Присоединяйтесь!
Зарегистрированных пользователей портала: 505 296. Присоединяйтесь к нам, зарегистрироваться очень просто →
Законодательство
Законодательство

ПОСТАНОВЛЕНИЕ ФЭК РФ от 31.07.2002 N 49-э/8 "ОБ УТВЕРЖДЕНИИ МЕТОДИЧЕСКИХ УКАЗАНИЙ ПО РАСЧЕТУ РЕГУЛИРУЕМЫХ ТАРИФОВ И ЦЕН НА ЭЛЕКТРИЧЕСКУЮ (ТЕПЛОВУЮ) ЭНЕРГИЮ НА РОЗНИЧНОМ (ПОТРЕБИТЕЛЬСКОМ) РЫНКЕ"

Дата документа31.07.2002
Статус документаОтменен/утратил силу
МеткиПостановление · Методические указания · Перечень
x
Документ отменен / утратил силу
Документ отменен или утратил силу. Подробная информация приводится в примечаниях к документу.

    
    Зарегистрировано в Минюсте РФ 30 августа 2002 г. N 3760
    


 

ФЕДЕРАЛЬНАЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ КОМИССИЯ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

 

ПОСТАНОВЛЕНИЕ
от 31 июля 2002 г. N 49-э/8

 

ОБ УТВЕРЖДЕНИИ МЕТОДИЧЕСКИХ УКАЗАНИЙ ПО РАСЧЕТУ РЕГУЛИРУЕМЫХ ТАРИФОВ И ЦЕН НА ЭЛЕКТРИЧЕСКУЮ (ТЕПЛОВУЮ) ЭНЕРГИЮ НА РОЗНИЧНОМ (ПОТРЕБИТЕЛЬСКОМ) РЫНКЕ

 
    Федеральная энергетическая комиссия Российской Федерации постановляет:
    1. Утвердить прилагаемые методические указания по расчету регулируемых тарифов и цен на электрическую (тепловую) энергию на розничном (потребительском) рынке.
    2. Признать утратившими силу методические указания о порядке расчета тарифов на электрическую и тепловую энергию на потребительском рынке, утвержденные Приказом ФЭК России от 16 апреля 1997 г. (протокол N 73, не нуждаются в государственной регистрации - письмо Минюста России от 21 мая 1997 г. N 07-02-625-97), Постановление ФЭК России "Об утверждении методики расчета минимальных уровней тарифов на электрическую энергию, потребляемую населением субъектов Российской Федерации" от 21 июля 2000 г. N 36/4 (опубликовано "Информационный бюллетень ФЭК России" 11 сентября 2000 г. N 17, не нуждается в государственной регистрации - письмо Минюста России от 25 августа 2000 г. N 7239-ЮД), Постановление ФЭК России "Об утверждении методики расчета прогнозных уровней тарифов на электрическую и тепловую энергию, потребляемую организациями, финансируемыми за счет средств федерального бюджета" от 4 августа 2000 г. N 41/1 (опубликовано "Информационный бюллетень ФЭК России" 25 октября 2000 г. N 20, не нуждается в государственной регистрации - письмо Минюста России от 3 октября 2000 г. N 8349-ЮД), Постановление ФЭК России "О внесении изменений в Методические указания о порядке расчета тарифов на электрическую и тепловую энергию на потребительском рынке" от 8 августа 2001 г. N 50/4 (опубликовано "Информационный бюллетень ФЭК России" 29 августа 2001 г. N 16, не нуждается в государственной регистрации - письмо Минюста России от 30 августа 2001 г. N 07/8717-ЮД), Постановление ФЭК России "О внесении изменений в Методику расчета прогнозных уровней тарифов на электрическую и тепловую энергию, потребляемую организациями, финансируемыми за счет средств федерального бюджета" от 15 августа 2001 г. N 52/5 (опубликовано "Информационный бюллетень ФЭК России" 29 августа 2001 г. N 16(40), не нуждается в государственной регистрации - письмо Минюста России от 30 августа 2001 г. N 07/8721-ЮД), Постановление ФЭК России "Об утверждении методики расчета размера платы за услуги по передаче электрической энергии" от 12 мая 2000 г. N 25/3 (опубликовано "Информационный бюллетень ФЭК России" 25 августа 2000 г. N 16, не нуждается в государственной регистрации - письмо Минюста России от 10 августа 2000 г. N 6781-ЭР).
    3. Утвержденные в соответствии с пунктом 1 настоящего Постановления Методические указания вступают в силу в установленном порядке.
 

Председатель Федеральной
энергетической комиссии
Российской Федерации
Г.КУТОВОЙ

 
 
 

УТВЕРЖДЕНЫ
Постановлением Федеральной
энергетической комиссии
Российской Федерации
от 31 июля 2002 г. N 49-э/8

 

МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ
ПО РАСЧЕТУ РЕГУЛИРУЕМЫХ ТАРИФОВ И ЦЕН НА ЭЛЕКТРИЧЕСКУЮ (ТЕПЛОВУЮ) ЭНЕРГИЮ НА РОЗНИЧНОМ (ПОТРЕБИТЕЛЬСКОМ) РЫНКЕ

 

I. Общие положения

 
    1. Настоящие "Методические указания по расчету регулируемых тарифов и цен на электрическую (тепловую) энергию (мощность) на розничном (потребительском) рынке" (далее - Методические указания) разработаны в соответствии с "Основами ценообразования в отношении электрической и тепловой энергии в Российской Федерации" (далее - "Основы ценообразования") и "Правилами государственного регулирования и применения тарифов (цен) на электрическую и тепловую энергию в Российской Федерации" (далее - "Правила регулирования"), утвержденными Постановлением Правительства Российской Федерации "О ценообразовании в отношении электрической и тепловой энергии" от 2 апреля 2002 г. N 226 (Собрание законодательства Российской Федерации от 15 апреля 2002 г., N 15, ст. 1431).
    2. Методические указания предназначены для использования Федеральной энергетической комиссией Российской Федерации, региональными энергетическими комиссиями субъектов Российской Федерации, органами местного самоуправления, регулируемыми организациями и определяют методологию расчета регулируемых тарифов и цен на розничных (потребительских) рынках электрической энергии (мощности) и тепловой энергии (мощности).
    3. Понятия, используемые в настоящих Методических указаниях, соответствуют определениям, данным в Федеральном законе "О государственном регулировании тарифов на электрическую и тепловую энергию в Российской Федерации" от 14 апреля 1995 г. N 41-ФЗ (Собрание законодательства Российской Федерации от 17 апреля 1995 г., N 16, ст. 1316) и в Постановлении Правительства Российской Федерации "О ценообразовании в отношении электрической и тепловой энергии" от 2 апреля 2002 г. N 226, и означают следующее:
 

энергоснабжающая организация - коммерческая организация независимо от организационно - правовой формы, осуществляющая продажу потребителям произведенной или купленной электрической и (или) тепловой энергии;
потребитель электрической (тепловой) энергии (мощности) - физическое или юридическое лицо, осуществляющее пользование электрической энергией (мощностью) и (или) тепловой энергией (мощностью);
регулирующие органы (Комиссия, региональные комиссии) - Федеральная энергетическая комиссия Российской Федерации и региональные энергетические комиссии, осуществляющие государственное регулирование тарифов (цен) на электрическую и тепловую энергию в соответствии с установленными законодательством Российской Федерации полномочиями;
оптовый рынок электрической энергии (мощности) - Федеральный (общероссийский) оптовый рынок электрической энергии (мощности) - сфера купли - продажи электрической энергии (мощности), осуществляемой его субъектами в пределах Единой энергетической системы России;
регулируемая деятельность - деятельность, в рамках которой расчеты за поставляемую продукцию (услуги) осуществляются по тарифам (ценам), регулируемым государством. Настоящее понятие применяется исключительно для целей идентификации расходов, относящихся к регулируемой деятельности, и не означает применения в отношении этой деятельности какого-либо иного регулирования, кроме установления тарифов (цен);
расчетный период регулирования (период регулирования) - период, на который устанавливаются тарифы (цены), равный календарному году;
тарифы - система ценовых ставок, по которым осуществляются расчеты за электрическую энергию (мощность) и тепловую энергию (мощность);
срок действия тарифов (цен) - период времени между изменениями тарифов (цен) регулирующими органами;
необходимая валовая выручка - экономически обоснованный объем финансовых средств, который необходим организации для осуществления регулируемой хозяйственной деятельности в течение расчетного периода регулирования.

