Приказ
Федеральной службы по тарифам от 13 октября 2010 г. N 485-э
Об утверждении Методических указаний по определению
размера денежных средств, необходимых для обеспечения безопасной эксплуатации
атомных станций и гидроэлектростанций
В соответствии с постановлением Правительства
Российской Федерации от 24 февраля 2010 г. N
89 "О некоторых вопросах организации долгосрочного отбора мощности на
конкурентной основе на оптовом рынке электрической энергии (мощности)"
(Собрание законодательства Российской Федерации, 2010, N 15, ст. 1803),
приказываю:
1. Утвердить Методические указания по
определению размера денежных средств, необходимых для обеспечения безопасной
эксплуатации атомных станций и гидроэлектростанций в соответствии с приложением.
2. Настоящий приказ
вступает в силу в установленном порядке.
|
Руководитель
Федеральной
службы по тарифам
|
С. Новиков
|
Зарегистрировано
в Минюсте РФ 13 ноября 2010 г.
Регистрационный
N 18949
Приложение
Методические
указания
по определению размера денежных средств, необходимых для обеспечения безопасной
эксплуатации атомных станций и гидроэлектростанций
Содержание
1. Настоящие Методические указания по
определению размера денежных средств, необходимых для обеспечения безопасной
эксплуатации атомных станций и гидроэлектростанций (далее - Методические
указания), разработаны в соответствии с постановлением Правительства Российской
Федерации от 24 февраля 2010 г. N
89 "О некоторых вопросах организации долгосрочного отбора мощности на
конкурентной основе на оптовом рынке электрической энергии (мощности)"
(Собрание законодательства Российской Федерации, 2010, N 15, ст. 1803), а также
на основании Федерального закона от 26 марта 2003 г. N 35-ФЗ "Об электроэнергетике"
(Собрание законодательства Российской Федерации, 2003, N 13, ст. 1177; 2004, N
35, ст. 3607; 2005, N 1 (часть 1), ст. 37; 2006, N 52 (часть 1), ст. 5498;
2007, N 45, ст. 5427; 2008, N 29 (часть 1), ст. 3418; N 52 (часть 1), ст. 6236;
2009, N 48, ст. 5711; 2010, N 31, ст. 4156, N 31, ст. 4157, N 31, ст. 4160),
Основ ценообразования в отношении электрической и тепловой энергии в Российской
Федерации, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 26
февраля 2004 г. N
109 (Собрание законодательства Российской Федерации, 2004, N 9, ст. 791;
2005, N 1 (часть 2), ст. 130; N 43, ст. 4401; N 47, ст. 4930; N 51, ст. 5526;
2006, N 23, ст. 2522; N 36, ст. 3835; N 37, ст. 3876; 2007, N 1 (часть 2), ст.
282; N 14, ст. 1687; N 16, ст. 1909; 2008, N 2, ст. 84; N 25, ст. 2989; N 27,
ст. 3285; 2009, N 8, ст. 980; N 8, ст. 981; N 8, ст. 982; N 12, ст. 1429; N 25,
ст. 3073; N 26, ст. 3188; N 32, ст. 4040; N 38, ст. 4479; N 38, ст. 4494; N 52
(часть 1), ст. 6575; 2010, N 12 ст. 1333; N 15, ст. 1808; N 21, ст. 2610; N 23,
ст. 2837), Правил оптового рынка электрической энергии (мощности) переходного
периода, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 24
октября 2003 г. N 643 (Собрание законодательства Российской Федерации, 2003, N
44, ст. 4312; 2005, N 7, ст. 560; N 8, ст. 658; N 17, ст. 1554; N 43, ст. 4401;
N 46, ст. 4677; N 47, ст. 4930; 2006, N 36, ст. 3835; 2007, N 1 (часть 2), ст.
282; N 16, ст. 1909; 2008, N 2, ст. 84; N 3, ст. 182; N 27, ст. 3285; 2009, N
9, ст. 1103; N 23, ст. 2822; N 32, ст. 4040; N 38, ст. 4479; N 43, ст. 5066; N
46, ст. 5500; N 47, ст. 5667; N 52 (часть 1), ст. 6575; 2010, N 11, ст. 1216; N
15, ст. 1803; N 12, ст. 1333; N 18, ст. 2239; N 21, ст. 2610; N 23, ст. 2848; N
25, ст. 3175) (далее - Правила оптового рынка).
