Заседание Наблюдательного совета НП «Совет рынка»

Заседание Наблюдательного совета НП «Совет рынка»
от 28 октября 2013 года по вопросу № 2
«Об изменениях и дополнениях к Договору
о присоединении к торговой системе оптового рынка»
Изменения, связанные с уточнениями в регламенте определения параметров расчета цены по ДПМ
Инициатор: ОАО «АТС».
Обоснование: представленные изменения уточняют формулировки, термины и используемые переменные в Регламенте определения параметров,
необходимых для расчета цены мощности по ДПМ.
Дата вступления в силу: 1 ноября 2013 года.
Предложения по изменениям и дополнениям в РЕГЛАМЕНТ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ПАРАМЕТРОВ, НЕОБХОДИМЫХ ДЛЯ
РАСЧЕТА ЦЕНЫ ПО ДОГОВОРАМ О ПРЕДОСТАВЛЕНИИ МОЩНОСТИ (Приложение № 19.6 к Договору о
присоединении к торговой системе оптового рынка)
№
пункта
1.2
Редакция, действующая на момент
вступления в силу изменений
Предлагаемая редакция
(изменения выделены цветом)
Сфера действия
Сфера действия
Положения настоящего Регламента распространяются:
Положения настоящего Регламента распространяются:
1) на поставщиков электрической энергии и мощности – участников
оптового рынка,
1) на участников оптового рынка – поставщиков электрической
энергии и мощности, являющихся продавцами по ДПМ,
2) СО,
2) СО,
3) СР,
3) СР,
4) КО.
4) КО.
Параметры, определенные в соответствии с настоящим Регламентом,
применяются для расчета стоимости мощности по ДПМ участника
оптового рынка, владеющего на праве собственности или на ином
законном основании объектом генерации по ДПМ, или участника оптового
рынка, который приобрел объект генерации по ДПМ, в том числе в
порядке правопреемства, а также для определения расчетной цены,
используемой в целях расчета штрафов по ДПМ (далее – расчетной цены).
Параметры, определенные в соответствии с настоящим
Регламентом, применяются для расчета цены по ДПМ участника оптового
рынка, владеющего на праве собственности или на ином законном
основании объектом генерации по ДПМ, или участника оптового рынка,
который приобрел объект генерации по ДПМ, в том числе в порядке
правопреемства, а также для определения расчетной цены, используемой в
целях расчета штрафов по ДПМ (далее – расчетной цены).
Параметры, определенные в соответствии с настоящим Регламентом,
применяются для расчета стоимости мощности по ДПМ в отношении
участника оптового рынка – продавца по ДПМ, а также для определения
расчетной цены и в случае смены собственника объекта генерации по ДПМ
при условии сохранения права продажи мощности за продавцом по ДПМ.
Параметры, определенные в соответствии с настоящим Регламентом,
применяются для расчета цены по ДПМ в отношении участника оптового
рынка – продавца по ДПМ, а также для определения расчетной цены и в
случае смены собственника объекта генерации по ДПМ при условии
сохранения права продажи мощности за продавцом по ДПМ.
Определение величин ставок налога на прибыль и налога на Определение величин ставок налога на прибыль и налога на
имущество, используемых при определении цены мощности по
имущество, используемых при определении цены мощности
ДПМ
по ДПМ
2.1
При определении цены мощности объекта генерации по ДПМ КО,
на основании решения Правления КО, использует величины ставок налога
на прибыль и налога на имущество, указанные продавцом по
соответствующему ДПМ в Уведомлении о налоговых ставках, действующих
в субъектах Российской Федерации, в которых расположены объекты
генерации поставщика по ДПМ (далее – Уведомление), с учетом пунктов
2.1.1–2.1.8 настоящего Регламента. При этом при расчете цены мощности
объекта генерации по ДПМ КО ставка налога на прибыль принимается
равной сумме значения ставки налога на прибыль, подлежащей
зачислению в бюджет субъекта РФ, указанной участником в Уведомлении,
и значения ставки, подлежащей зачислению в федеральный бюджет и
принимаемой равной 2% (в отношении 2011 года принимается равной
значению ставки, указанной участником в Уведомлении).
2.1.1
2.1.2
При определении цены мощности объекта генерации g по ДПМ в
году i КО использует, согласно приложению 4 к Договору о предоставлении
мощности (Приложение № Д 16, Приложение № Д 16.1 к Договору о
присоединении к торговой системе оптового рынка), величины ставок налога на
ст
прибыль НП i,g и налога на имущество НИ g,i , указанные продавцом по
соответствующим ДПМ в Уведомлении о налоговых ставках, действующих
в субъектах Российской Федерации, в которых расположены объекты
генерации продавца по ДПМ (далее – Уведомление), на год i, на
основании решения Правления КО с учетом пунктов 2.1.1–2.1.7
настоящего Регламента. При этом при расчете КО цены мощности по
ДПМ объекта генерации g в году i ставка налога на прибыль НП i,g
принимается равной сумме значения ставки налога на прибыль,
Уведомление составляется в соответствии с приложением 4 к подлежащей зачислению в бюджет субъекта РФ, указанной участником в
настоящему Регламенту и направляется в КО официально за Уведомлении на год i, и значения ставки, подлежащей зачислению в
федеральный бюджет и принимаемой равной 2%.