 
    4. В настоящих Методических указаниях акционерные общества энергетики и электрификации, другие регулируемые организации, осуществляющие несколько видов регулируемой деятельности, рассматриваются как:
    - энергоснабжающая организация (далее - ЭСО) - в части осуществления продажи потребителям произведенной и (или) купленной энергии;
    - производитель энергии - в части собственного производства энергии;
    - региональная сетевая организация - в части передачи электрической (тепловой) энергии;
    - покупатели энергии - в части покупки энергии;
    - потребители энергии - в части пользования энергией.
 

II. Виды регулируемых цен и тарифов, применяемых на потребительских рынках электрической энергии (мощности) и тепловой энергии (мощности)

 
    5. На потребительских рынках электрической энергии (мощности) осуществляется регулирование следующих тарифов (цен) (в дальнейшем слово "регулируемые" опускается, за исключением случаев, где это требуется для однозначности понимания):
    5.1. Цена продажи производителями электрической энергии, не поставляемой на оптовый рынок.
    Цена продажи электрической энергии (мощности), не поставляемой на оптовый рынок, рассчитывается без учета стоимости услуг, оказание которых является неотъемлемой частью процесса поставки электрической энергии (цена на "шинах" производителя электроэнергии). В настоящих Методических указаниях для целей расчета (формирования) тарифов на электрическую энергию покупка электрической энергии (мощности) с оптового рынка рассматривается как покупка от производителей электрической энергии (далее - ПЭ).
    5.2. Тариф (цена) на тепловую энергию.
    Тариф (цена) продажи тепловой энергии (мощности) рассчитывается без учета стоимости услуг, оказание которых является неотъемлемой частью процесса поставки тепловой энергии (цена на "коллекторах" производителя тепловой энергии).
    5.3. Тариф (цена) на тепловую энергию, вырабатываемую организациями, поставляющими электрическую энергию на оптовый рынок.
    5.4. Плата за услуги по передаче электрической и тепловой энергии (мощности) по региональным электрическим (тепловым) сетям.
    При определении размера платы за услуги по передаче электрической (тепловой) энергии (мощности) отдельной составляющей выделяются услуги по передаче энергии по электрическим (тепловым) сетям и по их сбыту (реализации) за счет распределения расходов между указанными видами деятельности. Для потребителей (покупателей), получающих энергию по прямым договорам через региональные электрические сети, расчет платы за услуги по передаче энергии производится без сбытовой надбавки.
    5.5. Тарифы (цены) на электроэнергию энергию, поставляемую потребителям.
    Тарифы (цены) на электроэнергию энергию, поставляемую потребителям (за исключением тарифов продажи по прямым договорам) устанавливаются в разрезе групп потребителей одновременно в трех вариантах:
    - в виде одной ставки тарифа, включающей в себя полную стоимость покупки 1 киловатт - часа (далее - кВт.ч) электрической энергии (далее - одноставочный тариф на электрическую энергию);
    - в виде двух ставок, включающих в себя ставку платы за покупку 1 киловатт - часа электрической энергии и ставку за 1 киловатт электрической мощности (далее - двухставочный тариф);
    - зонные тарифы (цены), устанавливающие дифференциацию стоимости покупки 1 кВт.ч по недельным или суточным зонам графика электрической нагрузки.
    Экономически обоснованным уровнем тарифа (цены) признается тариф (цена), обеспечивающий компенсацию экономически обоснованных расходов и получение прибыли, определяемыми в соответствии с Основами ценообразования.
    5.6. Предельный тариф (цена) на электрическую и тепловую энергию.
    Предельные тарифы (цены) формируется посредством установления минимальной или максимальной ставки тарифа.
    В соответствии с пунктом 6 Основ ценообразования в случае установления регулирующими органами предельных тарифов (цен) при заключении прямых договоров купли - продажи (поставки) электрической и тепловой энергии (мощности) в расчетах за реализуемую электрическую и тепловую энергию (мощность) и оказываемые услуги могут применяться договорные тарифы (цены) в рамках установленных предельных тарифов (цен).
    5.7. Тариф (цена) на электрическую энергию и услуги по ее передаче со сроком действия два и более лет (далее - долгосрочный тариф).
    В соответствии с пунктом 3 Правил регулирования при заключении прямых договоров купли - продажи (поставки) электрической и тепловой энергии регулирующие органы могут в соответствии со своей компетенцией и с согласия организации, осуществляющей регулируемую деятельность, и потребителей (покупателей) электрической энергии устанавливать тариф (цену) на электрическую энергию и услуги по ее передаче со сроком действия два и более лет.
    6. В соответствии с пунктом 5 Основ ценообразования регулирование тарифов (цен), перечисленных в пунктах 5.1, 5.3, 5.4 настоящих Методических указаний, осуществляется Комиссией, тарифов (цен), перечисленных в пунктах 5.2, 5.5, осуществляется региональными комиссиями, регулирование тарифов (цен), перечисленных в пунктах 5.6, 5.7, осуществляется Комиссией и региональными комиссиями в соответствии с их полномочиями, если иное не установлено законодательством Российской Федерации.
 

III. Формирование тарифов на электрическую и тепловую энергию на потребительском рынке

 
    7. В соответствии с пунктом 23 Основ ценообразования тарифы (цены) на электрическую и тепловую энергию, поставляемую потребителям, представляют собой сумму следующих составляющих:
    - средняя стоимость единицы электрической (тепловой) энергии, включая цену ее покупки на оптовом рынке, у иных производителей электрической энергии или энергосбытовых организаций, а также стоимость электрической энергии собственного производства;
    - суммарная стоимость услуг по передаче энергии, услуг по оперативно - диспетчерскому управлению и иных услуг, оказание которых является неотъемлемой частью процесса поставки энергии потребителям, включая регулируемые сбытовые надбавки и плату за балансировку.
    7.1. Стоимость единицы электрической (тепловой) энергии (мощности) представляет собой (если иное не определено настоящими Методическими указаниями применительно к отдельным случаям) средневзвешенную стоимость единицы электрической (тепловой) энергии (мощности), получаемой от указанных выше источников (цену покупки электроэнергии (тепловой) энергии (мощности) у производителей на оптовом и потребительском рынках и стоимость электрической (тепловой) энергии (мощности) собственного производства).
    Цена покупки электроэнергии с оптового рынка Цопт рассчитывается как средневзвешенное значение цены покупки с регулируемого сектора оптового рынка и цены покупки с конкурентного (свободного) сектора оптового рынка по формуле:
 
    Цопт = Црег х Дрег + Цкон х Дкон, (1)
 
