В соответствии с законодательством Российской Федерации государственное регулирование тарифов может производиться отдельно в отношении электрической энергии, поставляемой населению, в пределах социальной нормы потребления и сверх социальной нормы потребления, определяемой в установленном порядке.
3 группа. Прочие потребители
В целях формирования бюджетной политики в группе "Прочие потребители" потребители, финансируемые за счет средств бюджетов соответствующих уровней, указываются отдельной строкой (далее - Бюджетные потребители).
К группе "прочие потребители" относятся физические лица, осуществляющие профессиональную деятельность (в том числе нотариусы, адвокаты, врачи) в жилом отдельно выделенном помещении, для которого в обязательном порядке должен быть установлен прибор учета электроэнергии, потребляемой для целей осуществления указанной деятельности. При отсутствии прибора учета электроэнергии данный объем определяется в порядке, установленном Правилами функционирования розничных рынков электрической энергии в переходный период реформирования электроэнергии.
(абзац введен Приказом ФСТ России от 31.12.2009 N 558-э/1)
Тарифы на электрическую энергию, отпускаемую потребителям, дифференцируются по уровням напряжения в соответствии с положениями раздела VIII настоящих Методических указаний:
- высокое (110 кВ и выше);
- среднее первое (35 кВ);
- среднее второе (20-1 кВ);
- низкое (0,4 кВ и ниже).
Установленные настоящим пунктом тарифные группы потребителей могут быть дифференцированы на потребителей, расположенных в пределах технологически изолированных территориальных электроэнергетических систем и расположенных в пределах Единой энергетической системы России.
(абзац введен Приказом ФСТ России от 31.07.2007 N 138-э/6)
4 группа. Организации, оказывающие услуги по передаче
электрической энергии, приобретающие ее в целях
компенсации потерь в сетях, принадлежащих данным
организациям на праве собственности или ином
законном основании
(введено Приказом ФСТ России от 21.10.2008 N 209-э/1)
КонсультантПлюс: примечание.
В официальном тексте документа, видимо, допущена опечатка: имеется в виду пункт 49, а не пункт 49.1.
Тарифы для указанных потребителей определяются согласно пункту 49.1 едиными на всех уровнях напряжений, не дифференцируются по числу часов использования заявленной мощности.
28. 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.
Абзац исключен. - Приказ ФСТ России от 22.12.2009 N 469-э/8.
29. При расчетах тарифов на электрическую (тепловую) энергию (мощность), отпускаемую гарантирующими поставщиками, энергоснабжающими, энергосбытовыми организациями другим энергоснабжающим, энергосбытовым организациям, последние рассматриваются в качестве потребителей с учетом следующих особенностей:
(п. 29 в ред. Приказа ФСТ России от 28.11.2006 N 318-э/15)
29.1. Абзац исключен. - Приказ ФСТ России от 26.12.2011 N 823-э.
На территории субъекта Российской Федерации тарифы для населения, с учетом положений пункта 27 настоящих Методических указаний, могут рассчитываться на одном уровне, вне зависимости, от какой энергоснабжающей организации осуществляется электроснабжение населения.
29.2 При расчетах тарифов на электрическую энергию (мощность),
отпускаемую гарантирующим поставщиком другому гарантирующему
поставщику, для последнего (рассматриваемого в качестве
ПОК
потребителя) устанавливается тариф на покупную электроэнергию Т
по формуле:
ПОК
Т = (ТВ - РС) / Э, (3)
где:
ТВ - тарифная выручка ГП-покупателя по всем группам потребителей, рассчитанная как сумма произведений установленных региональным органом тарифов на электрическую энергию, поставляемую потребителям ГП-покупателя, умноженных на объем полезного отпуска указанных потребителей;
РС - собственные расходы ГП-покупателя, включая расходы из прибыли (без расходов на покупную электрическую энергию);
Э - объем покупаемой ГП-покупателем электрической энергии.
При расчетах тарифов на электрическую энергию (мощность), отпускаемую гарантирующим поставщиком энергосбытовым организациям или энергоснабжающим организациям, совмещающим виды деятельности по купле-продаже электрической энергии и по передаче электрической энергии, устанавливаются тарифы на покупную электроэнергию по формуле (3) и по формуле (4).
ПОК
Т i = (ТВ - РС ) / Э , (4)
i i i
где:
ПОК
Т i - тариф на покупную электроэнергию для i-й группы
потребителей, обслуживаемых соответствующей ЭСК или ЭСО;
ТВ - тарифная выручка ЭСК или ЭСО по i-й группе потребителей,
i
рассчитанная как сумма произведения установленного региональным
органом тарифа на электрическую энергию, поставляемую ею
потребителям, относящимся к i-й группе, на объем полезного отпуска
указанным потребителям;
РС - расходы ЭСК или ЭСО, включая расходы из прибыли (для ЭСК
i
- без расходов на покупную электроэнергию и расходов на передачу
электроэнергии, для ЭСО - без расходов на покупную
электроэнергию), связанные с поставкой электроэнергии
потребителям, относящимся к i-й группе;
Э - прогнозный объем полезного отпуска потребителям
i
электроэнергии, относящимся к i-й группе.