2. Методические указания предназначены
для использования федеральным органом исполнительной власти в области
регулирования тарифов для определения размера денежных средств, необходимых для
обеспечения безопасной эксплуатации
атомных (далее - АЭС) и
гидроэлектростанций (включая гидроаккумулирующие электрические станции) (далее
- ГЭС/ГАЭС), объемы производства электрической энергии и мощности которых были
учтены в сводном балансе на 2007 год по состоянию на 1 января 2007 год (далее -
действующие АЭС/ГЭС),
объектов АЭС и ГЭС (включая ГАЭС), объемы
производства электрической энергии и мощности которых не были учтены в сводном
балансе на 2007 год по состоянию на 1 января 2007 год, и в отношении которых не
были заключены договоры, указанные в подпункте "в.2" пункта 3 Правил
оптового рынка (далее - новые АЭС/ГЭС/ГАЭС),
расположенных в границах ценовых зон
оптового рынка электрической энергии и мощности, за исключением генерирующих
объектов, поставляющих мощность и электрическую энергию в вынужденном режиме,
и соответствующей составляющей цены на
мощность.
3. Размер денежных средств, необходимых
для обеспечения безопасной эксплуатации АЭС, определяется в целях обеспечения
деятельности и выполнения обязанностей эксплуатирующей организации, осуществляющей
деятельность в области использования атомной энергии, - ОАО "Концерн
Росэнергоатом" (далее - генерирующей компании)*.
Размер денежных средств, необходимых для
обеспечения безопасной эксплуатации ГЭС/ГАЭС определяется в целях выполнения
обеспечения деятельности и выполнения обязанностей эксплуатирующей организации
оптовой генерирующей компании, созданной на основании решений Правительства
Российской Федерации путем реорганизации дочерних и зависимых акционерных
обществ Российского открытого акционерного общества энергетики и электрификации
"Единая энергетическая система России", в уставный капитал которой
переданы генерирующие объекты гидроэлектростанций (далее - генерирующей
компании)*.
Методические указания определяют размер
денежных средств, необходимых для обеспечения безопасной эксплуатации АЭС,
ГЭС/ГАЭС.
4. Для определения размера денежных
средств, необходимых для обеспечения безопасной эксплуатации АЭС, по каждой из
них рассчитывается необходимая валовая выручка (далее - 
), обеспечивающая компенсацию экономически обоснованных
затрат АЭС на их эксплуатацию с соблюдением требований безопасности на всех
стадиях их жизненного цикла и потребность в финансировании инвестиционных
мероприятий, необходимых для обеспечения безопасной эксплуатации, в т.ч.
расходов АЭС, определяемых прямым счетом (пункт 4.1
Методических указаний), и прочих эксплуатационных затрат генерирующего объекта
атомной генерации (пункт
4.2 Методических указаний).
4.1. К расходам, определяемым прямым счетом относятся:
а) Затраты, связанные с закупкой свежего ядерного
топлива (далее - СЯТ) и комплектующих активной зоны реакторов для действующих и
вновь вводимых энергоблоков, с учетом затрат по обеспечению их поставки и
использованию на АЭС.
б) Затраты на услуги специализированных
организаций по реализации полного цикла обращения с отработавшим ядерным
топливом (далее - ОЯТ) и облученными комплектующими активных зон реакторов
действующих и вновь введенных энергоблоков, включая затраты по обеспечению их
вывоза.
в) Амортизация имущества (Аij), включающая амортизационные отчисления
по основным фондам и нематериальным активам, определяемые на основании данных
бухгалтерского учета.
г) Расходы на отчисления для формирования
целевых резервов, включающие отчисления для формирования резервов,
предназначенных для обеспечения безопасности атомных станций на всех этапах их
жизненного цикла и развития в соответствии с постановлением Правительства
Российской Федерации от 30.01.2002 N 68 "Об утверждении Правил отчисления
предприятиями и организациями, эксплуатирующими особо радиационно опасные и
ядерно опасные производства и объекты (атомные станции), средств для
формирования резервов, предназначенных для обеспечения безопасности атомных
станций на всех стадиях их жизненного цикла и развития" (Собрание
законодательства Российской Федерации, 2002, N 5, ст. 534; 2003. N 50, ст.
4900; 2005, N 5, ст. 385; 2009, N 9, ст. 1127) (далее - постановление
Правительства Российской Федерации от 30.01.2002 N 68):
- резерв на обеспечение безопасности
(ядерной, радиационной, технической и пожарной);
- резерв на обеспечение физической
защиты, учета и контроля ядерных материалов;
- резерв по обеспечению вывода из
эксплуатации атомных станций и проведения научно-исследовательских и
опытно-конструкторских работ по обоснованию и повышению безопасности выводимых
из эксплуатации объектов;
д) Налоги и сборы (Нij), включающие:
- страховые взносы в Пенсионный фонд
Российской Федерации, Фонд социального страхования Российской Федерации,
Федеральный фонд обязательного медицинского страхования и территориальные фонды
обязательного медицинского страхования, определяемые исходя из расходов на
оплату труда, учтенных в составе прочих эксплуатационных затрат генерирующего
объекта атомной генерации;
- налог на прибыль;
- налог на имущество.