    где:
    Црег и Цкон - соответственно цены на регулируемом и конкурентном секторах оптового рынка;
    Дрег и Дкон - соответственно доли покупки электроэнергии с регулируемого и конкурентного секторов оптового рынка.
    Тариф (цена) покупки электрической (тепловой) энергии (мощности) определяется в соответствии с разделом XI настоящих Методических указаний.
    7.2. Стоимость услуг, являющихся неотъемлемой частью процесса поставки энергии, включает в себя:
    - плату за услуги по передаче энергии по региональным электрическим сетям, дифференцированную по уровням напряжения: высокое (ВН), среднее (СН) и низкое (НН);
    - плату за услуги по передаче тепловой энергии по тепловым сетям;
    - плату за иные услуги, являющиеся неотъемлемой частью процесса передачи и распределения энергии, которые определены Федеральным законом "О государственном регулировании тарифов на электрическую и тепловую энергию в Российской Федерации" и пунктами 4 и 23 Основ ценообразования.
    Регулирование тарифов на услуги по оперативно - диспетчерскому управлению, тарифов на услуги по передаче электрической энергии по линиям электропередачи, входящим в состав единой национальной электрической сети, и тарифов на иные услуги по организации функционирования и развитию Единой энергетической системы России вводится после создания организаций, оказывающих такие услуги, и утверждения перечня указанных услуг и порядка их оплаты при одновременном исключении расходов на данные цели (в том числе расходов на инвестиции) из состава абонентной платы за услуги по организации функционирования и развитию Единой энергетической системы России (в случае финансирования этих расходов за счет указанной абонентной платы).
    7.3. При установлении регулирующими органами тарифов (цен) для организаций, осуществляющих регулируемую деятельность, не допускается двойной учет одних и тех же расходов в тарифах (ценах) на электрическую и тепловую энергию, на услуги по передаче электрической и тепловой энергии, услуги по оперативно - диспетчерскому управлению и иные услуги, оказание которых является неотъемлемой частью процесса поставки электрической энергии потребителям. Во избежание двойного учета затрат на сбыт (реализацию) электрической энергии и плату за услуги по организации функционирования и развитию Единой энергетической системы России (абонентная плата) указанные расходы исключаются из платы за услуги по передаче электрической энергии по региональным сетям:
    - сбытовая надбавка - для потребителей, получающих электрическую энергии по прямым договорам;
    - абонентная плата - для потребителей - субъектов оптового рынка электрической энергии (мощности).
    7.4. При формировании тарифов (цен) в соответствии с пунктом 7 настоящих Методических указаний отдельно отражаются стоимость электрической (тепловой) энергии и стоимость каждого вида услуг.
 

IV. Основные методические положения по формированию регулируемых тарифов (цен)

 
    8. Расчет и формирование тарифов (цен) осуществляются исходя из принципа обязательного раздельного учета регулируемыми организациями объемов продукции, доходов и расходов по производству, передаче и сбыту энергии в соответствии с Постановлением Правительства Российской Федерации от 6 июля 1998 г. N 700 "О введении раздельного учета затрат по регулируемым видам деятельности в энергетике" (Собрание законодательства Российской Федерации от 13 июля 1998 г., N 28, ст. 3357).
    9. Основным методом расчета регулируемых тарифов (цен) является метод экономически обоснованных расходов. При применении метода экономически обоснованных расходов следует руководствоваться изложенными ниже положениями.
    9.1. Основными исходными параметрами расчета экономически обоснованного уровня расходов на производство (отпуска) единицы энергии (мощности) или услуг, оказываемых на рынке электрической и тепловой энергии в Российской Федерации, являются:
    - необходимая валовая выручка (далее - "НВВ") на период регулирования для покрытия обоснованных расходов на осуществление регулируемого вида деятельности, обеспечения соответствующих организаций необходимой прибылью и средствами для уплаты всех налогов и иных обязательных платежей в соответствии с действующим законодательством;
    - объемы производства энергии и (или) оказания услуг.
    Основой расчетов тарифов (цен) на электрическую и тепловую энергию (мощность) являются балансы электрической и тепловой энергии (мощности), утвержденные в установленном порядке.
 

Т(Ц) = НВВ , (2)
ОП

 
    где:
    Т(Ц) - тариф (цена) энергии (услуг) на розничном рынке;
    ОП - объем производства (отпуска) энергии или оказания услуг (ОУ) в соответствующих единицах измерения;
    НВВ - необходимая валовая выручка для покрытия обоснованных расходов на производство регулируемого вида деятельности (производство электрической (тепловой) энергии, передача электрической (тепловой) энергии).
    9.2. Определение состава расходов и оценка экономической обоснованности производятся в соответствии с Федеральным законом "О государственном регулировании тарифов на электрическую и тепловую энергию в Российской Федерации", главой 25 Налогового кодекса Российской Федерации и настоящими методическими указаниями.
    9.3. В случае, если энергоснабжающая организация осуществляет регулируемую деятельность в нескольких субъектах Российской Федерации, объемы НВВ по регулируемым видам деятельности рассчитываются отдельно по каждому из субъектов Российской Федерации соответствующими региональными комиссиями.
    9.4. В случае, если организация кроме регулируемой деятельности осуществляет иные виды деятельности, расходы на их осуществление не учитываются при расчете тарифов (цен).
    9.5. Избыточные и непроизводительные расходы организаций, осуществляющих регулируемую деятельность, исключаются из регулируемых тарифов (цен). Основания для исключения указанных расходов из регулируемых тарифов приведены в пункте 29 Основ ценообразования.
    9.6. В случае, если организации, осуществляющие регулируемую деятельность, в течение расчетного периода регулирования понесли экономически обоснованные расходы, не учтенные при установлении тарифов (цен) на расчетный период регулирования, в том числе расходы, связанные с объективным и незапланированным ростом цен на продукцию, потребляемую в течение расчетного периода регулирования, эти расходы учитываются регулирующими органами при установлении тарифов (цен) на последующий расчетный период регулирования (включая расходы, связанные с обслуживанием заемных средств, привлекаемых для покрытия недостатка средств).
    9.7. В последующие расчетные периоды регулирования учитываются приводимые ниже расходы на покрытие убытков от списания дебиторской и кредиторской задолженностей.
    9.7.1. Расходы, направляемые на покрытие убытков от списания просроченной дебиторской задолженности, возникшей до 1 января 2001 года, учитываются по видам деятельности:
    - производство (продажа) электрической энергии;
    - предоставление услуг по передаче электрической энергии;
    - производство (продажа) тепловой энергии;
    - предоставление услуг по передаче тепловой энергии.
    Расходы, направляемые на покрытие убытков от списания просроченной дебиторской задолженности, учитываются в составе тарифа в соответствии с нормами главы 25 Налогового кодекса Российской Федерации.
    9.7.2. Расходы на выплату части кредиторской задолженности, не покрываемой встречными обязательствами дебиторов, если они не были учтены в предыдущих периодах регулирования.
    Недостаток средств по погашению задолженности рассматривается только перед кредиторами регулируемого вида деятельности. При этом встречные обязательства дебиторов относятся к соответствующему регулируемому виду деятельности. Распределение по видам деятельности данной статьи расходов осуществляется аналогично распределению убытков от списания дебиторской задолженности.
    9.8. Исключаются из состава НВВ:
    - избыточные и необоснованные расходы субъектов регулирования согласно пункту 31 Основ ценообразования в отношении электрической и тепловой энергии в Российской Федерации;
    - средства, полученные от дебиторов, но ранее учтенные регулирующим органом как убытки от списания дебиторской задолженности;
    - средства, привлеченные за счет поступлений от регулируемой деятельности и направленные на оплату процентов по кредитам банков, полученным для финансирования необоснованных расходов.
    Выявленные по данным отчетности не использованные в течение базового периода регулирования средства по отдельным статьям расходов учитываются регулирующими органами при установлении тарифов (цен) на следующий период регулирования в качестве источника покрытия расходов следующего периода регулирования.
    9.9. НВВ на период регулирования, для покрытия обоснованных расходов на производство регулируемого вида деятельности, с учетом корректировки по избытку (исключению необоснованных расходов) средств и возмещению недостатка средств, рассчитывается по формуле:
 
    НВВ = НВВр +/- дельта НВВ, (3)
 
    где:
    НВВр - необходимый доход регулируемой организации в расчетном периоде, обеспечивающий компенсацию экономически обоснованных расходов на производство продукции (услуг) и получение прибыли, определяемой в соответствии с настоящими Методическими указаниями;
    дельта НВВ - экономически обоснованные расходы регулируемой организации, подлежащие возмещению (со знаком "+") и исключению из НВВр (со знаком "-") в соответствии с пунктами 9.6, 9.7, 9.8 настоящих Методических указаний.
 