Тариф, устанавливаемый по формуле (3), применяется при условии, что в течение периода регулирования структура фактического полезного отпуска по категориям потребителей не изменяется в сравнении со структурой, учтенной при установлении тарифов (доля каждой из категорий потребителей не отличается более чем на 5% в большую или меньшую сторону) связи с переходом потребителей, обслуживаемых ранее соответствующей ЭСК (ЭСО), к ГП.
В противном случае применяются тарифы на покупную электроэнергию, дифференцированные по категориям потребителей, устанавливаемые в соответствии с формулой (4).
Тарифы, устанавливаемые в соответствии с данным пунктом и рассчитываемые по формулам (3) и (4), устанавливаются как одноставочные, так и двухставочные.
(абзац введен Приказом ФСТ России от 21.10.2008 N 209-э/1)
(пп. 29.2 в ред. Приказа ФСТ России от 28.11.2006 N 318-э/15)
29.3. При расчете тарифов на электрическую энергию (мощность), отпускаемую другим ЭСО, учитывается наличие в их составе всех групп потребителей, тарифы для которых устанавливаются в соответствии с настоящими Методическими указаниями.
(в ред. Приказа ФСТ России от 28.11.2006 N 318-э/15)
29.4. В случае если потребитель (покупатель, другая ЭСО) получает электрическую энергию от нескольких ЭСО (ПЭ), имеющих различную структуру поставки электрической энергии (собственная генерация, покупка у различных производителей, поставщиков, ЭСО), цены на электрическую энергию и мощность, получаемые потребителем (покупателем, другим ЭСО) от данных ЭСО (ПЭ), рассчитываются отдельно и могут быть различными.
29.5. Тарифы на тепловую энергию, отпускаемую в горячей воде, для всех потребителей в одной системе, в которой теплоснабжение потребителей осуществляется от источника (источников) тепла через общую тепловую сеть (далее - система централизованного теплоснабжения (СЦТ)), могут рассчитываться на едином уровне.
По решению регионального органа тарифы на тепловую энергию, отпускаемую в горячей воде, для всех потребителей, расположенных на территории субъекта Российской Федерации, могут рассчитываться на едином уровне.
Тарифы на тепловую энергию могут дифференцироваться по муниципальным образованиям.
29.6. Во всех случаях, в соответствии с пунктом 59 Основ ценообразования, тарифы на продукцию (услуги) организаций, осуществляющих регулируемую деятельность, установленные регулирующим органом по группам потребителей, должны обеспечивать получение в расчетном периоде регулирования указанными организациями необходимой валовой выручки.
VII. Расчет экономически обоснованного уровня
цены на электрическую энергию на шинах и тепловую энергию
на коллекторах производителей энергии (энергоснабжающей
организации) - субъекта розничного рынка
30. Калькулирование расходов, связанных с производством электрической и тепловой энергии, осуществляется в соответствии с главой 25 Налогового кодекса Российской Федерации и Постановления Правительства Российской Федерации от 6 июля 1998 г. N 700 "О введении раздельного учета затрат по регулируемым видам деятельности в энергетике".
31. Распределение расхода топлива тепловых электростанций между электрической и тепловой энергией, осуществляемое в процессе калькулирования расходов на производство электрической и тепловой энергии, производится в соответствии с действующими нормативными актами.
32. Экономически обоснованный средний одноставочный тариф (цена) продажи электрической энергии, поставляемой на региональный рынок от ПЭ, рассчитывается по формуле:
э э
Т = НВВ / Э (руб./тыс. кВт.ч), (4)
гк(ср) отп
где:
э
HBB - необходимая валовая выручка на производство
электрической энергии;
Э - отпуск электроэнергии в сеть от ПЭ.
отп
Абзац исключен. - Приказ ФСТ России от 28.11.2006 N 318-э/15.
Абзац исключен. - Приказ ФСТ России от 28.11.2006 N 318-э/15.
33. Экономически обоснованный средневзвешенный одноставочный тариф (цена) на тепловую энергию, предлагаемый ПЭ на рынок тепловой энергии, определяется по формуле:
(в ред. Приказа ФСТ России от 22.12.2009 N 469-э/8)
т т
Т = HBB / Q (руб./Гкал), (5)
гк(ср) отп
где:
т
НВВ - необходимая валовая выручка на производство тепловой
энергии (мощности);
(в ред. Приказа ФСТ России от 22.12.2009 N 469-э/8)
Q - отпуск тепловой энергии в сеть.
отп
34. Расчет экономически обоснованного двухставочного тарифа
(цены) продажи электрической энергии ПЭ производится путем
э
разделения НВВ на производство электрической энергии и на
содержание электрической мощности.