В случае возникновения в периоде
регулирования у генерирующей компании обязанности по уплате налогов, ранее не
оплачиваемых ею, допускается их включение в список налогов и сборов,
определяемых прямым счетом.
Планирование налогов и сборов
определяется в соответствии с налоговым законодательством Российской Федерации.
При определении налогооблагаемой базы по налогу на прибыль учитывается:
- разница между бухгалтерской и налоговой
амортизацией;
- пополнение оборотных средств в части
свежего ядерного топлива, включая затраты на первую топливную загрузку.
е) Расходы на мероприятия по охране
генерирующих объектов генерирующей компании (Оij).
ж) Расходы на оплату услуг организаций,
осуществляющих регулируемую деятельность (Уij). Расходы на оплату указанных услуг
определяются исходя из тарифов, установленных регулирующими органами или
определенных в установленном Правительством Российской Федерации порядке, и
объема оказываемых в расчетном периоде регулирования услуг.
з) Расходы, входящие в состав
инвестиционной программы генерирующей компании, утвержденной в установленном
порядке, обеспечивающие безопасную эксплуатацию генерирующих объектов атомных
станций:
- строительство, реконструкция и
модернизация объектов по обращению с облученным ядерным топливом и
радиоактивными отходами;
- консервация объектов;
- затраты, направленные на обеспечение
безопасной и устойчивой работы действующих АЭС.
и) Пусконаладочные работы под нагрузкой,
определяемые отраслевым регламентом определения пусковых расходов при вводе в
эксплуатацию объектов атомной энергетики, и учетной политикой генерирующей
компании, производимые на атомных энергоблоках на этапах первичного ввода
энергоблока в эксплуатацию (энергопуск и/или опытно-промышленная эксплуатация),
а также на этапах последующей эксплуатации (в том числе после проведения
мероприятий по продлению срока эксплуатации генерирующего объекта и/или
программы увеличения выработки), обеспечивающие безопасную эксплуатацию
генерирующих объектов (ПНРij).
4.2. Прочие эксплуатационные затраты генерирующего объекта
атомной генерации.
Для целей расчета размера денежных
средств, необходимых для обеспечения безопасной эксплуатации генерирующих
объектов действующих АЭС, удельные прочие эксплуатационные затраты
генерирующего объекта атомной генерации в ценах 2010 года (Ээj) определяются по следующей формуле:
(1)
где:
- экономически обоснованные фактические
затраты на оплату труда j-ого генерирующего объекта за 2009 год;
- экономически обоснованные фактические
эксплуатационные расходы j-ого генерирующего объекта за 2009 год, за исключением
расходов, перечисленных в пункте 4.1
Методических указаний, и расходов на оплату труда;
n - число генерирующих объектов генерирующей компании,
учтенных в сводном прогнозном балансе на 2009 год;
- установленная мощность j-ого
генерирующего объекта, учтенная в сводном прогнозном балансе на 2009 год;
- индекс потребительских цен на 2010 год в
соответствии с прогнозом социально-экономического развития Российской
Федерации;
- индекс цен производителей на 2010 год в соответствии
с прогнозом социально-экономического развития Российской Федерации.
Для новых АЭС на базе энергоблоков с
реакторами типа ВВЭР-1000 и ВВЭР-1150 удельные прочие эксплуатационные затраты
генерирующего объекта атомной генерации определяются по формуле (1), при этом используются данные по
АЭС с реакторами типа ВВЭР-1000, имеющей 4 энергоблока, за 2009 год,
подтвержденные бухгалтерской и статистической отчетностью.
Для целей учета непропорциональности
затрат, связанной с разным количеством энергоблоков на новых АЭС, вводится
поправочный коэффициент на количество энергоблоков Кбл
(коэффициент блочности). Расчет коэффициента блочности производится исходя из
стоимости основных фондов на 1 блок станции, имеющей 4 действующих энергоблока.
Поправочные
коэффициенты к расходам на 1 блок
Таблица
1
|
Количество
блоков
|
1
|
2
|
3
|
4
|
|
К_бл
|
1,6
|
1,2
|
1,067
|
1
|
Для действующих АЭС, для
которых определяются совокупные эксплуатационные затраты, коэффициент блочности
равняется 1.
