничных рынков.

5. Регулирование цен (тарифов) основывается на принципе обязательности ведения раздельного учета организациями, осуществляющими регулируемые виды деятельности, объема продукции (услуг), доходов и расходов на производство, передачу, сбыт электрической энергии и технологическое присоединение к электрическим сетям.

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

Организации, осуществляющие регулируемую деятельность в качестве гарантирующего поставщика, ведут обязательный раздельный учет доходов и расходов, относимых на население и приравненные к нему категории потребителей, на прочих потребителей и сетевые организации. Не допускается отнесение на население и приравненные к нему категории потребителей расходов, связанных с обслуживанием прочих потребителей и сетевых организаций.

6. Субъекты электроэнергетики предоставляют для целей государственного регулирования цен (тарифов) данные раздельного учета (в том числе первичного бухгалтерского учета) активов продукции, доходов и расходов по следующим видам деятельности в сфере электроэнергетики:

2) производство электрической энергии объектом, введенным в эксплуатацию в соответствии с постановлением Правительства Российской Федерации от 7 декабря 2005 г. N 738;

3) передача электрической энергии по единой национальной (общероссийской) электрической сети (в том числе эксплуатация объектов электросетевого хозяйства) с разбивкой по субъектам Российской Федерации, на территории которых устанавливаются дифференцированные тарифы на услуги по передаче электрической энергии по единой национальной (общероссийской) электрической сети;

4) передача электрической энергии по электрическим сетям, принадлежащим на праве собственности или на ином законном основании территориальным сетевым организациям (в том числе эксплуатация объектов электросетевого хозяйства), с разбивкой по субъектам Российской Федерации, в случае если организация осуществляет регулируемую деятельность на территории более одного субъекта Российской Федерации;

5) реализация (сбыт) электрической энергии, с разбивкой по субъектам Российской Федерации, в случае если организация осуществляет регулируемую деятельность на территории более одного субъекта Российской Федерации, а также с выделением расходов на обеспечение реализации (сбыта) в объемах потребления электрической энергии населением и (или) приравненными к нему категориями потребителей в рамках и сверх социальной нормы потребления, иными категориями потребителей, а также сетевыми организациями для целей компенсации потерь в электрических сетях;

6) услуги коммерческого оператора;

7) технологическое присоединение к электрическим сетям;

8) оказание услуг по оперативно-диспетчерскому управлению в электроэнергетике в части управления технологическими режимами работы объектов электроэнергетики и энергопринимающих устройств потребителей электрической энергии, обеспечения функционирования технологической инфраструктуры оптового и розничных рынков;

9) оказание услуг по оперативно-диспетчерскому управлению в электроэнергетике в части организации отбора исполнителей и оплаты услуг по обеспечению системной надежности, услуг по обеспечению вывода Единой энергетической системы России из аварийных ситуаций, услуг по формированию технологического резерва мощности;

10) оказание услуг по обеспечению системной надежности, в том числе по видам услуг, с постанционной и поблочной разбивкой:

нормированное первичное регулирование частоты с использованием генерирующего оборудования электростанций - с разбивкой по объектам электроэнергетики, с использованием которых осуществляется оказание услуги;

автоматическое вторичное регулирование частоты и перетоков активной мощности с использованием генерирующего оборудования электростанций (за исключением гидроэлектростанций установленной мощностью более 100 МВт) - с разбивкой по объектам электроэнергетики, с использованием которых осуществляется оказание услуги;

регулирование реактивной мощности с использованием генерирующего оборудования электростанций, на котором в течение периода оказания соответствующих услуг не производится электрическая энергия;

развитие систем противоаварийного управления (включая установку (модернизацию) соответствующих устройств) в Единой энергетической системе России;

в период с 2019 по 2020 год - управление спросом на электрическую энергию.

7. При установлении регулируемых цен (тарифов) регулирующие органы принимают меры, направленные на исключение из расчетов экономически необоснованных расходов организаций, осуществляющих регулируемую деятельность. К экономически необоснованным расходам организаций, осуществляющих регулируемую деятельность, относятся в том числе выявленные на основании данных статистической и бухгалтерской отчетности за год и иных материалов:

расходы организаций, осуществляющих регулируемую деятельность, в предыдущем периоде регулирования, не связанные с осуществлением регулируемой деятельности этих организаций и покрытые за счет поступлений от регулируемой деятельности;

учтенные при установлении регулируемых цен (тарифов) расходы, фактически не понесенные в периоде регулирования, на который устанавливались регулируемые цены (тарифы) (за исключением случаев учета экономии операционных (подконтрольных) расходов и экономии от снижения технологических потерь электрической энергии в электрических сетях при применении в отношении организации, осуществляющей регулируемую деятельность, метода доходности инвестированного капитала или метода долгосрочной индексации необходимой валовой выручки, а также случаев, предусмотренных пунктом 21.1 настоящего документа).

При установлении в соответствии с настоящим пунктом цен (тарифов) для регулируемой организации, созданной в результате реорганизации юридических лиц в форме слияния, преобразования или присоединения, исключаются экономически необоснованные расходы реорганизованного юридического лица (юридических лиц).

Установленные цены (тарифы) могут быть пересмотрены до окончания срока их действия, в том числе в течение финансового года, в следующих случаях:

выявление нарушений, связанных с нецелевым использованием инвестиционных ресурсов, включенных в регулируемые государством цены (тарифы);

принятие в установленном порядке решения об изменении инвестиционной программы организации, осуществляющей регулируемую деятельность, вследствие выдачи органом государственного контроля (надзора) предписания с указанием о необходимости обращения в уполномоченный орган власти для внесения изменений в инвестиционную программу в соответствии с Положением о государственном контроле (надзоре) в области регулируемых государством цен (тарифов), утвержденным постановлением Правительства Российской Федерации от 27 июня 2013 г. N 543 "О государственном контроле (надзоре) в области регулируемых государством цен (тарифов), а также изменении и признании утратившими силу некоторых актов Правительства Российской Федерации".

Регулирующие органы принимают меры по исключению из расчетов при установлении регулируемых цен (тарифов) экономически необоснованных доходов организаций, осуществляющих регулируемую деятельность, полученных в предыдущем периоде регулирования, с учетом средств бюджетов бюджетной системы Российской Федерации, предоставленных таким организациям при осуществлении ими регулируемой деятельности.

При установлении в соответствии с настоящим пунктом цен (тарифов) для регулируемой организации, созданной в результате реорганизации юридических лиц в форме слияния, преобразования или присоединения, исключаются экономически необоснованные доходы реорганизованного юридического лица (юридических лиц).

В случае если на основании данных статистической и бухгалтерской отчетности за год и иных материалов выявлены экономически обоснованные расходы организаций, осуществляющих регулируемую деятельность, не учтенные при установлении регулируемых цен (тарифов) на тот период регулирования, в котором они понесены, или доход, недополученный при осуществлении регулируемой деятельности в этот период регулирования по независящим от организации, осуществляющей регулируемую деятельность, причинам, указанные расходы (доход) учитываются регулирующими органами при установлении регулируемых цен (тарифов) на следующий период регулирования. К экономически обоснованным расходам в том числе относятся расходы, связанные с обслуживанием заемных средств, привлекаемых для покрытия недостатка средств (за исключением случая применения в отношении организации, осуществляющей регулируемую деятельность, метода доходности инвестированного капитала).

Исключение экономически необоснованных доходов и расходов организаций, осуществляющих регулируемую деятельность, выявленных в том числе по результатам проверки их хозяйственной деятельности, учет экономически обоснованных расходов организаций, осуществляющих регулируемую деятельность, не учтенных при установлении регулируемых цен (тарифов) на тот период регулирования, в котором они понесены, или доходов, недополученных при осуществлении регулируемой деятельности в этот период регулирования по независящим от организации, осуществляющей регулируемую деятельность, причинам, в целях сглаживания изменения тарифов могут осуществляться в течение периода, в том числе относящегося к разным долгосрочным периодам регулирования, который не может быть более 5 лет. В этом случае распределение исключаемых экономически необоснованных доходов и расходов, учитываемых экономически обоснованных расходов, не учтенных при установлении регулируемых цен (тарифов) на тот период регулирования, в котором они понесены, или доходов, недополученных при осуществлении регулируемой деятельности в этот период регулирования, осуществляется при расчете необходимой валовой выручки соответствующего годового периода регулирования с учетом параметров прогноза социально-экономического развития Российской Федерации. Действие положений, установленных настоящим абзацем, не распространяется на территориальные сетевые организации, необходимая валовая выручка которых с учетом расходов на оплату потерь и оплату услуг других территориальных сетевых организаций за 3 последних периода регулирования не превысила 10 процентов суммарной необходимой валовой выручки территориальных сетевых организаций, учтенной при установлении единых (котловых) тарифов на услуги по передаче электрической энергии.

При установлении в соответствии с настоящим пунктом цен (тарифов) для регулируемой организации, созданной в результате реорганизации юридических лиц в форме слияния, преобразования или присоединения, учитываются экономически обоснованные расходы реорганизованного юридического лица (юридических лиц), не учтенные при установлении регулируемых цен (тарифов) в отношении такого юридического лица (юридических лиц), а также доходы, недополученные при осуществлении регулируемой деятельности реорганизованным юридическим лицом (юридическими лицами) по независящим от него причинам.

Регулирующий орган принимает решения об установлении (пересмотре) долгосрочных параметров регулирования, об установлении (изменении) регулируемых цен (тарифов) во исполнение вступившего в законную силу решения суда, решения Федеральной антимонопольной службы, принятого по итогам рассмотрения разногласий или досудебного урегулирования споров, решения Федеральной антимонопольной службы об отмене решения регулирующего органа, принятого им с превышением полномочий (предписания), в целях приведения решений об установлении указанных цен (тарифов) и (или) их предельных уровней в соответствие с законодательством Российской Федерации в месячный срок со дня вступления в силу решения суда или принятия Федеральной антимонопольной службой одного из указанных решений (выдачи предписания), если иной срок не установлен соответствующим решением (предписанием).

В случае возникновения у субъектов электроэнергетики недополученных доходов, связанных с осуществлением регулируемой деятельности, в результате принятия решений, указанных в абзаце двенадцатом настоящего пункта, а также изменения в течение первого долгосрочного периода регулирования, начавшегося до 2015 года (в том числе на основании решений Правительства Российской Федерации), установленных регулирующим органом долгосрочных цен (тарифов), и (или) необходимой валовой выручки субъекта электроэнергетики, осуществляющего регулируемую деятельность, которая определена в соответствии с настоящим документом на основе долгосрочных параметров регулирования деятельности такого субъекта электроэнергетики, и (или) долгосрочных параметров регулирования деятельности субъекта электроэнергетики, осуществляющего регулируемые виды деятельности, установления долгосрочных цен (тарифов) на основе долгосрочных параметров регулирования деятельности субъекта электроэнергетики, осуществляющего регулируемые виды деятельности, отличных от долгосрочных параметров регулирования деятельности такого субъекта электроэнергетики, установленных регулирующим органом или согласованных им в соответствии с законодательством Российской Федерации о концессионных соглашениях, а также изменения долгосрочных параметров регулирования деятельности территориальных сетевых организаций и (или) установления долгосрочных цен (тарифов) на основе долгосрочных параметров регулирования деятельности территориальных сетевых организаций, отличных от долгосрочных параметров регулирования деятельности таких территориальных сетевых организаций, установленных регулирующим органом или согласованных им в соответствии с законодательством Российской Федерации о концессионных соглашениях, в соответствии с пунктом 3 постановления Правительства Российской Федерации от 9 октября 2015 г. N 1079 "О предоставлении в 2015 году субсидий из федерального бюджета бюджетам субъектов Российской Федерации на ликвидацию перекрестного субсидирования в электроэнергетике в рамках подпрограммы "Развитие и модернизация электроэнергетики" государственной программы Российской Федерации "Энергоэффективность и развитие энергетики", возмещение таких доходов за счет средств бюджета субъекта Российской Федерации в соответствии со статьей 23 Федерального закона "Об электроэнергетике" не осуществляется.

Абзац четырнадцатый (бывший абзац девятый) утратил силу.

При установлении сбытовых надбавок гарантирующих поставщиков и тарифов на услуги по передаче электрической энергии по электрическим сетям, принадлежащим на праве собственности или на ином законном основании территориальным сетевым организациям, регулирующие органы включают в необходимую валовую выручку понесенные расходы на осуществление действий по коррекции времени встроенных часов приборов учета, обеспечивающих учет электрической энергии (мощности), потребляемой населением и (или) приравненными к нему категориями потребителей, в связи с изменением порядка исчисления времени, установления тарифных зон суток.

Особенности учета выявленных за предшествующий период регулирования экономически необоснованных расходов или экономически необоснованных доходов гарантирующих поставщиков, а также экономически обоснованных расходов, не учтенных при установлении сбытовых надбавок гарантирующих поставщиков, и доходов, недополученных при осуществлении гарантирующими поставщиками регулируемого вида деятельности, определяются пунктом 65 настоящего документа.

Определение размера недополученных доходов гарантирующих поставщиков (энергосбытовых (энергоснабжающих) организаций) в связи с доведением в субъектах Российской Федерации, входящих в состав Дальневосточного федерального округа, цен (тарифов) на электрическую энергию (мощность) до базовых уровней цен (тарифов) на электрическую энергию (мощность), которые в соответствии с Федеральным законом "Об электроэнергетике" подлежат возмещению за счет средств, предоставляемых в виде безвозмездных целевых взносов субъектом оптового рынка, установленным распоряжением Правительства Российской Федерации от 28 июля 2017 г. N 1614-р, осуществляется органами исполнительной власти субъектов Российской Федерации в области государственного регулирования тарифов в соответствии с нормативными правовыми актами субъектов Российской Федерации.

В случае если по итогам года осуществлено неполное возмещение недополученных доходов гарантирующего поставщика (энергосбытовой (энергоснабжающей) организации) в связи с доведением в субъектах Российской Федерации, входящих в состав Дальневосточного федерального округа, цен (тарифов) на электрическую энергию (мощность) до базовых уровней цен (тарифов) на электрическую энергию (мощность), указанные недополученные доходы учитываются регулирующими органами при установлении регулируемых цен (тарифов) на следующий период регулирования.

Доходы, полученные производителем электрической энергии на розничных рынках, владеющим на праве собственности или на ином законном основании генерирующим объектом, расположенным в технологически изолированных территориальных электроэнергетических системах, заключившим двусторонние договоры купли-продажи электрической энергии с потребителем, объекты которого введены в эксплуатацию после 1 июля 2017 г., по таким договорам не относятся к экономически не обоснованным доходам организаций, осуществляющих регулируемую деятельность, и не подлежат исключению из необходимой валовой выручки при установлении регулируемых цен (тарифов) на следующий период регулирования. При этом при установлении регулируемых цен (тарифов) на следующий период регулирования не подлежат включению в необходимую валовую выручку производителя электрической энергии выпадающие доходы, образовавшиеся в результате реализации заключенного указанным производителем двустороннего договора купли-продажи электрической энергии.

8. Регулирующие органы устанавливают уровень надежности и качества реализуемых товаров (услуг) для электросетевых организаций в соответствии с методическими указаниями по расчету уровня надежности и качества реализуемых товаров (услуг), утверждаемыми Министерством энергетики Российской Федерации по согласованию с Федеральной антимонопольной службой и Министерством экономического развития Российской Федерации.

Регулирующие органы контролируют соблюдение уровня надежности и качества реализуемых товаров (услуг).

Регулирующие органы ежегодно корректируют необходимую валовую выручку организации, осуществляющей регулируемую деятельность, в соответствии с методическими указаниями по применению понижающих (повышающих) коэффициентов, позволяющих обеспечить соответствие уровня тарифов организации, осуществляющей регулируемую деятельность, уровню надежности и качества поставляемых товаров (услуг), утверждаемыми Федеральной антимонопольной службой.

9. Регулирующие органы на основе предварительно согласованных с ними мероприятий по сокращению расходов организаций, осуществляющих регулируемую деятельность, за исключением организаций, регулирование цен (тарифов) которых осуществляется с применением метода доходности инвестированного капитала, обязаны сохранять согласованный с ними уровень расходов в течение периода, позволяющего компенсировать расходы на осуществление данных мероприятий с учетом процентов за кредит, привлекаемых для их осуществления.

10. Если деятельность организации регулируется органами 2  и более субъектов Российской Федерации, регулирующие органы обязаны согласовывать устанавливаемые ими размеры необходимой валовой выручки с тем, чтобы суммарный объем необходимой валовой выручки позволял возмещать экономически обоснованные расходы и обеспечивать экономически обоснованную доходность инвестированного капитала этой организации в целом по регулируемой деятельности.

В случае если территориальная сетевая организация осуществляет деятельность на территории 2 и более смежных субъектов Российской Федерации, то для расчета и установления цен (тарифов) на услуги по передаче электрической энергии по электрическим сетям по каждому из указанных субъектов Российской Федерации расходы на содержание электрических сетей и расходы на оплату нормативных потерь электрической энергии при ее передаче по электрическим сетям с использованием указанных объектов электросетевого хозяйства учитываются пропорционально объемам услуг по передаче электрической энергии, оказываемых потребителям (исключая территориальные сетевые организации) на территории соответствующего субъекта Российской Федерации, определяемых в соответствии с Правилами недискриминационного доступа к услугам по передаче электрической энергии и оказания этих услуг, утвержденными постановлением Правительства Российской Федерации от 27 декабря 2004 г. N 861 "Об утверждении Правил недискриминационного доступа к услугам по передаче электрической энергии и оказания этих услуг, Правил недискриминационного доступа к услугам по оперативно-диспетчерскому управлению в электроэнергетике и оказания этих услуг, Правил недискриминационного доступа к услугам администратора торговой системы оптового рынка и оказания этих услуг и Правил технологического присоединения энергопринимающих устройств потребителей электрической энергии, объектов по производству электрической энергии, а также объектов электросетевого хозяйства, принадлежащих сетевым организациям и иным лицам, к электрическим сетям".

10.1. Регулируемые цены (тарифы) и предельные (минимальный и (или) максимальный) уровни цен (тарифов) на электрическую энергию (мощность) на розничных рынках и на услуги, оказываемые на розничных рынках электрической энергии (мощности), за исключением регулируемых цен (тарифов) и предельных (минимальных и (или) максимальных) уровней цен (тарифов) на электрическую энергию (мощность) на розничных рынках и на услуги, оказываемые на розничных рынках электрической энергии (мощности), поставляемые и оказываемые в технологически изолированных территориальных электроэнергетических системах и на территориях, технологически не связанных с Единой энергетической системой России и технологически изолированными территориальными электроэнергетическими системами, могут устанавливаться соответственно органами исполнительной власти субъектов Российской Федерации в области государственного регулирования тарифов и федеральным органом исполнительной власти в области регулирования тарифов в целях обеспечения равенства указанных регулируемых цен (тарифов) и предельных (минимальных и (или) максимальных) уровней цен (тарифов) на территориях 2 и более субъектов Российской Федерации при наличии согласования между высшими должностными лицами субъектов Российской Федерации (руководителями высших исполнительных органов государственной власти субъектов Российской Федерации) в соответствии с методическими указаниями по расчету регулируемых тарифов и цен на электрическую (тепловую) энергию на розничном (потребительском) рынке, по расчету тарифов на электрическую энергию (мощность) для населения и приравненных к нему категорий потребителей, тарифов на услуги по передаче электрической энергии, поставляемой населению и приравненным к нему категориям потребителей, и по расчету тарифов на услуги по передаче электрической энергии, поставляемой потребителям, не относящимся к населению и приравненным к нему категориям потребителей, утвержденными федеральным органом исполнительной власти в области регулирования тарифов.

11. Регулируемые цены (тарифы) могут устанавливаться как в числовом выражении, так и в виде формул или порядка определения таких цен. Регулируемые цены (тарифы) на электрическую энергию (мощность), цены (тарифы) на услуги по передаче электрической энергии могут также устанавливаться с разбивкой по категориям потребителей с учетом региональных и иных особенностей.

11.1. Регулируемые цены (тарифы) и их предельные (минимальный и (или) максимальный) уровни (если установление таких предельных уровней предусмотрено законодательством Российской Федерации) устанавливаются с календарной разбивкой исходя из непревышения величины цен (тарифов) и их предельных уровней без учета налога на добавленную стоимость в первом полугодии очередного годового периода регулирования над величиной соответствующих цен (тарифов) и их предельных уровней без учета налога на добавленную стоимость во втором полугодии предшествующего годового периода регулирования по состоянию на 31 декабря, если иное не установлено актами Правительства Российской Федерации.

Тарифы взаиморасчетов между 2 сетевыми организациями, цены (тарифы) на услуги по передаче электрической энергии, поставляемой населению и приравненным к нему категориям потребителей, а также начиная с 2016 года предельные (минимальный и (или) максимальный) уровни цен (тарифов) на услуги по передаче электрической энергии по электрическим сетям, принадлежащим на праве собственности или на ином законном основании территориальным сетевым организациям, одноставочный единый (котловой) тариф в расчете на 1 киловатт-час электрической энергии с учетом стоимости нормативных потерь электрической энергии в электрических сетях в первом полугодии очередного годового периода регулирования могут отличаться от соответствующих цен (тарифов) и их предельных уровней во втором полугодии предшествующего годового периода регулирования по состоянию на 31 декабря в результате изменения соотношения между объемами электрической энергии и величинами мощности, определяемыми в соответствии с пунктом 47 Правил недискриминационного доступа к услугам по передаче электрической энергии и оказания этих услуг, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 27 декабря 2004 г. N 861, и прогнозным балансом, а тарифы взаиморасчетов между 2 сетевыми организациями - также в случае изменения количества активов, необходимых для осуществления регулируемой деятельности, по сравнению с величиной, учтенной при установлении указанных тарифов на предшествующий период регулирования.

Положения настоящего пункта в части непревышения величины цен (тарифов) и их предельных уровней в первом полугодии очередного годового периода регулирования над величиной соответствующих цен (тарифов) и их предельных уровней во втором полугодии предшествующего годового периода регулирования по состоянию на 31 декабря не применяются при установлении (пересмотре) на 2017 год цен (тарифов) и их предельных уровней на электрическую энергию, поставляемую населению и приравненным к нему категориям потребителей, на территориях отдельных частей ценовых зон оптового рынка, ранее относившихся к технологически изолированным территориальным электроэнергетическим системам, для которых Правительством Российской Федерации устанавливаются особенности функционирования оптового и розничных рынков.

12. При регулировании цен (тарифов) применяются метод экономически обоснованных расходов (затрат), метод индексации тарифов, метод сравнения аналогов, метод доходности инвестированного капитала и метод долгосрочной индексации необходимой валовой выручки.

Выбор метода регулирования в отношении каждой организации, осуществляющей регулируемую деятельность, производится регулирующим органом с учетом положений настоящего документа.

Переход к регулированию цен (тарифов) с применением метода доходности инвестированного капитала, в том числе в течение долгосрочного периода регулирования, от метода долгосрочной индексации необходимой валовой выручки осуществляется регулирующим органом по согласованию с Федеральной антимонопольной службой в порядке, определяемом Федеральной антимонопольной службой, в котором устанавливаются критерии, при соответствии которым принимается решение о согласовании перехода к регулированию цен (тарифов) с применением метода доходности инвестированного капитала. Уровень операционных расходов при переходе к регулированию цен (тарифов) с применением метода доходности инвестированного капитала в течение долгосрочного периода регулирования от регулирования цен (тарифов) с применением метода долгосрочной индексации необходимой валовой выручки устанавливается с применением метода сравнения аналогов и не должен превышать величину подконтрольных расходов, рассчитанную с применением метода долгосрочной индексации необходимой валовой выручки на год, в котором осуществляется переход к регулированию с применением указанного метода, уменьшенную на величину расходов, относимых на прибыль после налогообложения, не подлежащих учету в составе операционных расходов с применением метода доходности инвестированного капитала.

Переход к регулированию тарифов с применением метода доходности инвестированного капитала, а также установление (корректировка) долгосрочных параметров регулирования осуществляются регулирующим органом по согласованию с Федеральной антимонопольной службой при условии выполнения следующих критериев:

наличие утвержденных в установленном порядке регулирующим органом показателей надежности и качества оказываемых регулируемой организацией услуг;

величина заемных средств (с учетом остатков на начало долгосрочного периода регулирования) на конец каждого года долгосрочного периода регулирования составляет не менее 25 процентов размера инвестированного капитала;

темп роста одноставочного котлового тарифа в соответствующем субъекте Российской Федерации на каждый год первого долгосрочного периода регулирования не превышает темп, установленный прогнозом социально-экономического развития Российской Федерации на соответствующий год или определенный в сценарных условиях функционирования экономики Российской Федерации, одобренных Правительством Российской Федерации. В отсутствие параметров прогноза социально-экономического развития Российской Федерации на очередной год долгосрочного периода регулирования используется значение параметра уточненного прогноза социально-экономического развития Российской Федерации, соответствующее последнему году периода, на который был утвержден указанный прогноз;

абзац восьмой утратил силу;

наличие утвержденной программы в области энергоснабжения и повышения энергетической эффективности на долгосрочный период регулирования.

Установление органом исполнительной власти субъекта Российской Федерации в области государственного регулирования тарифов в отношении территориальной сетевой организации срока действия долгосрочного периода регулирования продолжительностью более 5 лет, а также продление им срока, установленного ранее, до указанной продолжительности осуществляется по согласованию с Федеральной антимонопольной службой и Министерством экономического развития Российской Федерации и Министерством энергетики Российской Федерации.

В случае принятия Федеральной антимонопольной службой в установленном ею порядке решения о продлении срока действия долгосрочного периода регулирования свыше 5 лет указанное решение подлежит согласованию с Министерством экономического развития Российской Федерации и Министерством энергетики Российской Федерации.

В случае если предложения по плановым значениям показателей надежности и качества поставляемых товаров и оказываемых услуг на каждый расчетный период регулирования в пределах долгосрочного периода регулирования не были представлены регулируемой организацией в сроки, установленные Положением об определении применяемых при установлении долгосрочных тарифов показателей надежности и качества поставляемых товаров и оказываемых услуг, утвержденным постановлением Правительства Российской Федерации от 31 декабря 2009 г. N 1220, и выявлены нарушения указанной организацией утвержденных регулирующим органом плановых значений показателей надежности и качества поставляемых товаров и оказываемых услуг, при установлении тарифов на услуги по передаче электрической энергии на очередной год долгосрочного периода регулирования применяется понижающий коэффициент, корректирующий необходимую валовую выручку данной организации, равный 15 процентам.

В отношении организаций, расходы которых впервые учитываются при утверждении в установленном порядке цен (тарифов) в сфере электроэнергетики, осуществление регулирования в форме установления долгосрочных тарифов на основе долгосрочных параметров регулирования деятельности таких организаций, в том числе с применением метода обеспечения доходности инвестированного капитала, не допускается. В отношении территориальных сетевых организаций, функционирующих в технологически изолированных территориальных электроэнергетических системах, и на территориях, технологически не связанных с Единой энергетической системой России и технологически изолированными территориальными электроэнергетическими системами, применение метода доходности инвестированного капитала не допускается.

В случае согласования Федеральной антимонопольной службой предложения органа исполнительной власти субъекта Российской Федерации в области регулирования тарифов, касающегося перехода к регулированию цен (тарифов) с применением метода доходности инвестированного капитала, необходимая валовая выручка организации, осуществляющей регулируемую деятельность, в отношении которой было направлено указанное заявление, должна быть сформирована исключительно методом доходности инвестированного капитала. При этом долгосрочные параметры регулирования, установленные органом исполнительной власти субъекта Российской Федерации в области государственного регулирования тарифов, должны соответствовать долгосрочным параметрам регулирования, согласованным Федеральной антимонопольной службой.

В отношении территориальных сетевых организаций, для которых не утверждена в установленном порядке инвестиционная программа на срок, соответствующий долгосрочному периоду регулирования, и (или) не согласованы долгосрочные параметры регулирования с Федеральной антимонопольной службой, регулирование осуществляется с применением метода долгосрочной индексации необходимой валовой выручки с начала периода регулирования. В случае если органом исполнительной власти субъекта Российской Федерации в области государственного регулирования тарифов при выборе метода доходности инвестированного капитала утверждены тарифы с применением долгосрочных параметров регулирования, отличных от согласованных Федеральной антимонопольной службой, тарифы устанавливаются на основе необходимой валовой выручки указанных организаций, рассчитанной с применением метода доходности инвестированного капитала на основе долгосрочных параметров, согласованных с Федеральной антимонопольной службой, и применяются с начала периода регулирования.

В отношении территориальных сетевых организаций, регулирование деятельности которых осуществляется с применением метода доходности инвестированного капитала, переход после 1 июля 2012 г. к регулированию цен (тарифов) с применением метода долгосрочной индексации необходимой валовой выручки в течение долгосрочного периода регулирования осуществляется при условии согласования с Федеральной антимонопольной службой долгосрочных параметров регулирования, указанных в пункте 38 настоящего документа. При этом базовый уровень подконтрольных расходов, устанавливаемый при переходе к регулированию тарифов на услуги по передаче электрической энергии с применением метода долгосрочной индексации необходимой валовой выручки, не может превышать базовый уровень операционных расходов, установленный при применении метода доходности инвестированного капитала.

В случае отсутствия указанного согласования Федеральной антимонопольной службой соответствующих долгосрочных параметров регулирование деятельности таких организаций осуществляется с применением метода долгосрочной индексации необходимой валовой выручки. При этом в составе необходимой валовой выручки соответствующих организаций расходы на финансирование капитальных вложений из прибыли не учитываются, величина амортизации основных средств учитывается на уровне, определенном исходя из данных бухгалтерского учета на конец года, предшествующего первому году текущего долгосрочного периода, увеличенном на сумму амортизационных отчислений, начисляемых в отношении объектов основных средств, введенных в эксплуатацию после перехода к регулированию тарифов с применением метода доходности инвестированного капитала до перехода к регулированию тарифов с применением метода долгосрочной индексации необходимой валовой выручки, и уменьшенном на сумму амортизационных отчислений, относящихся к объектам основных средств, выведенных из эксплуатации за аналогичный период, а индекс эффективности подконтрольных расходов для такой организации устанавливается регулирующими органами в размере 5 процентов на соответствующий долгосрочный период регулирования.

Абзацы 18 - 19 утратили силу с 30 декабря 2019 г. - Постановление Правительства России от 27 декабря 2019 г. N 1892

Долгосрочные параметры регулирования деятельности территориальных сетевых организаций не пересматриваются в течение долгосрочного периода регулирования, за исключением случаев приведения решений об установлении указанных параметров в соответствие с законодательством Российской Федерации на основании вступившего в законную силу решения суда, решения Федеральной антимонопольной службы, принятого по итогам рассмотрения разногласий или досудебного урегулирования споров, решения Федеральной антимонопольной службы об отмене решения регулирующего органа, принятого им с превышением полномочий (предписания), а также в случаях, предусмотренных пунктом 36 Правил государственного регулирования (пересмотра, применения) цен (тарифов) в электроэнергетике в отношении территориальных сетевых организаций, осуществляющих регулируемую деятельность одновременно на территориях городов федерального значения и граничащих с ними субъектов Российской Федерации.

В случае пересмотра (на основании постановления Правительства Российской Федерации от 24 октября 2013 г. N 953) долгосрочных параметров регулирования деятельности территориальных сетевых организаций, регулирование деятельности которых осуществляется с применением метода долгосрочной индексации необходимой валовой выручки, плановая необходимая валовая выручка от оказания услуг по передаче электрической энергии которых на текущий период регулирования и (или) фактическая необходимая валовая выручка от оказания услуг по передаче электрической энергии за предшествующий период регулирования которых составляет не менее 500 млн. рублей, за исключением долгосрочных параметров регулирования деятельности территориальных сетевых организаций, согласованных с Федеральной антимонопольной службой в соответствии с пунктом 3.1 постановления Правительства Российской Федерации от 29 декабря 2011 г. N 1178, в случае пересмотра (на основании постановления Правительства Российской Федерации от 11 июня 2014 г. N 542) цен (тарифов) и необходимой валовой выручки территориальных сетевых организаций, а также в случае пересмотра цен (тарифов), необходимой валовой выручки, долгосрочных параметров регулирования на основании постановления Правительства Российской Федерации от 31 июля 2014 г. N 750 возмещение таким территориальным сетевым организациям недополученных доходов, связанных с осуществлением ими регулируемой деятельности, за счет средств бюджетов бюджетной системы Российской Федерации в соответствии со статьей 23 Федерального закона "Об электроэнергетике" не осуществляется.