35. Расчет экономически обоснованного двухставочного тарифа (цены) продажи электрической энергии ПЭ производится по формулам:
ставка платы за электрическую энергию:
Э
SUM(З + ВН + К x П )
Э i топл i i i i
Т = ----------------------------- (руб./тыс. кВт·ч), (6)
SUM Э
i отп i
ставка платы за электрическую мощность (оплачивается ежемесячно, если иное не установлено в договоре):
э э
SUM (НВВ - К x П - З - ВН )
м i i i i топлi i
Т = ----------------------------------- (руб./МВт·мес.), (7)
SUM (N ) x М
i распi
где:
З - суммарные затраты на топливо на производство
топл i
электрической энергии на i-й электростанции, входящей в состав ПЭ
(для тепловых электростанций);
ВН - водный налог (плата за пользование водными объектами i-й
i
электростанции, входящей в состав ПЭ) (для гидравлических
электростанций);
Э
П - прибыль i-й электростанции ПЭ, относимая на производство
i
электрической энергии (мощности);
К - коэффициент, равный для i-й электростанции ПЭ:
i
- отношению суммы З к сумме переменных и
топл i
условно-постоянных расходов (но не более 0,5) (для тепловых
электростанций);
- 0,5 (для гидравлических электростанций);
Э - отпуск электрической энергии с шин i-й
отп i
электростанции, входящей в состав ПЭ;
N - располагаемая электрическая мощность i-й
распi
электростанции, входящей в состав ПЭ, учтенная в сводном
прогнозном балансе производства и поставок электрической энергии;
М - число месяцев в периоде регулирования.
(п. 35 в ред. Приказа ФСТ России от 31.12.2009 N 558-э/1)
36. Тариф (цена) продажи тепловой энергии от ПЭ (ЭСО) рассчитывается для всех потребителей (покупателей) данного ПЭ (ЭСО) или дифференцируется по СЦТ при условии раздельного учета расходов по каждой из них.
37. Расчет тарифов продажи тепловой энергии предусматривает определение двухставочных тарифов или одноставочных тарифов.
(в ред. Приказа ФСТ России от 22.12.2009 N 469-э/8)
Расчет двухставочного тарифа продажи тепловой энергии
т
производится путем разделения НВВ на производство тепловой
энергии и на содержание мощности.
Расчет одноставочного тарифа производится по формуле (5) настоящих Методических указаний. При установлении одноставочного тарифа (цены) на тепловую энергию в решении об установлении тарифа на тепловую энергию указывается топливная составляющая тарифа, определяемая по формулам (8) и (9) настоящих Методических указаний.
(в ред. Приказа ФСТ России от 22.12.2009 N 469-э/8)
38. Расчет двухставочных тарифов продажи тепловой энергии с коллекторов генерирующих источников производится по формулам:
38.1. Ставка платы за тепловую энергию:
- по k-й ступени параметров пара s-того источника пара
ТЭ -3
Т = b x Ц x 10 (руб./Гкал) (8)
s, k s, k s
- по I-му источнику горячей воды
ТЭ -3
Т = b x Ц x 10 (руб./Гкал) (9)
i i i
где:
b , b - удельные расходы условного топлива на тепловую
s, k i
энергию, отпускаемую соответственно в паре k-й ступени параметров
s-м источником и в горячей воде i-м источником, кг у.т./Гкал;
Ц , Ц - цена условного топлива, используемого соответственно
s i
s-м и i-м источниками тепла, руб./т у.т.
(п. 38.1 в ред. Приказа ФСТ России от 22.12.2009 N 469-э/8)
38.2. Ставка платы за тепловую мощность рассчитывается на едином уровне для всех генерирующих источников тепла (в паре и горячей воде) ПЭ (ЭСО) по формуле:
Т m L ТЭ r n ТЭ
НВВ - SUM x SUM (Т x Q ) - SUM x SUM (Т x Q )
ТМ s=1 k=1 s, k s, k j=1 i=1 i i
Т = --------------------------------------------------------- x K, тыс. руб. в месяц (Гкал/ч) (10)
Э, м m L r n
(SUM x SUM x p + SUM x SUM x p ) x M
s=1 k=1 s, k j=1 i=1 i
где:
Т
НВВ - необходимая валовая выручка ПЭ (ЭСО) по отпуску
тепловой энергии в паре и горячей воде, тыс. руб.;
Q , Q - количество тепловой энергии, отпускаемой
s, k i
соответственно s-м источником в паре k-й ступени параметров и i-м
источником в горячей воде, тыс. Гкал;
p , p - соответственно установленные тепловые мощности
s, k i
s-го источника в теплоносителе "пар" k-й ступени параметров и i-го
источника в теплоносителе "горячая вода", Гкал/ч;
L, m - количество соответственно ступеней параметров пара на
s-м источнике и источников пара у ПЭ (ЭСО);
n, r - количество соответственно источников горячей воды в СЦТ
и СЦТ у ПЭ (ЭСО).