V. Расчет расходов, относимых на регулируемые виды деятельности

 
    10. Определение состава расходов и оценка их экономической обоснованности производятся в соответствии с Федеральным законом "О государственном регулировании тарифов на электрическую и тепловую энергию в Российской Федерации", главой 25 Налогового кодекса Российской Федерации, Основами ценообразования.
    11. Сумма планируемых расходов по каждому виду регулируемой деятельности рассчитывается как прямые расходы, которые относятся непосредственно на соответствующий регулируемый вид деятельности и косвенные расходы организации, представляющие собой часть общехозяйственных расходов.
    Распределение косвенных расходов между различными видами деятельности, осуществляемыми организацией, производится в соответствии с одним из нижеследующих методов:
    - распределение косвенных расходов - пропорционально условно - постоянным расходам;
    - распределение косвенных расходов - пропорционально прямым расходам по регулируемым видам деятельности.
    12. Расчет расходов, связанных с производством и передачей электрической (тепловой) энергии (мощности), производится по следующим составляющим расходов:
    - сырье, основные и вспомогательные материалы, используемые при производстве (изготовлении) товаров (выполнении работ, оказании услуг) для обеспечения технологического процесса - исходя из действующих норм и прогнозируемых на период регулирования цен на сырье и материалы;
    - работы и услуги производственного характера - исходя из необходимости проведения регламентных (ремонтных и других) работ и цен и тарифов на указанные работы и услуги, прогнозируемых на период регулирования;
    - топливо на технологические цели при производстве электрической и тепловой энергии для тепловых электростанций - на основании норм удельных расходов топлива при производстве электрической и тепловой энергии (рассчитываются на базе утвержденных в установленном порядке нормативных характеристик энергетического (генерирующего) оборудования и планируемого режима работы оборудования на период регулирования), прогнозируемых цен на топливо и тарифов на его перевозку в соответствии с пунктом 12 Основ ценообразования;
    - нормативы создания запасов топлива (за исключением ядерного), рассчитываемые в соответствии с методикой, утвержденной Министерством энергетики Российской Федерации по согласованию с Комиссией. После включения в тарифы на энергию расходов на создание запасов топлива регулирующий орган в дальнейшем учитывает дополнительные расходы (доходы) субъекта регулирования (ЭСО или производителя энергии), связанные с изменением цен на топливо, для восполнения нормативного запаса топлива;
    - топливо всех видов на иные технологические цели (отопление зданий, обслуживание производства транспортом предприятия и т.п.) - исходя из действующих норм и цен, прогнозируемых на период регулирования;
    - покупная энергия всех видов, в том числе электрическая энергия (мощность), приобретенная на оптовом рынке, электрическая (тепловая) энергия (мощность), приобретенная у производителя, включая электрическую и тепловую энергию, приобретенную на хозяйственные (производственные) нужды (исходя из нормативных (расчетных) объемов потребления и тарифов, прогнозируемых на период регулирования);
    - расходы на оплату труда персонала, занятого в регулируемой (основной) деятельности, - в соответствии с пунктом 13 Основ ценообразования;
    - отчисления на социальные нужды (единый социальный налог и отчисления на страхование от несчастного случая на производстве, предусмотренные действующим законодательством) - в размерах, установленных действующим законодательством Российской Федерации;
    - амортизация основных фондов - по нормам амортизационных отчислений, утвержденным в установленном порядке;
    - прочие расходы, в том числе:
    - страховые платежи;
    плата за предельно допустимые выбросы (сбросы) загрязняющих веществ в окружающую природную среду - в соответствии с действующими экологическими нормативами;
    плата за пользование водными объектами предприятиями гидроэнергетики, определяемая в установленном порядке;
    затраты на подготовку и переподготовку кадров - в соответствии с действующим законодательством Российской Федерации;
    амортизация по нематериальным активам - в соответствии с действующим законодательством Российской Федерации;
    плата за услуги по организации функционирования и развитию Единой энергетической системы России и прочие услуги на оптовом рынке электрической энергии (мощности) - в соответствии с утвержденными Комиссией размерами платы по каждому виду услуг;
    отчисления в ремонтный фонд (в случае его формирования) - на основе программ проведения ремонтных работ, норм расходования материальных и трудовых ресурсов и прогнозируемых на период регулирования цен в соответствии с пунктом 14 Основ ценообразования;
    непроизводственные расходы - в соответствии с действующим законодательством Российской Федерации;
    другие расходы, включая расходы на НИОКР.
    Расходы на топливо, используемое на технологические цели при производстве электрической и тепловой энергии, относятся к условно - переменным расходам регулируемой организации, все остальные расходы - к условно - постоянным.
    13. При расчете тарифов (цен) учитывается величина прибыли (расходы, не перечисленные в пункте 12 настоящих Методических указаний), необходимая для обеспечения организаций, осуществляющих регулируемую деятельность, средствами на обслуживание привлеченного и заемного капитала, собственными средствами на развитие, для выплаты дивидендов и финансирования за счет прибыли других обоснованных расходов по следующим составляющим:
    - развитие производства, в том числе на капитальные вложения - исходя из программы производственного развития, утвержденной в установленном порядке (программы развития, как правило, содержат: перечень объектов, объем инвестиций, сроки их освоения, источник инвестиций (амортизация, прибыль, заемные средства и т.д.), расчет эффективности по критерию дисконтированного интегрального эффекта и срок возврата инвестиций);
    - расходы на социальное развитие - исходя из программы социального развития;
    - дивиденды по акциям - с учетом развития производства, состояния фондового рынка и уровня дивидендов на предприятиях, занимающихся аналогичным видом деятельности и находящихся в схожих экономических условиях (аналоги определяет региональная комиссия);
    - налоги, уплачиваемые за счет прибыли, - в соответствии с налоговым законодательством Российской Федерации;
    - прибыль на прочие цели (с расшифровкой), включая:
    платежи за превышение предельно допустимых выбросов (сбросов) загрязняющих веществ;
    отчисления из прибыли на другие цели - в соответствии с действующим законодательством Российской Федерации.
    14. Распределение статей прибыли, которые невозможно отнести к одному виду деятельности, между различными видами деятельности производится аналогично распределению косвенных расходов (пункт 11 настоящих Методических указаний).
 

VI. Ценообразование для отдельных групп потребителей электрической и тепловой энергии (мощности)

 
    15. Особенности расчета тарифов (цен) для отдельных групп потребителей электрической и тепловой энергии (далее - тарифные группы) определяются в соответствии с:
    - статьей 5 Федерального закона "О государственном регулировании тарифов на электрическую и тепловую энергию в Российской Федерации";
    - пунктом 25 Основ ценообразования;
    - пунктом 3 Правил регулирования;
    - пунктом 4 Постановления Правительства Российской Федерации от 30 мая 2000 г. N 418 "Об уровнях тарифов на электрическую энергию, потребляемую населением".
    16. Тарифные группы потребителей электрической энергии (мощности):
    Критерии формирования групп потребителей (покупателей), определяющие особенности расчета тарифов (цен) для указанных групп, утверждает Комиссия.
 