13. Решение о продлении срока действия долгосрочного периода регулирования в отношении организаций, регулирование цен (тарифов) которых осуществляется Федеральной антимонопольной службой и органами исполнительной власти субъектов Российской Федерации в области государственного регулирования тарифов на основе долгосрочных параметров регулирования, в том числе с применением метода доходности инвестированного капитала, принимается регулирующим органом на основании заявлений этих организаций.

14. Расчетный объем производства продукции и (или) оказываемых услуг определяется исходя из формируемого Федеральной антимонопольной службой сводного прогнозного баланса производства и поставок электрической энергии (мощности) в рамках Единой энергетической системы России по субъектам Российской Федерации (далее - прогнозный баланс).

Формирование прогнозного баланса, а также внесение в него изменений и уточнений осуществляются в соответствии с разделом V настоящего документа и порядком, определяемым Федеральной антимонопольной службой.

Особенности расчета и установления цен (тарифов) на услуги, оказываемые организациями, осуществляющими регулируемую деятельность, определяются в соответствии с разделом VII настоящего документа.

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

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. 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).

18. Расходы, связанные с производством и реализацией продукции (услуг) по регулируемым видам деятельности, включают в себя:

1) расходы на топливо;

2) расходы на покупку электрической и тепловой энергии (мощности);

3) расходы на оплату услуг, оказываемых организациями, осуществляющими регулируемую деятельность, а также иных услуг, предусмотренных Правилами оптового рынка электрической энергии и мощности, утвержденными постановлением Правительства Российской Федерации от 27 декабря 2010 г. N 1172, договором о присоединении к  торговой системе оптового рынка, основными положениями функционирования розничных рынков электрической энергии, утвержденными постановлением Правительства Российской Федерации от 4 мая 2012 г. N 442;

4) расходы на сырье и материалы;

5) расходы на ремонт основных средств;

6) расходы на оплату труда и страховые взносы;

7) расходы на амортизацию основных средств и нематериальных активов;

8) прочие расходы.

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

1) капитальные вложения (инвестиции) на расширенное воспроизводство;

2) другие расходы из прибыли после уплаты налогов;

3) взносы в уставные (складочные) капиталы организаций;

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

20. В необходимую валовую выручку включается величина налога на прибыль организаций по регулируемому виду деятельности, сформированная по данным бухгалтерского учета за последний истекший период.

При установлении тарифов на услуги по передаче электрической энергии учитывается величина налога на прибыль организаций, которая относится по данным раздельного учета к деятельности по оказанию услуг по передаче электрической энергии и осуществлению технологического присоединения к электрическим сетям.

Для организаций, осуществляющих регулируемые виды деятельности, которые не являются основным видом их деятельности, распределение величины суммы налога на прибыль организаций между регулируемыми и нерегулируемыми видами деятельности производится согласно учетной политике, принятой в организации.

Для организаций, осуществляющих производство (передачу) электрической энергии сторонним потребителям (субабонентам) и для собственного потребления, распределение расходов по указанному виду деятельности между субабонентами и организацией производится пропорционально фактическому отпуску (передаче) электрической энергии.

При установлении платы за технологическое присоединение к электрическим сетям не учитывается налог на прибыль организаций.

21. Расходы на топливо, включаемые в необходимую валовую выручку, определяются на основе:

1) нормативов удельного расхода топлива с помесячной и ежегодной разбивкой (за исключением ядерного) на производство 1 электрической энергии и 1 Гкал тепловой энергии, утверждаемых в соответствии с законодательством Российской Федерации;

2) цен на топливо в соответствии с пунктом 30 настоящего документа;

3) определяемой в установленном порядке потребности в ядерном топливе энергоблоков атомных электростанций, включая создание на них страхового запаса ядерного топлива;

4) расчетных объемов потребления топлива (за исключением ядерного) с учетом структуры и динамики его использования, сложившейся за последние 3 года;

5) нормативов создания запасов топлива (за исключением ядерного), рассчитываемых в соответствии с методикой, утверждаемой Министерством энергетики Российской Федерации по согласованию с Федеральной антимонопольной службой.

21.1. Экономия расходов на топливо, связанная со сменой видов и (или) марки основного и (или) резервного топлива на генерирующих объектах, а также с использованием возобновляемых источников энергии, учитываемых при установлении регулируемых цен (тарифов), производителя электрической энергии (мощности), осуществляющего регулируемую деятельность, энергоснабжающей организации, осуществляющей деятельность по производству, передаче и продаже электрической энергии, цены (тарифы) на которую подлежат государственному регулированию, имеется, если фактический объем расходов на топливо таких производителя электрической энергии (мощности) и энергоснабжающей организации, относимых по данным раздельного учета на деятельность по производству электрической энергии (мощности), меньше величины таких расходов, рассчитанной в соответствии с пунктом 21 настоящего документа. Величина расходов на топливо производителя электрической энергии (мощности), осуществляющего регулируемую деятельность, устанавливаемая на оставшийся период действия долгосрочных тарифов, не может быть уменьшена регулирующим органом в связи с экономией расходов на топливо, связанной со сменой видов и (или) марки основного и (или) резервного топлива на генерирующих объектах, а также с использованием возобновляемых источников энергии.

Экономия расходов на топливо, связанная со сменой видов и (или) марки основного и (или) резервного топлива на генерирующих объектах, а также с использованием возобновляемых источников энергии, достигнутая производителем электрической энергии (мощности), осуществляющим регулируемую деятельность, энергоснабжающей организацией, осуществляющей деятельность по производству, передаче и продаже электрической энергии, цены (тарифы) на которую подлежат государственному регулированию, в каждом году долгосрочного периода регулирования учитывается в составе необходимой валовой выручки в течение 5 лет, если иной срок не предусмотрен абзацем четвертым настоящего пункта. В случае если часть указанного срока приходится на следующие долгосрочные периоды регулирования, экономия расходов на топливо, связанная со сменой видов и (или) марки основного и (или) резервного топлива на генерирующих объектах, а также с использованием возобновляемых источников энергии, учитывается в необходимой валовой выручке производителя электрической энергии (мощности), осуществляющего регулируемую деятельность, энергоснабжающей организации, осуществляющей деятельность по производству, передаче и продаже электрической энергии, цены (тарифы) на которую подлежат государственному регулированию, рассчитываемой на следующие долгосрочные периоды регулирования в соответствии с методическими указаниями по расчету регулируемых цен (тарифов) на электрическую энергию (мощность), поставляемую в технологически изолированных территориальных электроэнергетических системах и на территориях, технологически не связанных с Единой энергетической системой России и технологически изолированными территориальными электроэнергетическими системами, за исключением электрической энергии (мощности), производимой на квалифицированных генерирующих объектах, утвержденными федеральным органом исполнительной власти в области государственного регулирования тарифов.

Экономия расходов на топливо, связанная со сменой видов и (или) марки основного и (или) резервного топлива на генерирующих объектах, а также с использованием возобновляемых источников энергии, определяется в части сокращения расходов на топливо, рассчитанных исходя из объемов его потребления и соответствующих цен, за исключением случая, когда источником финансирования мероприятий по смене видов основного и (или) резервного топлива и (или) по переходу к использованию возобновляемых источников энергии в соответствии с утвержденной в установленном порядке инвестиционной программой являются средства бюджетов бюджетной системы Российской Федерации или затраты на проведение этих мероприятий учтены или будут учтены при установлении регулируемых цен (тарифов).

При осуществлении мероприятий по энергосбережению и повышению энергетической эффективности, предусмотренных программой в области энергосбережения и повышения энергетической эффективности, период сохранения производителем электрической энергии (мощности), осуществляющим регулируемую деятельность, средств, полученных им вследствие снижения расходов на топливо, составляет 2 года после окончания срока окупаемости указанных мероприятий.

22. Расходы на покупку электрической и тепловой энергии (мощности) определяются в соответствии с пунктом 29 настоящего документа.

23. В отдельную группу выделяются расходы, предусмотренные подпунктом 3 пункта 18 настоящего документа. Указанные расходы определяются исходя из цен (тарифов), установленных регулирующими органами или определенных в установленном Правительством Российской Федерации порядке, и объема оказываемых в расчетном периоде регулирования услуг в соответствии с положениями раздела VI настоящего документа.

24. Расходы на сырье и материалы, используемые для производственных и хозяйственных нужд, рассчитываются на основании цен, определяемых в соответствии с пунктом 30 настоящего документа.

25. При определении расходов на ремонт основных средств учитываются:

1) нормативы расходов (с учетом их индексации) на ремонт основных средств, утверждаемые соответственно Министерством энергетики Российской Федерации и Государственной корпорацией по атомной энергии "Росатом";

2) цены, указанные в пункте 30 настоящего документа.

26. При определении расходов на оплату труда, включаемых в необходимую валовую выручку, регулирующие органы определяют размер фонда оплаты труда с учетом отраслевых тарифных соглашений, заключенных соответствующими организациями, и фактического объема фонда оплаты труда и фактической численности работников в последнем расчетном периоде регулирования, а также с учетом прогнозного индекса потребительских цен.

27. Расходы на амортизацию основных средств и нематериальных активов для расчета регулируемых цен (тарифов) определяются в соответствии с нормативными правовыми актами, регулирующими отношения в сфере бухгалтерского учета. При расчете налога на прибыль организаций сумма амортизации основных средств определяется в соответствии с Налоговым кодексом Российской Федерации.

Расходы на амортизацию основных средств и нематериальных активов для расчета тарифов на услуги по передаче электрической энергии по электрическим сетям, принадлежащим на праве собственности или на ином законном основании территориальным сетевым организациям, определяются на уровне, равном сумме отношений стоимости амортизируемых активов регулируемой организации к сроку полезного использования таких активов, принадлежащих ей на праве собственности или на ином законном основании, применяемых в сфере оказания услуг по передаче электрической энергии (объектов электросетевого хозяйства и объектов производственного назначения, в том числе машин и механизмов).

Результаты переоценки основных средств и нематериальных активов, осуществленной в порядке, установленном законодательством Российской Федерации о бухгалтерском учете, учитываются при расчете экономически обоснованного размера расходов на амортизацию при условии, что учитываемые в составе необходимой валовой выручки расходы на амортизацию являются источником финансирования мероприятий утвержденной в установленном порядке инвестиционной программы организации.

В случае если ранее учтенные в необходимой валовой выручке расходы на амортизацию, определенные источником финансирования мероприятий инвестиционной программы организации, были компенсированы выручкой от регулируемой деятельности, но не израсходованы в запланированном (учтенном регулирующим органом) размере, то неизрасходованные средства исключаются из необходимой валовой выручки регулируемой организации при расчете и установлении соответствующих тарифов для этой организации на следующий календарный год.

При расчете экономически обоснованного размера амортизации на плановый период регулирования срок полезного использования активов и отнесение этих активов к соответствующей амортизационной группе определяется регулирующими органами в соответствии с максимальными сроками полезного использования, установленными Классификацией основных средств, включаемых в амортизационные группы, утвержденной постановлением Правительства Российской Федерации от 1 января 2002 г. N 1 "О Классификации основных средств, включаемых в амортизационные группы".

При расчете на плановый период регулирования экономически обоснованного размера амортизации основных средств, связанных с осуществлением технологического присоединения к электрическим сетям, в составе необходимой валовой выручки учитывается амортизация только по основным средствам, фактически введенным в эксплуатацию за последний отчетный период, за который имеются отчетные данные.

28. В состав прочих расходов, которые учитываются при определении необходимой валовой выручки, включаются:

1) расходы на оплату работ (услуг) производственного характера, выполняемых (оказываемых) по договорам с организациями на проведение регламентных работ (определяются в соответствии с пунктом 30 настоящего документа);

2) расходы на оплату работ (услуг) непроизводственного характера, выполняемых (оказываемых) по договорам, заключенным с организациями, включая расходы на оплату услуг связи, вневедомственной охраны, коммунальных услуг, юридических, информационных, аудиторских и консультационных и иных услуг (определяются в соответствии с пунктом 30 настоящего документа);

3) отчисления на формирование резервов, предназначенных для обеспечения безопасности атомных электростанций на всех стадиях их жизненного цикла и развития, определяемые в установленном порядке;

4) плата за нормативы допустимых выбросов и сбросов загрязняющих веществ в окружающую природную среду;

6) расходы на служебные командировки, включая оформление виз и уплату сборов;

7) расходы на обучение персонала;

8) расходы на страхование основных производственных фондов, относящихся к регулируемому виду деятельности, а также основного промышленного персонала, занятого в осуществлении регулируемого вида деятельности;

9) отчисления на проведение мероприятий по надзору и контролю, производимые гарантирующими поставщиками, энергоснабжающими организациями, энергосбытовыми организациями, к числу потребителей которых относится население и приравненные к нему категории потребителей, по утверждаемым в установленном порядке нормативам;

10) расходы на обеспечение безопасности электрических станций, электрических сетей и других объектов электроэнергетики в соответствии с законодательством Российской Федерации;

11) иные расходы, связанные с производством и (или) реализацией продукции, определяемые регулирующим органом в соответствии с Налоговым кодексом Российской Федерации.

29. При определении фактических значений расходов (цен) регулирующий орган использует (в порядке очередности, если какой-либо из видов цен не может быть применен по причине отсутствия информации о таких ценах):

установленные на очередной период регулирования цены (тарифы) в случае, если цены (тарифы) на соответствующие товары (услуги) подлежат государственному регулированию;

расходы (цены), установленные в договорах, заключенных в результате проведения торгов;

рыночные цены, сложившиеся на организованных торговых площадках, в том числе биржах, функционирующих на территории Российской Федерации;

рыночные цены, предоставляемые организациями, осуществляющими сбор информации о рыночных ценах, разработку и внедрение специализированных программных средств для исследования рыночных цен, подготовку периодических информационных и аналитических отчетов о рыночных ценах.

При отсутствии указанных данных расчетные значения расходов определяются с использованием официальной статистической информации.

30. В необходимую валовую выручку включаются внереализационные расходы, в том числе расходы на формирование резервов по сомнительным долгам. При этом в составе резерва по сомнительным долгам может учитываться дебиторская задолженность, возникшая при осуществлении соответствующего регулируемого вида деятельности. Возврат сомнительных долгов, для погашения которых был создан резерв, включенный в регулируемую цену (тариф) в предшествующий период регулирования, признается доходом и исключается из необходимой валовой выручки в следующем периоде регулирования с учетом уплаты налога на прибыль организаций.

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

При расчете цен (тарифов) на услуги по передаче электрической энергии при определении необходимой валовой выручки территориальных сетевых организаций расходы на формирование резерва по сомнительным долгам определяются в размере 1,5 процента валовой выручки от оказания услуг по передаче электрической энергии потребителям, у которых заключены договоры на оказание услуг по передаче электрической энергии непосредственно с территориальными сетевыми организациями, за исключением организаций, осуществляющих энергосбытовую деятельность, в том числе гарантирующих поставщиков. При этом по заявлению территориальной сетевой организации расходы на формирование резерва по сомнительным долгам могут быть установлены на уровне менее 1,5 процента.

31. При отсутствии нормативов по отдельным статьям расходов допускается использование в расчетах экспертных оценок, основанных на отчетных данных, представляемых организацией, осуществляющей регулируемую деятельность.

32. Расходы на инвестиции в расчетном периоде регулирования определяются на основе утвержденных в соответствии с законодательством Российской Федерации об электроэнергетике инвестиционных программ организаций, осуществляющих регулируемую деятельность, включающих мероприятия по повышению энергоэффективности в рамках реализации законодательства Российской Федерации об энергосбережении, с учетом особенностей, предусмотренных абзацами вторым - десятым настоящего пункта. Объем финансовых потребностей, необходимых для реализации инвестиционных проектов строительства (реконструкции, модернизации, технического перевооружения и (или) демонтажа) объектов электроэнергетики, учитываемый при государственном регулировании цен (тарифов) в электроэнергетике, не должен превышать объем финансовых потребностей, определенный в соответствии с укрупненными нормативами цены типовых технологических решений капитального строительства объектов электроэнергетики, утверждаемыми Министерством энергетики Российской Федерации (далее - укрупненные нормативы цены), за исключением инвестиционных проектов строительства (реконструкции, модернизации, технического перевооружения и (или) демонтажа) объектов электроэнергетики, не предусматривающих технологических решений капитального строительства, в отношении которых Министерством энергетики Российской Федерации утверждены укрупненные нормативы цены, а также за исключением инвестиционных проектов, реализация которых предусмотрена инвестиционной программой, утвержденной до вступления в силу укрупненных нормативов цены, при условии наличия утвержденной до 10 декабря 2016 г. в соответствии с законодательством о градостроительной деятельности проектной документации в отношении объектов капитального строительства и их частей, строительство и (или) реконструкция которых предусмотрены такими инвестиционными проектами, и непревышения оценки полной (фактической) стоимости соответствующего инвестиционного проекта над полной стоимостью такого инвестиционного проекта, указанной в решении об утверждении инвестиционной программы, принятом в соответствии с Правилами утверждения инвестиционных программ субъектов электроэнергетики, утвержденными постановлением Правительства Российской Федерации от 1 декабря 2009 г. N 977 "Об инвестиционных программах субъектов электроэнергетики" (далее - Правила утверждения инвестиционных программ), до вступления в силу укрупненных нормативов цены. Если утвержденной в соответствии с законодательством о градостроительной деятельности проектной документацией, подготовленной применительно к строительству (реконструкции) объекта электроэнергетики и содержащей технологические решения капитального строительства, в отношении которых Министерством энергетики Российской Федерации утверждены укрупненные нормативы цены, предусматривается выполнение мероприятий, необходимых для доведения такого объекта электроэнергетики до состояния, пригодного для его использования, и затраты на выполнение указанных мероприятий определены в укрупненных нормативах цены как не учтенные в них, то для определения объема финансовых потребностей в соответствии с укрупненными нормативами цены используется величина затрат на выполнение указанных мероприятий, предусмотренная сметной документацией, разработанной в составе утвержденной в соответствии с законодательством о градостроительной деятельности проектной документации.

Средства на финансирование капитальных вложений, направляемых на развитие производства, определяются с учетом амортизационных отчислений и сумм долгосрочных заемных средств, а также условий их возврата. Это положение не учитывается в случае применения к организации метода доходности инвестированного капитала.

При этом регулирующие органы обязаны учитывать расходы, связанные с возвратом и обслуживанием долгосрочных заемных средств, направляемых на финансирование капитальных вложений, начиная с даты поступления средств на реализацию проекта, обеспечить учет таких расходов при расчете регулируемых цен (тарифов) на последующие расчетные периоды регулирования в течение всего согласованного срока окупаемости проекта, а также обязаны учитывать на последующие периоды регулирования расходы, связанные с возвратом (в размере, соответствующем финансовому плану инвестиционной программы субъекта электроэнергетики) и обслуживанием долгосрочных заемных средств (на уровне фактической ставки, но не выше ключевой ставки Центрального банка Российской Федерации, увеличенной на 2 процентных пункта), направляемых на рефинансирование заемных средств, которые ранее были привлечены на строительство введенных в эксплуатацию гидроэлектростанций, расположенных на территориях Западного и Центрального районов электроэнергетической системы Республики Саха (Якутия), объединенных в неценовую зону оптового рынка электрической энергии и мощности Дальнего Востока. Указанные расходы не учитываются при расчете необходимой валовой выручки организаций, государственное регулирование цен (тарифов) которых осуществляется с применением метода доходности инвестированного капитала.

Средства, необходимые для финансирования инвестиционных программ производителей, осуществляющих поставку электрической энергии (мощности) на оптовый рынок по регулируемым договорам, не учитываются в составе необходимой валовой выручки при установлении регулируемых цен (тарифов) для поставки населению и приравненным к нему категориям потребителей.

При определении источника возмещения инвестиционных затрат сетевых организаций инвестиционная составляющая на покрытие расходов, связанных с развитием существующей инфраструктуры, в том числе с развитием связей между объектами территориальных сетевых организаций и объектами единой национальной (общероссийской) электрической сети, расходов на реконструкцию линий электропередачи, подстанций, увеличение сечения проводов и кабелей, увеличение мощности трансформаторов, расширение распределительных устройств и установку компенсирующих устройств для обеспечения качества электрической энергии (объектов электросетевого хозяйства) в целях обеспечения надежности работы электрических станций, присоединяемых энергопринимающих устройств и ранее присоединенных потребителей, а также расходы на установку на принадлежащих сетевой организации объектах электросетевого хозяйства устройств компенсации и регулирования реактивной мощности и иных устройств, необходимых для поддержания требуемых параметров надежности и качества электрической энергии, включаются в цену (тариф) на услуги по передаче электрической энергии на основании утвержденной в установленном порядке инвестиционной программы сетевой организации.

Абзац утратил силу с 19 марта 2020 г. - Постановление Правительства России от 7 марта 2020 г. N 246

Расходы на строительство объектов электросетевого хозяйства от существующих объектов электросетевого хозяйства до присоединяемых энергопринимающих устройств и (или) объектов электроэнергетики включаются в состав платы за технологическое присоединение с учетом особенностей, предусмотренных пунктом 87 настоящего документа. Состав расходов, включаемых в состав платы за технологическое присоединение, определяется Федеральной антимонопольной службой. При установлении тарифов на услуги по передаче электрической энергии учитываются расходы сетевой организации на инвестиции, которые связаны с фактическим осуществленным технологическим присоединением, в том числе не учтенные в инвестиционной программе, за исключением включаемых в соответствии с пунктом 87 настоящего документа в плату за технологическое присоединение расходов на строительство объектов электросетевого хозяйства от существующих объектов электросетевого хозяйства до присоединяемых энергопринимающих устройств и (или) объектов электроэнергетики.

При этом одни и те же расходы (независимо от их предназначения) не могут учитываться при установлении тарифа на передачу электрической энергии и при установлении платы за технологическое присоединение.

В случае если инвестиционные проекты, предусмотренные инвестиционной программой, не были реализованы, из необходимой валовой выручки организации, осуществляющей регулируемую деятельность, устанавливаемой на очередной период регулирования, исключаются расходы на реализацию этих проектов в части, финансируемой за счет выручки от реализации товаров (услуг) по регулируемым ценам (тарифам). При пересмотре указанной инвестиционной программы необходимая валовая выручка организации, осуществляющей регулируемую деятельность, на очередной период регулирования корректируется с учетом изменения объемов финансирования инвестиционной программы за счет выручки от реализации товаров (услуг) по регулируемым ценам (тарифам). Положения настоящего абзаца не применяются при регулировании тарифов с применением метода доходности инвестированного капитала.

При регулировании тарифов с применением метода доходности инвестированного капитала в течение 1-го долгосрочного периода регулирования в случае, если инвестиционные проекты, предусмотренные инвестиционной программой, не были реализованы, и (или) в случае, если инвестиционные проекты были исключены из инвестиционной программы, утвержденной (скорректированной) в установленном порядке до начала очередного года долгосрочного периода регулирования, на указанный долгосрочный период регулирования без замещения иными инвестиционными проектами, при ежегодной корректировке необходимой валовой выручки исключаются расходы на реализацию этих проектов в части, финансируемой за счет выручки от реализации товаров (услуг) по регулируемым ценам (тарифам), в порядке, предусмотренном методическими указаниями по регулированию тарифов с применением метода доходности инвестированного капитала.

При ежегодной корректировке необходимой валовой выручки, осуществляемой в связи с изменением (неисполнением) инвестиционной программы, размер собственных средств сетевой организации на реализацию инвестиционной программы, предусмотренных в необходимой валовой выручке, определяется с учетом:

величины фактической стоимости (процентов) заемных средств, привлеченных для осуществления регулируемой деятельности;

выпадающих доходов сетевой организации от присоединения энергопринимающих устройств максимальной мощностью до 15 кВт включительно (с учетом ранее присоединенной в данной точке присоединения мощности), энергопринимающих устройств максимальной мощностью до 150 кВт включительно (с учетом ранее присоединенных в данной точке присоединения энергопринимающих устройств), не включаемых в плату за технологическое присоединение, связанных с компенсацией расходов на строительство объектов электросетевого хозяйства, определяемых регулирующими органами в соответствии с пунктом 87 настоящего документа;

расходов по списанию задолженности, признанной безнадежной к взысканию в соответствии с Налоговым кодексом Российской Федерации за последний отчетный год, за который имеются фактические данные;

фактических расходов из прибыли (направленных в том числе на погашение кредитов, привлеченных для осуществления регулируемой деятельности в соответствии с утвержденной в установленном порядке инвестиционной программой), признанных регулирующим органом экономически обоснованными.

33. Расчет цен (тарифов) с применением метода доходности инвестированного капитала осуществляется в соответствии с утверждаемыми Федеральной антимонопольной службой по согласованию с Министерством экономического развития Российской Федерации методическими указаниями, предусмотренными пунктом 32 настоящего документа, в состав которых входят правила расчета нормы доходности инвестированного капитала, правила определения стоимости активов и размера инвестированного капитала и ведения их учета, а также перечень неподконтрольных расходов.

При использовании метода доходности инвестированного капитала необходимая валовая выручка организации, осуществляющей регулируемую деятельность, устанавливается на долгосрочный период регулирования на основе долгосрочных параметров регулирования.

Расчет необходимой валовой выручки на долгосрочный период регулирования осуществляется на основе долгосрочных параметров регулирования, к которым относятся:

базовый уровень операционных расходов;

индекс эффективности операционных расходов;

размер инвестированного капитала;

чистый оборотный капитал;

норма доходности инвестированного капитала;

срок возврата инвестированного капитала;

коэффициент эластичности подконтрольных расходов по количеству активов, определяемый в соответствии с методическими указаниями, предусмотренными пунктом 32 настоящего документа;

уровень потерь электрической энергии при ее передаче по электрическим сетям, определяемый в соответствии с пунктом 40.1 настоящего документа;

уровень надежности и качества реализуемых товаров (услуг), устанавливаемый в соответствии с пунктом 8 настоящего документа.

Регулируемые тарифы устанавливаются на основе необходимой валовой выручки, которая определяется с учетом ежегодных корректировок, осуществляемых в течение долгосрочного периода регулирования, и обеспечивает:

покрытие расходов, предусмотренных пунктом 35 настоящего документа;

возврат инвестированного капитала в соответствии с пунктом 36 настоящего документа;

получение дохода на инвестированный капитал в соответствии с пунктом 36 настоящего документа.

Абзац семнадцатый утратил силу.

Уровень потерь электрической энергии при ее передаче по электрическим сетям территориальной сетевой организации устанавливается на каждый последующий год долгосрочного периода регулирования равным уровню потерь, установленному на первый год долгосрочного периода регулирования.

Уровень потерь электрической энергии при ее передаче по электрическим сетям организации по управлению единой национальной (общероссийской) электрической сетью определяется на уровне норматива потерь электрической энергии при ее передаче по электрическим сетям единой национальной (общероссийской) электрической сети, утвержденного Министерством энергетики Российской Федерации.

33.1. Органы исполнительной власти субъектов Российской Федерации в области государственного регулирования тарифов в соответствии с методическими указаниями по установлению цен (тарифов) и (или) предельных (минимальных и (или) максимальных) уровней цен (тарифов) на электрическую энергию (мощность), произведенную на функционирующих на основе использования возобновляемых источников энергии или торфа квалифицированных генерирующих объектах и приобретаемую в целях компенсации потерь в электрических сетях, а также по установлению цен (тарифов) на электрическую энергию (мощность), производимую с использованием квалифицированных генерирующих объектов, функционирующих в технологически изолированных территориальных электроэнергетических системах или на территориях, технологически не связанных с Единой энергетической системой России и технологически изолированными территориальными электроэнергетическими системами, утвержденными Федеральной антимонопольной службой, устанавливают с применением метода долгосрочной индексации необходимой валовой выручки долгосрочные цены (тарифы) или предельные (минимальные и (или) максимальные) уровни цен (тарифов) на электрическую энергию (мощность), произведенную на функционирующих на основе использования возобновляемых источников энергии или торфа квалифицированных генерирующих объектах и приобретаемую в целях компенсации потерь в электрических сетях (далее - долгосрочная цена (тариф), на основании следующих долгосрочных параметров регулирования:

базовый размер инвестированного капитала;

размер приведенного инвестированного капитала;

базовый уровень доходности долгосрочных государственных обязательств;

базовый уровень нормы доходности капитала, инвестированного в квалифицированный генерирующий объект, функционирующий на основе использования возобновляемых источников энергии или торфа;

срок возврата инвестированного капитала.

Базовый размер инвестированного капитала определяется органом исполнительной власти субъекта Российской Федерации в области государственного регулирования тарифов при установлении долгосрочной цены (тарифа) как величина, равная минимуму из:

затрат на строительство генерирующего объекта, включая расходы на проектно-изыскательские работы и технологическое присоединение к электрическим сетям;

произведения величины установленной мощности генерирующего объекта и величины капитальных затрат на возведение 1 кВт установленной мощности генерирующего объекта, определенной по итогам конкурсного отбора проектов генерирующих объектов по производству электрической энергии с использованием возобновляемых источников энергии или торфа для соответствующего вида генерирующих объектов, проводимого в порядке, определенном постановлением Правительства Российской Федерации от 17 октября 2009 г. N 823 "О  схемах и программах перспективного развития электроэнергетики";

предельной величины капитальных затрат на возведение 1 кВт установленной мощности генерирующего объекта, установленной Правительством Российской Федерации для соответствующего вида генерирующих объектов, функционирующих на основе использования возобновляемых источников энергии или торфа, в отношении соответствующего календарного года ввода в эксплуатацию генерирующего объекта и диапазона установленной мощности, к которому относится генерирующий объект.

Для генерирующих объектов, функционирующих на основе возобновляемой энергии биомассы, предельный уровень капитальных затрат, установленный Правительством Российской Федерации, включает в себя капитальные затраты на производство электрической энергии и капитальные затраты на производство тепловой энергии. При установлении региональным органом тарифного регулирования долгосрочных цен (тарифов) на электрическую энергию (мощность) величина капитальных затрат, относимая на производство такой энергии, уменьшается на величину затрат, относящихся на производство тепловой энергии таким генерирующим объектом, которая определяется в соответствии с методическими указаниями по установлению цен (тарифов) и (или) предельных (минимальных и (или) максимальных) уровней цен (тарифов) на электрическую энергию (мощность), произведенную на функционирующих на основе использования возобновляемых источников энергии или торфа квалифицированных генерирующих объектах и приобретаемую в целях компенсации потерь в электрических сетях, а также по установлению цен (тарифов) на электрическую энергию (мощность), производимую с использованием квалифицированных генерирующих объектов, функционирующих в технологически изолированных территориальных электроэнергетических системах или на территориях, технологически не связанных с Единой энергетической системой России и технологически изолированными территориальными электроэнергетическими системами, утвержденными Федеральной антимонопольной службой.

Для генерирующих объектов, функционирующих на основе возобновляемой энергии биогаза, предельный уровень капитальных затрат, установленный Правительством Российской Федерации, не включает в себя капитальные затраты на производство тепловой энергии и других нерегулируемых видов продукции. При установлении региональным органом тарифного регулирования долгосрочных цен (тарифов) на электрическую энергию (мощность) величины капитальных затрат, относящихся на производство тепловой энергии и иных нерегулируемых видов продукции такого генерирующего объекта, учитываются раздельно в соответствии с методическими указаниями по установлению цен (тарифов) и (или) предельных (минимальных и (или) максимальных) уровней цен (тарифов) на электрическую энергию (мощность), произведенную на функционирующих на основе использования возобновляемых источников энергии или торфа квалифицированных генерирующих объектах и приобретаемую в целях компенсации потерь в электрических сетях, а также по установлению цен (тарифов) на электрическую энергию (мощность), производимую с использованием квалифицированных генерирующих объектов, функционирующих в технологически изолированных территориальных электроэнергетических системах или на территориях, технологически не связанных с Единой энергетической системой России и технологически изолированными территориальными электроэнергетическими системами, утвержденными Федеральной антимонопольной службой.

Для целей установления органом исполнительной власти субъекта Российской Федерации в области государственного регулирования тарифов долгосрочной цены (тарифа) на электрическую энергию генерирующих объектов, функционирующих на основе использования возобновляемых источников энергии или торфа, при расчете объема выработки электрической энергии, в отношении которого устанавливается такая долгосрочная цена (тариф), должна быть использована наибольшая величина из величины нормативного индикатора коэффициента использования установленной мощности и величины проектного индикатора коэффициента использования установленной мощности для соответствующего генерирующего объекта.