K - соотношение суммарной установленной тепловой мощности
генерирующих источников ПЭ (ЭСО) и суммарной тепловой нагрузки по
совокупности договоров теплоснабжения потребителей тепловой
энергии в паре и горячей воде, заключенных ПЭ (ЭСО) на
регулируемый период, рассчитываемое по формуле:
m L r n
(SUM x SUM x p + SUM x SUM x p )
s=1 k=1 s, k j=1 i=1 i
K = --------------------------------------, (10.1)
P
где:
P - суммарная тепловая нагрузка по совокупности договоров
теплоснабжения потребителей тепловой энергии в паре и горячей
воде, заключенных с ПЭ (ЭСО) на регулируемый период, тыс.
Гкал/час.
В решении об установлении тарифов на тепловую энергию (мощность), поставляемую ПЭ (ЭСО) на розничный рынок, указывается величина коэффициента К, которая была принята при расчете тарифов.
(п. 38.2 в ред. Приказа ФСТ России от 22.12.2009 N 469-э/8)
39. Исключен. - Приказ ФСТ России от 22.12.2009 N 469-э/8.
40. 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.
41. Для расчета тарифов (цен) используются следующие материалы:
баланс мощности ПЭ (ЭСО) в годовом совмещенном максимуме графика электрической нагрузки ОЭС (Таблицы П1.1, П1.1.2);
расчет полезного отпуска электрической энергии по ПЭ (ЭСО) (Таблицы П1.2, П1.2.2);
расчет полезного отпуска тепловой энергии ЭСО (ПЭ) (Таблица П1.7);
структура полезного отпуска тепловой энергии (Таблица П1.8);
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 технологические цели (Таблица П1.12);
расчет суммы платы за пользование водными объектами предприятиями гидроэнергетики (водный налог) (Таблица П1.14);
смета расходов (Таблица 1.15);
расчет расходов на оплату труда (Таблица П1.16);
расчет амортизационных отчислений на восстановление основных производственных фондов (Таблица П1.17);
калькуляция расходов, связанных с производством и передачей электрической энергии (Таблица П1.18, П1.18.1);
калькуляция расходов, связанных с производством и передачей 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 (Таблицы 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 электрическую энергию (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 СЦТ (ЭСО) (Таблица П1.28);
расчет ставок платы за тепловую мощность для потребителей пара и горячей воды по СЦТ (ЭСО) (таблица П1.28.1);
расчет дифференцированных ставок за тепловую энергию для потребителей пара различных параметров и горячей воды (по СЦТ) (Таблица П1.28.2);
расчет экономически обоснованных тарифов на тепловую энергию (мощность) по группам потребителей (Таблица П1.28.3);
укрупненная структура тарифа на электрическую энергию для потребителей (Таблица П1.29);
программу производственного развития (план капвложений), согласованную в установленном порядке;
расчет размера выпадающих доходов или дополнительно полученной выгоды в предшествующий период регулирования, выявленных на основании официальной отчетности или по результатам проверки хозяйственной деятельности;
бухгалтерскую и статистическую отчетность на последнюю отчетную дату;
другие дополнительные материалы в соответствии с формой и требованиями, предъявляемыми регулирующим органом.
42. При заполнении таблиц указываются отчетные (ожидаемые) показатели базового периода, определяемые по текущим показателям года, предшествующего расчетному, а также, при необходимости, фактические данные за предыдущий год.
При комплексном теплоснабжении, когда выработка тепловой энергии в отопительных и производственно-отопительных котельных, ее передача, распределение и реализация независимо от вида тепловых нагрузок производится одним юридическим лицом, не относящимся к электроэнергетике, расчеты тарифов на тепловую энергию и платы за ее передачу по решению регионального органа могут осуществляться по упрощенной методике с сокращением объема информационных и обосновывающих материалов и без представления данных раздельного учета расходов на производство, передачу, распределение и реализацию тепловой энергии.
VIII. Расчет тарифа на услуги по передаче электрической
энергии по региональным электрическим сетям
43. Расчет тарифа на 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 (собственников);
поддержание в пределах государственных стандартов качества передаваемой электрической энергии;
содержание в соответствии с техническими требованиями к устройству и эксплуатации собственных электроустановок и электрических сетей, технологического оборудования, зданий и энергетических сооружений, связанных с эксплуатацией электрических сетей.
44. Размер тарифа на услуги по передаче электрической энергии рассчитывается в виде экономически обоснованной ставки, которая в свою очередь дифференцируется по четырем 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 первом напряжении: (СН1) 35 кВ;
на среднем втором напряжении: (СН 11) 20 - 1 кВ;
на низком напряжении: (НН) 0,4 кВ и ниже.
КонсультантПлюс: примечание.
О применении пункта 45 см. информационное письмо ФСТ России от 24.03.2006 N ЕЯ-1433/14.