1 группа. Базовые потребители

 
    Базовые потребители - потребители со средним за период регулирования значением заявленной (или расчетной) мощности, равной или более 250 МВт, и числом часов использования заявленной мощности более 7000. Среднее за период регулирования значение заявленной (или расчетной) мощности Nзаявл рассчитывается на основании помесячных максимальных заявленных мощностей потребителя по формуле:
 

Nзаявл = SUM Nзаявл m , (4)
M

 
    где:
    М - количество месяцев в периоде регулирования;
    Nзаявл m - заявленная (расчетная) мощность в месяце m, считая от первого месяца в периоде регулирования.
    В зависимости от региональных особенностей структуры электропотребления потребителей Комиссия может по представлению региональной комиссии:
    - повысить значение заявленной мощности потребителей в целях отнесения их к группе 1;
    - понизить значение заявленной мощности потребителей в целях отнесения их к группе 1 - в случае отсутствия на территории субъекта Российской Федерации потребителей с заявленной мощностью, равной или более 250 МВт.
 

2 группа. Бюджетные потребители

 
    Бюджетные потребители - организации, финансируемые за счет средств соответствующих бюджетов.
 

3 группа. Население

 
    Аналогично указанной группе рекомендуется производить расчет тарифов для населенных пунктов, рассчитывающихся по общему счетчику на вводе; жилищных организаций, потребляющих электроэнергию на технические цели жилых домов; садоводческих товариществ, дачно - строительных кооперативов, рассчитывающихся по общему счетчику на вводе, а также содержащихся за счет прихожан религиозных организаций.
 

4 группа. Прочие потребители

 
    Тарифы на передачу электрической энергии дифференцируются по трем уровням напряжения:
    - высокое (110 кВ и выше);
    - среднее (35 - 1 кВ);
    - низкое (0,4 кВ и ниже).
    17. Тарифные группы потребителей тепловой энергии (мощности):
 

1 группа. Бюджетные потребители

 
    Бюджетные потребители - организации, финансируемые за счет средств соответствующих бюджетов.
 

2 группа. Прочие потребители

 
    18. При расчетах тарифов на электрическую (тепловую) энергию (мощность), отпускаемую энергоснабжающими организациями другим энергоснабжающим организациям, последние рассматриваются в качестве потребителей с установлением для них тарифов на электрическую (тепловую) энергию (мощность) с учетом положений, изложенных в настоящих Методических указаниях.
    При наличии экономического обоснования с учетом региональных особенностей структуры электропотребления тарифы на электрическую энергию для потребителей 2 и 3 групп (бюджетные потребители и население) могут рассчитываться на одном уровне для каждой из указанных групп.
    19. Тарифы на тепловую энергию устанавливаются раздельно по следующим видам теплоносителей:
    - горячая вода;
    - отборный пар давлением:
    от 1,2 до 2,5 кг/см2
    от 2,5 до 7,0 кг/см2
    от 7,0 до 13,0 кг/см2
    свыше 13,0 кг/см2;
    - острый и редуцированный пар.
 

VII. Порядок определения среднего тарифа на электрическую (тепловую) энергию на розничном (потребительском) рынке

 

20. Средний тариф на электрическую энергию на потребительском
 э  
рынке Т рассчитывается по формуле:
 ср  

    

э  
Т  = Тэ/ср + Тусл (руб./тыс. кВт.ч), (5)
 ср  

 
    где:
    Тэ/ср - средневзвешенный тариф (цена) покупки электрической энергии с оптового рынка и у других поставщиков и производства на генерирующих источниках энергоснабжающей организации;
    Тусл - суммарная плата за услуги, связанные с передачей электроэнергии по региональной электрической сети, платы за иные услуги, являющиеся неотъемлемой частью процесса передачи и распределения энергии, определенные Федеральным законом "О государственном регулировании тарифов на электрическую и тепловую энергию в Российской Федерации" и пунктами 4 и 23 Основ ценообразования.
    21. Суммарная плата за услуги по передаче электрической энергии (Тусл) дифференцируется по диапазонам напряжения (ВН, СН, НН).
    22. Средневзвешенный тариф на электрическую энергию рассчитывается по формуле:
 

SUM Тпs х Эпs + Т х Эотп  
Тэ/ср = s  (руб./тыс. кВтч), (6)
SUM Эпs + Эотп
 s   

 
    где:
    s - поставщик электрической энергии (мощности), в том числе с оптового рынка;
    Tпs, Эпs - тариф на электрическую энергию (мощность) и объем, покупаемый с оптового рынка и от других s-ных поставщиков;
    Т, Эотп - средний тариф на электрическую энергию и отпуск электрической энергии на собственных генерирующих источниках ЭСО.
    23. Средний тариф на тепловую энергию на потребительском рынке

т  
Т  рассчитывается по формуле:
 ср  

    

  т   
Т = Тт/ср + Тусл (руб./Гкал), (7)
 ср     

 
    где:
    Т т/ср - средневзвешенный тариф (цена) производства тепловой энергии на генерирующих источниках энергоснабжающей организации и покупки тепловой энергии у других поставщиков;
    Тусл - суммарная плата за услуги, связанные с передачей тепловой энергии по тепловым сетям, платы за иные услуги, являющиеся неотъемлемой частью процесса передачи и распределения энергии, которые определены Федеральным законом "О государственном регулировании тарифов на электрическую и тепловую энергию в Российской Федерации" и пунктами 4 и 23 Основ ценообразования.
 

VIII. Расчет экономически обоснованного уровня регулируемой цены продажи на электрическую энергию на шинах и тепловую энергию на коллекторах производителей энергии (энергоснабжающей организации) - субъекта розничного рынка

 
    24. Калькулирование расходов, связанных с производством электрической и тепловой энергии, осуществляется в соответствии с главой 25 Налогового кодекса Российской Федерации и Постановлением Правительства Российской Федерации от 6 июля 1998 г. N 700 "О введении раздельного учета затрат по регулируемым видам деятельности в энергетике".
    25. Распределение расхода топлива тепловых электростанций между электрической и тепловой энергией, осуществляемое в процессе калькулирования расходов электрической и тепловой энергии, производится в соответствии с действующими нормативными актами.
    26. Распределение расходов по видам регулируемой деятельности (электрическая и тепловая энергия) производится в соответствии с п. 11 настоящих Методических указаний.
    27. Распределение балансовой прибыли между электрической и тепловой энергией производится согласно п. 14 настоящих Методических указаний.
    28. Экономически обоснованный средний одноставочный тариф (цена) продажи электрической энергии, поставляемой на региональный рынок от ПЭ, рассчитывается по формуле:
 

э   
Т = НВВэ / Эотп (руб./тыс.кВт.ч), (8)
 гк(ср)   

 
    где:
    НВВэ - необходимая валовая выручка на производство электрической энергии;
    Эотп - отпуск электроэнергии от ПЭ, рассчитываемый:
    - по отпуску с шин электростанций, в случае покупки электроэнергии на производственные и хозяйственные нужды на стороне (в этом случае в НВВэ входят расходы на покупную электроэнергию для производственных и хозяйственных нужд);
    - по отпуску с шин электростанций за вычетом электроэнергии, расходуемой на производственные и хозяйственные нужды, - в случае поставки указанной электроэнергии за счет собственного производства электроэнергии.
    В обоих случаях при расчете Эотп учитываются потери электроэнергии в распределительных устройствах электростанции.
    Потери электрической энергии в пристанционном узле, вызванные развернутым транзитом электрической энергии через распределительное устройство данной электростанции, не включаются в НВВ данной электростанции, а относятся на потери в сетях.
    29. Экономически обоснованный тариф (цена) на тепловую энергию, предлагаемый ПЭ на рынок тепловой энергии, определяется по формуле:
 

т   
Т = НВВт / Qотп (руб./Гкал), (9)
 гк(ср)   