Для генерирующих объектов, функционирующих на основе использования возобновляемых источников энергии или торфа, устанавливаются следующие нормативные индикаторы коэффициента использования установленной мощности:

0,14 - в отношении генерирующих объектов солнечной генерации независимо от величины установленной мощности;

0,27 - в отношении генерирующих объектов ветровой генерации независимо от величины установленной мощности;

0,38 - в отношении генерирующих объектов гидрогенерации независимо от величины установленной мощности;

0,5 - в отношении генерирующих объектов на основе использования биомассы или торфа независимо от величины установленной мощности;

0,65 - в отношении генерирующих объектов на основе использования биогаза независимо от величины установленной мощности;

0,65 - в отношении генерирующих объектов на основе использования газа, выделяемого отходами производства и потребления на свалках таких отходов, независимо от величины установленной мощности.

Для расчета регулируемого тарифа на электрическую энергию (мощность) генерирующего объекта, введенного в эксплуатацию после 1 января 2017 г. и функционирующего на основе возобновляемых источников энергии на розничном рынке электрической энергии (мощности), к плановой величине капитальных затрат, заявленной в отношении данного генерирующего объекта, функционирующего на основе использования возобновляемых источников энергии, применяется коэффициент, отражающий выполнение целевого показателя степени локализации.

Коэффициент, отражающий выполнение целевого показателя степени локализации, определяется в следующем порядке:

1 - для генерирующего объекта, степень локализации по которому, определенная в соответствии с Правилами квалификации генерирующего объекта, функционирующего на основе использования возобновляемых источников энергии, утвержденными постановлением Правительства Российской Федерации от 3 июня 2008 г. N 426 "О квалификации генерирующего объекта, функционирующего на основе использования возобновляемых источников энергии" (далее - Правила квалификации), превышает или равна значению целевого показателя степени локализации на территории Российской Федерации производства основного и (или) вспомогательного генерирующего оборудования, применяемого при производстве электрической энергии с использованием возобновляемых источников энергии, установленного Правительством Российской Федерации (далее - целевой показатель локализации) в отношении генерирующих объектов соответствующего вида и в отношении года начала поставки электрической энергии указанным генерирующим объектом по договорам продажи электрической энергии (мощности), предусмотренным пунктом 64 Основных положений функционирования розничных рынков электрической энергии, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 4 мая 2012 г. N 442 "О функционировании розничных рынков электрической энергии, полном и (или) частичном ограничении режима потребления электрической энергии" (далее - Основные положения функционирования розничных рынков электрической энергии);

0,35 - для генерирующего объекта солнечной генерации, степень локализации по которому, определенная в соответствии с Правилами квалификации, ниже значения целевого показателя локализации, установленного в отношении генерирующих объектов солнечной генерации и в отношении года начала поставки электрической энергии указанным генерирующим объектом по договорам продажи электрической энергии (мощности), предусмотренным пунктом 64 Основных положений функционирования розничных рынков электрической энергии;

0,45 - для генерирующего объекта ветровой генерации, степень локализации по которому, определенная в соответствии с Правилами квалификации, ниже значения целевого показателя локализации, установленного в отношении генерирующих объектов ветровой генерации и в отношении года начала поставки электрической энергии указанным генерирующим объектом по договорам продажи электрической энергии (мощности), предусмотренным пунктом 64 Основных положений функционирования розничных рынков электрической энергии;

0,45 - для генерирующего объекта, функционирующего на основе биомассы, биогаза, торфа, степень локализации по которому, определенная в соответствии с Правилами квалификации, ниже значения целевого показателя локализации, установленного в отношении генерирующих объектов ветровой генерации и в отношении года начала поставки электрической энергии указанным генерирующим объектом по договорам продажи электрической энергии (мощности), предусмотренным пунктом 64 Основных положений функционирования розничных рынков электрической энергии;

0,45 - для генерирующего объекта гидрогенерации, степень локализации по которому, определенная в соответствии с Правилами квалификации, ниже значения целевого показателя локализации, установленного в отношении генерирующих объектов гидрогенерации и в отношении года начала поставки электрической энергии указанным генерирующим объектом по договорам продажи электрической энергии (мощности), предусмотренным пунктом 64 Основных положений функционирования розничных рынков электрической энергии.

Размер приведенного инвестированного капитала (ПИК) определяется с учетом базового размера инвестированного капитала на 1 января года, начиная с которого устанавливается долгосрочная цена (тариф), по формуле:

,

где:

БИК - базовый размер инвестированного капитала, определяемый в соответствии с настоящим пунктом;

- определяемая в соответствии с настоящим пунктом норма доходности инвестированного капитала за год, предшествующий году, начиная с которого устанавливается долгосрочная цена (тариф);

cn - показатель приведения, равный:

1,5 - для генерирующих объектов, функционирующих на основе использования энергии потоков воды;

1 - для остальных генерирующих объектов.

Норма доходности инвестированного капитала по результатам года i () рассчитывается органом исполнительной власти субъекта Российской Федерации в области государственного регулирования тарифов при установлении долгосрочной цены (тарифа) по формуле:

,

где:

- базовый уровень нормы доходности инвестированного в квалифицированный генерирующий объект, функционирующий на основе использования возобновляемых источников энергии или торфа, капитала, равный:

14 процентам - для квалифицированных генерирующих объектов, функционирующих на основе использования возобновляемых источников энергии или торфа, введенных в эксплуатацию в период до 1 января 2017 г.;

12 процентам - для квалифицированных генерирующих объектов, функционирующий на основе использования возобновляемых источников энергии или торфа, введенных в эксплуатацию после 1 января 2017 г.;

- базовый уровень доходности долгосрочных государственных обязательств, устанавливаемый в размере 8,5 процента;

- средняя доходность долгосрочных государственных обязательств, определяемая по результатам года i коммерческим оператором оптового рынка электрической энергии и мощности в порядке, установленном федеральным органом исполнительной власти, осуществляющим функции по выработке государственной политики и нормативно-правовому регулированию в сфере анализа и социально-экономического развития, с учетом особенностей, предусмотренных договором о присоединении к торговой системе оптового рынка.

Информация о средней доходности долгосрочных государственных обязательств, определенной по результатам года i, направляется коммерческим оператором оптового рынка электрической энергии и мощности в органы исполнительной власти субъектов Российской Федерации в области государственного регулирования тарифов не позднее 1 июля года i+1.

Плановый на период регулирования размер постоянных эксплуатационных затрат на обслуживание 1 кВт установленной мощности за вычетом расходов на оплату налога на имущество организаций, учитываемый органом исполнительной власти субъекта Российской Федерации в области государственного регулирования тарифов при установлении долгосрочной цены (тарифа), не может превышать предельную величину постоянных эксплуатационных затрат на обслуживание 1 кВт установленной мощности, установленную Правительством Российской Федерации для соответствующего вида генерирующих объектов, функционирующих на основе использования возобновляемых источников энергии или торфа, в отношении соответствующего календарного года ввода в эксплуатацию генерирующего объекта и диапазона установленной мощности, к которому относится генерирующий объект.

Плановый на период регулирования размер переменных эксплуатационных затрат на выработку 1 произведенной электрической энергии, учитываемый органом исполнительной власти субъекта Российской Федерации в области государственного регулирования тарифов при установлении долгосрочной цены (тарифа), не может превышать предельную величину переменных эксплуатационных затрат на выработку 1  произведенной электрической энергии, установленную Правительством Российской Федерации для соответствующего вида генерирующих объектов, функционирующих на основе использования возобновляемых источников энергии или торфа, в отношении соответствующего календарного года ввода в эксплуатацию генерирующего объекта и диапазона установленной мощности, к которому относится генерирующий объект.

Срок возврата инвестированного капитала, учитываемый органом исполнительной власти субъекта Российской Федерации в области государственного регулирования тарифов при установлении долгосрочной цены (тарифа), составляет 15 лет с момента начала действия цены (тарифа), установленной в отношении указанного квалифицированного генерирующего объекта.

В состав необходимой валовой выручки организаций включается величина расходов на уплату налога на имущество организаций, рассчитанная по ставке, действующей в соответствующем субъекте Российской Федерации.

В случае получения лицом, владеющим на праве собственности или на ином законном основании квалифицированным генерирующим объектом, субсидий из бюджетов всех уровней, направленных на поддержку таких квалифицированных генерирующих объектов, в течение действия установленных в соответствии с настоящим пунктом долгосрочных цен (тарифов) орган исполнительной власти субъекта Российской Федерации в области государственного регулирования тарифов обязан принять решение о снижении долгосрочной цены (тарифа) на оставшийся период действия долгосрочного тарифа начиная со следующего периода регулирования. При расчете сниженной цены базовый размер инвестированного капитала уменьшается на величину бюджетных субсидий.

Долгосрочные параметры регулирования деятельности для квалифицированных генерирующих объектов, функционирующих на основе использования возобновляемых источников энергии или торфа, не пересматриваются в течение долгосрочного периода регулирования, за исключением случаев приведения решений об установлении указанных параметров в соответствие с законодательством Российской Федерации на основании вступившего в законную силу решения суда, решения Федеральной антимонопольной службы, принятого по итогам рассмотрения разногласий или досудебного урегулирования споров, решения Федеральной антимонопольной службы об отмене решения регулирующего органа, принятого им с превышением полномочий (предписания).

По истечении срока возврата инвестированного капитала, определенного в соответствии с настоящим пунктом, органы исполнительной власти субъектов Российской Федерации в области государственного регулирования тарифов в соответствии с методическими указаниями, утвержденными Федеральной антимонопольной службой, устанавливают в отношении квалифицированных генерирующих объектов с применением метода экономически обоснованных расходов (затрат) цены (тарифы) на электрическую энергию (мощность), произведенную на функционирующем на основе использования возобновляемых источников энергии или торфа квалифицированном генерирующем объекте и приобретаемую в целях компенсации потерь в электрических сетях без учета базового размера инвестированного капитала.

34. При расчете цен (тарифов) на услуги по передаче электрической энергии с применением метода доходности инвестированного капитала в необходимую валовую выручку организации, осуществляющей регулируемую деятельность, включаются операционные расходы, расходы, связанные с арендой имущества, используемого для осуществления регулируемой деятельности, расходы по оплате услуг, оказываемых организациями, осуществляющими регулируемую деятельность, расходы, связанные с осуществлением технологического присоединения к электрическим сетям, не включаемые в соответствии с пунктом 87 настоящего документа в плату за технологическое присоединение, расходы, связанные с возвратом собственникам или иным законным владельцам объектов электросетевого хозяйства, входящих в единую национальную (общероссийскую) электрическую сеть, доходов, получаемых в результате осуществления их прав в соответствии с законодательством Российской Федерации об электроэнергетике, расходы на выполнение предусмотренных пунктом 5 статьи 37 Федерального закона "Об электроэнергетике" обязанностей сетевой организации по обеспечению коммерческого учета электрической энергии (мощности), не относящиеся к капитальным вложениям, до начала очередного долгосрочного периода регулирования, а также налог на прибыль организаций и другие установленные законодательством Российской Федерации обязательные налоги и платежи, связанные с владением имуществом. Операционные расходы на очередной год долгосрочного периода регулирования определяются путем индексации базового уровня операционных расходов на коэффициент индексации, определяемый в соответствии с методическими указаниями, предусмотренными пунктом 32 настоящего документа, и параметрами прогноза социально-экономического развития Российской Федерации, в том числе с учетом индекса эффективности операционных расходов, утверждаемого регулирующими органами, и индекса изменения количества активов, устанавливаемого регулирующими органами в соответствии с методическими указаниями, предусмотренными пунктом 32 настоящего документа. В отсутствие одобренного прогноза социально-экономического развития Российской Федерации на очередной год долгосрочного периода регулирования в целях определения операционных расходов применяются значения параметров прогноза социально-экономического развития Российской Федерации, соответствующие последнему году периода, на который был одобрен указанный прогноз.

При установлении индекса изменения количества активов количество активов, необходимых для осуществления регулируемой деятельности на соответствующий расчетный год долгосрочного периода регулирования, определяется регулирующими органами на основании данных за последний отчетный период текущего года о фактически введенных в эксплуатацию в соответствии с долгосрочной инвестиционной программой объектах электросетевого хозяйства на основании степени их фактической загрузки, определяемой в соответствии с методическими указаниями, утверждаемыми Министерством энергетики Российской Федерации.

Индекс эффективности операционных расходов определяется регулирующими органами с использованием метода сравнения аналогов в соответствии с методическими указаниями по определению базового уровня операционных, подконтрольных расходов территориальных сетевых организаций, необходимых для осуществления регулируемой деятельности, и индекса эффективности операционных, подконтрольных расходов с применением метода сравнения аналогов, утверждаемыми Федеральной антимонопольной службой.

В случае если при установлении тарифов с применением метода доходности инвестированного капитала рост базового уровня операционных расходов организации на единицу количества активов, необходимых для осуществления регулируемой деятельности, по отношению к уровню аналогичных расходов, рассчитанных на единицу количества активов на основании данных, принятых при установлении тарифов на год, предшествующий году перехода к регулированию тарифов методом доходности инвестированного капитала, более чем в 2 раза превысил прогнозный индекс потребительских цен на 1-й год долгосрочного периода регулирования, в течение 1-го долгосрочного периода регулирования начиная с 2012 года индекс эффективности операционных расходов для такой организации устанавливается регулирующими органами в размере 3 процентов на соответствующий долгосрочный период регулирования.

Расходы, связанные с арендой имущества, используемого для осуществления регулируемой деятельности, включаются в необходимую валовую выручку в размере, определяемом регулирующими органами, за исключением расходов, связанных с арендой объектов инженерно-технического обеспечения, выкупленных (предназначенных к выкупу) специализированными обществами проектного финансирования в соответствии с основными условиями и мерами реализации программы "Жилье для российской семьи" в рамках государственной программы Российской Федерации "Обеспечение доступным и комфортным жильем и коммунальными услугами граждан Российской Федерации", утвержденными постановлением Правительства Российской Федерации от 5 мая 2014 г. N 404 "О некоторых вопросах реализации программы "Жилье для российской семьи" в рамках государственной программы Российской Федерации "Обеспечение доступным и комфортным жильем и коммунальными услугами граждан Российской Федерации". При регулировании тарифов с применением метода доходности инвестированного капитала расходы, связанные с финансовой арендой имущества (лизинговые платежи), используемого организациями для осуществления регулируемой деятельности, не учитываются регулирующими органами в составе необходимой валовой выручки соответствующих организаций и могут рассматриваться регулирующими органами только в качестве источника финансирования инвестиционных программ.

Расходы на оплату услуг, оказываемых организациями, осуществляющими регулируемую деятельность, включаются в необходимую валовую выручку в размере, определяемом регулирующими органами исходя из размера тарифов, установленных в отношении товаров (услуг) указанных организаций. К указанным расходам относятся в том числе расходы на оплату технологического присоединения объектов электросетевого хозяйства такой сетевой организации к сетям смежной сетевой организации в размере, определенном исходя из утвержденной для такой смежной сетевой организации платы за технологическое присоединение (за исключением расходов, включаемых в соответствии с пунктом 87 настоящего документа в состав платы за технологическое присоединение, рассчитанной для лица, технологическое присоединение энергопринимающих устройств которого требует проведения мероприятий на объектах электросетевого хозяйства смежной сетевой организации).

Расходы, связанные с осуществлением технологического присоединения к электрическим сетям, не включаемые в соответствии с пунктом 87 настоящего документа в плату за технологическое присоединение, включаются в необходимую валовую выручку в размере, определяемом регулирующими органами в соответствии с методическими указаниями по определению выпадающих доходов, связанных с осуществлением технологического присоединения к электрическим сетям, утверждаемыми Федеральной антимонопольной службой (далее - методические указания по определению выпадающих доходов, связанных с осуществлением технологического присоединения к электрическим сетям).

Расходы, связанные с возвратом собственникам или иным законным владельцам объектов электросетевого хозяйства, входящих в единую национальную (общероссийскую) электрическую сеть, доходов, получаемых в результате осуществления их прав, включаются в необходимую валовую выручку организации по управлению единой национальной (общероссийской) электрической сетью. Указанные расходы рассчитываются исходя из установленного для собственника или иного законного владельца объектов электросетевого хозяйства, входящих в единую национальную (общероссийскую) электрическую сеть, тарифа на услуги по передаче электрической энергии по единой национальной (общероссийской) электрической сети и соответствующих планируемых количественных характеристик услуг по передаче с использованием принадлежащих собственнику или иному законному владельцу объектов электросетевого хозяйства, входящих в единую национальную (общероссийскую) электрическую сеть, определяемых в соответствии с утверждаемыми Федеральной антимонопольной службой методическими указаниями по расчету тарифов на услуги по передаче электрической энергии по единой национальной (общероссийской) электрической сети.

Базовый уровень операционных расходов устанавливается регулирующими органами с использованием метода экономически обоснованных расходов (затрат) и метода сравнения аналогов. При этом базовый уровень операционных расходов на очередной долгосрочный период регулирования устанавливается как сумма доли базового уровня операционных расходов, рассчитанного с применением метода экономически обоснованных расходов (затрат) в соответствии с методическими указаниями, предусмотренными пунктом 32 настоящего документа, и доли базового уровня операционных расходов, рассчитанного с использованием метода сравнения аналогов в соответствии с методическими указаниями по определению базового уровня операционных, подконтрольных расходов территориальных сетевых организаций, необходимых для осуществления регулируемой деятельности, и индекса эффективности операционных, подконтрольных расходов с применением метода сравнения аналогов, утверждаемыми Федеральной антимонопольной службой. Базовый уровень операционных расходов территориальных сетевых организаций в случае принятия решения о его установлении (пересмотре) в течение долгосрочного периода регулирования на основании решения Правительства Российской Федерации или в иных случаях, предусмотренных настоящим документом, устанавливается как сумма доли утвержденного базового уровня операционных расходов, скорректированного в соответствии с методическими указаниями, предусмотренными пунктом 32 настоящего документа, и доли базового уровня операционных расходов, рассчитанного с использованием метода сравнения аналогов в соответствии с методическими указаниями по определению базового уровня операционных, подконтрольных расходов территориальных сетевых организаций, необходимых для осуществления регулируемой деятельности, и индекса эффективности операционных, подконтрольных расходов с применением метода сравнения аналогов, утверждаемыми Федеральной антимонопольной службой. Указанные в настоящем пункте доли определяются в соответствии с методическими указаниями по определению базового уровня операционных, подконтрольных расходов территориальных сетевых организаций, необходимых для осуществления регулируемой деятельности, и индекса эффективности операционных, подконтрольных расходов с применением метода сравнения аналогов, утверждаемыми Федеральной антимонопольной службой.

Экономия операционных расходов, достигнутая организацией, осуществляющей регулируемую деятельность, в каждом году долгосрочного периода регулирования, в том числе в результате проведения мероприятий по сокращению объема используемых энергетических ресурсов, учитывается в составе необходимой валовой выручки в течение 5 лет. Если организация, осуществляющая регулируемую деятельность, добилась экономии операционных расходов, величина операционных расходов, включенных в необходимую валовую выручку на долгосрочный период регулирования, не пересматривается. Экономия операционных расходов, достигнутая организацией, осуществляющей регулируемую деятельность, в результате проведения мероприятий по сокращению объема используемых энергетических ресурсов, учитывается в составе необходимой валовой выручки при условии, что затраты на проведение этих мероприятий не учтены и не будут учтены при установлении регулируемых цен (тарифов) на товары (услуги) таких организаций, а  также не финансировались и не будут финансироваться за счет бюджетных средств. При установлении необходимой валовой выручки на следующий долгосрочный период регулирования учитывается экономия операционных расходов предыдущего долгосрочного периода регулирования, не учтенная в предыдущем долгосрочном периоде регулирования, скорректированная с учетом индексации операционных расходов и исключения необоснованных расходов в соответствии с методическими указаниями, предусмотренными пунктом 32 настоящего документа.

Абзацы одиннадцатый - тринадцатый утратили силу.

Величина потерь электрической энергии при ее передаче по электрическим сетям территориальных сетевых организаций определяется в соответствии с пунктом 40.1 настоящего документа, за исключением случаев, установленных пунктом 38.1 настоящего документа.

Величина потерь электрической энергии при ее передаче по электрическим сетям по каждому субъекту Российской Федерации на каждый год долгосрочного периода регулирования организации по управлению единой национальной (общероссийской) электрической сетью определяется Федеральной антимонопольной службой исходя из уровня потерь электрической энергии при ее передаче по электрическим сетям единой национальной (общероссийской) электрической сети и величины планового отпуска электрической энергии из сети, рассчитанной в соответствии с методическими указаниями по расчету тарифов на услуги по передаче электрической энергии по единой национальной (общероссийской) электрической сети, утвержденными Федеральной антимонопольной службой. В случае отсутствия до 1 октября года, предшествующего году начала долгосрочного периода регулирования, утвержденных Министерством энергетики Российской Федерации нормативов потерь электрической энергии при ее передаче по электрическим сетям единой национальной (общероссийской) электрической сети величина потерь электрической энергии при ее передаче по электрическим сетям единой национальной (общероссийской) электрической сети определяется исходя из сводного прогнозного баланса производства и поставок электрической энергии (мощности) на соответствующий расчетный период регулирования.

34.1. Экономия расходов на оплату потерь электрической энергии, полученная сетевой организацией при осуществлении деятельности по передаче электрической энергии в результате проведения мероприятий по сокращению объема используемых энергетических ресурсов, учитывается в составе необходимой валовой выручки в течение 10 лет с начала периода регулирования, следующего за периодом, в котором указанная экономия была достигнута, при условии, что такие мероприятия не финансировались и не будут финансироваться за счет бюджетных средств.

34.2. Размер экономии расходов на оплату потерь электрической энергии, полученной сетевой организацией в соответствии с пунктом 34.1 настоящего документа (), определяется в течение долгосрочного периода регулирования по формуле:

где:

N - уровень потерь электрической энергии при ее передаче по электрическим сетям, установленный регулирующим органом на долгосрочный период регулирования, в процентах от величины суммарного отпуска электрической энергии в сеть сетевой организации;

- величина суммарного отпуска электрической энергии в сеть сетевой организации (тыс. кВт);

- величина фактических потерь электрической энергии в сетях сетевой организации (тыс. кВт);

ЦП - фактически сложившаяся средневзвешенная цена покупки электрической энергии (мощности) в целях компенсации потерь электрической энергии при ее передаче по электрическим сетям (руб/кВтч).

34.3. В случае если год, в котором была достигнута экономия расходов на оплату потерь электрической энергии, полученная сетевой организацией при осуществлении деятельности по передаче электрической энергии в результате проведения мероприятий по сокращению объема используемых энергетических ресурсов, относится к предыдущему долгосрочному периоду регулирования, указанная экономия (Э) рассчитывается по формуле:

где - уровень потерь электрической энергии при ее передаче по электрическим сетям, установленный регулирующим органом на предыдущий долгосрочный период регулирования, в процентах от величины суммарного отпуска электрической энергии в сеть сетевой организации.

35. Федеральная антимонопольная служба по согласованию с Министерством экономического развития Российской Федерации утверждает в составе методических указаний, предусмотренных пунктом 32 настоящего документа, правила определения стоимости активов и размера инвестированного капитала и ведения их учета, используемые при регулировании с применением метода доходности инвестированного капитала. Учет инвестированного капитала ведется регулируемой организацией раздельно от учета стоимости активов организации, включая бухгалтерский и налоговый учет.

В соответствии с правилами определения стоимости активов и размера инвестированного капитала и ведения их учета информацию, необходимую для учета инвестированного капитала, представляют:

организации, регулирование цен (тарифов) которых осуществляется Федеральной антимонопольной службой, - в Федеральную антимонопольную службу;

другие организации, осуществляющие регулируемую деятельность, - в органы исполнительной власти соответствующего субъекта Российской Федерации в области государственного регулирования тарифов.

При переходе к регулированию тарифов с применением метода доходности инвестированного капитала размер инвестированного капитала устанавливается в соответствии с правилами определения стоимости активов и размера инвестированного капитала и ведения их учета, входящими в состав методических указаний, предусмотренных пунктом 32 настоящего документа, а  также с  учетом независимой оценки активов организации, используемых для осуществления регулируемой деятельности. Эта величина должна учитывать стоимость замещения активов организации, используемых для осуществления регулируемой деятельности, физический, моральный и внешний износ активов.

Величина базы инвестированного капитала на каждый очередной год долгосрочного периода регулирования и на 1-й год очередного долгосрочного периода регулирования определяется как величина базы инвестированного капитала на предшествующий год с учетом:

размера активов, определяемого на основании данных об объектах электросетевого хозяйства и объектах производственного назначения, в том числе о машинах и механизмах, фактически принятых к бухгалтерскому учету в качестве основных средств за отчетный год и за истекший период текущего года, за который имеются отчетные данные, в соответствии с инвестиционной программой, утвержденной в соответствии с законодательством Российской Федерации об электроэнергетике (при этом учитываемая при определении размера активов стоимость объектов электросетевого хозяйства, принятых к бухгалтерскому учету в качестве основных средств после вступления в силу укрупненных нормативов цены, не должна превышать стоимость таких объектов, определенную в соответствии с укрупненными нормативами цены, за исключением объектов электросетевого хозяйства, построенных (реконструированных) с применением технологических решений капитального строительства, в отношении которых отсутствуют утвержденные Министерством энергетики Российской Федерации укрупненные нормативы цены, а также за исключением объектов электросетевого хозяйства, предусмотренных инвестиционными проектами, реализация которых предусмотрена инвестиционной программой, утвержденной до вступления в силу укрупненных нормативов цены, при условии наличия утвержденной до 10 декабря 2016 г. в соответствии с законодательством о градостроительной деятельности проектной документации в отношении объектов капитального строительства и их частей, строительство и (или) реконструкция которых предусмотрены такими инвестиционными проектами, и непревышения оценки полной (фактической) стоимости соответствующего инвестиционного проекта над полной стоимостью такого инвестиционного проекта, указанной в решении об утверждении инвестиционной программы, принятом в соответствии с Правилами утверждения инвестиционных программ до вступления в силу укрупненных нормативов цены);

стоимости активов, включаемых в базу инвестированного капитала, определяемой в соответствии с инвестиционной программой, утвержденной в соответствии с законодательством Российской Федерации об электроэнергетике, без учета стоимости активов, создаваемых в целях технологического присоединения от существующих объектов электросетевого хозяйства до присоединяемых энергопринимающих устройств и (или) объектов электроэнергетики за счет поступлений от платы за технологическое присоединение к электрическим сетям. При этом учитываемая при определении величины базы инвестированного капитала стоимость активов (объектов) электросетевого хозяйства, принятых к бухгалтерскому учету в качестве основных средств после вступления в силу укрупненных нормативов цены, не должна превышать стоимость таких объектов, определенную в соответствии с укрупненными нормативами цены, за исключением объектов электросетевого хозяйства, построенных (реконструированных) с применением технологических решений капитального строительства, в отношении которых отсутствуют утвержденные Министерством энергетики Российской Федерации укрупненные нормативы цены, а также за исключением объектов электросетевого хозяйства, предусмотренных инвестиционными проектами, реализация которых предусмотрена инвестиционной программой, утвержденной до вступления в силу укрупненных нормативов цены, при условии наличия утвержденной до 10 декабря 2016 г. в соответствии с законодательством о градостроительной деятельности проектной документации в отношении объектов капитального строительства и их частей, строительство и (или) реконструкция которых предусмотрены такими инвестиционными проектами, и непревышения оценки полной (фактической) стоимости соответствующего инвестиционного проекта над полной стоимостью такого инвестиционного проекта, указанной в решении об утверждении инвестиционной программы, принятом в соответствии с Правилами утверждения инвестиционных программ до вступления в силу укрупненных нормативов цены;

стоимости активов, введенных в эксплуатацию в целях технологического присоединения от существующих объектов электросетевого хозяйства до присоединяемых энергопринимающих устройств и (или) объектов электроэнергетики, созданных не за счет поступлений от платы за технологическое присоединение к электрическим сетям;

изменений состава активов производственного назначения, фактически введенных в эксплуатацию и используемых организацией для осуществления регулируемой деятельности, определяемого в соответствии с правилами определения стоимости активов и размера инвестированного капитала и ведения их учета;

уменьшения на величину возврата инвестированного капитала, осуществленного в течение прошедшего периода регулирования.

При определении базы инвестированного капитала (размера инвестированного капитала) не учитываются:

выплаты по кредитам (займам) и облигациям, комиссионные и иные платежи, произведенные в связи с привлечением заемного капитала до перехода к установлению тарифов с применением метода доходности инвестированного капитала;

средства, полученные безвозмездно из бюджетов бюджетной системы Российской Федерации;

стоимость объектов, финансирование которых осуществлено государственными корпорациями.

Расходы, связанные со строительством (реконструкцией) объектов, введенных в эксплуатацию, осуществление которого предусматривается за счет средств, получаемых в качестве платы за технологическое присоединение, в соответствии с инвестиционной программой и которое не профинансировано за счет доходов, полученных в качестве платы за технологическое присоединение, в соответствии с методическими указаниями, предусмотренными пунктом 32 настоящего документа, включаются в базу инвестированного капитала сетевых организаций. Доходы, полученные в качестве платы за технологическое присоединение, исключаются из базы инвестированного капитала сетевой организации в размере выручки, полученной в качестве платы за технологическое присоединение, компенсирующей указанные расходы, за вычетом расходов на разработку, выдачу и проверку выполнения технических условий, а также уплаченного налога на прибыль организаций, осуществляющих регулируемую деятельность.

Расходы сетевой организации в размере, определенном в судебном акте, понесенные ею на уплату неустойки по договору об осуществлении технологического присоединения при нарушении указанной сетевой организацией срока осуществления мероприятий по технологическому присоединению, предусмотренного таким договором, не подлежат учету при установлении регулируемых цен (тарифов).

При определении базы инвестированного капитала учитываются в том числе средства, полученные в качестве бюджетных инвестиций, влекущих за собой возникновение права государственной или муниципальной собственности на эквивалентную часть уставных (складочных) капиталов юридических лиц.

Сумма инвестиций в объекты капитальных вложений, которые не используются в соответствии с их проектной (установленной) мощностью, уменьшается для определения базы инвестированного капитала пропорционально отношению используемой и проектной мощностей объектов в соответствии с правилами определения стоимости активов и размера инвестированного капитала и ведения их учета. Определение степени фактической загрузки объектов (величины проектной и установленной мощности) электросетевого хозяйства определяется в соответствии с методическими указаниями, утверждаемыми Министерством энергетики Российской Федерации.

Утратил силу.

В необходимую валовую выручку организации включаются средства, обеспечивающие возврат инвестированного капитала, определяемые исходя из величины базы инвестированного капитала, с учетом особенностей, установленных пунктом 36 настоящего документа.

Срок возврата инвестированного капитала устанавливается регулирующими органами в соответствии с правилами определения стоимости активов и размера инвестированного капитала и ведения их учета и может быть дифференцирован по группам активов и с учетом уровня физического износа активов.

База инвестированного капитала ведется в отношении каждого объекта, необходимого для осуществления регулируемого вида деятельности. Объекты, переданные во владение и (или) пользование другим лицам, не учитываются в базе инвестированного капитала.

36. Норма доходности в течение 1-го долгосрочного периода регулирования, за исключением его последнего года, может устанавливаться дифференцированно в отношении капитала, инвестированного до перехода к регулированию с применением метода доходности инвестированного капитала, а также в отношении капитала, созданного после перехода к регулированию методом доходности инвестированного капитала.

Норма доходности капитала, созданного после перехода к регулированию методом доходности инвестированного капитала, утверждается Федеральной антимонопольной службой по согласованию с Министерством экономического развития Российской Федерации дифференцированно для организации по управлению единой национальной (общероссийской) электрической сетью и для территориальных сетевых организаций.

Норма доходности капитала, инвестированного до перехода к регулированию с применением метода доходности инвестированного капитала, устанавливается:

в отношении территориальных сетевых организаций - органами исполнительной власти субъектов Российской Федерации в области государственного регулирования тарифов;

в отношении организации по управлению единой национальной (общероссийской) электрической сетью - Федеральной антимонопольной службой по согласованию с Министерством экономического развития Российской Федерации.

Норма доходности капитала, инвестированного до перехода к регулированию с применением метода доходности инвестированного капитала, не может быть меньше 1 процента и выше нормы доходности в отношении капитала, созданного после перехода к регулированию методом доходности инвестированного капитала.