Удельные затраты центрального аппарата
генерирующей компании (ЗЭЦА10) в составе эксплуатационных
затрат АЭС определяются по следующей формуле:
(2)
где:
- экономически обоснованные фактические
затраты на оплату труда центрального аппарата генерирующей компании за 2009
год;
- экономически обоснованные фактические
эксплуатационные расходы центрального аппарата генерирующей компании за 2009
год, за исключением расходов на оплату труда.
Величина прочих эксплуатационных затрат с
учетом доли затрат центрального аппарата генерирующей компании определяется по
следующей формуле:
(3)
где:
i - календарный год, для которого проводится расчет;
m - число генерирующих объектов генерирующей компании,
эксплуатируемых в периоде регулирования;
NБ - суммарная установленная мощность генерирующих объектов
генерирующей компании, учтенная в сводном балансе на 2009 год;
Nуij -
установленная мощность j-ой станции, учтенная в сводном прогнозном
балансе на i-ый год;
Му -
число расчетных месяцев в i-ом году;
- фактический, плановый индекс цен
производителей промышленной продукции в t-м году, определяемый в соответствии с
прогнозом социально-экономического развития Российской Федерации.
При расчете цены на мощность на 2011-2012
годы в формуле (3) произведение 
принимается равным 1.
При расчете цены на мощность на 2011 год
в формуле (3) значение планового
индекса цен производителей 
принимается равным 1.
5. Необходимая валовая выручка генерирующей
компании, обеспечивающая безопасную эксплуатацию АЭС в период 2011-2012 годы (НВВБij) рассчитывается суммированием расходов,
определяемых прямым счетом (пункт 4.1
Методических указаний), и прочих эксплуатационных расходов, рассчитываемых с
помощью удельного показателя на единицу мощности (пункт 4.2 Методических
указаний):
, (4)
где:
- плановые на период регулирования затраты на
топливо, включая затраты, указанные в подпунктах "а", "б" пункта
4.1. Методических указаний;
- плановые на период регулирования резервы,
формируемые в соответствии с постановлением Правительства Российской Федерации
от 30.01.2002 N 68, определяются по следующей формуле:
, (5)
где:
, 
- резервы на обеспечение ядерной,
радиационной, технической и пожарной безопасности и на обеспечение физической
защиты соответственно, определяемые в соответствии с программами мероприятий,
утвержденными в установленном порядке. Общеотраслевые статьи затрат
распределяются между генерирующими объектами пропорционально доли установленной
мощности объекта в составе суммарной установленной мощности генерирующих
объектов генерирующей компании, принятых к регулированию в соответствующем
периоде, за исключением генерирующих объектов генерирующей компании,
расположенных в технологически изолированных территориальных
электроэнергетических системах;
Рвэij - резерв по обеспечению вывода из
эксплуатации АЭС. Определяется в соответствии с нормативом, утвержденным
постановлением Правительства Российской Федерации от 30.01.2002 N 68;
- расходы, входящие в состав инвестиционной
программы генерирующей компании, утвержденной в установленном порядке,
обеспечивающие безопасную эксплуатацию генерирующих объектов АЭС, финансируемые
за счет собственных средств, не учитывающих амортизацию и отчисления на формирования
резервов. Определяется по следующей формуле:
, (6)
где:
ИБi
- потребность в финансировании расходов, входящих в состав инвестиционной
программы генерирующей компании, утвержденной в установленном порядке,
обеспечивающих безопасную эксплуатацию генерирующих объектов АЭС, приведенных в
подпункте "з" пункта 4.1
Методических указаний;
PБi -
часть средств резервов, перечисленных в подпункте "г" пункта 4.1.
Методических указаний, направляемых на финансирование расходов, входящих в
состав инвестиционной программы генерирующей компании, утвержденной в
установленном порядке, обеспечивающих безопасную эксплуатацию генерирующих
объектов АЭС.
6. Необходимая валовая выручка
генерирующей компании, обеспечивающая безопасную эксплуатацию АЭС в период с
2013 года 
,
определяется суммированием фактических расходов, определяемых прямым счетом (пункт
4.1 Методических указаний) и фактических эксплуатационных расходов,
рассчитываемых с помощью удельного показателя на единицу мощности, и величины
неполученных за соответствующий период поставки мощности по результатам
конкурентного отбора мощности от продажи на оптовом рынке электрической энергии
и мощности, производимой с использованием электростанций генерирующей компании,
денежных средств, необходимых для безопасной эксплуатации этих станций 
(с учетом процентов на привлечение в
соответствующем году кредитных средств на покрытие дефицита средств,
необходимых для безопасной эксплуатации):
, (7)
где:
(8)
- недостаток денежных средств, необходимых
для обеспечения безопасной эксплуатации АЭС, установленный ФСТ России на (i-2)-ой
год в соответствии с разделом IV настоящих Методических указаний;
- процентная ставка по кредитным средствам,
привлеченным в (i-2)-ом году на покрытие дефицита средств, необходимых
для безопасной эксплуатации, не превышающая ставку рефинансирования
Центрального банка Российской Федерации, увеличенную в 1,1 раза.