 
    где:
    HBBт - необходимая валовая выручка на производство тепловой энергии (с учетом стоимости покупной тепловой энергии для производственных и хозяйственных нужд НВВ п.н.);
    Qотп - отпуск тепловой энергии в сеть.
    30. Экономически обоснованный двухставочный тариф (цена) продажи электрической энергии ПЭ определяется на основании расчетных двухставочных тарифов продажи электрической энергии от каждого генерирующего источника, входящего в состав ПЭ.
    31. Расчет двухставочного тарифа продажи электроэнергии по каждому генерирующему источнику производится путем разделения НВВэ на производство электрической энергии и на содержание мощности.
    31.1. Расчет двухставочных тарифов продажи электроэнергии по каждой i-й ТЭС производится по формулам:
    - ставка платы за электрическую энергию:
 

   э э   
 э Зтоплi + К х П    
Т= тэсi тэсi(руб./тыс. кВтч.ч), (10)
тэсiЭоптi 

 
    где:
    Зтоплi - затраты на топливо на технологические цели;

э 
К - коэффициент, равный отношению Зтоплi к условно - постоянным расходам (но не более 0,5);
 тэсi 
   
 э 
П  - прибыль, относимая на производство электрической энергии (мощности);
 тэсi  

    
    Эоптi - отпуск электроэнергии с шин i-й ТЭС;
    - ставка платы за электрическую мощность i-й ТЭС (оплачивается ежемесячно):
 

   э   э э   
 м НВВ - Зтоплi - К х П    
Т= тэсi   тэсi тэсi(руб./МВт мес.),  
тэсi  тэс       
    N х M      (11)
     устi       

 
    где:

э 
НВВ - необходимая валовая выручка на производство электрической энергии (мощности);
 тэсi 
   
 тэс 
N - установленная мощность;
 устi 

    
    М - число месяцев в периоде регулирования.
    31.2. Расчет двухставочных тарифов продажи электроэнергии по каждой j-й ГЭС производится по формулам:
    - ставка платы за электрическую энергию:
 

   э э   
 э ВНj + К х П    
Т= гэсj гэсj(руб./тыс. кВт.ч), (12)
гэсjЭотпj 

 
    где:
    BHj - водный налог (плата за пользование водными объектами);

э  э 
К ,П - соответственно коэффициент, равный отношению
 гэсj  гэсj 

    
    ВНj к условно - постоянным расходам (за вычетом ВНj), и прибыль, относимая на производство электрической энергии (мощности);
    - ставка платы за электрическую мощность (оплачивается ежемесячно):
 

   э  э   
 м НВВ ВНj - КГЭСj х П    
Т= ГЭСj  ГЭСj(руб./МВт мес.),  
ГЭСj  ГЭС    
    N х M   (13)
     устj    

 
    где:

э 
НВВ - необходимая валовая выручка ГЭС;
 ГЭСj 
   
 ГЭС 
N - установленная мощность ГЭС.
 устj 

    
    31.3. Расчет двухставочных тарифов продажи электроэнергии в целом по ПЭ производится по формулам:
    - ставка платы за электрическую энергию:
    

   э   э    
 SUM(Зтоплi + КТЭСi х П ) +SUM(ВНj + КГЭСi х П )   
Тэ =i  ТЭСi j ГЭСj (руб./тыс. кВт.ч),  
  SUMЭотпi +SUMЭотпj    (14)
   i j      

 
    - ставка платы за электрическую мощность (оплачивается ежемесячно):
 

  э    э   э
 SUM(НВВ - Зтоплi - КТЭСi х П ) +SUM(НВВ 
Тм =i ТЭСi    ТЭСi j ГЭСj
   ТЭС   ГЭС    
  SUMN х М +SUMN х M   
i устi j устj      
             
    э        
- ВНj -- КГЭСj х П )(руб./МВт мес.).(15)  
    ГЭСj        

 
    32. Тариф (цена) продажи тепловой энергии от ЭСО (ПЭ) рассчитывается единым для всех потребителей (покупателей) данного ЭСО (ПЭ) или дифференцируется по узлам теплоснабжения, включающих в себя единую (неразрывную) систему тепловых сетей, питаемую от одного или нескольких тепловых источников (ТЭЦ, котельных) с единым тепловым и водным балансами, с учетом климатических особенностей соответствующей местности.
    33. Основой для дифференциации тарифов по узлам теплоснабжения является принцип привязки потребителя, в силу определенных технологических ограничений по передаче тепловой энергии, к определенному теплоисточнику или теплоисточникам.
    34. Расчет тарифов предусматривает определение двухставочных тарифов в качестве базы для установления тарифов на тепловую энергию для всех потребителей.
    Расчет двухставочного тарифа продажи тепловой энергии производится путем разделения НВВт на производство тепловой энергии и на содержание мощности.
    При этом при расчетах за покупную энергию по двухставочным тарифам в расчет условно - постоянных расходов ЭСО включаются расходы на покупку мощности (по ставке тарифа за мощность) и в расчет переменных составляющих расходов включаются расходы на покупку энергии (по ставке тарифа на тепловую энергию). В случае расчетов за покупную энергию по одноставочному тарифу 40% стоимости покупки относится к условно - постоянным расходам, 60% - к условно - переменным расходам.
    35. Если узел теплоснабжения имеет несколько тепловых источников (электростанций, котельных), то тариф продажи тепловой энергии в данном узле устанавливается на уровне средневзвешенного тарифа, рассчитанного на основании расчетных тарифов продажи тепловой энергии (мощности) для каждого теплоисточника, входящего в узел теплоснабжения.
    36. Расчет двухставочных тарифов продажи тепловой энергии по каждому генерирующему источнику производится по формулам:
    - ставка платы за тепловую энергию:
 

   т     
 тэ З      
Т= топл  (руб./Гкал), (16)
тэсQотптэс  

 
    где:

т  
З  - затраты по топливу на производство тепловой энергии;
 топл  

    
    Qотп тэс - отпуск тепловой энергии от данного генерирующего источника в тепловую сеть;
    - ставка платы за тепловую мощность:
    

    Т Т   
   НВВ - З    
ТТМ=  ТЭС топл(руб./(Гкал/час),  
ТЭС  ч    
   Q х M   (17)
     тэс    

 
    где:

Т  
НВВ  - необходимая валовая выручка на производство тепловой энергии;
 ТЭС  
   
 ч  
Q  - среднее за период регулирования значение заявленной (или расчетной)
 тэс  

    
    тепловой мощности (в виде пара и горячей воды) (далее - заявленная (или расчетная) мощность), рассчитанной на основании помесячных максимальных заявленных мощностей потребителей по формуле:
 

ч     
Q = SUMQТЭСм / M (Гкал/час), (17.1)
 ТЭС m  

 
    где:
    М - количество месяцев в периоде регулирования;
    QТЭСм - заявленная (расчетная) тепловая мощность в месяце m.
    37. В случае расчета на потребительском рынке тепловой энергии тарифов на тепловую энергию, дифференцированных по узлам теплоснабжения, калькуляция расходов производства тепловой энергии и распределение балансовой прибыли, принимаемой при установлении тарифов, а также расчеты полезного отпуска тепловой энергии, среднего уровня одноставочных тарифов на тепловую энергию, ставок платы за тепловую мощность, дифференцированных ставок платы за тепловую энергию осуществляются отдельно по каждому узлу теплоснабжения.
    В случае расчета тарифов на тепловую энергию (мощность) в целом по юридическому лицу приведенные ниже расчетные формулы применяются в целом к юридическому лицу, представляющем собой один узел теплоснабжения.
    38. Необходимая валовая выручка от продажи тепловой энергии i-го теплового узла первоначально рассчитывается по двухставочным тарифам:
 

ТМ ч ТЭ   
НВВi = Т х Q + Т х Qi, (18)
 i i i  

 
    где:

ТМ  
Т  - ставка платы за тепловую мощность по i-му тепловому узлу, руб./(Гкал/ч);
 i  
   
 ч  
Q  - заявленная (расчетная) часовая тепловая нагрузка (мощность) потребителей i-го теплового узла,
 i Гкал/ч;
   
 ТЭ  
Т  - ставка платы за тепловую энергию по i-му тепловому узлу, руб./Гкал;
 i  

    
    Qi - отпуск теплоэнергии по i-му тепловому узлу, тыс. Гкал.
    39. Общехозяйственные условно - постоянные расходы и прибыль предприятий регулируемой организации, входящих в состав i-го теплового узла, относятся на i-й тепловой узел в соответствии с долей условно - постоянных расходов данного теплового узла в общей сумме условно - постоянных расходов регулируемой организации, отнесенных на производство тепловой энергии.
    39.1. Ставка платы за тепловую мощность в i-м тепловом узле:
 

    Т   
 Тм НВВ    
Т =  i(руб./(Гкал/час.)),  
  ч   
 i Q    (19)
    i   

 
    где:

Т  
НВВ  - необходимая валовая выручка для производства тепловой энергии, относящаяся на тепловую
 i мощность в соответствии с формулой (17), тыс. руб.
   