Норма доходности инвестированного капитала устанавливается регулирующими органами в номинальном выражении после уплаты налога на прибыль и может дифференцироваться по видам деятельности.

В необходимую валовую выручку организации, осуществляющей регулируемую деятельность, включается доход на инвестированный капитал, равный произведению нормы доходности инвестированного капитала на сумму базы инвестированного капитала в соответствующем году долгосрочного периода регулирования, уменьшенную на величину возврата инвестированного капитала.

37. В течение долгосрочного периода регулирования регулирующие органы ежегодно в соответствии с методическими указаниями, указанными в пункте 32 настоящего документа, осуществляют корректировку необходимой валовой выручки и (или) цен (тарифов), установленных на долгосрочный период регулирования, с учетом следующих факторов:

отклонение величины товарной выручки, полученной в результате осуществления регулируемой деятельности, от величины необходимой валовой выручки, установленной на прошедший год, в том числе в связи с отклонением объема реализуемых товаров (услуг) от объема, учтенного при установлении тарифов, и изменением прогнозного значения объема реализуемых товаров (услуг) на оставшийся срок действия долгосрочных тарифов;

отклонение фактических и плановых значений индекса потребительских цен и других индексов, установленных прогнозом социально-экономического развития Российской Федерации на отчетный и планируемый периоды, от значений, учтенных при установлении тарифов;

абзац четвертый утратил силу;

отклонение уровня расходов, определяемых регулирующим органом в качестве включаемых в необходимую валовую выручку в фактическом объеме (с учетом документального подтверждения осуществления таких расходов), от установленного уровня;

отклонение уровня расходов по оплате услуг, оказываемых организациями, осуществляющими регулируемую деятельность, от установленного уровня;

отклонение уровня расходов сетевых организаций на оплату потерь электрической энергии при ее передаче по электрическим сетям от установленного уровня в зависимости от изменения цены покупки электрической энергии сетевой организацией в целях компенсации технологического расхода электрической энергии;

изменение законодательства Российской Федерации, приводящее к  изменению уровня расходов организации, осуществляющей регулируемую деятельность;

изменение не учтенного при установлении тарифов состава активов, используемых для осуществления регулируемой деятельности;

отклонение фактической величины налога на прибыль по соответствующему виду деятельности от установленного уровня;

корректировка согласованной инвестиционной программы;

отклонение совокупного объема инвестиций, фактически осуществленных в течение истекшего периода регулирования в рамках утвержденной (скорректированной) в установленном порядке долгосрочной инвестиционной программы, от объема инвестиций, предусмотренного утвержденной (скорректированной) в установленном порядке до начала очередного года долгосрочного периода регулирования инвестиционной программой, учтенного при установлении тарифов на очередной год долгосрочного периода регулирования;

отклонение уровня надежности и качества продукции (услуг) от установленного уровня.

Корректировка цен (тарифов) на очередной год долгосрочного периода регулирования, проводимая с учетом указанных факторов, по решению регулирующего органа может осуществляться в том числе на основании данных за истекший период текущего года в соответствии с методическими указаниями, указанными в пункте 32 настоящего документа.

При установлении или продлении долгосрочных цен (тарифов) регулирующие органы в целях сглаживания их роста могут перераспределять необходимую валовую выручку организации по годам в пределах одного долгосрочного периода регулирования. В этом случае перераспределяемые величины необходимой валовой выручки включаются в необходимую валовую выручку соответствующего года периода регулирования с учетом индекса потребительских цен согласно методическим указаниям, указанными в пункте 32 настоящего документа.

При корректировке цен (тарифов) на очередной год долгосрочного периода регулирования органом исполнительной власти субъекта Российской Федерации в области государственного регулирования тарифов величина перераспределения необходимой валовой выручки включается в необходимую валовую выручку соответствующего года периода регулирования с учетом объемов освоения капитальных вложений, осуществленных в соответствии с утвержденной (скорректированной) в установленном порядке на дату установления (пересмотра) долгосрочных параметров регулирования инвестиционной программой, в порядке, установленном методическими указаниями, указанными в пункте 32 настоящего документа.

В каждом году долгосрочного периода регулирования необходимая валовая выручка, рассчитанная с учетом ее перераспределения, осуществляемого в целях сглаживания тарифов, может отличаться от необходимой валовой выручки, рассчитанной без учета такого перераспределения на весь долгосрочный период регулирования, более чем на 12 процентов по согласованию с Федеральной антимонопольной службой.

Базовый уровень операционных расходов территориальных сетевых организаций, установленный в результате произведенного пересмотра в соответствии с актами Правительства Российской Федерации долгосрочных параметров регулирования, учитывается при корректировке цен (тарифов) на очередной год долгосрочного периода регулирования органом исполнительной власти субъекта Российской Федерации в области государственного регулирования тарифов в соответствии с методическими указаниями, указанными в пункте 32 настоящего документа, не ранее чем по результатам деятельности за год, следующий за годом, в котором был произведен указанный пересмотр.

38. Тарифы на услуги по передаче электрической энергии, устанавливаемые с применением метода долгосрочной индексации необходимой валовой выручки, регулирующими органами определяются в соответствии с методическими указаниями, утверждаемыми Федеральной антимонопольной службой, на основании следующих долгосрочных параметров регулирования:

базовый уровень подконтрольных расходов, устанавливаемый регулирующими органами;

индекс эффективности подконтрольных расходов определяется регулирующими органами с использованием метода сравнения аналогов в соответствии с методическими указаниями по определению базового уровня операционных, подконтрольных расходов территориальных сетевых организаций, необходимых для осуществления регулируемой деятельности, и индекса эффективности операционных, подконтрольных расходов с применением метода сравнения аналогов, утверждаемыми Федеральной антимонопольной службой;

коэффициент эластичности подконтрольных расходов по количеству активов, определяемый в соответствии с методическими указаниями по расчету тарифов на услуги по передаче электрической энергии с применением метода долгосрочной индексации необходимой валовой выручки, утверждаемыми Федеральной антимонопольной службой;

абзац пятый исключен;

уровень потерь электрической энергии при ее передаче по электрическим сетям, определяемый в соответствии с пунктом 40.1 настоящего документа;

уровень надежности и качества реализуемых товаров (услуг), устанавливаемый в соответствии с пунктом 8 настоящего документа и применяемый при регулировании тарифов с даты вступления в силу методических указаний по расчету уровня надежности и качества реализуемых товаров (услуг).

Базовый уровень подконтрольных расходов определяется регулирующими органами с использованием метода экономически обоснованных расходов (затрат) и метода сравнения аналогов. Базовый уровень подконтрольных расходов устанавливается как сумма доли базового уровня подконтрольных расходов, рассчитанного с применением метода экономически обоснованных расходов (затрат) в соответствии с методическими указаниями по расчету тарифов на услуги по передаче электрической энергии, устанавливаемых с применением метода долгосрочной индексации необходимой валовой выручки, и доли базового уровня подконтрольных расходов, рассчитанного с использованием метода сравнения аналогов в соответствии с методическими указаниями по определению базового уровня операционных, подконтрольных расходов территориальных сетевых организаций, необходимых для осуществления регулируемой деятельности, и индекса эффективности операционных, подконтрольных расходов с применением метода сравнения аналогов, утверждаемыми Федеральной антимонопольной службой. Базовый уровень подконтрольных расходов территориальных сетевых организаций в случае принятия решения о его установлении (пересмотре) в течение долгосрочного периода регулирования на основании решения Правительства Российской Федерации или в иных случаях, предусмотренных настоящим документом, устанавливается как сумма доли утвержденного базового уровня подконтрольных расходов, скорректированного в соответствии с методическими указаниями по расчету тарифов на услуги по передаче электрической энергии, устанавливаемых с применением метода долгосрочной индексации необходимой валовой выручки, и доли базового уровня подконтрольных расходов, рассчитанного с использованием метода сравнения аналогов в соответствии с методическими указаниями по определению базового уровня операционных, подконтрольных расходов территориальных сетевых организаций, необходимых для осуществления регулируемой деятельности, и индекса эффективности операционных, подконтрольных расходов с применением метода сравнения аналогов, утверждаемыми Федеральной антимонопольной службой. Указанные в настоящем пункте доли определяются в соответствии с методическими указаниями по определению базового уровня операционных, подконтрольных расходов территориальных сетевых организаций, необходимых для осуществления регулируемой деятельности, и индекса эффективности операционных, подконтрольных расходов с применением метода сравнения аналогов, утверждаемыми Федеральной антимонопольной службой.

Перед началом каждого года долгосрочного периода регулирования определяются планируемые значения параметров расчета тарифов:

индекс потребительских цен, определенный в соответствии с прогнозом социально-экономического развития Российской Федерации (далее - индекс потребительских цен). В отсутствие одобренного прогноза социально-экономического развития Российской Федерации на очередной год долгосрочного периода регулирования в целях определения подконтрольных расходов применяются значения параметров прогноза социально-экономического развития Российской Федерации, соответствующие последнему году периода, на который был одобрен указанный прогноз;

размер активов, определяемый регулирующими органами. При установлении индекса изменения количества активов количество активов, необходимых для осуществления регулируемой деятельности на соответствующий расчетный год долгосрочного периода регулирования, определяется регулирующими органами на основании данных за последний отчетный период текущего года о фактически введенных в эксплуатацию в соответствии с долгосрочной инвестиционной программой объектах электросетевого хозяйства с учетом степени их фактической загрузки, определяемой в соответствии с методическими указаниями, утверждаемыми Министерством энергетики Российской Федерации;

величина неподконтрольных расходов, рассчитанная в соответствии с перечнем расходов, утвержденным в методических указаниях по расчету тарифов на услуги по передаче электрической энергии, устанавливаемых с применением метода долгосрочной индексации необходимой валовой выручки, и содержащим в том числе расходы, связанные с осуществлением технологического присоединения к электрическим сетям, не включаемые в соответствии с пунктом 87 настоящего документа в плату за технологическое присоединение, а также величина расходов на оплату технологического присоединения объектов электросетевого хозяйства к сетям смежной сетевой организации (за исключением расходов, включаемых в соответствии с пунктом 87 настоящего документа в состав платы за технологическое присоединение, рассчитанной для лица, технологическое присоединение энергопринимающих устройств которого требует проведения мероприятий на объектах электросетевого хозяйства смежной сетевой организации) в размере, определенном исходя из утвержденной (рассчитанной) для такой смежной сетевой организации платы за технологическое присоединение;

величина расходов на выполнение предусмотренных пунктом 5 статьи 37 Федерального закона "Об электроэнергетике" обязанностей сетевой организации по обеспечению коммерческого учета электрической энергии (мощности), не относящихся к капитальным вложениям, до начала очередного долгосрочного периода регулирования;

величина мощности, в пределах которой сетевая организация принимает на себя обязательства обеспечить передачу электрической энергии потребителям услуг в соответствии с Правилами недискриминационного доступа к услугам по передаче электрической энергии и оказания этих услуг;

величина полезного отпуска электрической энергии потребителям услуг территориальной сетевой организации;

цена (тариф) покупки потерь электрической энергии, учитываемая при установлении тарифа на услуги по передаче электрической энергии по электрическим сетям, с использованием которых услуги по передаче электрической энергии оказываются регулируемыми организациями.

Расчет величины расходов, не отнесенных к подконтрольным расходам, производится регулирующими органами в соответствии с перечнем, предусмотренным методическими указаниями, утверждаемыми Федеральной антимонопольной службой.

При регулировании тарифов с применением метода долгосрочной индексации необходимой валовой выручки расходы, связанные с финансовой арендой имущества (лизинговые платежи), используемого организациями для осуществления регулируемой деятельности, могут рассматриваться регулирующими органами только в качестве источника финансирования инвестиционных программ.

Расходы на финансирование капитальных вложений из прибыли организации, тарифы на услуги по передаче электрической энергии для которой устанавливаются с применением метода долгосрочной индексации необходимой валовой выручки, не могут превышать 12 процентов необходимой валовой выручки и определяются в соответствии с утверждаемыми Федеральной антимонопольной службой методическими указаниями по расчету тарифов на услуги по передаче электрической энергии, устанавливаемых с применением метода долгосрочной индексации необходимой валовой выручки.

На основе долгосрочных параметров регулирования и планируемых значений параметров расчета тарифов, определяемых на долгосрочный период регулирования, регулирующие органы рассчитывают необходимую валовую выручку регулируемой организации на каждый год очередного долгосрочного периода регулирования. При этом при применении метода долгосрочной индексации темп роста одноставочного единого (котлового) тарифа в соответствующем субъекте Российской Федерации на каждый год 1-го долгосрочного периода регулирования не превышает темпа, установленного прогнозом социально-экономического развития Российской Федерации на соответствующий год.

В течение долгосрочного периода регулирования регулирующими органами ежегодно производится корректировка необходимой валовой выручки, устанавливаемой на очередной период регулирования в соответствии с методическими указаниями, предусмотренными пунктами 32 и (или) 38 настоящего документа. По решению регулирующего органа такая корректировка может осуществляться с учетом отклонения фактических значений параметров расчета тарифов по итогам истекшего периода текущего года долгосрочного периода регулирования, за который известны фактические значения параметров расчета тарифов, от планировавшихся значений параметров расчета тарифов, а также изменение плановых показателей на следующие периоды.

Абзацы двадцать первый - двадцать пятый утратили силу.

Величина потерь электрической энергии при ее передаче по электрическим сетям территориальных сетевых организаций определяется в соответствии с пунктом 40.1 настоящего документа, за исключением случаев, установленных пунктом 38.1 настоящего документа.

Уровень потерь электрической энергии территориальной сетевой организации устанавливается на каждый последующий год долгосрочного периода регулирования равным уровню потерь, установленному на первый год долгосрочного периода регулирования.

Базовый уровень подконтрольных расходов территориальных сетевых организаций, установленный в результате произведенного пересмотра в соответствии с актами Правительства Российской Федерации долгосрочных параметров регулирования, учитывается при корректировке цен (тарифов) на очередной год долгосрочного периода регулирования органом исполнительной власти субъекта Российской Федерации в области государственного регулирования тарифов в соответствии с методическими указаниями, указанными в абзаце первом настоящего пункта, не ранее чем по результатам деятельности за год, следующий за годом, в котором был произведен указанный пересмотр.

Экономия расходов на оплату потерь электрической энергии, полученная сетевой организацией при осуществлении деятельности по передаче электрической энергии в результате проведения мероприятий по сокращению объема используемых энергетических ресурсов, учитывается в составе необходимой валовой выручки в течение 10 лет с начала периода регулирования, следующего за периодом, в котором указанная экономия была достигнута, при условии, что такие мероприятия не финансировались и не будут финансироваться за счет бюджетных средств, и рассчитывается в соответствии с пунктами 34.1 - 34.3 настоящего документа.

38.1. Для территориальных сетевых организаций, функционирующих на территориях отдельных частей ценовых зон оптового рынка, для которых Правительством Российской Федерации устанавливаются особенности функционирования оптового и розничных рынков, указанных в приложении N 3 к Правилам оптового рынка электрической энергии и мощности, утвержденным постановлением Правительства Российской Федерации от 27 декабря 2010 г. N 1172, за исключением территорий Республики Бурятия и Республики Карелия, в случае превышения уровня фактических потерь электрической энергии при ее передаче по электрическим сетям за последний истекший год над уровнем потерь электрической энергии при ее передаче по электрическим сетям, определенным в соответствии с положениями настоящего пункта, и при условии заключения соглашения, указанного в подпункте "а" пункта 72.1 указанных Правил, в целях государственного регулирования цен (тарифов) на услуги по передаче электрической энергии по электрическим сетям, принадлежащим на праве собственности или на ином законном основании территориальным сетевым организациям, уровень потерь электрической энергии при ее передаче по электрическим сетям определяется как коэффициент потерь электрической энергии при ее передаче по электрическим сетям территориальной сетевой организации на соответствующий период регулирования () по формуле:

,

где:

- коэффициент фактических потерь электрической энергии при ее передаче по электрическим сетям территориальной сетевой организации за 2015 год;

- уровень потерь электрической энергии при ее передаче по электрическим сетям территориальной сетевой организации, определенный органами исполнительной власти субъектов Российской Федерации в области государственного регулирования тарифов как минимальное значение из норматива потерь электрической энергии при ее передаче по электрическим сетям, утвержденного Министерством энергетики Российской Федерации, и уровня фактических потерь электрической энергии при ее передаче по электрическим сетям соответствующей территориальной сетевой организации по уровням напряжения за 2015 год;

N - коэффициент, значение которого устанавливается равным:

для Республики Дагестан - 0,81 на 2018 год, 0,77 на 2019 год, 0,64 на 2020 год, 0,8 на 2021 год, 1 - на каждый год с 2022 года по 2027 год включительно;

для Республики Ингушетия - 0,62 на 2018 год, 0,62 на 2019 год, 0,74 на 2020 год, 0,87 на 2021 год, 1 - на каждый год с 2022 года по 2027 год включительно;

для Кабардино-Балкарской Республики - 0,58 на 2018 год, 0,81 на 2019 год, 1 - на каждый год с 2020 года по 2027 год включительно;

для Карачаево-Черкесской Республики - 0,62 на 2018 год, 0,73 на 2019 год, 0,82 на 2020 год, 0,91 на 2021 год, 1 - на каждый год с 2022 года по 2027 год включительно;

для Республики Северная Осетия - Алания - 0,69 на 2018 год, 0,65 на 2019 год, 0,67 на 2020 год, 0,75 на 2021 год, 1 - на каждый год с 2022 года по 2027 год включительно;

для Республики Тыва - 0,64 на 2018 год, 0,89 на 2019 год, 0,71 на 2020 год, 1 - на каждый год с 2021 года по 2027 год включительно;

для Чеченской Республики - 0,48 на 2018 год, 0,52 на 2019 год, 0,68 на 2020 год, 0,84 на 2021 год, 1 - на каждый год с 2022 года по 2027 год включительно.

Коэффициент фактических потерь электрической энергии при ее передаче по электрическим сетям территориальной сетевой организации за 2015 года () рассчитывается по формуле:

,

где:

- величина фактических потерь электрической энергии при ее передаче по электрическим сетям территориальной сетевой организации за 2015 год, сведения о которой представляются сетевыми организациями в Федеральную антимонопольную службу по формам федерального статистического наблюдения;

- объем отпуска электрической энергии в сеть территориальной сетевой организации за 2015 год, сведения о котором представляются сетевыми организациями в Федеральную антимонопольную службу по формам федерального статистического наблюдения.

39. Результаты деятельности регулируемой организации до перехода к регулированию тарифов на услуги по передаче электрической энергии на основе долгосрочных параметров регулирования деятельности сетевых организаций (в том числе при переходе к регулированию методом доходности инвестированного капитала) учитываются при определении ежегодной корректировки валовой выручки в порядке, определенном методическими указаниями, предусмотренными пунктами 32 и (или) 38 настоящего документа.

При изменении метода регулирования тарифов на услуги по передаче электрической энергии на основе долгосрочных параметров регулирования деятельности сетевых организаций результаты деятельности регулируемой организации за предыдущие годы до изменения метода регулирования тарифов учитываются при определении ежегодной корректировки валовой выручки в порядке, предусмотренном теми методическими указаниями, в соответствии с которыми была установлена необходимая валовая выручка на соответствующий год.

39.1. Цены (тарифы) на электрическую энергию (мощность) для поставщиков - субъектов оптового рынка, владеющих на праве собственности или ином законном основании электростанциями, функционирующими на территории неценовых зон оптового рынка электрической энергии и мощности, устанавливаемые с применением метода долгосрочной индексации необходимой валовой выручки, определяются регулирующим органом в соответствии с абзацем вторым пункта 48 настоящего документа.

При расчете цен (тарифов) на электрическую энергию (мощность) для поставщиков - субъектов оптового рынка, владеющих на праве собственности или ином законном основании электростанциями, функционирующими на территории неценовых зон оптового рынка электрической энергии и мощности, с применением метода долгосрочной индексации необходимой валовой выручки необходимая валовая выручка регулируемой организации включает в себя операционные расходы, неподконтрольные расходы, расходы на приобретение (потребление) энергетических ресурсов (в том числе топлива), воды и нормативную прибыль регулируемой организации, определяемые в соответствии с приложением N 7.

При установлении цен (тарифов) на электрическую энергию (мощность) для поставщиков - субъектов оптового рынка, владеющих на праве собственности или ином законном основании электростанциями, функционирующими на территории неценовых зон оптового рынка электрической энергии и мощности, с применением метода долгосрочной индексации необходимой валовой выручки используются следующие долгосрочные параметры регулирования:

базовый уровень операционных расходов;

индекс эффективности операционных расходов;

показатели энергосбережения и энергетической эффективности согласно утвержденной в отношении регулируемой организации программе энергосбережения и повышения энергетической эффективности в соответствии с законодательством Российской Федерации об энергосбережении и о повышении энергетической эффективности.

Долгосрочные параметры регулирования деятельности по производству электрической энергии (мощности) не пересматриваются в течение долгосрочного периода регулирования, за исключением случаев приведения решений об установлении указанных параметров в соответствие с законодательством Российской Федерации на основании вступившего в законную силу решения суда. Пересмотренные в соответствии с настоящим абзацем долгосрочные параметры регулирования учитываются при корректировке цен (тарифов) на очередной год долгосрочного периода регулирования федеральным органом исполнительной власти в области регулирования тарифов в соответствии с методическими указаниями по расчету регулируемых цен (тарифов) на электрическую энергию (мощность) для поставщиков - субъектов оптового рынка, владеющих на праве собственности или ином законном основании электростанциями, функционирующими на территории неценовых зон оптового рынка электрической энергии и мощности, устанавливаемых с применением метода долгосрочной индексации необходимой валовой выручки, утвержденными федеральным органом исполнительной власти в области регулирования тарифов, не ранее чем по результатам деятельности за год, следующий за годом, в котором был произведен указанный пересмотр.

40. Метод индексации может применяться при установлении регулируемых цен (тарифов), указанных в пункте 3 настоящего документа (в том числе на срок более 1 года).

Индексации подлежат ранее утвержденные регулируемые цены (тарифы) и (или) их предельные (минимальный и (или) максимальный) уровни либо необходимая валовая выручка регулируемых организаций.

При применении указанного метода цены (тарифы) устанавливаются в соответствии с методическими указаниями, утверждаемыми Федеральной антимонопольной службой, с учетом:

программ сокращения расходов организаций, осуществляющих регулируемую деятельность, согласованных с регулирующими органами;

изменения состава и (или) объемов финансирования инвестиционной программы;

отклонения фактических показателей производства продукции на розничном рынке и (или) оказываемых услуг от прогнозных;

отклонения фактических цен на топливо от прогнозных;

отклонения фактического индекса потребительских цен от принятого при установлении регулируемых цен (тарифов) прогнозного индекса;

изменения нормативных правовых актов, влияющие на размер расходов организаций, осуществляющих регулируемую деятельность;

изменения регулируемых цен (тарифов) на топливо в соответствии с решениями регулирующих органов;

изменения ставок налогов и сборов в соответствии с законодательством Российской Федерации о налогах и сборах;

изменения размера платежей, вносимых в соответствии с договорами, необходимыми для осуществления деятельности в сфере электроэнергетики и участия в оптовом и розничных рынках электрической энергии (мощности) в соответствии с законодательством Российской Федерации об электроэнергетике;

технологические особенности производства электрической энергии (мощности) (для эксплуатирующих организаций, осуществляющих деятельность в области использования атомной энергии, - в соответствии с утвержденными в установленном порядке программами мероприятий по обеспечению безопасности атомных станций на всех стадиях их жизненного цикла и развития);

изменения расходов регулируемых организаций, обусловленного изменением количества активов, используемых для осуществления регулируемой деятельности, с учетом коэффициента эластичности подконтрольных расходов по количеству активов.

При регулировании цен (тарифов) на электрическую энергию (мощность) на розничном рынке и цен (тарифов) на услуги, оказываемые на оптовом и розничных рынках электрической энергии (мощности), регулирующие органы вправе применять метод индексации тарифов, если уровень инфляции (индекс потребительских цен), определенный в прогнозе социально-экономического развития Российской Федерации, не превышает в расчетный период регулирования 12 процентов в год. Это ограничение не распространяется на определение регулируемых цен (тарифов) на электрическую энергию (мощность) поставщиков для продажи на оптовом рынке по регулируемым договорам.

40.1. Уровень потерь электрической энергии при ее передаче по электрическим сетям территориальной сетевой организации в процентах от величины суммарного отпуска электрической энергии в сеть территориальной сетевой организации органами исполнительной власти субъектов Российской Федерации в области государственного регулирования тарифов определяется по формуле:

,

где:

i - уровень напряжения;

- величина отпуска электрической энергии в сеть территориальной сетевой организации за последний истекший год по соответствующему уровню напряжения за вычетом объема переданной электрической энергии потребителям, непосредственно подключенным к объектам единой национальной (общероссийской) электрической сети, переданным в аренду территориальным сетевым организациям, и объема переданной электрической энергии потребителям, непосредственно подключенным к шинам трансформаторных подстанций на соответствующем уровне напряжения ;

- величина суммарного отпуска электрической энергии в сеть территориальной сетевой организации за последний истекший год за вычетом объема переданной электрической энергии потребителям, непосредственно подключенным к объектам единой национальной (общероссийской) электрической сети, переданным в аренду территориальным сетевым организациям ;

- минимальное значение из норматива потерь электрической энергии при ее передаче по электрическим сетям для соответствующей группы территориальных сетевых организаций на соответствующем уровне напряжения, утвержденного Министерством энергетики Российской Федерации, и уровня фактических потерь электрической энергии при ее передаче по электрическим сетям территориальной сетевой организации на соответствующем уровне напряжения за последний истекший год.

Минимальное значение из норматива потерь электрической энергии при ее передаче по электрическим сетям для соответствующей группы территориальных сетевых организаций на соответствующем уровне напряжения, утвержденного Министерством энергетики Российской Федерации, и уровня фактических потерь электрической энергии при ее передаче по электрическим сетям территориальной сетевой организации на соответствующем уровне напряжения за последний истекший год определяется по формуле:

где:

- величина фактических потерь электрической энергии при ее передаче по электрическим сетям территориальной сетевой организации за последний истекший год по соответствующему уровню напряжения ;

- норматив потерь электрической энергии при ее передаче по электрическим сетям территориальных сетевых организаций на соответствующем уровне напряжения, утвержденный Министерством энергетики Российской Федерации, для j-ой группы территориальных сетевых организаций, определяемой по данным за последний истекший год.

Величина потерь электрической энергии при ее передаче по электрическим сетям территориальных сетевых организаций определяется как произведение уровня потерь электрической энергии при ее передаче по электрическим сетям и величины планового отпуска электрической энергии в сеть, рассчитанной в соответствии с методическими указаниями по расчету регулируемых тарифов и цен на электрическую (тепловую) энергию на розничном (потребительском) рынке, утвержденными Федеральной антимонопольной службой, за вычетом объема переданной электрической энергии потребителям, непосредственно подключенным к объектам единой национальной (общероссийской) электрической сети, переданным в аренду территориальным сетевым организациям.

Для территориальных сетевых организаций, осуществляющих передачу электрической энергии сторонним потребителям (субабонентам) и для собственного потребления, уровень фактических потерь электрической энергии при ее передаче по электрическим сетям на соответствующем уровне напряжения за последний истекший год определяется исходя из отпуска электрической энергии в сеть и величины фактических потерь электрической энергии в отношении сторонних потребителей (субабонентов) за последний истекший год.

41. Утратил силу.

Торговля электрической энергией и мощностью по регулируемым ценам (тарифам) на основании регулируемых договоров купли-продажи электрической энергии (мощности)

Особенности торговли электрической энергией и мощностью на территориях неценовых зон оптового рынка электрической энергии и мощности

Особенности расчета цен (тарифов) на электрическую энергию (мощность), продаваемую (приобретаемую) на оптовом рынке в целях технологического обеспечения совместной работы Единой энергетической системы России и электроэнергетических систем иностранных государств на территориях неценовых зон оптового рынка электрической энергии (мощности)

Особенности ценообразования в отношении электрической энергии (мощности) на территориях отдельных частей ценовых зон оптового рынка, для которых Правительством Российской Федерации установлены особенности функционирования оптового и розничных рынков

Государственное регулирование цен (тарифов) в условиях ограничения или отсутствия конкуренции

59. При формировании сводного прогнозного баланса Федеральная антимонопольная служба определяет для организаций, являющихся субъектами оптового рынка и осуществляющих поставку (покупку) электрической энергии и (или) мощности на оптовый рынок по регулируемым ценам (тарифам), прогнозные объемы поставки (покупки) электрической энергии и (или) мощности на оптовый рынок с выделением объемов поставки (покупки) электрической энергии и (или) мощности по регулируемым ценам (тарифам) в отношении каждой из зарегистрированных за этими организациями групп точек поставки, в том числе поставляемых по долгосрочным двусторонним договорам в неценовых зонах оптового рынка, а также объемов передачи электрической энергии (мощности) между государствами - участниками единого экономического пространства.

В случае если участник оптового рынка осуществляет свою деятельность в субъекте Российской Федерации, части территории которого отнесены к различным ценовым, неценовым зонам или технологически изолированным энергетическим системам, при формировании прогнозного баланса в отношении указанного участника оптового рынка выделяются объемы производства (потребления, в том числе потребления населением и приравненными к нему категориями потребителей) электрической энергии (мощности) по каждой такой территории отдельно.

60. Прогнозные объемы покупки электрической энергии и мощности на оптовом рынке для поставки населению и приравненным к нему категориям потребителей определяются таким образом, чтобы отношение ежемесячного прогнозного объема потребления электрической энергии населением и приравненными к нему категориями потребителей к объему электрической энергии, соответствующему среднему за данный месяц значению прогнозного объема мощности, определенного в отношении указанных категорий потребителей, не было ниже 500 и не превышало 625. Указанная величина рассчитывается в определяемом Федеральной антимонопольной службой порядке.

Прогнозные объемы поставки электрической энергии и (или) мощности в ценовых зонах оптового рынка по регулируемым ценам (тарифам) для производителя из числа определенных Федеральной антимонопольной службой в прогнозном балансе в соответствии с критериями, установленными правилами оптового рынка и порядком формирования сводного прогнозного баланса, не могут превышать 35 процентов суммарного прогнозного объема поставки электрической энергии и (или) мощности на оптовый рынок, определяемого для соответствующего производителя при формировании прогнозного баланса. В отношении генерирующих объектов гидроэлектростанций, которые расположены во второй ценовой зоне и в отношении групп точек поставки которых по состоянию на 1 января 2012 г. не осуществлялась торговля электрической энергией и мощностью, такие объемы не могут превышать 5 процентов объема производства электрической энергии и мощности, определенных в прогнозном балансе на соответствующий период регулирования для соответствующей гидроэлектростанции. Указанные в настоящем пункте прогнозные объемы поставки мощности по регулируемым ценам (тарифам) определяются таким образом, чтобы отношение их суммы за год по соответствующей ценовой зоне оптового рынка к суммарному за год по соответствующей ценовой зоне оптового рынка прогнозному объему покупки мощности по регулируемым ценам (тарифам) соответствовало отношению суммарного за год объема поставки мощности на оптовом рынке по соответствующей ценовой зоне оптового рынка к суммарному за год по соответствующей ценовой зоне оптового рынка прогнозному объему покупки мощности на оптовом рынке, определенному при формировании сводного прогнозного баланса.

При формировании прогнозного баланса Федеральная антимонопольная служба определяет для организаций, являющихся субъектами оптового рынка и не осуществляющих поставку (покупку) электрической энергии и (или) мощности на оптовом рынке по регулируемым ценам (тарифам), прогнозные объемы поставки (покупки) электрической энергии и (или) мощности на оптовом рынке в отношении зарегистрированных за ними групп точек поставки. При этом решения в отношении потребителей, энергосбытовых и энергоснабжающих организаций, к числу покупателей электрической энергии и мощности которых не относится население и приравненные к нему категории потребителей, могут приниматься по соответствующим группам точек поставки суммарно по субъекту Российской Федерации.

При формировании прогнозных объемов покупки электрической энергии на оптовом рынке Федеральная антимонопольная служба учитывает данные о фактическом потреблении электрической энергии субъектами оптового рынка в предшествующие периоды и изменения прогноза спроса по территориям субъектов Российской Федерации в периоде регулирования относительно предшествующих периодов.