45. При расчете тарифа на услуги по передаче электрической энергии за уровень напряжения принимается значение питающего (высшего) напряжения центра питания (подстанции) независимо от уровня напряжения, на котором подключены электрические сети потребителя (покупателя, ЭСО), при условии, что граница раздела балансовой принадлежности электрических сетей рассматриваемой организации и потребителя (покупателя, ЭСО) устанавливается на: выводах проводов из натяжного зажима портальной оттяжки гирлянды изоляторов воздушных линий (ВЛ), контактах присоединения аппаратных зажимов спусков ВЛ, зажимах выводов силовых трансформаторов со стороны вторичной обмотки, присоединении кабельных наконечников КЛ в ячейках распределительного устройства (РУ), выводах линейных коммутационных аппаратов, проходных изоляторах линейных ячеек, линейных разъединителях.
46. При определении тарифа на услуги по передаче электрической энергии (мощности) по указанным четырем 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 указанных потребителей.
47. Расчетный объем необходимой валовой выручки (НВВ )
сети
сетевой организации, осуществляющей деятельность по передаче
электрической энергии по сетям высокого, среднего первого,
среднего второго 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;
- суммы прибыли, отнесенной на передачу электрической энергии.
48. Необходимая валовая выручка НВВ распределяется по
сети
уровням напряжения по следующим формулам:
п пр
НВВ = Р + Р (11)
вн вн вн
п
Р = А + ПРН + НИ (11.1)
вн вн вн вн
У
пр п вн
Р = (НВВ - Р ) x ------ (11.2)
вн SUMУ
п пр
НВВ = Р + Р (11.3)
сн1 сн1 сн1
п
Р = А + ПРН + НИ (11.4)
сн1 сн1 сн1 сн1
У
пр п сн1
Р = (НВВ - Р ) x ------ (11.5)
сн1 SUMУ
п пр
НВВ = Р + Р (11.6)
сн11 сн11 сн11
п
Р = А + ПРН + НИ (11.7)
сн11 сн11 сн11 сн11
У
пр п сн11
Р = (НВВ - Р ) x ------- (11.8)
сн11 SUMУ
п пр
НВВ = Р + Р (11.9)
нн нн нн
п
Р = А + ПРН + НИ (11.10)
нн нн нн нн
У
пр п нн
Р = (НВВ - Р ) x ------, (11.11)
нн SUMУ
где:
НВВ - суммарный расчетный объем необходимой валовой выручки,
обеспечивающей компенсацию экономически обоснованных расходов (с
учетом расходов из прибыли) на осуществление деятельности по
передаче электрической энергии;
НВВ , НВВ , НВВ и НВВ - расчетный объем необходимой
вн сн1 сн11 нн
валовой выручки, обеспечивающей компенсацию экономически
обоснованных расходов (с учетом расходов из прибыли) на
осуществление деятельности по передаче электрической энергии
соответственно по сетям (объектам электросетевого хозяйства)
высокого, среднего первого, среднего второго и низкого напряжения;
А , А , А , А - амортизационные отчисления на полное
вн сн1 сн11 нн
восстановление основных производственных фондов, по принадлежности
к тому или иному уровню напряжения в соответствии с Приложением 2
(таблицы 2.1 и 2.2). Прочая амортизация в целях определения НВВ
для каждого уровня напряжения учитывается в составе прочих
(распределяемых) расходов; ПРН , ПРН , ПРН , ПРН - прямые
вн сн1 сн11 нн
расходы из прибыли на производственное развитие (с учетом налога
на прибыль), относимые, соответственно, на ВН, СН1, СН11, НН:
по ВЛЭП и КЛЭП - в соответствии с таблицей 2.1 Приложения 2;
по подстанциям, трансформаторным подстанциям, комплексным
трансформаторным подстанциям и распределительным пунктам -
пропорционально мощности трансформатора на соответствующем уровне
напряжения;
НИ , НИ , НИ , НИ - налог на имущество, база для
вн сн1 сн11 нн
которого исчисляется в соответствии с принадлежностью такого
имущества к тому или иному уровню напряжения в соответствии с
Приложением 2 (таблицы 2.1 и 2.2). Налог на имущество,
рассчитанный от прочей базы в целях определения НВВ для каждого
уровня напряжения, учитывается в составе прочих (распределяемых)
расходов;
п
Р - суммарные прямые расходы сетевой организации, включающие
в себя амортизационные отчисления, расходы на производственное
развитие и налог на имущество;
SUMУ - сумма условных единиц по оборудованию всех уровней
напряжения, определяется в соответствии с Приложением 2;
У , У , У и У - суммы условных единиц по
вн сн1 сн11 нн
оборудованию, отнесенных соответственно к высокому, среднему
первому, среднему второму и низкому уровням напряжения,
определяемых в соответствии с Приложением 2;
пр пр пр пр
Р , Р , Р , Р - прочие расходы сетевой организации,
вн сн1 сн11 нн
относимые на соответствующий уровень напряжения и рассчитываемые
по формулам (11.2), (11.5), (11.8) и (11.11).
Объекты электросетевого хозяйства учитываются на
соответствующем уровне напряжения согласно условным единицам.
В целях раздельного учета в НВВ расходов на содержание
вн
объектов электросетевого хозяйства, относимых к единой
национальной (общероссийской) электрической сети (ЕНЭС) и не
относимых к ЕНЭС, указанные расходы региональным органом
рекомендуется распределять в соответствии с Приложением N 3.