 ч  
Q  - суммарная тепловая мощность в виде пара и горячей воды всех потребителей i-го теплового узла (Гкал/час.).
 i  

    
    39.2. Расчет дифференцированных ставок платы за тепловую энергию в виде пара и горячей воды, отпускаемой из i-го теплового узла, осуществляется следующим образом:
    определяется значение ставки за тепловую энергию для i-го теплового узла, устанавливаемой исходя из условия компенсации переменных затрат на производство требуемого объема теплоэнергии на тепловых источниках, входящих в тепловой узел регулируемой организации (топливные затраты);
    производится дифференциация тарифов по виду теплоносителя (пар, горячая вода), осуществляемая в соответствии с энергетической ценностью отпускаемого тепла и учитываемая безразмерными коэффициентами, которые выражаются в относительных единицах и рассчитываются на основе эксергетического метода разделения затрат по видам отпускаемой энергии.
    Значения коэффициентов для различных параметров приведены в таблице 1.
 
 

Таблица 1

 

Значения безразмерных коэффициентов

 

п/п Коэффициент Давление пара, кгс/см2 Значение
  отборный пар  
1. kp, p = 1 1,2 - 2,5 1,00
2. kp, p = 2 2,5 - 7,0 1,20
3. kp. p = 3 7,0 - 13,0 1,29
4. kp, p = 4 Более 13,0 1,45
5. kp, p = 5 острый и редуцированный пар 1,60

 
    В зависимости от особенностей теплоснабжения в регионе могут применяться иные значения коэффициентов Кр.
    40. Приведенный удельный расход топлива на 1 Гкал тепловой энергии, отпущенной с коллекторов ТЭС i-ого теплового узла:
    

тэс           
b=Втэсi=Втэсi  
Тi тэс тэс   , 
   Q  Q +SUMKp х Qpi(20)
    привi  вi p  

 
    где:
    Втэсi - расход условного топлива на производство теплоэнергии на ТЭС i-ого теплового узла;

тэс  
Q  - приведенное значение отпуска теплоэнергии с коллекторов ТЭС (с учетом дифференциации
 привi энергетической ценности горячей воды и пара), тыс. Гкал;

    
    Кр - безразмерные коэффициенты, принятые в таблице 1;
    р - индекс параметров пара, который принимает значение от 1 до 5 (р = 1 соответствует параметрам пара 1,2 - 2,5 кг/см2 , р = 5 - острого и редуцированного пара);
 

тэс  
Q  - отпуск теплоэнергии в виде горячей воды;
 вi  

    
    Qpi - отпуск теплоэнергии в виде отборного, острого и редуцированного пара.
    Тарифные ставки продажи тепловой энергии в виде пара i-го теплового узла:
 

п   тэс   
Т = k х b х Цтi (руб./Гкал), (21)
 рi р Тi  

 
    где:
    Цтi - средневзвешенная цена топлива, руб./тут.
    41. Расчет тарифной ставки продажи тепловой энергии в виде горячей воды i-го теплового узла осуществляется следующим образом.
    Средневзвешенное значение удельного расхода топлива на 1 Гкал теплоэнергии, отпущенной в виде горячей воды от ТЭС и котельных:
 

   тэс тэс кот кот   
   b х Q + b х Q    
b = Тi вi Тi вi(кг/Гкал), (22)
ТiQbi 

 
    где:

тэс  
Q  - отпуск теплоэнергии в виде горячей воды с коллекторов ТЭС, тыс. Гкал;
 вi  

 
    Qвi - общий отпуск теплоэнергии в виде горячей воды с коллекторов ТЭС и котельных, тыс. Гкал;
 

кот  
b  - удельный расход топлива на выработку теплоэнергии в виде горячей воды в котельных, кг/Гкал;
 Тi  
   
 кот  
Q  - отпуск теплоэнергии в виде горячей воды от котельных, тыс. Гкал.
 вi  

    
    42. Тарифная ставка продажи тепловой энергии, отпускаемой в виде горячей воды потребителям i-го теплового узла:
 

в        
Т  = b  х Ц  (руб./Гкал).  (23)
 i  Тi  Тi   

 
    43. Необходимая валовая выручка продажи тепловой энергии на розничный рынок в виде пара для i-го теплового узла:
 

п    n    
НВВ  = SUM Т  х Qpi  (24)
 i  p  pi   

 
    Необходимая валовая выручка продажи тепловой энергии на розничный рынок в виде горячей воды для i-го теплового узла:
 

в  в    
НВВ  = Т  х Qbi  (25)
 i  i   

 
    44. Рассчитанные двухставочные тарифы продажи тепловой энергии преобразовываются в одноставочные.
    Указанное преобразование осуществляется посредством деления ставки платы за тепловую мощность j1-го потребителя (категории потребителей) на соответствующее число часов использования его максимальной тепловой нагрузки, с последующим суммированием полученного значения со ставкой платы за энергию:
    - для потребителей пара:
 

   Тм     
 п Т  п   
Т= i+ Т(руб./Гкал),  
j1 максpi  
   t     (26)
    j1    

 
    - для потребителей горячей воды:
    

   Тм     
 в Т  в   
Т= i+ Т(руб./Гкал),  
j1 максpi  
   t     (27)
    j1    

 
    где:
    j1 - потребитель (категория потребителей) теплоэнергии;
 

макс  
t  - число часов использования максимальной нагрузки j1-го потребителя, часов/квартал;
 j1  
   
 Тм  
Т  - тарифная ставка платы за тепловую мощность, руб./Гкал час.;
 i  
   
 п  
Т   
 pi - тарифная ставка платы за энергию для потребителей пара различных параметров, руб./Гкал;
   
 в  
Т  - тарифная ставка на тепловую энергию, отпускаемую в виде горячей воды, руб./Гкал.
 i  