Федеральная антимонопольная служба в прогнозном балансе определяет прогнозные величины заявленной мощности потребителей услуг по передаче электрической энергии по сетям, отнесенным к объектам электросетевого хозяйства единой национальной (общероссийской) электрической сети, по информации, представленной организацией по управлению единой национальной (общероссийской) электрической сетью и сформированной с учетом предложений потребителей услуг по передаче электрической энергии по сетям, отнесенным к единой национальной (общероссийской) электрической сети. При этом решение в отношении потребителей, не являющихся территориальными сетевыми организациями, могут приниматься суммарно по субъекту Российской Федерации.

Абзац четвертый утратил силу.

Абзац пятый утратил силу.

Балансовые решения принимаются не позднее чем за 2 месяца до начала соответствующего периода регулирования. Срок принятия балансовых решений может быть продлен Федеральной антимонопольной службой, но не более чем на 30 дней.

Абзац восьмой утратил силу.

При формировании прогнозного баланса для территориальных сетевых организаций используется величина потерь электрической энергии при ее передаче по электрическим сетям в сводном прогнозном балансе производства и поставок электрической энергии (мощности) на соответствующий период регулирования, определяемая с учетом данных, предоставленных органами исполнительной власти субъектов Российской Федерации в области государственного регулирования тарифов, исходя из динамики фактических потерь электрической энергии и величин, учтенных в сводных прогнозных балансах производства и поставок электрической энергии (мощности) предшествующих периодов регулирования, а также исходя из темпов их снижения, предусмотренных программой в области энергосбережения и повышения энергетической эффективности соответствующей территориальной сетевой организации.

В отношении генерирующих объектов тепловых электростанций, построенных на территории субъекта Российской Федерации, не имеющего административных границ с другими субъектами Российской Федерации и не относящегося к территориям островов, - Калининградской области, предусмотренных перечнем генерирующих объектов тепловых электростанций, подлежащих строительству на территории субъекта Российской Федерации, не имеющего административных границ с другими субъектами Российской Федерации и не относящегося к территориям островов, - Калининградской области, утвержденным распоряжением Правительства Российской Федерации от 20 октября 2015 г. N 2098-р, объемы установленной мощности в сводном прогнозном балансе соответствуют фактическим значениям установленной мощности введенных в эксплуатацию объектов, если указанные значения лежат в диапазоне значений установленной мощности, предусмотренном в отношении соответствующего генерирующего объекта в указанном перечне. Если фактическое значение установленной мощности введенного в эксплуатацию генерирующего объекта составляет менее нижней границы или более верхней границы указанного диапазона, то объем установленной мощности в сводном прогнозном балансе для такого генерирующего объекта равен соответственно минимальному или максимальному из значений, предусмотренных в отношении соответствующего генерирующего объекта в указанном перечне.

При формировании прогнозного баланса Федеральной антимонопольной службой на очередной период регулирования, начиная с периода регулирования, следующего за периодом, в котором в соответствующем субъекте Российской Федерации впервые заключен двусторонний договор купли-продажи электрической энергии и установлены предельные (минимальный и (или) максимальный) уровни цен (тарифов) на электрическую энергию (мощность), произведенной на генерирующих объектах, расположенных на территориях таких технологически изолированных территориальных электроэнергетических систем, и потребляемой объектами, введенными в эксплуатацию после 1 июля 2017 г., объемы поставляемой и потребляемой электрической энергии (мощности) в технологически изолированных территориальных электроэнергетических системах по таким договорам отражаются отдельно.

61. Федеральная антимонопольная служба в текущем расчетном периоде регулирования принимает решение об изменении балансовых решений в случае получения уведомления об исключении организации из реестра субъектов оптового рынка и (или) о прекращении (отсутствии) в соответствии с правилами оптового рынка поставки (покупки) электрической энергии и мощности на оптовый рынок в отношении соответствующей организации, а также в случае получения сведений о  несоответствии показателей, использованных при утверждении указанных решений, требованиям, предусмотренным Правилами оптового рынка электрической энергии и мощности на дату принятия соответствующих балансовых решений, в течение 20 дней с даты получения такого уведомления (сведений). Такое решение вступает в силу с 1-го числа месяца, следующего за месяцем, в котором оно было принято, но не ранее исключения организации из указанного реестра и (или) прекращения в отношении нее поставки (покупки) электрической энергии и мощности на оптовом рынке.

Балансовые решения в части изменения количества групп точек поставки, зарегистрированных за участником оптового рынка электрической энергии и мощности, без изменения прогнозных объемов поставки (покупки) электрической энергии (мощности) могут быть пересмотрены в текущем периоде регулирования в течение 30 дней с даты получения соответствующего уведомления организации коммерческой инфраструктуры. Балансовые решения могут быть пересмотрены в текущем периоде регулирования также на основании решения Правительства Российской Федерации.

При получении от организации коммерческой инфраструктуры информации о перечне организаций, в отношении которых принято решение об их включении в реестр субъектов оптового рынка и (или) регистрации групп точек поставки на территории, ранее технологически не связанной с Единой энергетической системой России и технологически изолированными территориальными электроэнергетическими системами, Федеральная антимонопольная служба в течение 30 дней принимает балансовые решения в части определения прогнозных объемов поставки (покупки) электрической энергии и мощности на оптовом рынке с выделением объемов покупки электрической энергии и мощности по регулируемым ценам (тарифам) в отношении каждой группы точек поставки, с использованием которых такие организации планируют участвовать в торговле на оптовом рынке, а также устанавливает индикативные цены на электрическую энергию и мощность для населения и приравненных к нему категорий потребителей, если такие цены еще не установлены для субъекта Российской Федерации, в составе которого находится такая территория.

За исключением случаев, указанных в абзацах первом и втором настоящего пункта, изменение прогнозного баланса, связанное с первым определением и (или) изменением прогнозных объемов в отношении субъектов оптового рынка, не осуществляющих покупку (поставку) электрической энергии и (или) мощности на оптовом рынке с применением регулируемых цен (тарифов) в соответствии с Правилами оптового рынка электрической энергии и мощности, может осуществляться не чаще 1 раза в квартал (за исключением I квартала, прогнозные объемы на который определяются в рамках решений, принимаемых в соответствии с пунктом 60 настоящего документа). Указанные решения принимаются не позднее чем за 10 календарных дней до начала очередного квартала и содержат одновременное изменение прогнозных объемов в отношении субъектов оптового рынка, осуществляющих покупку электрической энергии и (или) мощности на оптовом рынке с применением регулируемых цен (тарифов), обусловленное изменением объемов электрической энергии и (или) мощности, приобретаемых такими субъектами на оптовом рынке. Кроме того, изменение прогнозного баланса на второе полугодие 2012 г. осуществляется в отношении величин технологического расхода (потерь) электрической энергии территориальных сетевых организаций с принятием соответствующих решений до 1 июля 2012 г.

Абзац утратил силу с 19 марта 2020 г. - Постановление Правительства России от 7 марта 2020 г. N 246

Балансовые решения в части определения объемов поставки мощности по регулируемым ценам (тарифам) на основании регулируемых договоров на второе полугодие текущего года могут быть пересмотрены в текущем периоде регулирования не позднее 1 июня текущего года в случае получения не позднее 10 апреля текущего года уведомления организации коммерческой инфраструктуры, предусмотренного пунктом 14 Правил государственного регулирования (пересмотра, применения) цен (тарифов) в электроэнергетике, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 29 декабря 2011 г. N 1178.

62. На основании одобренного Правительством Российской Федерации прогноза социально-экономического развития Российской Федерации на очередной год Федеральная антимонопольная служба устанавливает:

предельные (минимальный и (или) максимальный) уровни цен (тарифов) на электрическую энергию (мощность), поставляемую населению и приравненным к нему категориям потребителей (отдельно на электрическую энергию (мощность), поставляемую населению и приравненным к нему категориям потребителей в пределах и сверх социальной нормы потребления электрической энергии (мощности), начиная с периода регулирования, следующего за периодом, в котором в соответствующем субъекте Российской Федерации социальная норма потребления электрической энергии (мощности) применена впервые;

предельные (минимальный и (или) максимальный) уровни цен (тарифов) на электрическую энергию (мощность), поставляемую покупателям на розничных рынках, в том числе населению и приравненным к нему категориям потребителей, на территориях, не объединенных в ценовые зоны оптового рынка.

Срок действия утвержденных цен (тарифов) не может составлять менее 12 месяцев (финансовый год), если иное не установлено решением Правительства Российской Федерации.

Указанные предельные уровни регулируемых цен (тарифов) могут устанавливаться как в среднем по субъектам Российской Федерации, так и отдельно для энергоснабжающих организаций (гарантирующих поставщиков, энергосбытовых организаций), поставляющих электрическую энергию (мощность) на территорию соответствующего субъекта Российской Федерации по регулируемым ценам (тарифам).

Интервалы тарифных зон суток (по месяцам календарного года) утверждаются Федеральной антимонопольной службой.

63. Органы исполнительной власти субъектов Российской Федерации в области государственного регулирования тарифов в соответствии с методическими указаниями, утверждаемыми Федеральной антимонопольной службой, устанавливают на очередной финансовый год на розничном рынке:

цены (тарифы) на электрическую энергию (мощность), поставляемую населению и приравненным к нему категориям потребителей, в пределах установленных Федеральной антимонопольной службой предельных (минимального и (или) максимального) уровней цен (тарифов) (отдельно на электрическую энергию (мощность), поставляемую населению и приравненным к нему категориям потребителей в пределах социальной нормы потребления и сверх этой нормы, - в случае, если в соответствующем субъекте Российской Федерации принято решение об установлении социальной нормы потребления);

цены (тарифы) на электрическую энергию (мощность), поставляемую покупателям на розничных рынках на территориях, не объединенных в ценовые зоны оптового рынка, за исключением электрической энергии (мощности), поставляемой населению и приравненным к нему категориям потребителей;

сбытовые надбавки гарантирующих поставщиков. При этом размер таких надбавок определяется в соответствии с пунктами 65 - 65.3 настоящего документа;

цены (тарифы) или предельные (минимальный и (или) максимальный) уровни цен (тарифов) на электрическую энергию (мощность), произведенную на функционирующих на основе использования возобновляемых источников энергии или торфа квалифицированных генерирующих объектах и приобретаемую в целях компенсации потерь в электрических сетях;

цены (тарифы) на услуги по передаче электрической энергии по электрическим сетям, принадлежащим на праве собственности или ином законном основании территориальным сетевым организациям, включая:

единые (котловые) тарифы;

тарифы взаиморасчетов между двумя сетевыми организациями;

цены (тарифы) на услуги по передаче электрической энергии для сетевых организаций, обслуживающих преимущественно одного потребителя. Указанные цены (тарифы) устанавливаются в отношении сетевых организаций, соответствующих критериям отнесения территориальных сетевых организаций к сетевым организациям, обслуживающим преимущественно одного потребителя, согласно приложению N 3.

Тариф взаиморасчетов между двумя сетевыми организациями определяется 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 потерь электрической энергии при ее передаче по электрическим сетям и средств, получаемых (оплачиваемых) от других сетевых организаций).

64. При установлении тарифов, указанных в пунктах 62 и 63 настоящего документа, регулирующие органы обязаны учитывать:

макроэкономические показатели прогноза социально-экономического развития Российской Федерации на соответствующий год;

изменения видов и объемов топлива, используемого для производства электрической энергии, а также цен на него;

изменение объема поставляемой гарантирующим поставщиком потребителям электрической энергии (мощности), в том числе за счет получения потребителем электрической энергии (мощности) права на участие в торговле электрической энергией и мощностью на оптовом рынке, заключения такими потребителями договоров на розничном рынке с производителями электрической энергии (мощности) или энергосбытовыми организациями и перехода потребителей электрической энергии (мощности) на собственные источники электроснабжения;

имевшее место в предыдущие периоды регулирования экономически не обоснованное сдерживание роста регулируемых цен (тарифов) на электрическую энергию отдельными органами исполнительной власти субъектов Российской Федерации в области государственного регулирования тарифов;

отклонения фактических объемов поставки электрической энергии (мощности) населению и приравненным к нему категориям потребителей от прогнозных объемов, учтенных при установлении цен (тарифов);

изменение структуры потребления по группам потребителей и уровням напряжения относительно принятых при установлении соответствующих цен (тарифов).

При определении цен (тарифов) или предельных (минимального и (или) максимального) уровней цен (тарифов) на электрическую энергию (мощность), произведенную на функционирующих на основе использования возобновляемых источников энергии или торфа квалифицированных генерирующих объектах и приобретаемую в целях компенсации потерь в электрических сетях, учитываются средства, необходимые для возврата инвестиций в строительство указанных объектов.

65. Величина сбытовой надбавки гарантирующего поставщика устанавливается в рублях за киловатт-час электрической энергии (мощности) в соответствии с методическими указаниями по расчету сбытовых надбавок гарантирующих поставщиков с использованием метода сравнения аналогов, утверждаемыми Федеральной антимонопольной службой.

При определении необходимой валовой выручки гарантирующего поставщика для расчета сбытовых надбавок учитываются в соответствии с методическими указаниями по расчету сбытовых надбавок гарантирующих поставщиков с использованием метода сравнения аналогов, утверждаемыми Федеральной антимонопольной службой:

экономически обоснованные расходы организации, связанные с обеспечением ее регулируемой деятельности в качестве гарантирующего поставщика по соответствующим группам (категориям) потребителей и определяемые методом экономически обоснованных затрат;

эталонная выручка гарантирующего поставщика;

неподконтрольные расходы гарантирующего поставщика, включающие амортизацию основных средств, налоги, капитальные вложения из прибыли в соответствии с утвержденной в установленном порядке инвестиционной программой гарантирующего поставщика, расходы на выполнение предусмотренных пунктом 5 статьи 37 Федерального закона "Об электроэнергетике" обязанностей гарантирующего поставщика по обеспечению коммерческого учета электрической энергии (мощности), в том числе не относящиеся к капитальным вложениям;

выпадающие, недополученные (излишне полученные) доходы от осуществления деятельности в качестве гарантирующего поставщика за период, предшествующий базовому периоду регулирования, обусловленные:

разницей между сбытовой надбавкой, установленной для организации, которой был присвоен статус гарантирующего поставщика, и сбытовой надбавкой организации, ранее осуществлявшей функции гарантирующего поставщика, на период с момента присвоения статуса гарантирующего поставщика до момента установления сбытовой надбавки для организации, которой был присвоен статус гарантирующего поставщика;

процедурой принятия гарантирующим поставщиком на обслуживание покупателей (потребителей) электрической энергии в случаях, установленных пунктом 15 Основных положений функционирования розничных рынков электрической энергии;

установлением цен (тарифов) на электрическую энергию (мощность), поставляемую населению и приравненным к нему категориям потребителей;

недополученные (излишне полученные) доходы, обусловленные отклонением величины фактического полезного отпуска от величины, учтенной при установлении сбытовых надбавок гарантирующего поставщика, за исключением дохода, полученного от увеличения полезного отпуска, связанного с принятием на обслуживание покупателей (потребителей) электрической энергии в течение периода, предшествующего базовому периоду регулирования.

При установлении сбытовых надбавок гарантирующих поставщиков в отношении сетевых организаций учитываются величина перекрестного субсидирования, определенная в соответствии с пунктом 65.1 настоящего документа, а также отклонение фактической величины перекрестного субсидирования от величины, учтенной при установлении сбытовых надбавок гарантирующего поставщика в отношении сетевых организаций.

Если необходимая валовая выручка гарантирующего поставщика на 2018 год или последующие годы, рассчитанная методом экономически обоснованных затрат, превышает эталонную выручку гарантирующего поставщика на соответствующий год, то доведение необходимой валовой выручки гарантирующего поставщика до эталонной выручки гарантирующего поставщика осуществляется в течение 2 лет. При этом в первый год доля эталонной выручки гарантирующего поставщика в совокупной величине необходимой валовой выручки гарантирующего поставщика составляет 1/2 и доля необходимой валовой выручки гарантирующего поставщика, определяемой методом экономически обоснованных затрат, - 1/2. Во второй год необходимая валовая выручка гарантирующего поставщика определяется в размере эталонной выручки гарантирующего поставщика.

Если эталонная выручка гарантирующего поставщика на 2018 год превышает необходимую валовую выручку, рассчитанную методом экономически обоснованных затрат, то эталонная выручка (необходимая валовая выручка) гарантирующего поставщика с использованием метода сравнения аналогов определяется путем поэтапного доведения необходимой валовой выручки гарантирующего поставщика до эталонной выручки гарантирующего поставщика. График поэтапного доведения необходимой валовой выручки гарантирующего поставщика до эталонной выручки гарантирующего поставщика утверждается высшим должностным лицом субъекта Российской Федерации (руководителем высшего исполнительного органа государственной власти субъекта Российской Федерации) и предусматривает ежегодное увеличение доли эталонной выручки гарантирующего поставщика в совокупной величине необходимой валовой выручки гарантирующего поставщика в течение (не более) 4 лет, начиная с 2018 года.

Если график поэтапного доведения необходимой валовой выручки гарантирующего поставщика до эталонной выручки гарантирующего поставщика высшим должностным лицом субъекта Российской Федерации (руководителем высшего исполнительного органа государственной власти субъекта Российской Федерации) не утвержден, то расчет сбытовых надбавок гарантирующего поставщика осуществляется исходя из эталонной выручки гарантирующего поставщика, определенной методом сравнения аналогов.

При определении эталонной выручки (необходимой валовой выручки) гарантирующего поставщика с использованием метода сравнения аналогов при определении величины выпадающих (излишне полученных) доходов гарантирующего поставщика не учитывается отклонение фактических расходов от эталонов затрат гарантирующего поставщика в доле, соответствующей доле эталонной выручки гарантирующего поставщика в совокупной величине эталонной выручки (необходимой валовой выручки), определяемой в соответствии с графиком поэтапного доведения необходимой валовой выручки гарантирующего поставщика до эталонной выручки гарантирующего поставщика.

График поэтапного доведения необходимой валовой выручки гарантирующего поставщика до эталонной выручки гарантирующего поставщика формируется исходя из индекса изменения совокупной величины эталонной выручки (необходимой валовой выручки), составляющего величину не менее величины индекса потребительских цен, увеличенной на 4 процентных пункта, ежегодно.

Сбытовые надбавки гарантирующего поставщика для потребителей, максимальная мощность энергопринимающих устройств которых составляет менее 670 кВт, не могут превышать сбытовые надбавки гарантирующего поставщика для потребителей, максимальная мощность энергопринимающих устройств которых составляет не менее 10 МВт, более чем в 3 раза.

При установлении сбытовых надбавок гарантирующего поставщика для населения и приравненных к нему категорий потребителей перекрестное субсидирование при установлении сбытовых надбавок гарантирующего поставщика для прочих потребителей не допускается.

Экономически обоснованные расходы организации, в отношении которой ранее осуществлялось регулирование сбытовых надбавок либо осуществлялась реорганизация с учетом положений пункта 200 Основных положений функционирования розничных рынков - для правопреемника такой организации (в отношении соответствующей зоны деятельности), связанные с обеспечением ее регулируемой деятельности в качестве гарантирующего поставщика, определяются в порядке, установленном методическими указаниями по расчету сбытовых надбавок гарантирующих поставщиков с использованием метода сравнения аналогов, путем ежегодной индексации последнего значения величины необходимой валовой выручки организации, в отношении которой ранее осуществлялось регулирование сбытовых надбавок (за исключением учтенной при ее установлении величины неподконтрольных расходов, недополученных (излишне полученных) доходов гарантирующего поставщика), определенной методом экономически обоснованных расходов, на индекс потребительских цен в соответствии с прогнозом социально-экономического развития Российской Федерации на соответствующий год, умноженный на коэффициент 0,9, и поправочный коэффициент, определяемый методическими указаниями по расчету сбытовых надбавок гарантирующих поставщиков с использованием метода сравнения аналогов и учитывающий изменения количества точек поставки и структуры потребителей гарантирующего поставщика.

Эталонная выручка гарантирующего поставщика определяется методом сравнения аналогов, предусматривающим в том числе нормирование затрат по статьям расходов, в порядке, установленном методическими указаниями по расчету сбытовых надбавок гарантирующих поставщиков с использованием метода сравнения аналогов с учетом положений пункта 65.2 настоящего документа.

В случае смены в соответствии с Основными положениями функционирования розничных рынков электрической энергии гарантирующего поставщика в течение периода регулирования до начала следующего периода регулирования применяются сбытовые надбавки, установленные для организации, ранее осуществлявшей функции гарантирующего поставщика.

65.1. Сбытовые надбавки рассчитываются в соответствии с методическими указаниями по расчету сбытовых надбавок гарантирующих поставщиков с использованием метода сравнения аналогов, утверждаемыми Федеральной антимонопольной службой, и дифференцируются по следующим группам потребителей:

население и приравненные к нему категории потребителей;

сетевые организации, покупающие электрическую энергию для компенсации потерь электрической энергии;

прочие потребители дифференцированно по подгруппам, предусмотренным методическими указаниями по расчету сбытовых надбавок гарантирующих поставщиков с использованием метода сравнения аналогов, в зависимости от величины максимальной мощности принадлежащих им энергопринимающих устройств (менее 670 кВт, от 670 кВт до 10 МВт, не менее 10 МВт).

Максимальная мощность энергопринимающих устройств потребителя для целей отнесения его к подгруппам потребителей при применении гарантирующими поставщиками дифференцированных по группам (подгруппам) потребителей сбытовых надбавок определяется в соответствии с Правилами недискриминационного доступа к услугам по передаче электрической энергии и оказания этих услуг в рамках границ балансовой принадлежности в отношении энергопринимающего устройства, принадлежащего на праве собственности или на ином законном основании потребителю, а в случае если потребителю принадлежат на праве собственности или на ином законном основании несколько энергопринимающих устройств, имеющих между собой электрические связи через принадлежащие потребителю объекты электросетевого хозяйства, для этих целей максимальная мощность определяется в соответствии с указанными Правилами в отношении такой совокупности энергопринимающих устройств.

Величина перекрестного субсидирования, учитываемая при установлении сбытовых надбавок гарантирующего поставщика в отношении сетевых организаций, определяется вычитанием стоимости электрической энергии (мощности), поставляемой населению и приравненным к нему категориям потребителей, определяемой как произведение цены (тарифа) на электрическую энергию (мощность) для поставки населению и приравненным к нему категориям потребителей, утвержденной регулирующим органом, и объема электрической энергии, поставляемой населению и приравненным к нему категориям потребителей, определенного на основании прогнозного баланса, из суммы (в случае если разность является положительной):

стоимости электрической энергии с учетом стоимости мощности, определяемой исходя из включенных в прогнозный баланс совокупных объемов поставки электрической энергии и объемов поставки мощности для целей снабжения населения и приравненных к нему категорий потребителей, индикативных цен на электрическую энергию и мощность для населения и приравненных к нему категорий потребителей в субъекте Российской Федерации;

стоимости услуг по передаче электрической энергии населению и приравненным к нему категориям потребителей, определяемой как произведение объема поставки электрической энергии (мощности) указанным потребителям и тарифа на услуги по передаче электрической энергии, поставляемой населению и приравненным к нему категориям потребителей, рассчитываемого в соответствии с методическими указаниями по расчету тарифов на электрическую энергию (мощность) для населения и приравненных к нему категорий потребителей, тарифов на услуги по передаче электрической энергии, поставляемой населению и приравненным к нему категориям потребителей, с учетом дифференциации, предусмотренной пунктом 71 настоящего документа;

стоимости иных услуг, оказание которых является неотъемлемой частью процесса снабжения электрической энергией потребителей, определяемой в отношении включенных в прогнозный баланс совокупных объемов поставки электрической энергии и объемов поставки мощности для целей снабжения населения и приравненных к нему категорий потребителей;

стоимости услуг гарантирующего поставщика, определяемой исходя из сбытовой надбавки гарантирующего поставщика для населения и приравненных к нему категорий потребителей, и объема электрической энергии, поставляемой населению и приравненным к нему категориям потребителей, учтенного в прогнозном балансе.

Особенности определения сбытовых надбавок гарантирующих поставщиков для расчетов с территориальными сетевыми организациями, в том числе с учетом выпадающих доходов гарантирующих поставщиков, устанавливаются методическими указаниями по расчету сбытовых надбавок гарантирующих поставщиков с использованием метода сравнения аналогов, утверждаемыми Федеральной антимонопольной службой.

65.2. Эталонная выручка гарантирующего поставщика рассчитывается органами исполнительной власти субъектов Российской Федерации в области государственного регулирования тарифов исходя из:

эталонов затрат гарантирующего поставщика, установленных в зависимости от масштаба, территориальных и иных параметров деятельности гарантирующих поставщиков в соответствии с методическими указаниями по расчету сбытовых надбавок гарантирующих поставщиков с использованием метода сравнения аналогов, утверждаемыми Федеральной антимонопольной службой;

количества точек поставки на розничном рынке по группам (подгруппам) потребителей и сетевым организациям с учетом данных, предоставленных гарантирующим поставщиком и сетевыми организациями, определяемого в порядке, установленном методическими указаниями по расчету сбытовых надбавок гарантирующих поставщиков с использованием метода сравнения аналогов;

прогноза объемов потребления электрической энергии (мощности) по группам (подгруппам) потребителей и прогноза объемов потерь сетевых организаций, сформированных на основании сводного прогнозного баланса производства и поставок электрической энергии (мощности);

цен (тарифов) на электрическую энергию (мощность), поставляемую потребителям (сетевым организациям), которые определяются в порядке, установленном методическими указаниями по расчету сбытовых надбавок гарантирующих поставщиков с использованием метода сравнения аналогов;

величины неподконтрольных расходов гарантирующего поставщика.

Методическими указаниями по расчету сбытовых надбавок гарантирующих поставщиков с использованием метода сравнения аналогов устанавливаются значения эталонов затрат гарантирующего поставщика отдельно для следующих групп (подгрупп) потребителей:

население, проживающее в городских населенных пунктах;

население, проживающее в сельских населенных пунктах;

исполнители коммунальных услуг;

иные потребители, приравненные к населению;

прочие потребители с максимальной мощностью принадлежащих им энергопринимающих устройств менее 670 кВт;

прочие потребители с максимальной мощностью принадлежащих им энергопринимающих устройств от 670 кВт до 10 МВт;

прочие потребители с максимальной мощностью принадлежащих им энергопринимающих устройств не менее 10 МВт;

сетевые организации, покупающие электрическую энергию для компенсации потерь электрической энергии.

Значения эталонов затрат гарантирующего поставщика для каждой из групп (подгрупп) потребителей устанавливаются в методических указаниях по расчету сбытовых надбавок гарантирующих поставщиков с использованием метода сравнения аналогов в виде следующих компонентов:

переменные - в процентах от валовой выручки гарантирующего поставщика от продажи электрической энергии (мощности) соответствующей группе потребителей, величина которых зависит от стоимости поставляемой электрической энергии (мощности), отражающие следующие статьи расходов: расходы на обслуживание кредитов, необходимых для поддержания достаточного размера оборотного капитала при просрочке платежей со стороны покупателей (потребителей) электрической энергии (мощности), включающие в том числе просроченную задолженность предыдущих лет, учитываемые исходя из процентной ставки, не превышающей средневзвешенной ключевой ставки, рассчитанной на основании установленных Центральным банком Российской Федерации значений ключевой ставки на базовый период регулирования, увеличенной на 4 процентных пункта (при этом в качестве достаточного размера оборотного капитала используется величина не более одной двенадцатой части валовой выручки от продажи электрической энергии каждой группы потребителей за базовый период регулирования), расходы на формирование резерва по сомнительным долгам в размере 1,5 процента от валовой выручки от продажи электрической энергии потребителям, при этом по заявлению гарантирующего поставщика расходы на формирование резерва по сомнительным долгам могут быть установлены на уровне менее 1,5 процента;

постоянные - в рублях на одну точку поставки на розничном рынке, отражающие следующие статьи расходов: расходы на оплату труда, на содержание помещений, на печать и доставку документов, на колл-центры, на организацию сбора и обработки показаний приборов учета (в том числе на эксплуатацию автоматизированных информационно-измерительных систем учета ресурсов и передачи показаний приборов учета), на обеспечение потребителю (покупателю) возможности внесения платы по договору энергоснабжения (купли-продажи (поставки) электрической энергии (мощности)) различными способами, в том числе непосредственно гарантирующему поставщику без оплаты комиссии, на накладные расходы.

Расходы на создание и развитие автоматизированных информационно-измерительных систем учета ресурсов и передачи показаний приборов учета учитываются при установлении сбытовых надбавок гарантирующего поставщика на основании утвержденной в установленном порядке инвестиционной программы гарантирующего поставщика в порядке, установленном методическими указаниями по расчету сбытовых надбавок гарантирующих поставщиков с использованием метода сравнения аналогов. К инвестиционным проектам, включаемым в инвестиционную программу гарантирующего поставщика, предъявляются требования эффективности, предусмотренные Правилами утверждения инвестиционных программ субъектов электроэнергетики, утвержденными постановлением Правительства Российской Федерации от 1 декабря 2009 г. N 977 "Об инвестиционных программах субъектов электроэнергетики".

Значения эталонов затрат гарантирующего поставщика, установленных в методических указаниях по расчету сбытовых надбавок гарантирующих поставщиков с использованием метода сравнения аналогов, утверждаемых Федеральной антимонопольной службой, дифференцируются по субъектам Российской Федерации. Указанные значения эталонов затрат гарантирующего поставщика пересматриваются не чаще чем один раз в 3 года на основании анализа изменения величины затрат гарантирующих поставщиков, за исключением случаев изменения ставок налогов, размеров страховых взносов в системе обязательного социального страхования и иных обязательных отчислений, а также случаев изменения законодательства Российской Федерации.

Эталонная выручка гарантирующего поставщика определяется как сумма следующих составляющих:

произведение суммы переменных компонентов эталонов затрат гарантирующего поставщика и валовой выручки гарантирующего поставщика от продажи электрической энергии (мощности) соответствующей группе (подгруппе) потребителей на соответствующий период регулирования;

произведение количества точек поставки по каждой группе (подгруппе) потребителей (сетевых организаций), суммы постоянных компонентов эталонов затрат для соответствующей группы (подгруппы) потребителей (сетевых организаций) и индекса потребительских цен в соответствии с прогнозом социально-экономического развития Российской Федерации на соответствующий период регулирования по отношению к году, в ценах которого были определены эталонные затраты;

расчетная предпринимательская прибыль гарантирующего поставщика, которая устанавливается в соответствии с методическими указаниями по расчету сбытовых надбавок гарантирующих поставщиков с использованием метода сравнения аналогов в размере 1,5 процента от валовой выручки гарантирующего поставщика по регулируемому виду деятельности без учета стоимости услуг по передаче электрической энергии и иных услуг, оказание которых является неотъемлемой частью процесса поставки электрической энергии потребителям. По заявлению гарантирующего поставщика расчетная предпринимательская прибыль гарантирующего поставщика может быть установлена на более низком уровне.

Средневзвешенные цены на электрическую энергию (мощность) по группам (подгруппам) потребителей (сетевых организаций) рассчитываются для определения планируемой валовой выручки на расчетный период регулирования исходя из фактических цен (тарифов) за истекшие месяцы текущего периода регулирования и прогнозного роста цен на электрическую энергию (мощность) в соответствии с прогнозом социально-экономического развития Российской Федерации на расчетный период регулирования.

65.3. При установлении сбытовых надбавок в технологически изолированных территориальных электроэнергетических системах, а также на территориях, технологически не связанных с Единой энергетической системой России и с технологически изолированными территориальными электроэнергетическими системами, метод сравнения аналогов не применяется. Сбытовые надбавки в технологически изолированных территориальных электроэнергетических системах, а также на территориях, технологически не связанных с Единой энергетической системой России и с технологически изолированными территориальными электроэнергетическими системами, устанавливаются в соответствии с методическими указаниями по расчету сбытовых надбавок гарантирующих поставщиков с использованием метода сравнения аналогов, утверждаемыми Федеральной антимонопольной службой, без дифференциации по группам потребителей.

66. На территориях, не объединенных в ценовые зоны оптового рынка, энергосбытовая организация, энергоснабжающая организация при покупке электроэнергии у гарантирующего поставщика для поставки ее своим потребителям рассматриваются в качестве потребителей.