Передача электрической энергии из сетей территориальной сетевой организации, расположенной в одном субъекте Российской Федерации, в сеть территориальной сетевой организации, расположенной в другом субъекте Российской Федерации (далее - транзит), учитывается при установлении тарифов на передачу электрической энергии обеих сетевых организаций, если по итогам предыдущего периода регулирования из сетей одной из сетевых организаций (первая сетевая организация) в сеть другой (вторая сетевая организация) была передана электрическая энергия в большем объеме, чем было передано в ее сети. При этом вторая сетевая организация является плательщиком за транзит (организация-плательщик), а первая сетевая организация является получателем за транзит (организация-получатель).
(абзац введен Приказом ФСТ России от 28.11.2006 N 318-э/15)
Расходы территориальной сетевой организации-плательщика на оплату транзита включаются в экономически обоснованные расходы, учитываемые при установлении тарифа на услуги по передаче электрической энергии для иных потребителей ее услуг. Доходы от предоставления транзита по сетям сетевой организации-получателя и доходы от услуг по передаче электрической энергии, предоставляемых ею иным потребителям, должны суммарно обеспечивать ее необходимую валовую выручку.
(абзац введен Приказом ФСТ России от 28.11.2006 N 318-э/15)
КонсультантПлюс: примечание.
Приказом ФСТ России от 21.10.2008 N 209-э/1 пункты 49, 50, 52, 53 исключены. В данной редакции документа пунктами 49, 50, 52 считаются соответственно пункты 54, 54.1, 54.2 предыдущей редакции данного документа.
Расчет размера платы за указанную услугу производится в соответствии с пунктами 49, 50, 51, 52 и 53 настоящих Методических указаний, при этом величина заявленной мощности в отношении транзита определяется исходя из величины сальдированного перетока электроэнергии (мощности) по итогам предыдущего периода регулирования.
(абзац введен Приказом ФСТ России от 28.11.2006 N 318-э/15)
Расходы территориальной сетевой организации, связанные с временным осуществлением функций гарантирующего поставщика, не компенсируемые сбытовой надбавкой, подлежат компенсации путем их включения в следующем периоде регулирования в состав тарифов на услуги по передаче электрической энергии (в том числе в состав их предельных уровней), устанавливаемых в отношении потребителей, которые обслуживались в предыдущем периоде регулирования этой организацией, выступавшей в качестве гарантирующего поставщика, пропорционально отпуску электрической энергии указанным потребителям в предыдущем периоде регулирования.
(абзац введен Приказом ФСТ России от 30.01.2007 N 14-э/14)
49. Исключен. - Приказ ФСТ России от 21.10.2008 N 209-э/1.
49. Расчет тарифов на услуги по передаче электрической энергии осуществляется с учетом необходимости обеспечения равенства тарифов на услуги по передаче электрической энергии для всех потребителей услуг, расположенных на территории соответствующего субъекта Российской Федерации и принадлежащих к одной группе (категории) из числа тех, по которым пунктом 27 настоящих Методических указаний предусмотрена дифференциация тарифов на электрическую энергию (мощность).
(в ред. Приказа ФСТ России от 21.10.2008 N 209-э/1)
КонсультантПлюс: примечание.
В соответствии с изменениями, внесенными Приказом ФСТ России от 21.10.2008 N 209-э/1, пункты 54.1, 54.2 считаются соответственно пунктами 50, 52.
Расчет единых на территории субъекта Российской Федерации тарифов на услуги по передаче электрической энергии, дифференцированных по уровням напряжения, для потребителей услуг по передаче электрической энергии (кроме сетевых организаций) (далее в данном пункте, а также в пунктах 54.1 и 54.2 - потребители), независимо от того, к сетям какой сетевой организации они присоединены (далее - единые (котловые) тарифы), производится на основе НВВ, рассчитанной в соответствии с пунктом 47 Методических указаний для каждой сетевой организации, расположенной на территории субъекта Российской Федерации. Указанная НВВ дифференцируется по уровням напряжения в соответствии с пунктом 48 Методических указаний.
Единые (котловые) тарифы на услуги по передаче электрической энергии на территории субъекта Российской Федерации устанавливаются одновременно в двух вариантах:
- двухставочный;
- одноставочный.
(абзац введен Приказом ФСТ России от 31.12.2009 N 558-э/1)
Для расчета единых (котловых) тарифов на территории субъекта Российской Федерации на каждом уровне напряжения суммируются НВВ всех сетевых организаций по соответствующему уровню напряжения.
Для территориальных сетевых организаций, находящихся в пределах технологически изолированных территориальных электроэнергетических систем, единые (котловые) тарифы устанавливаются отдельно.
Индивидуальные тарифы на услуги по передаче электрической энергии, которые территориальные сетевые организации оказывают друг другу, то есть для взаиморасчетов пары сетевых организаций (далее - индивидуальные тарифы), определяются исходя из разности между тарифной выручкой сетевой организации - получателя услуги по передаче электрической энергии, получаемой ею от потребителей электрической энергии на всех уровнях напряжения, и необходимой валовой выручкой (с учетом расходов на оплату нормативных технологических потерь в сетях и средств, получаемых (оплачиваемых) от других сетевых организаций).