7. Для определения размера денежных
средств, необходимых для обеспечения безопасной эксплуатации ГЭС (ГАЭС), по
каждой из них рассчитывается необходимая валовая выручка (далее - 
),
обеспечивающая компенсацию экономически обоснованных затрат ГЭС (ГАЭС) на их
эксплуатацию с соблюдением требований безопасности и потребность в
финансировании инвестиционных мероприятий, необходимых для обеспечения
безопасной эксплуатации, в т.ч. расходов ГЭС (ГАЭС), определяемых прямым счетом
(пункт 7.1 Методических указаний), и прочих
эксплуатационных затрат генерирующего объекта ГЭС (ГАЭС) (пункт
7.2 Методических указаний).
7.1. К расходам, определяемым прямым счетом относятся:
а) Амортизация имущества (Aij), включающая амортизационные отчисления
по основным фондам и нематериальным активам, определяемые в соответствии с
данными бухгалтерского учета.
б) Налоги и сборы (Hij), включающие:
- страховые взносы в Пенсионный фонд
Российской Федерации, Фонд социального страхования Российской, Федеральный фонд
обязательного медицинского страхования и территориальные фонды обязательного
медицинского страхования, определяемые исходя из расходов на оплату труда,
учтенных в составе прочих эксплуатационных затрат генерирующего объекта ГЭС
(ГАЭС);
- налог на прибыль;
- плата за пользование водными объектами;
- плата за землю;
- налог на имущество.
В случае возникновения в периоде
регулирования у генерирующей компании обязанности по уплате налогов, ранее не
оплачиваемых ею, допускается их включение в список налогов и сборов,
определяемых прямым счетом.
Планирование налогов и сборов
определяется в соответствии с налоговым законодательством Российской Федерации.
При определении налогооблагаемой базы по налогу на прибыль учитывается разница
между бухгалтерской и налоговой амортизацией.
в) Расходы на мероприятия по охране
генерирующих объектов генерирующей компании (Оij).
г) Расходы на оплату услуг организаций,
осуществляющих регулируемую деятельность (Уij). Расходы на оплату указанных услуг
определяются исходя из тарифов, установленных регулирующими органами или
определенных в установленном Правительством Российской Федерации порядке, и
объема оказываемых в расчетном периоде регулирования услуг.
д) Расходы на покупку электроэнергии для
работы ГАЭС в насосном режиме (Эij), определяемые на основании цен в группе
точек покупки генерации участника оптового рынка для целей расчета стоимости
электроэнергии на сутки вперед, определенных в соответствии с договором о
присоединении к торговой системе оптового рынка, средневзвешенных с почасовыми
объемами поставки по итогам конкурентного отбора ценовых заявок на сутки вперед
(сверх почасовых объемов поставки по регулируемым договорам) в группе точек
покупки генерации участника оптового рынка в текущем периоде регулирования и
информации об основных макроэкономических показателях прогноза
социально-экономического развития Российской Федерации на i-й год, а
также коммерческого оператора оптового рынка, совета рынка.
е) Расходы на техническое перевооружение
и реконструкцию, учтенные в утвержденной в установленном порядке инвестиционной
программе генерирующей компании.
7.2. Прочие эксплуатационные
затраты генерирующего объекта ГЭС (ГАЭС).
Для целей расчета размера денежных средств,
необходимых для обеспечения безопасной эксплуатации генерирующих объектов ГЭС
(ГАЭС), удельные прочие эксплуатационные затраты генерирующего объекта в ценах
2010 года дифференцируются в зависимости от типа ГЭС и установленной мощности и
определяются по формуле (1), при
этом используются данные по ГЭС соответствующего типа за 2009 год,
подтвержденные бухгалтерской и статистической отчетностью.
Типы ГЭС (ГАЭС):
A) Плотинные ГЭС:
- установленной мощностью 5 000 МВт и
более;
- установленной мощностью от 1000 МВт до
4 999 МВт;
- установленной мощностью до 999 МВт.
Б) Деривационные ГЭС.
B) Группы ГЭС, связанные водным трактом в
единый технологический объект:
- общей установленной мощностью 1000 МВт
и более;
- общей установленной мощностью до 999
МВт.
Г) Гидроаккумулирующие электростанции.
Удельные затраты центрального аппарата
генерирующей компании (ЗЭЦА10) в составе эксплуатационных
затрат ГЭС (ГАЭС) определяются по формуле (2).