Определение цен (тарифов) на электрическую энергию (мощность), поставляемую населению и приравненным к нему категориям потребителей

Введение и прекращение государственного регулирования в электроэнергетике в чрезвычайных ситуациях

Особенности торговли электрической энергией (мощностью) на розничных рынках (за исключением населения и приравненных к нему категорий потребителей) на территориях, объединенных в неценовые зоны оптового рынка

Особенности ценообразования в технологически изолированных территориальных электроэнергетических системах и на территориях, технологически не связанных с Единой энергетической системой России и технологически изолированными территориальными электроэнергетическими системами

78.1. Органы исполнительной власти субъектов Российской Федерации в области государственного регулирования тарифов в соответствии с методическими указаниями, утвержденными Федеральной антимонопольной службой в отношении квалифицированных генерирующих объектов, функционирующих в технологически изолированных территориальных электроэнергетических системах или на территориях, технологически не связанных с Единой энергетической системой России и технологически изолированными территориальными электроэнергетическими системами, устанавливают долгосрочные цены (тарифы) на электрическую энергию (мощность) с применением метода долгосрочной индексации необходимой валовой выручки на основании следующих долгосрочных параметров регулирования:

базовый размер инвестированного капитала;

размер приведенного инвестированного капитала;

базовый уровень доходности долгосрочных государственных обязательств;

базовый уровень нормы доходности капитала, инвестированного в квалифицированный генерирующий объект, функционирующий на основе использования возобновляемых источников энергии или торфа;

срок возврата инвестированного капитала.

При этом базовый размер инвестированного капитала, базовый уровень нормы доходности капитала, инвестированного в квалифицированный генерирующий объект, функционирующий на основе использования возобновляемых источников энергии или торфа, и срок возврата инвестированного капитала определяются по итогам конкурсного отбора проектов генерирующих объектов, проводимого в порядке, определенном постановлением Правительства Российской Федерации от 17 октября 2009 г. N 823 "О схемах и программах перспективного развития электроэнергетики".

78.2. Цены (тарифы) на электрическую энергию (мощность), поставляемую производителями электрической энергии (мощности) в технологически изолированных территориальных электроэнергетических системах и на территориях, технологически не связанных с Единой энергетической системой России и технологически изолированными территориальными электроэнергетическими системами, устанавливаемые с применением метода долгосрочной индексации необходимой валовой выручки, определяются регулирующими органами в соответствии с настоящим пунктом и методическими указаниями по расчету регулируемых цен (тарифов) на электрическую энергию (мощность), поставляемую в технологически изолированных территориальных электроэнергетических системах и на территориях, технологически не связанных с Единой энергетической системой России и технологически изолированными территориальными электроэнергетическими системами, за исключением электрической энергии (мощности), производимой на квалифицированных генерирующих объектах, утвержденными федеральным органом исполнительной власти в области государственного регулирования тарифов, на основании следующих долгосрочных параметров регулирования:

базовый уровень операционных расходов;

индекс эффективности операционных расходов;

целевые показатели энергосбережения и энергетической эффективности.

При расчете цен (тарифов) на электрическую энергию (мощность), поставляемую производителями электрической энергии (мощности), с применением метода долгосрочной индексации необходимой валовой выручки необходимая валовая выручка регулируемой организации включает в себя операционные расходы, неподконтрольные расходы и расходы на приобретение (потребление) энергетических ресурсов (в том числе топлива) и воды.

Состав операционных и неподконтрольных расходов и порядок определения индекса эффективности операционных расходов устанавливаются методическими указаниями по расчету регулируемых цен (тарифов) на электрическую энергию (мощность), поставляемую в технологически изолированных территориальных электроэнергетических системах и на территориях, технологически не связанных с Единой энергетической системой России и технологически изолированными территориальными электроэнергетическими системами, за исключением электрической энергии (мощности), производимой на квалифицированных генерирующих объектах, утвержденными федеральным органом исполнительной власти в области государственного регулирования тарифов.

Целевые показатели энергосбережения и энергетической эффективности устанавливаются в соответствии с законодательством Российской Федерации об энергосбережении и о повышении энергетической эффективности.

Базовый уровень операционных расходов определяется регулирующими органами с использованием метода экономически обоснованных расходов (затрат) в соответствии с методическими указаниями по расчету регулируемых цен (тарифов) на электрическую энергию (мощность), поставляемую в технологически изолированных территориальных электроэнергетических системах и на территориях, технологически не связанных с Единой энергетической системой России и технологически изолированными территориальными электроэнергетическими системами, за исключением электрической энергии (мощности), производимой на квалифицированных генерирующих объектах, утвержденными федеральным органом исполнительной власти в области государственного регулирования тарифов.

Перед началом каждого года долгосрочного периода регулирования определяются следующие планируемые значения параметров расчета тарифов:

индекс потребительских цен. В отсутствие одобренного прогноза социально-экономического развития Российской Федерации на очередной год долгосрочного периода регулирования в целях определения операционных расходов применяются значения параметров прогноза социально-экономического развития Российской Федерации, соответствующие последнему году периода, на который был одобрен указанный прогноз;

индекс изменения количества активов. При определении регулирующими органами индекса изменения количества активов количество активов, необходимых для осуществления регулируемой деятельности на соответствующий расчетный год долгосрочного периода регулирования, определяется регулирующими органами на основании данных за последний отчетный период текущего года о фактически введенных в эксплуатацию объектах электроэнергетики.

Результаты деятельности регулируемой организации до перехода к регулированию цен (тарифов) на поставляемую электрическую энергию (мощность) с применением метода долгосрочной индексации необходимой валовой выручки учитываются при определении ежегодной корректировки валовой выручки в соответствии с методическими указаниями по расчету регулируемых цен (тарифов) на электрическую энергию (мощность), поставляемую в технологически изолированных территориальных электроэнергетических системах и на территориях, технологически не связанных с Единой энергетической системой России и технологически изолированными территориальными электроэнергетическими системами, за исключением электрической энергии (мощности), производимой на квалифицированных генерирующих объектах, утвержденными федеральным органом исполнительной власти в области государственного регулирования тарифов.

В течение долгосрочного периода регулирования регулирующими органами ежегодно производится корректировка необходимой валовой выручки, устанавливаемой на очередной год долгосрочного периода регулирования, в соответствии с методическими указаниями по расчету регулируемых цен (тарифов) на электрическую энергию (мощность), поставляемую в технологически изолированных территориальных электроэнергетических системах и на территориях, технологически не связанных с Единой энергетической системой России и технологически изолированными территориальными электроэнергетическими системами, за исключением электрической энергии (мощности), производимой на квалифицированных генерирующих объектах, утвержденными федеральным органом исполнительной власти в области государственного регулирования тарифов.

78.3. Органы исполнительной власти субъектов Российской Федерации в области государственного регулирования тарифов в соответствии с методическими указаниями по расчету регулируемых цен (тарифов) на электрическую энергию (мощность), поставляемую в технологически изолированных территориальных электроэнергетических системах и на территориях, технологически не связанных с Единой энергетической системой России и технологически изолированными территориальными электроэнергетическими системами, за исключением электрической энергии (мощности), производимой на квалифицированных генерирующих объектах, утвержденными Федеральной антимонопольной службой, устанавливают в отношении производителя электрической энергии на розничных рынках, владеющего на праве собственности или на ином законном основании генерирующими объектами, расположенными в технологически изолированных территориальных электроэнергетических системах, долгосрочные предельные (минимальный и (или) максимальный) уровни цен (тарифов) на электрическую энергию (мощность) в одноставочном выражении в виде формулы.

Предельный минимальный уровень цен (тарифов) на электрическую энергию (мощность), произведенную на генерирующих объектах и потребляемую объектами, введенными в эксплуатацию после 1 июля 2017 г., по двусторонним договорам купли-продажи электрической энергии устанавливается на уровне не ниже удельных расходов на топливо при производстве электрической энергии (удельных расходов на оплату водного налога и (или) расходов за пользование водными объектами при производстве электрической энергии гидроэлектростанциями).

Предельный максимальный уровень цен (тарифов) на электрическую энергию (мощность) (Ц _дв), произведенную на генерирующих объектах и потребляемую объектами, введенными в эксплуатацию после 1 июля 2017 г., по двусторонним договорам купли-продажи электрической энергии рассчитывается по формуле:

Ц_дв = C_т + С_N I^ипц,

где:

C _т - удельные расходы на топливо при производстве электрической энергии (удельные расходы на оплату водного налога и (или) расходы за пользование водными объектами при производстве электрической энергии гидроэлектростанциями), рублей/кВт-ч;

С _N - удельные расходы на производство электрической энергии (мощности), за исключением удельных расходов на топливо или удельных расходов на оплату водного налога и (или) расходов за пользование водными объектами при производстве электрической энергии гидроэлектростанциями, которые определяются в соответствии с методическими указаниями по расчету регулируемых цен (тарифов) на электрическую энергию (мощность), поставляемую в технологически изолированных территориальных электроэнергетических системах и на территориях, технологически не связанных с Единой энергетической системой России и технологически изолированными территориальными электроэнергетическими системами, за исключением электрической энергии (мощности), производимой на квалифицированных генерирующих объектах, утвержденными Федеральной антимонопольной службой, указываются в числовом выражении и не пересматриваются в течение долгосрочного периода, на который установлены предельные (минимальный и (или) максимальный) уровни цен (тарифов) на электрическую энергию (мощность), рублей/кВт·ч;

I ^ипц - прогнозный индекс потребительских цен на расчетный период регулирования в соответствии с утвержденным Правительством Российской Федерации Прогнозом социально-экономического развития Российской Федерации на первый год долгосрочного периода регулирования принимается в размере 1.

79. В отношении услуг, оказываемых организациями, осуществляющими регулируемую деятельность, Федеральная антимонопольная служба устанавливает:

цены (тарифы) на услуги по передаче электрической энергии по единой национальной (общероссийской) электрической сети, за исключением электрических сетей, с использованием которых услуги по передаче электрической энергии оказываются территориальными сетевыми организациями;

предельные минимальные и (или) максимальные уровни цен (тарифов) на услуги по передаче электрической энергии по электрическим сетям, принадлежащим на праве собственности или ином законном основании территориальным сетевым организациям;

цены (тарифы) на услуги по оперативно-диспетчерскому управлению в электроэнергетике в части управления технологическими режимами работы объектов электроэнергетики и энергопринимающих устройств потребителей электрической энергии, обеспечения функционирования технологической инфраструктуры оптового и розничных рынков;

предельные (минимальный и (или) максимальный) уровни цен (тарифов) на услуги по оперативно-диспетчерскому управлению в электроэнергетике в части организации отбора исполнителей и оплаты услуг по обеспечению системной надежности, услуг по обеспечению вывода Единой энергетической системы России из аварийных ситуаций, услуг по формированию технологического резерва мощностей;

цены (тарифы) на услуги по обеспечению системной надежности и услуги по обеспечению вывода Единой энергетической системы России из аварийных ситуаций - в случаях, предусмотренных законодательством Российской Федерации, в порядке, установленном Правительством Российской Федерации;

цены (тарифы) на услуги коммерческого оператора;

размер платы за технологическое присоединение к единой национальной (общероссийской) электрической сети, в том числе посредством применения стандартизированных тарифных ставок, определяющих величину этой платы.

Федеральная антимонопольная служба утверждает методические указания по расчету (определению) указанных цен (тарифов) и размеров платы.

80. Цены (тарифы) на услуги по передаче электрической энергии по единой национальной (общероссийской) электрической сети устанавливаются:

для организации по управлению единой национальной (общероссийской) электрической сетью;

для других собственников или иных законных владельцев объектов электросетевого хозяйства, входящих в единую национальную (общероссийскую) электрическую сеть.

В случаях когда собственники или иные законные владельцы объектов электросетевого хозяйства, входящих в единую национальную (общероссийскую) электрическую сеть, ограничены в соответствии с Федеральным законом "Об электроэнергетике" в осуществлении своих прав в части права заключения договоров об оказании услуг по передаче электрической энергии с использованием указанных объектов, тарифы на услуги по передаче электрической энергии по единой национальной (общероссийской) электрической сети определяются так, как они определялись бы в соответствии с настоящим документом, если бы такое ограничение не применялось. При этом норма доходности капитала устанавливается равной для организации по управлению единой национальной (общероссийской) электрической сетью и других собственников или иных законных владельцев объектов электросетевого хозяйства, входящих в единую национальную (общероссийскую) электрическую сеть.

Цены (тарифы) на услуги по передаче электрической энергии по единой национальной (общероссийской) электрической сети рассчитываются в соответствии с методическими указаниями, утверждаемыми Федеральной антимонопольной службой, и дифференцируются для субъектов Российской Федерации по перечню согласно приложению N 2. При этом дифференцированные тарифы должны быть установлены на едином уровне для всех таких субъектов Российской Федерации.

Цены (тарифы) по передаче электрической энергии по единой национальной (общероссийской) электрической сети утверждаются в виде ставки тарифа на услуги по передаче электрической энергии на содержание объектов электросетевого хозяйства, входящих в единую национальную (общероссийскую) электрическую сеть, и ставки тарифа на услуги по передаче электрической энергии, используемой для целей определения расходов на оплату нормативных потерь электрической энергии при ее передаче по электрическим сетям единой национальной (общероссийской) электрической сети.

Ставка тарифа на услуги по передаче электрической энергии, используемая для целей определения расходов на оплату нормативных потерь электрической энергии при ее передаче по электрическим сетям единой национальной (общероссийской) электрической сети , устанавливается по субъекту Российской Федерации, который отнесен к ценовым либо неценовым зонам оптового рынка электрической энергии и мощности, в виде формулы:

,

где:

- стоимость электрической энергии и мощности для целей определения ставки тарифа на услуги по передаче электрической энергии, используемой для целей определения расходов на оплату нормативных потерь электрической энергии при ее передаче по электрическим сетям единой национальной (общероссийской) электрической сети, определяемая коммерческим оператором оптового рынка в порядке, предусмотренном договором о присоединении к торговой системе оптового рынка, для месяца m-1:

в отношении i-го субъекта Российской Федерации, который отнесен к ценовым зонам оптового рынка электрической энергии и мощности, - исходя из определенного в соответствии с договором о присоединении к торговой системе оптового рынка коэффициента, отражающего соотношение потерь электрической энергии в электрических сетях единой национальной (общероссийской) электрической сети в предшествующие два года, и определенных в соответствии с порядком, установленным Правилами оптового рынка электрической энергии и мощности, суммарной стоимости электрической энергии, приобретенной организацией по управлению единой национальной (общероссийской) электрической сетью на оптовом рынке в целях компенсации потерь электрической энергии, с использованием понижающего коэффициента, применяемого к суммарной стоимости в случае несоблюдения этой организацией суммарного объема и сроков проведения ремонтов объектов электросетевого хозяйства, согласованных в установленном порядке с системным оператором, стоимости мощности, определяемой исходя из объема мощности, определенного для организации по управлению единой национальной (общероссийской) электрической сетью, цен, сложившихся по результатам конкурентного отбора мощности с учетом сезонного коэффициента и ежегодной индексации цен, осуществляемой в соответствии с утвержденными Правительством Российской Федерации Правилами индексации цены на мощность, и величины суммы превышения обязательств покупателей в ценовой зоне над требованиями поставщиков в ценовой зоне (требований поставщиков над обязательствами покупателей), рублей;

в отношении i-го субъекта Российской Федерации, который отнесен к неценовым зонам оптового рынка электрической энергии и мощности, - исходя из определенных в соответствии с порядком, установленным Правилами оптового рынка электрической энергии и мощности, суммарной стоимости электрической энергии, приобретенной организацией по управлению единой национальной (общероссийской) электрической сетью на оптовом рынке в целях компенсации потерь электрической энергии, с использованием понижающего коэффициента, применяемого к указанной стоимости в случае несоблюдения этой организацией суммарного объема и сроков проведения ремонтов объектов электросетевого хозяйства, согласованных в установленном порядке с системным оператором, и стоимости мощности, определяемой исходя из объема мощности, установленного для указанной организации, индикативных цен на мощность, регулируемых цен (тарифов) на мощность, рублей;

- объем потерь электрической энергии в электрических сетях единой национальной (общероссийской) электрической сети для месяца m в отношении i-го субъекта Российской Федерации, который отнесен к ценовым либо неценовым зонам оптового рынка электрической энергии и мощности, рассчитанный коммерческим оператором оптового рынка исходя из объема фактических потерь электрической энергии в электрических сетях единой национальной (общероссийской) электрической сети, определенного на 10 число месяца, следующего за расчетным, и отнесенного на i-й субъект Российской Федерации, .

Ставка тарифа на услуги по передаче электрической энергии, используемая для целей определения расходов на оплату нормативных потерь электрической энергии при ее передаче по электрическим сетям единой национальной (общероссийской) электрической сети, рассчитывается коммерческим оператором оптового рынка для расчетного периода по субъекту Российской Федерации, который отнесен к ценовым либо неценовым зонам оптового рынка электрической энергии и мощности.

Ставка тарифа на услуги по передаче электрической энергии, используемая для целей определения расходов на оплату нормативных потерь электрической энергии при ее передаче по электрическим сетям единой национальной (общероссийской) электрической сети, и составляющие, используемые при определении указанной ставки, определяются по совокупности субъектов Российской Федерации в случаях, когда группа точек поставки гарантирующего поставщика, границами зоны деятельности которого являются административные границы субъекта Российской Федерации, в соответствии с Правилами оптового рынка электрической энергии и мощности зарегистрирована на оптовом рынке и расположена на территории такой совокупности субъектов Российской Федерации.

В перечень, предусмотренный приложением N 2 к настоящему документу, субъект Российской Федерации включается при условии, что территория этого субъекта Российской Федерации отнесена к одной из ценовых зон оптового рынка электрической энергии (мощности), на территории этого субъекта функционирует созданная в процессе реорганизации акционерных обществ энергетики и электрификации территориальная сетевая организация и на территориях всех субъектов Российской Федерации, где эта сетевая организация функционирует, отсутствуют объекты электросетевого хозяйства, номинальный класс напряжения которых составляет 220 кВ, которые отнесены к единой национальной (общероссийской) электрической сети.

В качестве базы для расчета цен (тарифов) на услуги по передаче электрической энергии по единой национальной (общероссийской) электрической сети используются объем отпуска электрической энергии в целях компенсации потерь электрической энергии при ее передаче по электрическим сетям в единой национальной (общероссийской) электрической сети и величина мощности, определяемая в соответствии с Правилами недискриминационного доступа к услугам по передаче электрической энергии и оказания этих услуг и прогнозным балансом.

Абзацы утратили силу;

В случае отсутствия до 1 октября года, предшествующего году начала долгосрочного периода регулирования, утвержденных Министерством энергетики Российской Федерации нормативов потерь электрической энергии при ее передаче по электрическим сетям на период регулирования величина потерь электрической энергии определяется исходя из сводного прогнозного баланса производства и поставок электрической энергии (мощности) на соответствующий расчетный период регулирования и нормативов потерь электрической энергии, утвержденных Министерством энергетики Российской Федерации, на предыдущие периоды регулирования. В указанном случае к величине потерь электрической энергии на период регулирования применяется понижающий коэффициент 0,9.

Абзац утратил силу.

Абзац утратил силу.

81. Предельные минимальные и (или) максимальные уровни тарифов на услуги по передаче электрической энергии по электрическим сетям, принадлежащим на праве собственности или ином законном основании территориальным сетевым организациям, устанавливаются Федеральной антимонопольной службой дифференцированно по субъектам Российской Федерации и уровням напряжения в соответствии с пунктом 81.1 настоящего документа на долгосрочный период или очередной год.

Указанные предельные минимальные и (или) максимальные уровни тарифов, в том числе по отдельным уровням напряжения, могут устанавливаться в виде формулы.

Предельные минимальные уровни тарифов на услуги по передаче электрической энергии, оказываемые потребителям, за исключением населения и приравненных к нему категорий потребителей, на территориях отдельных частей ценовых зон оптового рынка, для которых устанавливаются особенности функционирования оптового и розничных рынков, указанных в приложении N 3 к Правилам оптового рынка электрической энергии и мощности, утвержденным постановлением Правительства Российской Федерации от 27 декабря 2010 г. N 1172, за исключением территорий Республики Бурятия и Республики Карелия, с 1 июля 2018 г. по 31 декабря 2027 г. устанавливаются с учетом показателей, приведенных в приложении N 2.1.

Органы исполнительной власти субъектов Российской Федерации в области государственного регулирования тарифов в рамках указанных предельных уровней в соответствии с методическими указаниями, утверждаемыми Федеральной антимонопольной службой, устанавливают единые (котловые) тарифы. Единые (котловые) тарифы, действующие на территориях 2 и более субъектов Российской Федерации, могут устанавливаться органами исполнительной власти субъектов Российской Федерации в области государственного регулирования тарифов при наличии согласования между высшими должностными лицами субъектов Российской Федерации (руководителями высших исполнительных органов государственной власти субъектов Российской Федерации) в соответствии с методическими указаниями по расчету регулируемых тарифов и цен на электрическую (тепловую) энергию на розничном (потребительском) рынке, по расчету тарифов на электрическую энергию (мощность) для населения и приравненных к нему категорий потребителей, тарифов на услуги по передаче электрической энергии, поставляемой населению и приравненным к нему категориям потребителей, и по расчету тарифов на услуги по передаче электрической энергии, поставляемой потребителям, не относящимся к населению и приравненным к нему категориям потребителей, утвержденными федеральным органом исполнительной власти в области регулирования тарифов.

Размер единых (котловых) тарифов дифференцируется в соответствии с дифференциацией по уровням напряжения, предусмотренной пунктом 81.1 настоящего документа, в точке технологического присоединения энергопринимающих устройств потребителей электрической энергии.

При расчете и установлении единых котловых цен (тарифов) учитывается величина перекрестного субсидирования.

В случае если Федеральной антимонопольной службой установлены предельные минимальные и (или) максимальные уровни тарифов в виде формулы, то единые (котловые) тарифы на услуги по передаче электрической энергии по электрическим сетям, принадлежащим на праве собственности или ином законном основании территориальным сетевым организациям, устанавливаются также в виде формулы.

В технологически изолированных территориальных энергетических системах тарифы на услуги по передаче электрической энергии по электрическим сетям, принадлежащим на праве собственности или ином законном основании территориальным сетевым организациям, в рамках предельных уровней могут устанавливаться без дифференциации по уровням напряжения.

По решению регулирующего органа субъекта Российской Федерации, часть территории которого присоединена к Единой энергетической системе России, а другая часть включена в перечень технологически изолированных территориальных электроэнергетических систем и (или) относится к территориям, не связанным с Единой энергетической системой России и технологически изолированными территориальными электроэнергетическими системами, цены (тарифы) на услуги по передаче электрической энергии могут устанавливаться отдельно по электроэнергетическим системам.

В ценах (тарифах) на услуги по передаче электрической энергии в порядке, определенном методическими указаниями, утверждаемыми Федеральной антимонопольной службой, учитываются расходы на оплату величины потерь электрической энергии при ее передаче по электрическим сетям территориальных сетевых организаций, определяемой в соответствии с пунктом 40.1 настоящего документа.

В качестве базы для расчета цен (тарифов) на услуги по передаче электрической энергии по электрическим сетям, принадлежащим на праве собственности или ином законном основании территориальным сетевым организациям, используются объем отпуска электрической энергии потребителям и величина мощности, определяемая в соответствии с Правилами недискриминационного доступа к услугам по передаче электрической энергии и оказания этих услуг и прогнозным балансом, а также величина потерь электрической энергии при ее передаче по электрическим сетям территориальных сетевых организаций, определяемая в соответствии с пунктами 38.1 и 40.1 настоящего документа.

Для территориальных сетевых организаций, при регулировании цен (тарифов) которых используется метод экономически обоснованных расходов (затрат), величина потерь электрической энергии при ее передаче по электрическим сетям, учитываемая в указанных ценах (тарифах), определяется в соответствии с пунктом 40.1 настоящего документа.

Для территориальных сетевых организаций, расходы которых впервые учитываются при утверждении в установленном порядке тарифов на услуги по передаче электрической энергии, а также для территориальных сетевых организаций, предыдущий период регулирования которых составил менее 12 месяцев, уровень потерь электрической энергии при ее передаче по электрическим сетям должен быть определен исходя из условия непревышения по соответствующим уровням напряжения нормативов потерь электрической энергии при ее передаче по электрическим сетям, утвержденных Министерством энергетики Российской Федерации, с учетом показателей, по которым производится дифференциация нормативов потерь электрической энергии при ее передаче по электрическим сетям, в соответствии с методикой определения нормативов потерь электрической энергии при ее передаче по электрическим сетям, утвержденной Министерством энергетики Российской Федерации.

Стоимость потерь электрической энергии при ее передаче по электрическим сетям, включаемых в тарифы на услуги по передаче электрической энергии по электрическим сетям, принадлежащим на праве собственности или ином законном основании территориальным сетевым организациям, определяется:

для субъектов Российской Федерации, расположенных на территориях, не объединенных в ценовые зоны оптового рынка, - на основании индикативных цен на электрическую энергию (мощность), продаваемую в неценовых зонах оптового рынка, установленных Федеральной антимонопольной службой для соответствующего субъекта Российской Федерации, и на основании цен на электрическую энергию (мощность), установленных для производителей (поставщиков) электрической энергии - субъектов розничных рынков;

для субъектов Российской Федерации, расположенных в отдельных частях ценовых зон оптового рынка, для которых Правительством Российской Федерации установлены особенности функционирования оптового и розничных рынков, - на основании индикативных цен на электрическую энергию (мощность) для потребителей, не относящихся к населению и (или) приравненным к нему категориям потребителей, установленных Федеральной антимонопольной службой для соответствующего субъекта Российской Федерации, а также с учетом доли, указанной в пункте 8 статьи 36 Федерального закона "Об электроэнергетике", по прогнозным рыночным ценам на электрическую энергию (мощность), продаваемую на оптовом рынке, определяемым по субъектам Российской Федерации исходя из официально опубликованных советом рынка данных о прогнозных свободных (нерегулируемых) ценах на электрическую энергию, цен на электрическую энергию (мощность), а также регулируемых цен (тарифов), установленных для квалифицированных генерирующих объектов, функционирующих на основе использования возобновляемых источников энергии или торфа;

для субъектов Российской Федерации, расположенных на территориях ценовых зон оптового рынка, - на основании прогнозных рыночных цен на электрическую энергию (мощность), продаваемую на оптовом рынке, определяемых по субъектам Российской Федерации с учетом официально опубликованных советом рынка данных о прогнозных свободных (нерегулируемых) ценах на электрическую энергию, цен на электрическую энергию (мощность), установленных для квалифицированных генерирующих объектов, функционирующих на основе использования возобновляемых источников энергии или торфа, и информации об основных макроэкономических показателях прогноза социально-экономического развития Российской Федерации, одобренного Правительством Российской Федерации на расчетный период регулирования;

с учетом сбытовой надбавки и величины платы за услуги, оказание которых неразрывно связано с процессом снабжения потребителей электрической энергией и цены (тарифы) на которые подлежат государственному регулированию.

Органы исполнительной власти субъектов Российской Федерации в области государственного регулирования тарифов субъектов Российской Федерации при определении стоимости нормативных потерь, включаемых в тарифы на услуги по передаче электрической энергии по электрическим сетям, принадлежащим на праве собственности или на ином законном основании территориальным сетевым организациям, устанавливаемые на 2016 год и последующие периоды регулирования, учитывают объемы фактической покупки в период с 1 ноября предыдущего года по 31 октября текущего года включительно территориальными сетевыми организациями электрической энергии для целей компенсации потерь по регулируемым ценам (тарифам), установленным в отношении квалифицированных генерирующих объектов, в объемах производства электрической энергии на основе использования возобновляемых источников энергии или торфа на квалифицированных генерирующих объектах, определенных в погашенных сертификатах, подтверждающих объем производства электрической энергии на функционирующих на основе использования возобновляемых источников энергии или торфа квалифицированных генерирующих объектах, полученных в установленном порядке от совета рынка.

Органы исполнительной власти субъектов Российской Федерации в области государственного регулирования тарифов утверждают цены (тарифы) на услуги по передаче электрической энергии по электрическим сетям, принадлежащим на праве собственности или ином законном основании территориальным сетевым организациям, для категории потребителей, относящихся к населению, в расчете на 1 киловатт-час без дифференциации по уровням напряжения.

Тариф на услуги по передаче электрической энергии, поставляемой населению и приравненным к нему категориям потребителей, устанавливается исходя из стоимости услуг по передаче электрической энергии, учитываемой в ценах (тарифах) на электрическую энергию (мощность), поставляемую населению и приравненным к нему категориям потребителей, и объемов планового полезного отпуска электрической энергии указанным категориям потребителей, поставляемых по соответствующим ценам (тарифам).

В случае если в субъекте Российской Федерации принято решение об установлении социальной нормы потребления электрической энергии (мощности), тариф на услуги по передаче электрической энергии, поставляемой населению и приравненным к нему категориям потребителей, устанавливается раздельно в отношении объемов электрической энергии, поставляемой населению и приравненным к ним категориям потребителей в пределах социальной нормы потребления электрической энергии (мощности) и сверх такой социальной нормы, по каждой дифференциации тарифов на электрическую энергию (мощность), поставляемую населению и приравненным к нему категориям потребителей, предусмотренной пунктом 71 настоящего документа.

При этом стоимость услуг по передаче единицы электрической энергии, учитываемая в ценах (тарифах) на электрическую энергию (мощность), поставляемую населению и приравненным к нему категориям потребителей, определяется как разность соответствующей цены (тарифа) и суммы стоимости единицы электрической энергии с учетом стоимости мощности для населения и цен (тарифов) на иные услуги, оказание которых является неотъемлемой частью процесса снабжения электрической энергией потребителей и сбытовой надбавки гарантирующего поставщика для соответствующей категории потребителей.

Цены (тарифы) на услуги по передаче электрической энергии по электрическим сетям, принадлежащим на праве собственности или ином законном основании территориальным сетевым организациям, в отношении иных категорий потребителей устанавливаются одновременно в 2 вариантах:

двухставочная цена (тариф) в виде ставки, отражающей удельную величину расходов на содержание электрических сетей, и ставки, используемой для целей определения расходов на оплату нормативных потерь электрической энергии при ее передаче по электрическим сетям;

одноставочная цена (тариф) в расчете на 1 киловатт-час электрической энергии с учетом стоимости нормативных потерь электрической энергии при ее передаче по электрическим сетям.

Одноставочная цена (тариф) определяется на основе ставок в соответствии с абзацем двадцать вторым настоящего пункта и рассчитывается в соответствии с методическими указаниями, утверждаемыми Федеральной антимонопольной службой.

Для расчетов за услуги по передаче электрической энергии по электрическим сетям, принадлежащим на праве собственности или ином законном основании территориальным сетевым организациям, потребители (за исключением населения и (или) приравненных к нему категорий потребителей, потребителей электрической энергии, энергопринимающие устройства которых опосредованно присоединены к электрическим сетям сетевой организации через энергетические установки производителей электрической энергии, потребителей, энергопринимающие устройства которых присоединены, в том числе опосредованно, к объектам электросетевого хозяйства и (или) их частям, входящим в единую (общероссийскую) электрическую сеть, в том числе к объектам, переданным в аренду организацией по управлению единой национальной (общероссийской) электрической сетью, или гарантирующих поставщиков (энергосбытовых организаций, энергоснабжающих организаций), действующих в интересах указанных потребителей), самостоятельно выбирают вариант тарифа на период регулирования путем направления письменного уведомления в сетевую организацию (гарантирующему поставщику (энергосбытовой организации, энергоснабжающей организации), действующему в интересах указанных потребителей) в течение 1 месяца со дня официального опубликования решений органов исполнительной власти субъектов Российской Федерации в области государственного регулирования тарифов об установлении соответствующих цен (тарифов). Указанные лица вправе (в том числе в течение периода регулирования по согласованию с сетевой организацией, с которой заключен договор оказания услуг по передаче электрической энергии) в предусмотренных настоящим документом случаях выбрать двухставочную цену (тариф), если энергопринимающие устройства, в отношении которых оказываются услуги по передаче электрической энергии, оборудованы приборами учета, позволяющими получать данные о потреблении электрической энергии по часам суток со дня, указанного в уведомлении, но не ранее дня ввода в эксплуатацию соответствующих приборов учета. Выбранный вариант тарифа применяется для расчетов за услуги по передаче электрической энергии со дня введения в действие указанных тарифов. При этом вариант цены (тарифа) на услуги по передаче электрической энергии для моносетевой организации, применяемый при расчете стоимости услуг по передаче электрической энергии (мощности) в отношении потребителя или потребителей, входящих в одну группу лиц и (или) владеющих на праве собственности или ином законном основании энергопринимающими устройствами, которые используются ими в рамках единого технологического процесса, которым преимущественно оказывает услуги по передаче электрической энергии моносетевая организация (далее - монопотребитель), должен соответствовать выбранному монопотребителем варианту единого (котлового) тарифа.