(в ред. Приказа ФСТ России от 23.11.2007 N 385-э/1)
Расходы территориальной сетевой организации на оплату предоставляемых ей услуг по передаче электрической энергии прочими сетевыми организациями включаются в экономически обоснованные расходы, учитываемые при установлении тарифа на услуги по передаче электрической энергии электрической энергии для иных потребителей ее услуг, а доходы от предоставления услуги сетевой организации, предоставляющей услугу по передаче электрической энергии, и доходы от услуг по передаче электрической энергии, предоставляемых иным потребителям, должны суммарно обеспечивать необходимую валовую выручку данной организации.
Установление единых (котловых) тарифов, дифференцированных по уровням напряжения, и индивидуальных тарифов осуществляется на основании показателей, представленных в Таблице N П1.30.
(пункт в ред. Приказа ФСТ России от 31.07.2007 N 138-э/6)
50. Исключен. - Приказ ФСТ России от 21.10.2008 N 209-э/1.
50. Расчет двухставочных единых (котловых) тарифов предусматривает определение двух ставок:
- единой ставки на содержание электрических сетей
соответствующего уровня напряжения в расчете за МВт заявленной
СОД СОД СОД СОД
мощности потребителя Т , Т , Т и Т ;
ВН СН1 СН2 НН
- единой ставки на оплату технологического расхода (потерь)
электроэнергии в процессе ее передачи потребителям по сетям
соответствующего уровня напряжения, определяемого исходя из
сводного прогнозного баланса производства и поставок электрической
энергии (мощности) в рамках Единой энергетической системы России
по субъектам Российской Федерации, рассчитанного с учетом
нормативных технологических потерь, утверждаемых Министерством
ПОТ ПОТ ПОТ ПОТ
энергетики Российской Федерации, Т , Т , Т и Т .
ВН СН1 СН2 НН
СОД СОД СОД
Ставки на содержание электрических сетей Т , Т , Т и
ВН СН1 СН2
СОД
Т на соответствующем уровне напряжения определяются следующим
НН
образом:
Высокое напряжение 110 кВ и выше
SUM НВВ
СОД ВН
Т = -----------------------------, (15.4)
ВН ПО СН1 СН2
SUM(N + N + N ) x М
ВН ВН ВН
руб./МВт в месяц
Среднее напряжение первого уровня 35 кВ
СОД СН1
SUM НВВ + (Т x SUM N x М)
СОД СН1 ВН ВН
Т = -----------------------------------, (15.5)
СН1 ПО СН2 НН
SUM(N + N + N ) x М
СН1 СН1 СН1
руб./МВт в месяц
Среднее напряжение второго уровня 20-1 кВ
СОД СН2 СОД СН2
SUM НВВ + (Т x SUM N x М) + (Т x SUM N x М)
СОД СН2 ВН ВН СН1 СН1
Т = -----------------------------------------------------------, (15.6)
СН2 ПО НН
SUM(N + N ) x М
СН2 СН2
руб./МВт в месяц
Низкое напряжение 0,4 кВ и ниже
СОД НН СОД НН
SUM НВВ + (Т x SUM N x М) + (Т x SUM N x М)
СОД НН СН1 СН1 СН2 СН2
Т = -----------------------------------------------------------, (15.7)
НН ПО
SUM N x М
НН
руб./МВт в месяц
где:
ПО
N - заявленная мощность потребителей, присоединенных к
НН
сетевой организации (i, r) на низком уровне напряжения (НН), МВт;
ПО
N - заявленная мощность потребителей, присоединенных к
СН2
сетевой организации (i, r) на среднем втором уровне
напряжения (СН2), без учета объема мощности опосредованно (через
энергетические установки производителя электрической энергии)
присоединенных к электрической сети потребителей, в соответствии с
пунктом 55 настоящих Методических указаний, МВт;
ПО
N - заявленная мощность потребителей, присоединенных к
СН1
сетевой организации (i, r) на среднем первом уровне напряжения
(СН1), с учетом заявленной мощности опосредованно присоединенных к
электрической сети потребителей, не учтенной на среднем втором
уровне напряжения при условии, что наивысшее напряжение
производителя электроэнергии соответствует среднему первому уровню
напряжения, МВт;
ПО
N - заявленная мощность потребителей, присоединенных к
ВН
сетевой организации (i, r) на высоком уровне напряжения (ВН), с
учетом заявленной мощности опосредованно присоединенных к
электрической сети потребителей, не учтенной на среднем втором
уровне напряжения при условии, что наивысшее напряжение
производителя электроэнергии соответствует высокому уровню
напряжения, МВт;
НН
N - заявленная мощность потребителей, присоединенных к
СН2
сетевой организации на уровне напряжения НН, и трансформированная
с уровня напряжения СН2, учтенная в сводном прогнозном балансе
производства и поставок электрической энергии (мощности), МВт;
НН
N - заявленная мощность потребителей, присоединенных к
СН1
сетевой организации на уровне напряжения НН, и трансформированная
с уровня напряжения СН1, учтенная в сводном прогнозном балансе
производства и поставок электрической энергии (мощности), МВт;
СН2
N - заявленная мощность потребителей, трансформированная с
СН1
уровня напряжения СН1 на уровень напряжения СН2, учтенная в
сводном прогнозном балансе производства и поставок электрической
энергии (мощности), МВт;
СН2
N - заявленная мощность потребителей, трансформированная с
ВН
уровня напряжения ВН на уровень напряжения СН2, учтенная в сводном
прогнозном балансе производства и поставок электрической энергии
(мощности), МВт;
СН1
N - заявленная мощность потребителей, трансформированная с
ВН
уровня напряжения ВН на уровень напряжения СН1, учтенная в сводном
прогнозном балансе производства и поставок электрической энергии
(мощности), МВт;
НВВ , НВВ , НВВ и НВВ - НВВ на соответствующем
ВН СН1 СН2 НН
уровне напряжения, руб.