Величина прочих эксплуатационных затрат с
учетом доли затрат центрального аппарата генерирующей компании определяется по
формуле (3), при этом коэффициент Кбл
для ГЭС принимается равным 1.
7.3. Необходимая валовая выручка
генерирующей компании, обеспечивающей безопасную эксплуатацию ГЭС (ГАЭС) в
период 2011-2012 годы 
рассчитывается суммированием плановых на
период регулирования расходов, определяемых прямым счетом (пункт 7.1
Методических указаний) и прочих эксплуатационных расходов, рассчитываемых с
помощью удельного показателя на единицу мощности (пункт
7.2 Методических указаний):
, (9)
где:
- потребность в финансировании расходов,
входящих в состав инвестиционной программы генерирующей компании, утвержденной
в установленном порядке, обеспечивающих безопасную эксплуатацию генерирующих
объектов ГЭС (ГАЭС). Определяется по следующей формуле:
, (10)
где:
ИБi -
потребность в финансировании расходов, входящих в состав инвестиционной
программы генерирующей компании, утвержденной в установленном порядке,
обеспечивающих безопасную эксплуатацию генерирующих объектов ГЭС (ГАЭС)
приведенных в подпункте "д" пункта 7.1
Методических указаний (расходы на ТПиР).
8. Необходимая валовая выручка
генерирующей компании, обеспечивающей безопасную эксплуатацию ГЭС (ГАЭС) в
период с 2013 года (НВВБij) определяется суммированием фактических
расходов, определяемых прямым счетом (пункт 7.1
Методических указаний) и фактических эксплуатационных расходов, рассчитываемых
с помощью удельного показателя на единицу мощности, и величины неполученных за
соответствующий период поставки мощности по результатам конкурентного отбора
мощности от продажи на оптовом рынке электрической энергии и мощности,
производимой с использованием электростанций генерирующей компании, денежных
средств, необходимых для безопасной эксплуатации этих станций 
(с учетом процентов на привлечение в
соответствующем году кредитных средств на покрытие дефицита средств,
необходимых для безопасной эксплуатации):
, (11)
где:
- недостаток денежных средств, необходимых
для обеспечения безопасной эксплуатации ГЭС (ГАЭС), установленный ФСТ России на
(i-2)-ой год в соответствии с разделом IV настоящих Методических
указаний;
определяется по формуле (8).
9. В период 2011-2012 годов при
определении составляющей цены на мощность в части денежных средств, необходимых
для безопасной эксплуатации АЭС/ГЭС (ГАЭС), учитывается прогнозируемая
совокупная выручка от продажи электрической энергии и мощности на оптовом рынке
по свободным ценам (для АЭС - с учетом доли отчислений на формирование резерва
развития в составе такой выручки) и прогнозируемая выручка от реализации
электрической энергии и мощности, поставляемой на рынок для обеспечения потребления
населения, а также определенным Правительством Российской Федерации субъектам
оптового рынка - покупателям электрической энергии (мощности), функционирующим
в отдельных частях ценовых зон оптового рынка, для которых Правительством
Российской Федерации установлены особенности функционирования оптового и
розничных рынков (далее - выручка от реализации электрической энергии и
мощности, продаваемых по регулируемым договорам).
В период с 2013 года при определении
составляющей цены на мощность в части денежных средств, необходимых для
безопасной эксплуатации АЭС/ГЭС (ГАЭС), учитывается фактическая совокупная
выручка от продажи электрической энергии и мощности на оптовом рынке по
свободным ценам (для АЭС - с учетом доли отчислений на формирование резерва развития
в составе такой выручки) и фактическая выручка от продажи электрической энергии
и мощности, поставляемой на рынок по регулируемым договорам.
Учет доли отчислений на формирование
резерва развития в составе выручки от продажи электрической энергии и мощности
АЭС на оптовом рынке по свободным ценам осуществляется на период сохранения
регулирования государством цен (тарифов) поставок по регулируемым договорам
товаров (работ, услуг), связанных с использованием атомной энергии. После
отмены регулирования государством цен (тарифов) поставок по регулируемым
договорам товаров (работ, услуг), связанных с использованием атомной энергии
учет доли отчислений на формирование резерва развития производится в составе
всей выручки от продажи электрической энергии и мощности.
10. Дефицит денежных средств, необходимых
для обеспечения безопасной эксплуатации АЭС определяется по формуле:
; (12)
Дефицит денежных средств, необходимых для
обеспечения безопасной эксплуатации ГЭС (ГАЭС) определяется по формуле:
; (13)
где:
- прогнозируемая/фактическая выручка от
реализации электрической энергии на рынке на сутки вперед.