В случае если потребителем услуг по передаче электрической энергии является сетевая организация, она вправе выбрать двухставочную цену (тариф) на услуги по передаче электрической энергии в отношении своих объектов электросетевого хозяйства, с использованием которых сетевая организации оказывает услуги по передаче электрической энергии.

При отсутствии указанного уведомления расчеты за услуги по передаче электрической энергии по электрическим сетям, принадлежащим на праве собственности или ином законном основании территориальным сетевым организациям, производятся по варианту тарифа, применявшемуся в предшествующий расчетный период регулирования.

Гарантирующие поставщики (энергосбытовые организации, энергоснабжающие организации) обязаны в течение 5 дней со дня получения соответствующего уведомления потребителя направить информацию о выбранном варианте тарифа в сетевую организацию, с которой заключен договор на оказание услуг по передаче электрической энергии в интересах данного потребителя.

Гарантирующие поставщики (энергосбытовые организации, энергоснабжающие организации) в расчетах за услуги по передаче электрической энергии, оказанные территориальными сетевыми организациями, начиная с 1 января 2013 г. применяют только цены (тарифы), выбранные обслуживаемыми ими потребителями в соответствии с настоящим пунктом.

Расчеты за услуги по передаче электрической энергии по электрическим сетям, принадлежащим на праве собственности или ином законном основании территориальным сетевым организациям, с потребителями электрической энергии (за исключением населения и приравненных к нему категорий потребителей), энергопринимающие устройства которых опосредованно присоединены к электрическим сетям сетевой организации через энергетические установки производителей электрической энергии, потребителями, энергопринимающие устройства которых присоединены, в том числе опосредованно, к объектам электросетевого хозяйства и (или) их частям, входящим в единую национальную (общероссийскую) электрическую сеть, в том числе к объектам, переданным в аренду организацией по управлению единой национальной (общероссийской) электрической сетью, или гарантирующими поставщиками (энергосбытовыми организациями, энергоснабжающими организациями), действующими в интересах указанных потребителей, производятся по двухставочному тарифу на услуги по передаче электрической энергии.

Абзац утратил силу.

Потребители электрической энергии, энергопринимающие устройства которых опосредованно присоединены к электрическим сетям сетевой организации через энергетические установки производителей электрической энергии, оплачивают услуги по передаче электрической энергии с учетом следующих особенностей:

расходы на содержание электрических сетей оплачиваются в полном объеме;

нормативные потери оплачиваются только в части объемов электрической энергии, не обеспеченных выработкой электрической энергии соответствующей электрической станцией;

при расчете и применении тарифа на услуги по передаче электрической энергии за уровень напряжения принимается наиболее высокий уровень напряжения, на котором энергетические установки производителя электрической энергии присоединены к электрическим сетям сетевой организации.

Абзац утратил силу.

Абзац утратил силу.

Сетевые организации, оказывающие услуги по передаче электрической энергии по сетям, принадлежащим на праве собственности и ином законном основании территориальным сетевым организациям, направляют в органы исполнительной власти субъектов Российской Федерации в области государственного регулирования тарифов предложения об установлении цен (тарифов) на передачу электрической энергии, содержащие обоснование объемов и распределения инвестиционных затрат по источникам финансирования - доходам от оказания услуг по передаче электрической энергии и доходам от оказания услуг по технологическому присоединению к электрическим сетям.

Дополнительные доходы, возникшие у территориальной сетевой организации вследствие взыскания стоимости выявленного в порядке, предусмотренном Основными положениями функционирования розничных рынков электрической энергии, объема бездоговорного потребления электрической энергии с лиц, осуществляющих бездоговорное потребление электрической энергии, подлежат исключению из необходимой валовой выручки, рассчитываемой на следующий расчетный период регулирования. Под дополнительными доходами в настоящем пункте понимается величина, равная произведению выявленного объема бездоговорного потребления электрической энергии и разницы между ценой, применяемой в соответствии с Основными положениями функционирования розничных рынков электрической энергии для определения стоимости объемов бездоговорного потребления электрической энергии, уменьшенной на величину составляющей, отражающей стоимость услуг по передаче электрической энергии, и ценой, по которой указанная территориальная сетевая организация приобретала электрическую энергию (мощность) в целях компенсации потерь в тот же расчетный период, в котором составлен акт о неучтенном потреблении электрической энергии.

Сетевые организации, оказывающие услуги по передаче электрической энергии по единой национальной (общероссийской) электрической сети, за исключением сетей, с использованием которых услуги по передаче электрической энергии оказываются территориальными сетевыми организациями, направляют в Федеральную антимонопольную службу предложения об установлении цен (тарифов) на услуги по передаче электрической энергии по единой национальной (общероссийской) электрической сети, содержащие обоснование объемов и распределения инвестиционных затрат по источникам финансирования, которыми являются доходы от оказания услуг по передаче электрической энергии и доходы от оказания услуг по технологическому присоединению к электрическим сетям.

Распределение затрат сетевой организации между расходами, учитываемыми при установлении тарифа на услуги по передаче электрической энергии по электрическим сетям, принадлежащим на праве собственности или ином законном основании территориальным сетевым организациям, и расходами, учитываемыми при установлении платы за технологическое присоединение, производится согласно учетной политике сетевой организации.

При этом затраты сетевой организации, связанные с осуществлением технологического присоединения к электрическим сетям, в том числе на уплату налогов, учитываются отдельно от затрат на оказание услуг по передаче электрической энергии.

Расчеты за услуги по передаче электрической энергии по электрическим сетям, принадлежащим на праве собственности или ином законном основании территориальным сетевым организациям, с монопотребителями моносетевых организаций производятся по единым (котловым) тарифам и ценам (тарифам) на услуги по передаче электрической энергии для моносетевых организаций.

81.1. Единые (котловые) тарифы дифференцируются по следующим уровням напряжения:

высокое первое напряжение (ВН1) - объекты электросетевого хозяйства и (или) их части, переданные в аренду организацией по управлению единой национальной (общероссийской) электрической сетью территориальным сетевым организациям с учетом требований пунктов 7 и 8 статьи 8 Федерального закона "Об электроэнергетике", за исключением таких объектов и (или) их частей, находящихся на территориях Амурской области и Еврейской автономной области;

высокое напряжение (ВН) - объекты электросетевого хозяйства (110 кВ и выше), за исключением случаев, которые относятся к ВН1;

среднее первое напряжение (СН1) - объекты электросетевого хозяйства (35 кВ);

среднее второе напряжение (СН2) - объекты электросетевого хозяйства (20 - 1 кВ);

низкое напряжение (НН) - объекты электросетевого хозяйства (ниже 1 кВ).

Уровень напряжения (ВН1) применяется в субъектах Российской Федерации согласно приложению N 4.

81.2. Цены (тарифы) на услуги по передаче электрической энергии, оказываемые территориальными сетевыми организациями на уровне напряжения ВН1, определяются только в виде двухставочного варианта тарифа в виде:

1) ставки на содержание электрических сетей, рассчитываемой по формуле:

;

где:

i - период регулирования (год);

j - отчетный период (месяц);

- ставка тарифа на услуги по передаче электрической энергии на содержание объектов электросетевого хозяйства, входящих в единую национальную (общероссийскую) электрическую сеть, для субъектов Российской Федерации, утвержденная Федеральной антимонопольной службой на год (i), ;

- ставка перекрестного субсидирования по субъекту Российской Федерации, определенная в соответствии с пунктом 81.3 настоящего документа, ;

- фактический объем полезного отпуска электрической энергии потребителю на уровне напряжения ВН1 за отчетный период (j), ;

- фактический объем мощности потребителя на уровне напряжения ВН1 за отчетный период (j), МВт;

2) ставки на оплату технологического расхода (потерь) электрической энергии, рассчитываемой по формуле:

,

где:

i - период регулирования (год);

- ставка тарифа на оплату нормативных потерь электрической энергии при ее передаче по электрическим сетям единой национальной (общероссийской) электрической сети для i-го субъекта Российской Федерации потребителем услуг по передаче электрической энергии по единой национальной (общероссийской) электрической сети, утвержденная Федеральной антимонопольной службой на год (i), ;

НТПЭi - норматив потерь электрической энергии при ее передаче по электрическим сетям единой национальной (общероссийской) электрической сети для соответствующего класса напряжения, утвержденный Министерством энергетики Российской Федерации, процентов.

Норматив потерь электрической энергии при ее передаче по электрическим сетям единой национальной (общероссийской) электрической сети подлежит опубликованию на официальном сайте Министерства энергетики Российской Федерации в сети Интернет.

81.3. Ставка перекрестного субсидирования в 2014 году, учитываемая на уровне напряжения (ВН1), определяется согласно приложению N 5. Ставка перекрестного субсидирования при установлении тарифов на 2015 год и последующие годы, учитываемая на уровне напряжения (ВН1), в соответствующем субъекте Российской Федерации определяется по формуле:

,

где:

- ставка перекрестного субсидирования в соответствующем субъекте Российской Федерации, указанная в приложении N 5, рублей за тысячу киловатт-часов;

- снижение ставки перекрестного субсидирования по субъекту Российской Федерации, процентов, определяемое по формуле:

,

где:

- минимальное снижение ставки перекрестного субсидирования, определяемое в соответствии с пунктом 81.4, процентов;

СУБС - размер средств бюджетов бюджетной системы Российской Федерации, предоставленных для снижения ставки перекрестного субсидирования в соответствующем субъекте Российской Федерации на год (i), рублей;

- плановый объем полезного отпуска электрической энергии потребителей на уровне напряжения ВН1 на год (i), .

81.4. Минимальное снижение ставки перекрестного субсидирования в Республике Бурятия и Забайкальском крае составляет:

с 1 июля 2015 г. - 4 процента ее размера по состоянию на 1 января 2014 г.;

с 1 июля 2016 г. - 9 процентов ее размера по состоянию на 1 января 2014 г.

Начиная с 1 июля 2017 г. ставка перекрестного субсидирования в Республике Бурятия и Забайкальском крае рассчитывается ежегодно как разность размера ставки перекрестного субсидирования в предыдущем году и величины перекрестного субсидирования, составляющей не менее чем 7 процентов размера ставки перекрестного субсидирования по состоянию на 1 января 2014 г.

Минимальное снижение ставки перекрестного субсидирования составляет в субъектах Российской Федерации, в которых в соответствии с абзацем третьим пункта 9 статьи 8 Федерального закона "Об электроэнергетике" допускается аренда объектов электросетевого хозяйства и (или) их частей до 1 июля 2017 г.:

с 1 июля 2015 г. - 34 процента ее размера по состоянию на 1 января 2014 г.;

с 1 июля 2016 г. - 67 процентов ее размера по состоянию на 1 января 2014 г.

При этом более быстрое снижение ставки перекрестного субсидирования, чем указано в настоящем пункте, может осуществляться по соглашению между уполномоченным органом государственной власти субъекта Российской Федерации или высшим должностным лицом субъекта Российской Федерации (руководителем высшего исполнительного органа государственной власти субъекта Российской Федерации) и потребителями, энергопринимающие устройства которых технологически присоединены к объектам электросетевого хозяйства и (или) их частям, переданным в аренду территориальной сетевой организации.

Снижение ставки перекрестного субсидирования указывается органами исполнительной власти субъектов Российской Федерации в области государственного регулирования тарифов в решении об установлении единых (котловых) тарифов на услуги по передаче электрической энергии, оказываемые территориальными сетевыми организациями, на уровне напряжения ВН1.

81.5. Цены (тарифы) на услуги по передаче электрической энергии для потребителей, не относящихся к населению или приравненным к нему категориям потребителей, оказываемые территориальными сетевыми организациями, определяются в соответствии с методическими указаниями по расчету тарифов на услуги по передаче электрической энергии, оказываемые потребителям, не относящимся к населению и приравненным к нему категориям потребителей, утверждаемыми Федеральной антимонопольной службой по согласованию с Министерством экономического развития Российской Федерации и Министерством энергетики Российской Федерации (далее - методические указания по расчету тарифов на услуги по передаче электрической энергии). Величина и ставка перекрестного субсидирования, учитываемые в ценах (тарифах) на услуги по передаче электрической энергии для потребителей, не относящихся к населению или приравненным к нему категориям потребителей, оказываемые территориальными сетевыми организациями (далее - величина и ставка перекрестного субсидирования), определяются в соответствии с методическими указаниями по расчету величины и ставки перекрестного субсидирования, учитываемых в ценах (тарифах) на услуги по передаче электрической энергии для потребителей, не относящихся к населению или приравненным к нему категориям потребителей (далее - методические указания по расчету величины и ставки перекрестного субсидирования), утверждаемыми Федеральной антимонопольной службой по согласованию с Министерством экономического развития Российской Федерации и Министерством энергетики Российской Федерации, как меньшая из следующих величин:

предельная величина перекрестного субсидирования согласно приложению N 6 с учетом ее снижения в соответствии с графиком снижения величины перекрестного субсидирования в случае его утверждения Правительством Российской Федерации;

расчетная величина перекрестного субсидирования в ценах (тарифах) на услуги по передаче электрической энергии.

Расчетная величина перекрестного субсидирования в ценах (тарифах) на услуги по передаче электрической энергии определяется на очередной период регулирования вычитанием из величины суммарных расходов территориальных сетевых организаций (в том числе расходов на компенсацию потерь в электрических сетях), определенных с учетом методов регулирования, указанных в пункте 12 настоящего документа, и положений абзаца четвертого пункта 42 Правил недискриминационного доступа к услугам по передаче электрической энергии и оказания этих услуг, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 27 декабря 2004 г. N 861, следующих величин:

стоимость услуг по передаче электрической энергии, оказываемых территориальными сетевыми организациями потребителям, не относящимся к населению и приравненным к нему категориям потребителей, рассчитываемая как произведение планового объема услуг по передаче электрической энергии и мощности по уровням напряжения для таких потребителей и двухставочных экономически обоснованных единых (котловых) тарифов на услуги по передаче электрической энергии на соответствующем уровне напряжения, рассчитываемых в соответствии с методическими указаниями по расчету тарифов на услуги по передаче электрической энергии, оказываемые потребителям, не относящимся к населению и приравненным к нему категориям потребителей;

стоимость услуг по передаче электрической энергии (мощности), оказываемых территориальными сетевыми организациями населению и приравненным к нему категориям потребителей, рассчитываемая как произведение объема поставки электрической энергии (мощности) указанным потребителям, учитываемого при формировании прогнозного баланса, и тарифа на услуги по передаче электрической энергии, поставляемой населению и приравненным к нему категориям потребителей, рассчитываемого в соответствии с методическими указаниями по расчету тарифов на электрическую энергию (мощность) для населения и приравненных к нему категорий потребителей, тарифов на услуги по передаче электрической энергии, поставляемой населению и приравненным к нему категориям потребителей.

При определении расчетной величины перекрестного субсидирования в ценах (тарифах) на услуги по передаче электрической энергии на территориях субъектов Российской Федерации, присоединенных к Единой энергетической системе России, не учитываются расходы территориальных сетевых организаций, осуществляющих деятельность в технологически изолированных территориальных электроэнергетических системах и на территориях, технологически не связанных с Единой энергетической системой России и технологически изолированными территориальными электроэнергетическими системами.

Величина перекрестного субсидирования распределяется в ценах (тарифах) на услуги по передаче электрической энергии для потребителей (за исключением населения и приравненных к нему категорий потребителей), оказываемые территориальными сетевыми организациями, по уровням напряжения исходя из следующих объемов и особенностей:

по уровню напряжения (ВН1) - исходя из ставки перекрестного субсидирования, определенной в соответствии с пунктом 81.3 настоящего документа, умноженной на плановый объем полезного отпуска электрической энергии потребителям на уровне напряжения ВН1;

по уровням напряжения (ВН), (СН1), (СН2), (НН) - в размере, определенном как разница между величиной перекрестного субсидирования в ценах (тарифах) на услуги по передаче электрической энергии, и объемом перекрестного субсидирования по уровню напряжения (ВН1), определенным в соответствии с абзацем восьмым настоящего пункта.

Ставка перекрестного субсидирования, определяемая в соответствии с методическими указаниями по расчету величины и ставки перекрестного субсидирования, ежегодно устанавливается с дифференциацией по уровням напряжения (ВН, СН1, СН2, НН) в 2 вариантах и учитывается:

для потребителей, осуществляющих расчеты за услуги по передаче электрической энергии по 2-ставочной цене (тарифу), - в ставке, отражающей удельную величину расходов на содержание электрических сетей;

для потребителей, осуществляющих расчеты за услуги по передаче электрической энергии по 1-ставочной цене (тарифу), - в составе 1-ставочной цены (тарифа) в расчете на 1 киловатт-час электрической энергии с учетом стоимости нормативных потерь электрической энергии при ее передаче по электрическим сетям.

Двойной учет величины перекрестного субсидирования в ставках тарифов на услуги по передаче электрической энергии не допускается.

Не допускается установление органом исполнительной власти субъекта Российской Федерации в области государственного регулирования тарифов единых (котловых) тарифов на услуги по передаче электрической энергии по электрическим сетям, в составе которых учитывается ставка перекрестного субсидирования в размере, отличном от размера ставки, рассчитанного в соответствии с методическими указаниями по расчету величины и ставки перекрестного субсидирования, за исключением случаев, предусмотренных настоящим пунктом.

При наличии утвержденного высшим должностным лицом субъекта Российской Федерации (руководителем высшего исполнительного органа государственной власти субъекта Российской Федерации) графика доведения ставки перекрестного субсидирования, дифференцированной по уровням напряжения (ВН, СН1, СН2, НН), до размера ставки, рассчитанного в соответствии с методическими указаниями по расчету величины и ставки перекрестного субсидирования, допускается установление до 1 января 2025 г. органом исполнительной власти субъекта Российской Федерации в области государственного регулирования тарифов по согласованию с Федеральной антимонопольной службой, Министерством экономического развития Российской Федерации и Министерством энергетики Российской Федерации единых (котловых) тарифов на услуги по передаче электрической энергии по электрическим сетям, в составе которых учитывается ставка перекрестного субсидирования в размере, отличном от размера ставки, рассчитанного в соответствии с методическими указаниями по расчету величины и ставки перекрестного субсидирования.

В случае утверждения органом исполнительной власти субъекта Российской Федерации в области государственного регулирования тарифов единых (котловых) тарифов на услуги по передаче электрической энергии по электрическим сетям, в составе которых учитывается ставка перекрестного субсидирования в размере, отличном от размера ставки, рассчитанного в соответствии с методическими указаниями по расчету величины и ставки перекрестного субсидирования, и при которых величина перекрестного субсидирования превышает величину перекрестного субсидирования, рассчитанную в соответствии с методическими указаниями по расчету величины и ставки перекрестного субсидирования, без согласования с Федеральной антимонопольной службой, Министерством экономического развития Российской Федерации и Министерством энергетики Российской Федерации такое превышение компенсируется за счет средств бюджета субъекта Российской Федерации.

81.6. При установлении цен (тарифов) на услуги по передаче электрической энергии не учитываются расходы (независимо от их предназначения) в отношении объектов электросетевого хозяйства, принадлежащих на праве собственности или ином законном основании территориальным сетевым организациям, имеющих одну или несколько общих с объектом по производству электрической энергии (мощности) систем собственных нужд, оперативного тока, релейной защиты и автоматики, снабжения сжатым воздухом коммутационных аппаратов, связи для осуществления оперативных переговоров, сбора и передачи телеметрической информации в диспетчерские центры субъекта оперативно-диспетчерского управления, а также объектов электросетевого хозяйства, которые учтены в составе объекта по производству электрической энергии (мощности) при обращении электрической энергии и мощности на оптовом рынке, в том числе иное оборудование, предназначенное для осуществления передачи электрической энергии и обеспечения электрических связей между указанными в настоящем абзаце объектами.

Для проверки информации, представленной территориальными сетевыми организациями, регулирующие органы вправе обратиться с письменным запросом к системному оператору и в совет рынка для получения заключения о таких объектах электросетевого хозяйства. Системный оператор и совет рынка обязаны в течение 30 календарных дней со дня получения такого запроса письменно ответить на него с представлением запрашиваемого заключения.

81.7. При установлении цен (тарифов) на услуги по передаче электрической энергии не учитываются расходы (независимо от их предназначения) на объекты электросетевого хозяйства напряжением ниже 1 кВ, расположенные внутри зданий и строений или их обособленных частей, с использованием которых осуществляется снабжение электрической энергией только энергопринимающих устройств, расположенных внутри указанных зданий и строений или их обособленных частей, за исключением распределительных устройств встроенных и пристроенных трансформаторных подстанций, а также питающих линий электропередачи от иных трансформаторных подстанций до вводных устройств (вводно-распределительных устройств, главных распределительных щитов).

82. При применении метода доходности инвестированного капитала на территории субъекта Российской Федерации цены (тарифы) на услуги по передаче электрической энергии по электрическим сетям, принадлежащим на праве собственности или ином законном основании территориальным сетевым организациям, ежегодно корректируются органом исполнительной власти субъекта Российской Федерации в области государственного регулирования тарифов с учетом особенностей регулирования тарифов, предусмотренных пунктом 37 настоящего документа.

Тарифы на услуги по передаче электрической энергии по электрическим сетям, принадлежащим на праве собственности или ином законном основании территориальным сетевым организациям, могут рассчитываться на основе долгосрочных параметров регулирования. Предельные уровни указанных тарифов устанавливаются на долгосрочный период регулирования, не менее чем на 5 лет (при установлении впервые предельных уровней тарифов на услуги по передаче электрической энергии на основе долгосрочных параметров регулирования - не менее чем на 3 года), отдельно на каждый финансовый год в течение этого периода.

83. Расчет цен (тарифов) на услуги по оперативно-диспетчерскому управлению в электроэнергетике в части управления технологическими режимами работы объектов электроэнергетики и энергопринимающих устройств потребителей электрической энергии, обеспечения функционирования технологической инфраструктуры оптового и розничных рынков, а также расчет предельных (минимального и (или) максимального) уровней цен (тарифов) на указанные услуги в части организации отбора исполнителей и оплаты услуг по обеспечению системной надежности, услуг по обеспечению вывода Единой энергетической системы России из аварийных ситуаций, услуг по формированию технологического резерва мощностей осуществляются в соответствии с методическими указаниями по расчету цен (тарифов) и предельных (минимальных и (или) максимальных) уровней цен (тарифов) на услуги по оперативно-диспетчерскому управлению в электроэнергетике, утверждаемыми Федеральной антимонопольной службой.

При расчете цен (тарифов) и предельных (минимального и (или) максимального) уровней цен (тарифов), указанных в абзаце первом настоящего пункта, определение предельного объема средств, предназначенных для страхования риска ответственности субъектов оперативно-диспетчерского управления за причинение ущерба субъектам электроэнергетики и потребителям электрической энергии (мощности) в соответствии с пунктом 3 статьи 18 Федерального закона "Об  электроэнергетике" и включаемых в состав платы за услуги системного оператора по оперативно-диспетчерскому управлению в электроэнергетике, осуществляется в соответствии с законодательством Российской Федерации. Указанные средства имеют строго целевое назначение и могут расходоваться только на уплату страховых взносов страховщику в связи с осуществлением страхования риска ответственности за причинение ущерба субъектам электроэнергетики и потребителям электрической энергии (мощности) и риска ответственности за нарушение договоров оказания услуг по оперативно-диспетчерскому управлению в электроэнергетике и соглашений о технологическом взаимодействии в целях обеспечения надежности функционирования Единой энергетической системы России.

При установлении цен (тарифов) на услуги по оперативно-диспетчерскому управлению в электроэнергетике в части управления технологическими режимами работы объектов электроэнергетики и энергопринимающих устройств потребителей электрической энергии, обеспечения функционирования технологической инфраструктуры оптового и розничных рынков учитываются затраты на осуществление межгосударственной передачи электрической энергии (мощности).

При установлении предельных (минимального и (или) максимального) уровней цен (тарифов) на услуги по оперативно-диспетчерскому управлению в электроэнергетике в части организации отбора исполнителей и оплаты услуг по обеспечению системной надежности, услуг по обеспечению вывода Единой энергетической системы России из аварийных ситуаций, услуг по формированию технологического резерва мощностей Федеральной антимонопольной службой определяются предельные объемы средств, предназначенные для оплаты соответствующих услуг по обеспечению системной надежности, в отношении каждого вида услуг по обеспечению системной надежности.

При расчете указанных в абзаце первом настоящего пункта предельных (минимального и (или) максимального) уровней цен (тарифов) учитываются расходы на организацию отбора исполнителей, заключение договоров об оказании соответствующих услуг, осуществление контроля фактического предоставления указанных услуг, координацию действий исполнителей по оказанию услуг и оплату услуг по обеспечению системной надежности в порядке, определенном методическими указаниями по расчету цен (тарифов) и предельных (минимальных и (или) максимальных) уровней цен (тарифов) на услуги по оперативно-диспетчерскому управлению в электроэнергетике, утверждаемыми Федеральной антимонопольной службой.

При расчете указанных в абзаце первом настоящего пункта предельных (минимального и (или) максимального) уровней цен (тарифов) учитываются расходы на подготовку и организацию проведения конкурсов инвестиционных проектов по формированию перспективного технологического резерва мощностей, оплату услуг по формированию перспективного технологического резерва и осуществление контроля фактического предоставления указанных услуг. Перечень расходов системного оператора (соответствующего субъекта оперативно-диспетчерского управления в технологически изолированной территориальной электроэнергетической системе) на подготовку и организацию проведения конкурсов инвестиционных проектов по формированию перспективного технологического резерва мощностей и на оплату услуг по формированию перспективного технологического резерва определяется Федеральной антимонопольной службой в соответствии с методическими указаниями по расчету цен (тарифов) и предельных (минимальных и (или) максимальных) уровней цен (тарифов) на услуги по оперативно-диспетчерскому управлению в электроэнергетике.

Цены на услуги по оперативно-диспетчерскому управлению в электроэнергетике в части организации отбора исполнителей и оплаты услуг по обеспечению системной надежности, услуг по обеспечению вывода Единой энергетической системы России из аварийных ситуаций и услуг по формированию технологического резерва мощностей рассчитываются субъектом оперативно-диспетчерского управления в порядке, предусмотренном методическими указаниями по расчету цен (тарифов) и предельных (минимальных и (или) максимальных) уровней цен (тарифов) на услуги по оперативно-диспетчерскому управлению в электроэнергетике, утвержденными Федеральной антимонопольной службой.

Указанные в абзаце первом настоящего пункта цены (тарифы) и предельные (максимальный и (или) минимальный) уровни доводятся субъектом оперативно-диспетчерского управления до сведения субъектов электроэнергетики и потребителей электрической энергии путем их опубликования на официальном сайте субъекта оперативно-диспетчерского управления в сети Интернет не позднее 5 дней до начала периода применения тарифа с одновременным уведомлением Федеральной антимонопольной службы.

Указанные в абзаце первом настоящего пункта цены (тарифы) и их предельные (минимальный и (или) максимальный) уровни могут быть дифференцированы по субъектам Российской Федерации.

84. Услугами, которые оказываются субъектами естественных монополий в сфере оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике и цены (тарифы) на которые регулируются государством, являются:

1) управление технологическими режимами работы объектов электроэнергетики и энергопринимающих устройств потребителей электрической энергии, а также обеспечение функционирования технологической инфраструктуры оптового и розничных рынков, включая:

обеспечение соблюдения установленных параметров надежности функционирования Единой энергетической системы России и качества электрической энергии;

управление технологическими режимами работы объектов электроэнергетики в порядке, устанавливаемом правилами оптового рынка;

участие в организации деятельности по прогнозированию объема производства и потребления в сфере электроэнергетики, прогнозирование объема производства и потребления в сфере электроэнергетики и участие в процессе формирования резерва производственных энергетических мощностей;

разработку и представление в уполномоченный федеральный орган исполнительной власти совместно с организацией по управлению единой национальной (общероссийской) электрической сетью мероприятий, технологических схем и программ развития Единой энергетической системы России и участие в их реализации;

участие в разработке генеральной схемы размещения объектов электроэнергетики;

участие в разработке схем и программ развития электроэнергетики субъектов Российской Федерации;

согласование вывода в ремонт и из эксплуатации объектов электросетевого хозяйства и объектов по производству электрической и тепловой энергии, а также ввода их после ремонта и в эксплуатацию;

выдачу субъектам электроэнергетики и потребителям электрической энергии с управляемой нагрузкой обязательных для исполнения оперативных диспетчерских команд и распоряжений, связанных с осуществлением функций системного оператора;

разработку оптимальных суточных графиков работы электростанций и электрических сетей Единой энергетической системы России;

регулирование частоты электрического тока, обеспечение функционирования системы автоматического регулирования частоты электрического тока и мощности, системной и противоаварийной автоматики;

организацию и управление режимами параллельной работы российской электроэнергетической системы и электроэнергетических систем иностранных государств, в том числе куплю-продажу электрической энергии (мощности) в целях технологического обеспечения совместной работы российской электроэнергетической системы и электроэнергетических систем иностранных государств в порядке, установленном правилами оптового рынка;

участие в формировании и выдаче при присоединении субъектов электроэнергетики к единой национальной (общероссийской) электрической сети и территориальным распределительным сетям технологических требований, обеспечивающих их работу в составе Единой энергетической системы России;

участие в осуществлении уполномоченными федеральными органами исполнительной власти контроля за техническим состоянием объектов электроэнергетики и энергопринимающих устройств потребителей электрической энергии, влияющих на надежность и безопасность функционирования Единой энергетической системы России;

участие в расследовании причин аварий в электроэнергетике;

организацию и проведение отбора мощности на конкурентной основе в соответствии с правилами оптового рынка;

рассмотрение инвестиционных программ субъектов электроэнергетики, в уставных капиталах которых участвует государство, и сетевых организаций, а  также подготовка замечаний и предложений к инвестиционным программам и их направление в уполномоченный федеральный орган исполнительной власти и органы исполнительной власти субъектов Российской Федерации;

осуществление контроля за своевременной и надлежащей реализацией инвестиционных программ генерирующих компаний, сформированных по результатам торговли мощностью;

разработку и представление в уполномоченные органы исполнительной власти и соответствующие сетевые организации предложений по включению в инвестиционные программы сетевых организаций объектов электросетевого хозяйства, обеспечивающих выдачу и передачу на дальние расстояния мощности новых объектов по производству электрической энергии, определенных по результатам отбора мощности на конкурентной основе;

2) организация отбора исполнителей и оплаты услуг по обеспечению системной надежности, услуг по обеспечению вывода Единой энергетической системы России из аварийных ситуаций, услуг по формированию технологического резерва мощностей, включая организацию отбора исполнителей соответствующих услуг, заключение договоров об оказании соответствующих услуг, осуществление контроля фактического предоставления указанных услуг, координацию действий исполнителей по оказанию услуг и оплату таких услуг.

85. Услуги по организации торговли на оптовом рынке, связанные с заключением и организацией исполнения сделок по обращению электрической энергии (мощности) и иных объектов торговли, обращение которых допускается на оптовом рынке, оказываются коммерческим оператором оптового рынка. Расчет этого тарифа устанавливается в соответствии с методическими указаниями, утверждаемыми Федеральной антимонопольной службой.

86. Цены (тарифы) на услуги по обеспечению системной надежности и услуги по обеспечению вывода Единой энергетической системы России из аварийных ситуаций устанавливаются Федеральной антимонопольной службой в отношении каждой услуги и каждого объекта электроэнергетики, с использованием которого оказывается соответствующая услуга по обеспечению системной надежности.

Расчет регулируемых цен (тарифов) на услуги по обеспечению системной надежности осуществляется в соответствии с методическими указаниями, утвержденными Федеральной антимонопольной службой.

При расчете регулируемых цен (тарифов) на услуги по обеспечению системной надежности в необходимую валовую выручку включаются экономически обоснованные расходы субъекта электроэнергетики, связанные с оказанием услуг по обеспечению системной надежности, с учетом установленных системным оператором технических параметров и характеристик объектов электроэнергетики, с использованием которых осуществляется (планируется осуществлять) оказание соответствующих услуг, а также условий технологического режима и параметров их работы, определенные в том числе на основании типовых затрат по отдельным статьям, определяемых Федеральной антимонопольной службой.