Знак SUM означает суммирование по сетевым организациям
субъекта Российской Федерации.
Ставки на оплату технологического расхода (потерь)
ПОТ ПОТ СОД СОД
электроэнергии Т , Т , Т и Т на соответствующем уровне
ВН СН1 СН2 НН
напряжения определяются следующим образом:
Высокое напряжение 110 кВ и выше
ПОТ
SUM З
ПОТ ВН
Т = ------------------------, (15.8)
ВН ПО СН1 СН2 руб./МВт·ч
SUM(Э + Э + Э )
ВН ВН ВН
ПОТ ЭС ПОТ
З = Т x Э , (15.9)
ВН ВН тыс. руб.
Среднее напряжение первого уровня 35 кВ
ПОТ
SUM З
ПОТ СН1
Т = -------------------------, (15.10)
СН1 ПО СН2 НН руб./МВт·ч
SUM(Э + Э + Э )
СН1 СН1 СН1
ПОТ ЭС ПОТ СН1
З = (Т x Э ) + ДельтаЗ , (15.11)
СН1 СН1 НВ тыс. руб.
СН1 ПОТ СН1
ДельтаЗ = Т x Э , (15.12)
ВН ВН ВН тыс. руб.
Среднее напряжение второго уровня 20-1 кВ
ПОТ
SUM З
ПОТ СН2
Т = ------------------, (15.13)
СН2 ПО НН руб./МВт·ч
SUM(Э + Э )
СН2 СН2
ПОТ ЭС ПОТ СН2 СН2
З = (Т x Э ) + ДельтаЗ + ДельтаЗ , (15.14)
СН2 СН2 ВН СН1 тыс. руб.
СН2 ПОТ СН2
ДельтаЗ = Т x Э , (15.15)
ВН ВН ВН тыс. руб.
СН2 ПОТ СН2
ДельтаЗ = Т x Э , (15.16)
СН1 СН1 СН1 тыс. руб.
Низкое напряжение 0,4 кВ и ниже
ПОТ
SUM З
ПОТ НН
Т = ----------, (15.17)
НН ПО руб./МВт·ч
SUM Э
НН
ПОТ ЭС ПОТ НН НН
З = (Т x Э ) + ДельтаЗ + ДельтаЗ , (15.18)
НН НН СН1 СН2 тыс. руб.
НН ПОТ НН
ДельтаЗ = Т x Э , (15.19)
СН1 СН1 СН1 тыс. руб.
НН ПОТ НН
ДельтаЗ = Т x Э , (15.20)
СН2 СН2 СН2 тыс. руб.
где:
ПО ПО ПО ПО
Э , Э , Э и Э - плановый отпуск из сети электроэнергии
ВН СН1 СН2 НН
потребителям на ВН, СН1, СН2 и НН, млн. кВт.ч;
СН1 СН2 СН2 НН НН
Э , Э , Э , Э и Э - плановая трансформация
ВН ВН СН1 СН1 СН2
электроэнергии из сети более высокого уровня напряжения (нижний
индекс) в смежную сеть более низкого уровня напряжения (верхний
индекс), МВт;
ПОТ ПОТ ПОТ ПОТ
З , З , З , З - расходы на оплату потерь в сетях
ВН СН1 СН2 НН
соответствующего уровня напряжения, ВН, СН1, СН2 и НН, тыс. руб.;
ПОТ ПОТ ПОТ ПОТ
Э , Э , Э и Э - величина технологического расхода
ВН СН1 СН2 НН
(потерь) электроэнергии в сети на ВН, СН1, СН2 и НН,
соответственно, млн. кВт.ч;
СН1 СН2 СН2 НН НН
ДельтаЗ , ДельтаЗ , ДельтаЗ , ДельтаЗ и ДельтаЗ -
ВН ВН СН1 СН1 СН2
|