- прогнозируемая/фактическая выручка от
реализации электрической мощности по результатам конкурентного отбора мощности
или иным рыночным механизмам.
- прогнозируемая/фактическая выручка от
реализации электрической энергии и мощности, продаваемых по регулируемым
договорам.
После отмены регулирования государством
цен (тарифов) поставок по регулируемым договорам товаров (работ, услуг),
связанных с использованием атомной энергии, SБЭij определяется по формуле:
; (14)
где:
- прогнозируемая/фактическая выручка от
реализации электрической энергии и мощности.
определяются в соответствии с разделом
VI Методических указаний.
- прогнозируемый/фактический коэффициент
отчислений на формирование резерва развития в соответствующем периоде
регулирования, определяемый в соответствии с разделом
V Методических указаний.
- прогнозируемый/фактический норматив
отчислений на формирование резерва развития от выручки от реализации
электрической энергии и мощности, продаваемых по регулируемым договорам в
соответствующем периоде регулирования, определяемый в соответствии с
постановлением Правительства Российской Федерации от 30.01.2002 N 68.
11. Величина составляющей цены на
мощность 
определяется по формулам:
(15)
где:
х - число генерирующих объектов генерирующей компании,
перечисленных в п. 2 методических указаний, учтенных в сводном прогнозном
балансе на i-ый год
Nij - прогнозируемый поставляемый на рынок
объем мощности, отобранный по результатам конкурентного отбора мощности (далее
- КОМ) на соответствующий период регулирования за исключением объема
потребления мощности на собственные и (или) хозяйственные нужды
соответствующего генерирующего объекта, объема мощности, поставляемого на
оптовый рынок по регулируемым договорам (NPегj).
V. Коэффициент отчислений на формирование
резерва развития при определении размера денежных средств, необходимых для обеспечения
безопасной эксплуатации АЭС и составляющей цены на мощность
12. Коэффициент отчислений на
формирование резерва развития определяется в соответствии с постановлением
Правительства Российской Федерации от 30.01.2002 N 68.
В период, в котором действует порядок
определения размера денежных средств, необходимых для финансирования
строительства (реконструкции, модернизации) генерирующих объектов АЭС, и
определения соответствующей составляющей цены за мощность, поставляемую на
оптовый рынок для целей определения размера денежных средств, необходимых для
обеспечения безопасной эксплуатации АЭС и составляющей цены на мощность
используется расчетное значение, определяемое в соответствии с пунктом
13 настоящих Методических указаний.
В остальные периоды используется
расчетное значение, определяемое в соответствии с пунктом
14 настоящих Методических указаний.
13. Коэффициент отчислений на формирование резерва развития в
соответствующем периоде регулирования в период сохранения регулирования
государством цен (тарифов) поставок населению товаров (работ, услуг), связанных
с использованием атомной энергии определяется по формуле:
(16)
где:
Ис.с.р.i. - величина собственных денежных средств, необходимых для
финансирования строительства (реконструкции, модернизации) генерирующих
объектов атомных станций для реализации инвестиционной программы. Определяется
по формуле:
, (17)
где:
Ип.i -
потребность в финансировании инвестиционной программы в соответствующем периоде
регулирования, принятая в установленном порядке;
- часть амортизационных отчислений
превышающая затраты на финансирование расходов, входящих в состав
инвестиционной программы генерирующей компании, утвержденной в установленном
порядке, обеспечивающих безопасную эксплуатацию генерирующих объектов атомных станций.
Определяется по следующей формуле:
; (18)
ЧПинвi -
нераспределенная чистая прибыль прошлых лет, направляемая по решению акционеров
на инвестиции в соответствующем периоде регулирования;
СФБi -
целевые инвестиционные средства, предусмотренные федеральным бюджетом на
реализацию инвестиционных мероприятий генерирующей компании;
Ипрi -
прочие источники финансирования, предусмотренные в инвестиционной программе
генерирующей компании;
Кi - объем вновь привлекаемых кредитных
средств в соответствующем периоде регулирования, предусмотренный в
инвестиционной программе генерирующей компании;
- выручка от реализации электрической энергии
и мощности, производимых с использованием АЭС, поставляющей мощность и
электрическую энергию в вынужденном режиме, определяемая по формуле (26), без учета расходов на
отчисления для формирования резерва развития, определенных в соответствии с
постановлением Правительства Российской Федерации от 30.01.2002 N 68;
r - количество АЭС, поставляющих мощность и электрическую
энергию в вынужденном режиме.