    
    Рассчитанные таким образом одноставочные тарифы являются экономически обоснованными для потребителей, получающих тепловую энергию на коллекторах регулируемой организации.
    45. Предложения по установлению тарифов (цен) на электрическую и тепловую энергию (мощность) включают в себя:
    - экономическое обоснование общей потребности в финансовых средствах по видам регулируемой деятельности на период регулирования;
    - виды и объемы продукции в натуральном выражении;
    - распределение общей финансовой потребности по видам регулируемой деятельности;
    - расчет средних и дифференцированных тарифов (цен) по видам регулируемой деятельности.
    46. Для расчета тарифов (цен) используются следующие материалы:
    - баланс электрической энергии и мощности (в составе утвержденного баланса по ЕЭС России или изолированной региональной энергосистеме) (Таблица П1.1);
    - расчет полезного отпуска электрической энергии по ЭСО (ПЭ) (Таблица П1.2);
    - расчет полезного отпуска тепловой энергии (Таблица П1.7);
    - расчет расхода топлива по электростанциям (котельным) (Таблица П1.9);
    - расчет баланса топлива (Таблица П1.10);
    - расчет затрат на топливо для выработки электрической и тепловой энергии (Таблица П1.11);
    - расчет стоимости покупной энергии на производственные и хозяйственные нужды (Таблица П1.12);
    - расчет суммы платы за пользование водными объектами предприятиями гидроэнергетики (Таблица П1.14);
    - смета расходов на производство электрической и тепловой энергии (Таблица 1.15);
    - расчет расходов на оплату труда (Таблица П1.16);
    - расчет амортизационных отчислений на восстановление основных производственных фондов (Таблица П1.17);
    - калькуляция расходов производства электрической энергии (Таблица П1.18, П1.18.1);
    - калькуляция расходов производства тепловой энергии (Таблица П1.19, П1.19.1);
    - расчет источников финансирования капитальных вложений (Таблица П1.20);
    - справка о финансировании и освоении капитальных вложений по источникам электроэнергии (производство электроэнергии) (Таблица П1.20.1);
    - справка о финансировании и освоении капитальных вложений по источникам тепловой энергии (производство тепловой энергии) (Таблица П1.20.2);
    - расчет балансовой прибыли, принимаемой при установлении тарифов на электрическую и тепловую энергию (Таблица П1.21, П1.21.1, П1.21.2);
    - расчет экономически обоснованного тарифа продажи ЭСО (ПЭ) (Таблица П1.22);
    - расчет экономически обоснованного тарифа покупки электроэнергии потребителями (Таблица П1.23);
    - расчет дифференцированных по времени суток ставок платы за электроэнергию (Таблица П1.26);
    - экономически обоснованные тарифы на электрическую энергию (мощность) по группам потребителей (Таблица П1.27);
    - расчет одноставочных экономически обоснованных тарифов на тепловую энергию (по узлам теплоснабжения) (Таблица П1.28);
    - расчет ставок платы за тепловую мощность для потребителей пара и горячей воды (по узлам теплоснабжения) (таблица П1.28.1);
    - расчет дифференцированных ставок за тепловую энергию для потребителей пара различных параметров и горячей воды (по узлам теплоснабжения) (Таблица П1.28.2);
    - расчет экономически обоснованных тарифов на тепловую энергию (мощность) по группам потребителей (Таблица П1.28.3);
    - программу производственного развития (план капвложений), согласованную в установленном порядке;
    - расчет размера выпадающих доходов или дополнительно полученной выгоды в предшествующий период регулирования, выявленные на основании официальной отчетности или по результатам проверки хозяйственной деятельности;
    - бухгалтерскую и статистическую отчетность на последнюю отчетную дату;
    - другие обосновывающие материалы и расчеты, нормы и нормативы расчета отдельных статей расходов по перечню, установленному регулирующим органом в соответствии с пунктами 9 и 10 Правил регулирования.
    47. При заполнении таблиц расчетные показатели базового периода определяются:
    - по экономическим (стоимостным) показателям - по текущим показателям периода, предшествующего расчетному;
    - по показателям производственно - технического характера - соответствующего периода прошлого года.
 

IX. Расчет тарифа (платы) за услуги по передаче электрической энергии по региональным электрическим сетям

 
    48. Расчет платы за услуги по передаче электрической энергии по региональным электрическим сетям определяется исходя из стоимости работ, выполняемых организацией, эксплуатирующей на правах собственности или на иных законных основаниях электрические сети и / или устройства преобразования электрической энергии, в результате которых обеспечиваются:
    - передача электрической энергии (мощности) как потребителям, присоединенным к данной сети, так и отпускаемой в электрические сети других организаций;
    - поддержание в пределах государственных стандартов качества передаваемой электрической энергии, за исключением частоты электрического тока;
    - содержание в соответствии с техническими требованиями к устройствам электроустановок и эксплуатации электростанций и электрических сетей, технологического оборудования, зданий и энергетических сооружений, связанных с эксплуатацией электрических сетей.
    49. Размер платы за услуги по передаче электрической энергии рассчитывается в виде экономически обоснованной ставки, которая в свою очередь дифференцируется по трем уровням напряжения в точке подключения потребителя (покупателя, другой энергоснабжающей организации) к электрической сети рассматриваемой организации:
    на высоком напряжении: (ВН) 110 кВ и выше;
    на среднем напряжении: (СН) 35 - 1 кВ;
    на низком напряжении: (НН) 0,4 кВ.
    50. Если граница раздела балансовой принадлежности сетей рассматриваемой организации и сетей потребителя (покупателя, другой ЭСО) находится на шинах центра питания (подстанции), за уровень напряжения для расчета тарифа за услуги по передаче электрической энергии принимается значение первичного напряжения данного центра питания, независимо от уровня напряжения, на котором подключены электрические потребителя (покупателя, другой ЭСО).
    51. При определении платы за услуги по передаче электрической энергии (мощности) по указанным трем уровням напряжения не учитываются сети потребителей, находящиеся у них на правах собственности или иных законных основаниях при условии, что содержание, эксплуатация и развитие этих сетей производится за счет средств потребителей. В этом случае не учитывается плата за услуги по передаче электрической энергии (мощности) по указанным сетям.
    52. Расчетный объем необходимой валовой выручки (НВВсети) сетевой организации, осуществляющей деятельность по передаче электрической энергии по сетям высокого, среднего и низкого напряжения, определяется исходя из:
    - расходов по осуществлению деятельности по передаче электрической энергии, в том числе: часть общехозяйственных расходов, относимых на деятельность по передаче электрической энергии, а также расходов на оплату услуг по передаче электрической энергии, принимаемой из сети, присоединенной к сети рассматриваемой организации (в случае сальдо - перетока электроэнергии в рассматриваемую организацию);
    - суммы прибыли, отнесенной на передачу электрической энергии.
    53. Необходимая валовая выручка НВВсети распределяется по уровням напряжения пропорционально условным единицам на планируемый период регулирования:
 

НВВвн = НВВсетиУвн (28)
SUMУ 
     
НВВвн = НВВсетиУсн (29)
SUMУ 
     
НВВвн = НВВсетиУнн (30)
SUMУ 

 
    где:
    НВВвн расчетный объем необходимой валовой выручки, обеспечивающий компенсацию экономически обоснованных
    НВВсн расходов на осуществление деятельности по передаче электрической энергии по сетям высокого, среднего и
    НВВнн низкого напряжения соответственно, и покрытия части прибыли, относящейся на данный уровень напряжения (тыс. руб.);
    SUM У - сумма условных единиц по оборудованию всех уровней напряжения, определенная в соответствии с Приложением 2;
    Увн - суммы условных единиц по оборудованию, отнесенных к
    Усн соответствующим уровням напряжения, определенные в
    Унн соответствии с Приложением 2.
    54. Расчет экономически обоснованного размера платы за услуги по передаче электрической энергии предусматривает определение двух ставок в качестве базы для утверждения платы за услуги по передаче электрической энергии для всех категорий и групп потребителей (как для потребителей, применяющих двухставочные тарифы, так и для потребителей, применяющих одноставочные тарифы) и покупателей (других ЭСО):
    - плата за услуги по содержанию электрических сетей соответствующего уровня (диапазона) напряжения в расчете на МВт в месяц заявленной (расчетной) мощности потребителя (покупателя - другой энергоснабжающей организации)
 

сод  сод  сод 
 ,Т ,Т - руб./МВт);
 вн  сн  нн 

    
    - оплата технологического расхода (потерь) электрической энергии на ее передачу по сетям соответствующего уровня напряжения
 

пот  пот  пот 
 ,Т ,Т - руб./МВт).
 вн  сн  нн 

    
    55. Плата за содержание электрических сетей по диапазонам (уровням) напряжения определяется следующим образом:
 

сод      
Т=НВВвн   (31)
вн(Nвн + Nсн + Nнн) х M   
        
 сод   сод  
Т=НВВвн+ Т (32)
сн(Nсн + Nнн) х Mвн 
        
 сод   сод