Затраты субъекта электроэнергетики, связанные с оказанием услуг по обеспечению системной надежности, учтенные Федеральной антимонопольной 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.

Плата за технологическое присоединение к электрическим сетям

1. Исполнители коммунальных услуг (товарищества собственников жилья, жилищно-строительные, жилищные или иные специализированные потребительские кооперативы либо управляющие организации), наймодатели (или уполномоченные ими лица), предоставляющие гражданам жилые помещения специализированного жилищного фонда, включая 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, а также жилые помещения для социальной защиты отдельных категорий граждан, приобретающие электрическую энергию (мощность) для коммунально-бытового потребления населения в объемах фактического потребления электрической энергии населения и объемах электрической энергии, израсходованной на места общего пользования.

2. Садоводческие или огороднические некоммерческие товарищества.

3. Юридические лица, приобретающие электрическую энергию (мощность) в целях потребления осужденными в помещениях для их содержания при условии наличия раздельного учета электрической энергии для указанных помещений.

4. Юридические и физические лица, приобретающие электрическую энергию (мощность) в целях потребления на коммунально-бытовые нужды в населенных пунктах, жилых зонах при воинских частях, рассчитывающиеся по договору энергоснабжения по общему прибору учета электрической энергии.

5. Содержащиеся за счет прихожан религиозные организации.

6. Гарантирующие поставщики, энергосбытовые, энергоснабжающие организации, приобретающие электрическую энергию (мощность) в целях дальнейшей продажи населению и приравненным к нему категориям потребителей в объемах фактического потребления населения и приравненных к нему категорий потребителей и объемах электроэнергии, израсходованной на места общего пользования в целях потребления на коммунально-бытовые нужды граждан и не используемой для осуществления коммерческой (профессиональной) деятельности.

7. Объединения граждан, приобретающих электрическую энергию (мощность) для использования в принадлежащих им хозяйственных постройках (погреба, сараи).

Некоммерческие объединения граждан (гаражно-строительные, гаражные кооперативы) и граждане, владеющие отдельно стоящими гаражами, приобретающие электрическую энергию (мощность) в целях потребления на коммунально-бытовые нужды и не используемую для осуществления коммерческой деятельности.

1. Республика Дагестан

2. Республика Ингушетия

3. Кабардино-Балкарская Республика

4. Карачаево-Черкесская Республика

5. Республика Северная Осетия - Алания

6. Чеченская Республика

7. Ставропольский край

1. Настоящая методика применяется для расчета регулируемых цен (тарифов) на электрическую энергию и мощность для генерирующих объектов тепловых электростанций, построенных и введенных в эксплуатацию на территории субъекта Российской Федерации, не имеющего административных границ с другими субъектами Российской Федерации и не относящегося к территориям островов, - Калининградской области (далее - территория Калининградской области) после 1 января 2016 г., предусмотренных перечнем генерирующих объектов тепловых электростанций, подлежащих строительству на территории субъекта Российской Федерации, не имеющего административных границ с другими субъектами Российской Федерации и не относящегося к территориям островов, - Калининградской области, утвержденным распоряжением Правительства Российской Федерации от 20 октября 2015 г. N 2098-р (далее - перечень генерирующих объектов), и предусматривает компенсацию в течение 180 месяцев после начала поставки мощности таких генерирующих объектов затрат на их строительство и эксплуатацию в полном объеме при условии исполнения поставщиком обязательств по поставке мощности, соблюдения установленных сроков начала поставки мощности и выполнения требований, предусмотренных Правилами оптового рынка электрической энергии и мощности, утвержденными постановлением Правительства Российской Федерации от 27 декабря 2010 г. N 1172 "Об утверждении Правил оптового рынка электрической энергии и мощности и о внесении изменений в некоторые акты Правительства Российской Федерации по вопросам организации функционирования оптового рынка электрической энергии и мощности".

2. Регулируемые цены (тарифы) на электрическую энергию и мощность для генерирующих объектов тепловых электростанций, построенных и введенных в эксплуатацию на территории Калининградской области после 1 января 2016 г., рассчитывается в отношении генерирующего объекта с учетом его отнесения к одному из следующих типов генерирующих объектов:

3. Регулируемая цена (тариф) на электрическую энергию для генерирующих объектов тепловых электростанций, построенных и введенных в эксплуатацию на территории Калининградской области после 1 января 2016 г., равна сумме следующих составляющих:

4. Значение удельного расхода условного топлива в целях определения регулируемой цены (тарифа) на электрическую энергию принимается равным нормативу удельного расхода топлива при производстве электрической энергии, установленному для соответствующего генерирующего объекта федеральным органом исполнительной власти, осуществляющим функции по выработке и реализации государственной политики и нормативно-правовому регулированию в сфере топливно-энергетического комплекса, деленному на коэффициент соответствия современным образцам, равный отношению значения удельного расхода топлива введенного в эксплуатацию генерирующего объекта при его работе в номинальном режиме к величине, равной:

256 граммам условного топлива на выработку 1 электрической энергии - для генерирующих объектов на базе газопоршневых агрегатов;

240 граммам условного топлива на выработку 1 электрической энергии - для генерирующих объектов на базе парогазовых установок, а также иных типов генерирующих объектов, не относящихся к генерирующим объектам на базе газопоршневых агрегатов, газотурбинных установок и паросиловых установок;

320 граммам условного топлива на выработку 1 электрической энергии - для генерирующих объектов на базе паросиловых установок, использующих в качестве основного топлива природный газ;

353 граммам условного топлива на выработку 1 электрической энергии - для генерирующих объектов на базе паросиловых установок, использующих в качестве основного топлива уголь;

346 граммам условного топлива на выработку 1 электрической энергии - для генерирующих объектов на базе газотурбинных установок.

Значение удельного расхода топлива введенного в эксплуатацию генерирующего объекта при его работе в номинальном режиме определяется федеральным органом исполнительной власти, осуществляющим функции по выработке и реализации государственной политики и нормативно-правовому регулированию в сфере топливно-энергетического комплекса, и направляется коммерческому оператору оптового рынка в 10-дневный срок после ввода генерирующего объекта в эксплуатацию.

Величина корректировки цены рассчитывается как умноженная на цену соответствующего вида топлива с учетом калорийного эквивалента соответствующего топлива и деленная на коэффициент соответствия современным образцам разность следующих величин:

значение удельного расхода топлива, соответствующего фактическому режиму работы генерирующего объекта в предшествующем календарном году (в отношении периода с 1 января по 31 марта используется величина, рассчитанная по данным о фактическом режиме работы в календарном году, предшествующем предыдущему);

значение норматива удельного расхода топлива при производстве электрической энергии, установленного федеральным органом исполнительной власти, осуществляющим функции по выработке и реализации государственной политики и нормативно-правовому регулированию в сфере топливно-энергетического комплекса, для соответствующего генерирующего объекта и учтенного при расчете регулируемой цены (тарифа) на электрическую энергию на предшествующий год (в отношении периода с 1 января по 31 марта используется соответствующая величина для календарного года, предшествующего предыдущему).

Значение удельного расхода топлива, соответствующее фактическому режиму работы генерирующего объекта, определяется федеральным органом исполнительной власти, осуществляющим функции по выработке и реализации государственной политики и нормативно-правовому регулированию в сфере топливно-энергетического комплекса, и направляется коммерческому оператору оптового рынка до 1 апреля, ежегодно, начиная с года, следующего за годом, в котором началась поставка мощности генерирующего объекта.

Величина, указанная в абзаце восьмом настоящего пункта, корректируется с использованием индекса, равного сумме единицы и среднего значения ключевой ставки Центрального банка Российской Федерации за предыдущий календарный год, определяемого с учетом особенностей, предусмотренных договором о присоединении к торговой системе оптового рынка.

5. Регулируемая цена (тариф) на мощность для генерирующих объектов тепловых электростанций, построенных и введенных в эксплуатацию на территории Калининградской области после 1 января 2016 г., определяется как одна двенадцатая удельной необходимой валовой выручки, определенной для генерирующего объекта в соответствии с настоящей методикой.

6. Расчет удельной необходимой валовой выручки генерирующего объекта для целей определения цены на мощность в году g (НВВ) осуществляется по формуле:

,

где:

- объем средств на возмещение капитальных затрат по состоянию на начало года g;

- величина капитальных затрат, возмещаемых в году g;

- расчетная величина, определяемая в соответствии с договором о присоединении к торговой системе оптового рынка исходя из действующих в году g значений налоговой ставки, установленной для исчисления налога на прибыль организаций, подлежащего зачислению в федеральный бюджет Российской Федерации, и налоговой ставки, установленной для исчисления налога на прибыль организаций, подлежащего зачислению в бюджет субъекта Российской Федерации, на территории которого расположен генерирующий объект;

НД - норма доходности инвестированного капитала, устанавливаемая равной 14 процентам годовых;

КЗ - значение удельных (на 1 МВт установленной мощности генерирующего объекта) капитальных затрат в отношении генерирующего объекта, устанавливаемое не позднее даты начала поставки мощности, предусмотренной перечнем генерирующих объектов, федеральным органом исполнительной власти, осуществляющим функции по выработке и реализации государственной политики в сфере топливно-энергетического комплекса, по согласованию с федеральным органом исполнительной власти в сфере социально-экономической политики и федеральным органом исполнительной власти в области регулирования тарифов на основании предложений совета рынка, сформированных по итогам анализа данных о капитальных затратах в отношении соответствующего генерирующего объекта. Для целей подготовки советом рынка указанных предложений поставщик обязан не позднее чем за 6 месяцев до предусмотренной перечнем генерирующих объектов даты начала поставки мощности предоставить совету рынка данные о капитальных затратах (включая в том числе проектно-сметную документацию на строительство генерирующего объекта, договоры, заключение которых направлено на строительство генерирующего объекта, и документы об исполнении обязательств по таким договорам). В таком случае совет рынка обязан в течение 4 месяцев после получения указанных документов направить свои предложения о величине удельных капитальных затрат, определенных как отношение величины капитальных затрат к величине установленной мощности введенного (планируемого к вводу) в эксплуатацию генерирующего объекта (но не менее минимальной из величин, определяющих диапазон значений установленной мощности, указанный в отношении соответствующего генерирующего объекта в перечне генерирующих объектов), в федеральный орган исполнительной власти, осуществляющий функции по выработке и реализации государственной политики в сфере топливно-энергетического комплекса. После установления решением федерального органа исполнительной власти, осуществляющего функции по выработке и реализации государственной политики в сфере топливно-энергетического комплекса, значения удельных капитальных затрат это значение направляется коммерческому оператору оптового рынка и применяется им в расчетах;

g - порядковый номер календарного года, начиная с года, в котором началась поставка электрической энергии и мощности генерирующего объекта;

- ставка налога на имущество организаций, действующая в году g в субъекте Российской Федерации, в котором уплачивается налог на имущество организаций в отношении генерирующего объекта;

- определяемая в соответствии с настоящей методикой величина эксплуатационных затрат в году g.

7. Эксплуатационные затраты в 2015 году принимаются равными:

181 тыс. рублей/МВт в месяц - для генерирующих объектов на базе газопоршневых агрегатов;

126 тыс. рублей/МВт в месяц - для генерирующих объектов на базе парогазовых установок и паросиловых установок, использующих в качестве основного топлива природный газ, а также для генерирующих объектов иных типов, за исключением объектов, указанных в подпунктах "а", "г" и "д" пункта 2 настоящей методики;

282 тыс. рублей/МВт в месяц - для генерирующих объектов на базе паросиловых установок, использующих в качестве основного топлива уголь;

139 тыс. рублей/МВт в месяц - для генерирующих объектов на базе газотурбинных установок.

Величина эксплуатационных затрат индексируется с 1 января 2015 г. до 1 января года, в отношении которого рассчитывается регулируемая цена (тариф) на мощность, в соответствии с изменением индекса потребительских цен, определяемого и публикуемого федеральным органом исполнительной власти, осуществляющим функции по формированию официальной статистической информации.

8. Объем средств на возмещение капитальных затрат по состоянию на начало года, в котором началась поставка электрической энергии и мощности , определяется по формуле:

,

где:

ТП - удельная (на 1 МВт установленной мощности) плата за технологическое присоединение генерирующего объекта к электрическим и газораспределительным сетям, определяемая в соответствии с пунктом 11 настоящей методики;

Sстр - срок строительства генерирующего объекта, принимаемый равным 4 годам для генерирующих объектов, отнесенных к типу генерирующих объектов, предусмотренному подпунктом "г" пункта 2 настоящей методики, и 3 годам для генерирующих объектов, отнесенных к прочим типам генерирующих объектов, предусмотренным подпунктами "а" - "в" и "д" пункта 2 настоящей методики.

9. Объем средств на возмещение капитальных затрат по состоянию на начало года g определяется начиная с года, следующего за годом, в котором началась поставка электрической энергии и мощности, по формуле:

,

где:

- размер средств на возмещение капитальных затрат по состоянию на начало года g-1;

- величина капитальных затрат, возмещаемых в году g-1.

10. Величина капитальных затрат, возмещаемых в году g (), определяется по формуле:

.

11. Удельная плата за технологическое присоединение генерирующего объекта к электрическим и газораспределительным сетям в году g определяется как отношение суммы платы за технологическое присоединение генерирующего объекта к электрическим сетям и платы за технологическое присоединение генерирующего объекта к газораспределительным сетям, утвержденных соответствующим органом исполнительной власти в области государственного регулирования тарифов и (или) органом исполнительной власти субъекта Российской Федерации в области государственного регулирования тарифов, к объему установленной мощности генерирующего объекта тепловой электростанции, построенного и введенного в эксплуатацию на территории Калининградской области после 1 января 2016 г. (но не менее минимальной из величин, определяющих диапазон значений установленной мощности, указанный в отношении соответствующего генерирующего объекта в перечне генерирующих объектов).

1. Настоящая методика применяется для расчета цен (тарифов) на мощность для генерирующих объектов, указанных в перечне субъектов оптового рынка - производителей электрической энергии (мощности), генерирующие объекты тепловых электростанций которых подлежат строительству на территориях Республики Крым и (или) г. Севастополя, утвержденном распоряжением Правительства Российской Федерации 26 декабря 2015 г. N 2699-р (далее - перечень).

Для целей настоящей методики под расчетным периодом понимается календарный месяц.

2. Цена на мощность для генерирующего объекта, указанного в перечне, рассчитывается коммерческим оператором оптового рынка для каждого расчетного периода, начиная с расчетного периода, до начала которого выполнены следующие условия:

указанный генерирующий объект аттестован системным оператором;

поставщик участвует в торговле электрической энергией и мощностью на оптовом рынке в отношении этого объекта;

наступила дата ввода в эксплуатацию, указанная в отношении данного генерирующего объекта в перечне.

Расчет цены в соответствии с настоящей методикой производится в отношении генерирующего объекта в течение 180 месяцев.

3. Цена на мощность для генерирующего объекта, указанного в перечне, в расчетном периоде определяется как отношение неотрицательной разности величины текущих затрат и расчетной прибыли от продажи электрической энергии, определяемых в соответствии с настоящей методикой в отношении указанного расчетного периода для данного генерирующего объекта, и объема установленной мощности, указанного в отношении этого генерирующего объекта в перечне (далее - установленная мощность генерирующего объекта), умноженного на коэффициент, отражающий потребление мощности на собственные нужды электростанции (0,952 - если генерирующий объект расположен в ценовой зоне оптового рынка, и 1 - если генерирующий объект расположен в неценовой зоне оптового рынка).

4. Расчетная прибыль от продажи электрической энергии рассчитывается как неотрицательная разница расчетной стоимости электрической энергии, выработанной соответствующим генерирующим объектом в расчетном периоде, и произведения фактического объема выработки электрической энергии в расчетном периоде, величины удельного расхода топлива, равной 249 граммам условного топлива на выработку 1 электрической энергии, оптовой цены природного газа с учетом оплаты услуг по транспортировке газа и цены на снабженческо-сбытовые услуги, утвержденных в установленном порядке на период, включающий расчетный период, и величины, равной 0,886 (калорийный эквивалент газа).

5. Расчетная стоимость электрической энергии определяется в отношении расчетного периода для генерирующего объекта как сумма стоимости объема электрической энергии, выработанной за расчетный период с использованием данного генерирующего объекта и продаваемой на оптовом рынке по регулируемым ценам (тарифам), рассчитанной по соответствующей регулируемой цене (тарифу), и величины, рассчитанной как сумма определенных для этого генерирующего объекта в отношении каждого часа расчетного периода произведений цены, определенной по результатам конкурентного отбора ценовых заявок на сутки вперед, и объема электрической энергии, равного неотрицательной разности объема фактически выработанной электрической энергии, умноженного на величину 0,952 (коэффициент, отражающий потребление электрической энергии на собственные нужды электростанции), и объема электрической энергии, продаваемой по регулируемым ценам (тарифам).

6. Величина текущих затрат в отношении расчетного периода m для генерирующего объекта определяется по формуле:

,

где:

- установленная мощность генерирующего объекта;

КЗ - удельная (на 1 МВт установленной мощности генерирующего объекта) величина капитальных затрат, определяемая в разделе XVII Правил оптового рынка электрической энергии и мощности, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 27 декабря 2010 г. N 1172 "Об утверждении Правил оптового рынка электрической энергии и мощности и о внесении изменений в некоторые акты Правительства Российской Федерации по вопросам организации функционирования оптового рынка электрической энергии и мощности";

i - календарный год, к которому относится расчетный период;

mi - порядковый номер расчетного периода, при этом 1 (единица) соответствует расчетному периоду, в котором наступает дата ввода в эксплуатацию, указанная в отношении этого генерирующего объекта в перечне;

- ставка налога на имущество организаций, действующая в году i в субъекте Российской Федерации, в бюджет которого уплачивается налог на имущество организаций в отношении данного генерирующего объекта;

- величина эксплуатационных затрат в году i, определяемая в разделе XVII Правил оптового рынка электрической энергии и мощности, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 27 декабря 2010 г. N 1172 "Об утверждении Правил оптового рынка электрической энергии и мощности и о внесении изменений в некоторые акты Правительства Российской Федерации по вопросам организации функционирования оптового рынка электрической энергии и мощности".

1. При расчете регулируемых цен (тарифов) на электрическую энергию (мощность) для поставщиков - субъектов оптового рынка, владеющих на праве собственности или ином законном основании электростанциями, функционирующими на территории неценовых зон оптового рынка электрической энергии и мощности, с применением метода долгосрочной индексации необходимой валовой выручки необходимая валовая выручка регулируемой организации включает в себя следующие операционные расходы:

2. Операционные расходы регулируемой организации устанавливаются на каждый год долгосрочного периода регулирования путем индексации базового уровня операционных расходов. При индексации применяются индекс цен производителей промышленной продукции, определяемый в прогнозе социально-экономического развития Российской Федерации на очередной финансовый год и плановый период, одобренном Правительством Российской Федерации (базовый вариант), индекс эффективности операционных расходов, устанавливаемый Федеральной антимонопольной службой в размере 0,5 процента, коэффициент, определяемый как соотношение минимальных величин из установленной и располагаемой мощности расчетного и текущего периодов регулирования для поставщика электрической энергии (мощности). При установлении тарифов на годы, не вошедшие в плановый период прогноза социально-экономического развития Российской Федерации, применяется индекс цен производителей промышленной продукции, установленный на последний год этого планового периода.

Базовый уровень операционных расходов определяется с использованием метода экономически обоснованных расходов (затрат) и метода сравнения аналогов в соответствии с методическими указаниями.

3. При расчете регулируемых цен (тарифов) на электрическую энергию (мощность) для поставщиков - субъектов оптового рынка, владеющих на праве собственности или ином законном основании электростанциями, функционирующими на территории неценовых зон оптового рынка электрической энергии и мощности, с применением метода долгосрочной индексации необходимой валовой выручки необходимая валовая выручка регулируемой организации включает в себя следующие неподконтрольные расходы:

4. Расходы, связанные с арендой имущества и лизинговым платежом, включаются в необходимую валовую выручку регулируемой организации, осуществляющей деятельность по производству электрической энергии (мощности), в размере, не превышающем экономически обоснованный уровень. Экономически обоснованный уровень расходов, связанных с арендой имущества, или лизинговых платежей определяется исходя из принципа возмещения арендодателю или лизингодателю амортизации, рассчитанной в соответствии с пунктом 27 Основ ценообразования в области регулируемых цен (тарифов) в электроэнергетике, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 29 декабря 2011 г. N 1178 "О ценообразовании в области регулируемых цен (тарифов) в электроэнергетике", а также налога на имущество организаций и земельного налога.

Расходы, связанные с арендой имущества, считаются неподконтрольными, если договор аренды заключен в отношении производственных объектов, относящихся к регулируемому виду деятельности. В остальных случаях расходы, связанные с арендой имущества, включаются в состав операционных расходов.

Расходы по лизинговым платежам включаются в состав операционных расходов, если условиями договора лизинга не предусмотрен переход права собственности на предмет лизинга к лизингополучателю.

Расходы на амортизацию основных средств и нематериальных активов определяются на каждый год долгосрочного периода регулирования в году, предшествующем долгосрочному периоду регулирования, в соответствии с пунктом 27 Основ ценообразования в области регулируемых цен (тарифов) в электроэнергетике, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 29 декабря 2011 г. N 1178 "О ценообразовании в области регулируемых цен (тарифов) в электроэнергетике".

5. Расходы на приобретение (потребление) энергетических ресурсов (в том числе топлива) и воды определяются как сумма произведений расчетных объемов приобретаемых энергетических ресурсов и воды на соответствующие плановые (расчетные) цены и включаются в необходимую валовую выручку регулируемой организации в соответствии с методическими указаниями и с учетом положений пункта 6 настоящего документа.

В случае если нормативы удельного расхода условного топлива на очередной расчетный период регулирования не утверждены, для целей тарифного регулирования указанные нормативы принимаются органом регулирования как минимальные значения из среднегодовых фактических удельных расходов условного топлива при производстве электрической энергии за 3 предшествующих периода и утвержденных на предшествующий период регулирования. При отсутствии утвержденных на предшествующий период регулирования нормативов удельного расхода условного топлива при производстве электрической энергии указанные нормативы на очередной расчетный период регулирования определяются органом регулирования как минимальное значение из среднегодовых фактических удельных расходов условного топлива при производстве электрической энергии за 3 предшествующих периода и принятых органом регулирования при утверждении тарифов на электрическую энергию в предшествующем периоде регулирования.

6. Экономия расходов (в том числе связанная со сменой видов и (или) марки основного и (или) резервного топлива на генерирующих объектах) регулируемой организации имеет место, если фактический объем операционных расходов и (или) расходов на приобретение (потребление) энергетических ресурсов и воды такой организации меньше величины, учтенной в необходимой валовой выручке регулируемой организации, с учетом соотношения фактических объемов электрической энергии и мощности и объемов, учтенных при тарифном регулировании, и при условии, что удельный расход условного топлива не превышает норматив удельного расхода условного топлива, учтенного при тарифном регулировании. Величина расходов (в том числе в части затрат на топливо) регулируемой организации, устанавливаемая на оставшийся период действия долгосрочных тарифов, не может быть уменьшена органом регулирования в связи с экономией расходов.

Экономия расходов (в том числе связанная со сменой видов и (или) марки основного и (или) резервного топлива на генерирующих объектах), достигнутая регулируемой организацией в каждом году долгосрочного периода регулирования, учитывается в составе необходимой валовой выручки в течение 5 лет, если иной срок не предусмотрен абзацем четвертым настоящего пункта. В случае если часть указанного срока приходится на следующие долгосрочные периоды регулирования, экономия расходов учитывается в необходимой валовой выручке регулируемой организации, устанавливаемой на следующие долгосрочные периоды регулирования, в составе неподконтрольных расходов в порядке, определенном методическими указаниями.

Экономия расходов на приобретение топлива, образующаяся в результате смены видов и (или) марки основного и (или) резервного топлива на генерирующих объектах, определяется в части сокращения расходов на топливо, рассчитанных исходя из объемов его потребления и соответствующих цен, за исключением случаев, когда источником финансирования мероприятий по смене видов основного и (или) резервного топлива на генерирующих объектах в соответствии с утвержденной в установленном порядке инвестиционной программой являются устанавливаемые в соответствии с настоящим документом тарифы или средства бюджетов бюджетной системы Российской Федерации.

При осуществлении мероприятий по энергосбережению и повышению энергетической эффективности, предусмотренных программой в области энергосбережения и повышения энергетической эффективности, период сохранения производителем электрической энергии (мощности), осуществляющим регулируемую деятельность, дополнительных средств, полученных им вследствие снижения затрат, составляет 2 года после окончания срока окупаемости указанных мероприятий.

7. В случае если регулируемая организация ранее понесла экономически обоснованные расходы, не учтенные органом регулирования при установлении для нее регулируемых цен (тарифов), в том числе расходы, связанные с не запланированным органом регулирования при установлении цен (тарифов) для такой регулируемой организации ростом цен на продукцию, потребляемую регулируемой организацией в течение расчетного периода регулирования, то такие расходы, включая расходы, связанные с обслуживанием заемных средств, привлекаемых для покрытия недостатка средств, учитываются органом регулирования в составе неподконтрольных расходов в объеме, подтвержденном на основании годовой бухгалтерской и статистической отчетности. При этом расходы, связанные с обслуживанием заемных средств, учитываются в размере фактически понесенных расходов, не превышающем величину, равную ключевой ставке Центрального банка Российской Федерации, увеличенной на 4 процентных пункта.

8. Величина нормативной прибыли регулируемой организации включает в себя:

9. При определении величины нормативной прибыли регулируемой организации расходы на капитальные вложения (инвестиции) на период регулирования рассчитываются с учетом расходов на реализацию мероприятий инвестиционной программы в размере, предусмотренном утвержденной в соответствии с законодательством Российской Федерации об электроэнергетике инвестиционной программой такой организации на соответствующий год ее действия, с учетом источников финансирования, определенных инвестиционной программой.

Величина нормативной прибыли может быть изменена в случае утверждения в соответствии с законодательством Российской Федерации об электроэнергетике новой инвестиционной программы регулируемой организации (принятия в соответствии с законодательством Российской Федерации об электроэнергетике решения о корректировке инвестиционной программы регулируемой организации). Указанные изменения учитываются органом регулирования тарифов при установлении (корректировке) тарифов начиная со следующего периода регулирования (следующего года долгосрочного периода регулирования).

В случае если инвестиционные проекты, предусмотренные инвестиционной программой, не были реализованы и (или) были исключены из инвестиционной программы, утвержденной (скорректированной) в соответствии с законодательством Российской Федерации об электроэнергетике до начала очередного года долгосрочного периода регулирования, без замещения иными инвестиционными проектами, при ежегодной корректировке необходимой валовой выручки исключаются расходы на реализацию этих проектов в части, финансируемой за счет выручки от реализации товаров (услуг) по регулируемым ценам (тарифам), в порядке, предусмотренном методическими указаниями.

В случае если при установлении долгосрочных тарифов продолжительность первого долгосрочного периода регулирования превышает оставшийся срок действия утвержденной в установленном порядке инвестиционной программы, величина нормативной прибыли регулируемой организации на годы, следующие за годом окончания срока действия инвестиционной программы, определяется на уровне величины нормативной прибыли регулируемой организации в последний год действия инвестиционной программы.

В случае если инвестиционная программа регулируемой организации на соответствующий год первого долгосрочного периода регулирования не утверждена в установленном порядке, величина нормативной прибыли регулируемой организации, определенная на соответствующий год, подлежит уменьшению на величину расходов на капитальные вложения (инвестиции), учтенных в составе нормативной прибыли.

10. На основе долгосрочных параметров регулирования и планируемых значений параметров расчета тарифов, определяемых на долгосрочный период регулирования, регулирующий орган рассчитывает необходимую валовую выручку регулируемой организации на каждый год очередного долгосрочного периода регулирования.

Планируемые значения параметров расчета тарифов определяются перед началом каждого года долгосрочного периода регулирования в сроки, соответствующие срокам установления тарифов, на основании методических указаний.

В течение долгосрочного периода регулирования регулирующим органом ежегодно производится корректировка необходимой валовой выручки, устанавливаемой на очередной период регулирования в соответствии с методическими указаниями.

По решению регулирующего органа такая корректировка может осуществляться с учетом отклонения фактических значений параметров расчета тарифов по итогам истекшего периода текущего года долгосрочного периода регулирования, за который определены фактические значения параметров расчета тарифов, от планировавшихся значений параметров расчета тарифов, а также изменения плановых показателей на следующие периоды.

13) документы, подтверждающие осуществление (фактическое или планируемое) регулируемой деятельности, - документы, подтверждающие право собственности или иные законные основания владения в отношении объектов, используемых для осуществления деятельности, и договоры на осуществление регулируемой деятельности (при реорганизации юридического лица - передаточные акты);

16) утвержденные руководителем или иным уполномоченным лицом заявителя и заверенные печатью заявителя (при наличии печати) схемы соединений электрической сети заявителя с обозначением трансформаторных и иных подстанций, а также линий электропередачи, указанных в пунктах 1 и 2 критериев отнесения владельцев объектов электросетевого хозяйства к территориальным сетевым организациям, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 28 февраля 2015 г. N 184 "Об отнесении владельцев объектов электросетевого хозяйства к территориальным сетевым организациям" (далее - критерии отнесения владельцев объектов электросетевого хозяйства к территориальным сетевым организациям);

17) заявления и обосновывающие материалы, указанные в пункте 6.1 Правил недискриминационного доступа к услугам по передаче электрической энергии и оказания этих услуг, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 27 декабря 2004 г. N 861, в случае их поступления в территориальную сетевую организацию от собственников или иных законных владельцев объектов электросетевого хозяйства, которые имеют намерение получить компенсацию расходов на приобретение электрической энергии (мощности) в целях компенсации потерь электрической энергии в объеме технологических потерь электрической энергии, возникших в объектах электросетевого хозяйства, с использованием которых осуществляется переток электрической энергии.

а) в абзаце первом слова "установленный Правилами оптового рынка электрической энергии (мощности) переходного периода, утвержденными постановлением Правительства Российской Федерации от 24 октября 2003 г. N 643" заменить словами "установленный Правилами оптового рынка электрической энергии и мощности, утвержденными постановлением Правительства Российской Федерации от 27 декабря 2010 г. N 1172";

б) в абзаце втором слова "установленные Правилами оптового рынка электрической энергии (мощности) переходного периода" заменить словами "установленные Правилами оптового рынка электрической энергии и мощности";

в) в предложении втором абзаца третьего слова "определенном Правилами оптового рынка электрической энергии (мощности) переходного периода" заменить словами "определенном Правилами оптового рынка электрической энергии и мощности".

а) пункт 2 изложить в следующей редакции:

б) в Правилах утверждения инвестиционных программ субъектов электроэнергетики, в уставных капиталах которых участвует государство, и сетевых организаций, утвержденных указанным постановлением:

пункт 13 дополнить подпунктом "в" следующего содержания:

дополнить пунктом 13.1 следующего содержания:

пункт 20 дополнить подпунктом "в" следующего содержания:

дополнить пунктом 20.1 следующего содержания:

в) утратил силу с 1 января 2016 г.

а) предложения первое, второе и третье абзаца десятого пункта 111 после слов "федеральный орган исполнительной власти в области регулирования тарифов" дополнить словами "начиная с 2013 года";

б) в абзаце четвертом пункта 116 слова "с 2012 года" заменить словами "с 1 июля 2012 г.";

в) в предложении первом абзаца четвертого пункта 125 слова "группе точек поставки" заменить словами "группам точек поставки";

г) в приложении N 1 к указанным Правилам:

в разделе I:

в абзаце втором слова ", Ставропольский край" исключить;

абзац третий после слов "Томской области" дополнить словами "(в границах которой происходит формирование равновесной цены оптового рынка)";

абзац пятый после слов "Ямало-Ненецкого автономного округа," дополнить словами "Ставропольского края,";

в разделе II:

в абзаце первом слова "Республика Бурятия," исключить;

в абзаце втором слова ", Забайкальский край" исключить;

абзац третий после слов "Томская область" дополнить словами "(в границах которой происходит формирование равновесной цены оптового рынка)";

абзац четвертый после слов "Иркутской области," дополнить словами "Республики Бурятия, Забайкальского края,".