После отмены регулирования государством цен
(тарифов) поставок по регулируемым договорам товаров (работ, услуг), связанных
с использованием атомной энергии, коэффициент отчислений на формирование
резерва развития в соответствующем периоде регулирования определяется по
формуле:
(19)
14. Коэффициент отчислений на формирование резерва развития в
соответствующем периоде регулирования в период сохранения регулирования
государством цен (тарифов) поставок населению товаров (работ, услуг), связанных
с использованием атомной энергии определяется по формуле:
(20)
После отмены регулирования государством
цен (тарифов) поставок по регулируемым договорам товаров (работ, услуг),
связанных с использованием атомной энергии, коэффициент отчислений на
формирование резерва развития в соответствующем периоде регулирования
определяется по формуле (21):
(21)
VI. Порядок определения прогнозируемой
выручки от реализации электрической энергии и мощности в целях определения
размера денежных средств, необходимых для обеспечения безопасной эксплуатации
АЭС/ГЭС/ГАЭС
15. Объем выручки от реализации
электрической энергии и мощности определяется по следующей формуле:
(22)
16. Расчет выручки от реализации
электрической энергии на рынке на сутки вперед проводится по формуле:
, (23)
где:
- планируемый в соответствии с утвержденным
сводным балансом/фактический полезный отпуск электрической энергии j-ой
АЭС/ГЭС (ГАЭС) в соответствующем периоде регулирования (без учета объема по
договорам поставок по регулируемым договорам);
- прогнозная/фактическая цена электрической
энергии на рынке на сутки вперед в соответствующем периоде регулирования,
рассчитываемая как средневзвешенная по всем группам точек поставки j-ой
АЭС/ГЭС (ГАЭС) за соответствующий год цена 
определяется на основании фактических
равновесных цен, сложившихся по итогам конкурентного отбора ценовых заявок на
сутки вперед в группе точек поставки j-той АЭС/ГЭС (ГАЭС) в текущем
периоде регулирования, информации об основных макроэкономических показателях
прогноза социально-экономического развития Российской Федерации на i-й
год, а также коммерческого оператора оптового рынка, совета рынка.
17. Расчет выручки от реализации электрической
мощности по результатам конкурентного отбора мощности проводится по формуле:
, (24)
где
NКОМij -
объем мощности j-ой АЭС/ГЭС (ГАЭС), поставляемый на оптовый рынок в
соответствующем периоде регулирования, определенный по результатам
конкурентного отбора мощности в соответствующем периоде регулирования, за
исключением объема потребления мощности на собственные и (или) хозяйственные
нужды соответствующего генерирующего объекта и объема мощности, поставляемого
на оптовый рынок по регулируемым договорам;
- прогнозируемая/фактическая цена мощности j-ой
АЭС/ГЭС (ГАЭС), определенная по результатам конкурентного отбора мощности в
соответствующем периоде регулирования.
18. Расчет выручки от реализации электрической
энергии и мощности, продаваемых по регулируемым договорам, проводится по
формуле:
, (25)
где:
- прогнозируемый в соответствии со сводным
балансом/фактический объем электрической энергии, продаваемой по регулируемым
договорам;
TЭРеij -
тариф на электрическую энергию по регулируемым договорам, установленный ФСТ
России на соответствующий период;
- прогнозируемый в соответствии со сводным
балансом/фактический объем мощности по регулируемым договорам;
ТМРегij - тариф
на мощность по регулируемым договорам, установленный ФСТ России на
соответствующий период.
19. Расчет выручки от реализации электрической
энергии и мощности, производимых с использованием АЭС/ГЭС (ГАЭС), поставляющих
мощность и электрическую энергию в вынужденном режиме, проводится по формуле:
, (26),
где:
WВЫнij -
прогнозируемый в соответствии со сводным балансом объем электрической энергии,
производимой с использованием АЭС/ГЭС (ГАЭС), поставляющей электрическую
энергию и мощность в вынужденном режиме;
ЦЭВынij - цена
на электрическую энергию, производимую с использованием АЭС/ГЭС (ГАЭС), поставляющей
электрическую энергию и мощность в вынужденном режиме, установленная ФСТ России
на соответствующий период;
NЭВынij - прогнозируемый в соответствии со сводным
балансом объем располагаемой мощности, производимой с использованием АЭС/ГЭС
(ГАЭС), поставляющей электрическую энергию и мощность в вынужденном режиме, за
исключением объема потребления мощности на собственные и (или) хозяйственные
нужды соответствующего генерирующего объекта;
- цена на мощность, производимую с
использованием АЭС/ГЭС (ГАЭС), поставляющей электрическую энергию и мощность в
вынужденном режиме, определенная ФСТ России на соответствующий период без учета
расходов на отчисления для формирования резерва развития, определенных в
соответствии с постановлением Правительства Российской Федерации от 30.01.2002
N 68.
______________________________
*
Далее по тексту Методических указаний - генерирующая компания.