подписью уполномоченного лица продавца.
Уведомление должно содержать в отношении каждого объекта 2.1.1 Уведомление составляется в соответствии с приложением 4 к
настоящему Регламенту и направляется в КО официально за
генерации, мощность которого будет поставляться по ДПМ в году i,
подписью уполномоченного лица продавца.
значения:
- ставки налога на прибыль, подлежащего зачислению продавцом в 2.1.2 Уведомление должно содержать в отношении каждого объекта
генерации, мощность которого планируется к поставке по ДПМ в
году i в бюджет субъекта Российской Федерации, в котором расположен
году i, значения:
указанный объект генерации (в отношении 2011 года – значение суммы
региональной ставки налога на прибыль и федеральной составляющей
- ставки налога на прибыль, подлежащего зачислению продавцом в
налога на прибыль);
году i в бюджет субъекта Российской Федерации, в котором расположен
- ставки налога на имущество (без учета специальных льгот по налогу указанный объект генерации;
на имущество организаций), которая будет действовать в году i в субъекте
- ставки налога на имущество (без учета специальных льгот по
РФ, в котором расположен указанный объект генерации.
налогу на имущество организаций), которая будет действовать в году i в
Указанные налоговые ставки должны находиться в пределах субъекте РФ, в котором расположен указанный объект генерации.
интервалов, допустимых в соответствии с Налоговым кодексом Российской
Указанные налоговые ставки должны находиться в пределах
Федерации.
интервалов, допустимых в соответствии с Налоговым кодексом
2.1.3 Уведомление должно быть получено КО не позднее 18 часов Российской Федерации.
(время московское) 15 декабря года i-1 (за исключением
2.1.3 Уведомление должно быть получено КО не позднее 18 часов
Уведомления и приложенных актов в отношении 2011 года).
(время московское) 15 декабря года i-1.
2.1.4 В отношении 2011 года Уведомление должно быть получено КО до
2.1.4 До 18:00 1 сентября года i+1 участник оптового рынка обязан
18 часов (время московское) 14 января 2011 года.
предоставить следующие документы:
2.1.5 До 18:00 1 сентября года i+1 участник оптового рынка обязан
…
предоставить следующие документы:
…
2.1.6
2.1.6 Если в отношении какого-либо объекта генерации участником
оптового рынка не представлено в КО Уведомление в порядке и сроки,
предусмотренные подпунктами 2.1.1–2.1.4 настоящего Регламента, либо
Уведомление представлено с нарушением требований, установленных
подпунктами 2.1.1–2.1.4 настоящего Регламента (в том числе
представленное Уведомление не содержит данных о величине какой-либо
из налоговых ставок на год i для этого объекта), при расчете цены
мощности данного объекта генерации в году i применяются следующие
значения налоговых ставок, соответственно:
 ставка налога на прибыль, равная 15,5 процентов;
 ставка налога на имущество, равная 0,5 процента.
2.1.7
2.1.7 Если в отношении какого-либо объекта генерации g Уведомление,
представленное участником оптового рынка на год i, содержало значения
ставки налога на прибыль, подлежащей зачислению в бюджет субъекта
Российской Федерации (для 2011 года – значение суммы ставок налога на
прибыль, подлежащего зачислению в бюджет субъекта РФ и в
федеральный бюджет), и ставки налога на имущество, превышающие
величины, указанные в документах, представленных участником оптового
рынка в соответствии с пунктом 2.1.5 настоящего Регламента, а также если
значение ставки налога на прибыль, подлежащей зачислению в
федеральный бюджет, использованное КО при расчете цены мощности
данного объекта генерации g в году i, превышает значение ставки, по
2.1.5 Если в отношении какого-либо объекта генерации участником
оптового рынка не представлено в КО Уведомление в порядке и сроки,
предусмотренные подпунктами 2.1.1–2.1.3 настоящего Регламента, либо
Уведомление представлено с нарушением требований, установленных
подпунктами 2.1.1–2.1.3 настоящего Регламента (в том числе
представленное Уведомление не содержит данных о величине какой-либо
из налоговых ставок на год i для этого объекта), при расчете цены
мощности данного объекта генерации в году i применяются следующие
значения налоговых ставок, соответственно:
 ставка налога на прибыль НП i,g , равная 15,5 процентов;
ст
 ставка налога на имущество НИ g,i , равная 0,5 процента.
2.1.6 Если в отношении какого-либо объекта генерации g Уведомление,
представленное участником оптового рынка на год i, содержало значения
ставки налога на прибыль, подлежащей зачислению в бюджет субъекта
Российской Федерации, и ставки налога на имущество, превышающие
величины, указанные в документах, представленных участником оптового
рынка в соответствии с пунктом 2.1.4 настоящего Регламента, а также если
значение ставки налога на прибыль, подлежащей зачислению в
федеральный бюджет, использованное КО при расчете цены мощности
данного объекта генерации g в году i, превышает значение ставки, по
которой фактически был исчислен налог на прибыль в федеральный
бюджет в году i согласно документам, представленным участником
которой фактически был исчислен налог на прибыль в федеральный
бюджет в году i согласно документам, представленным участником
оптового рынка в соответствии с пунктом 2.1.5 настоящего Регламента, то
разница между соответствующими налоговыми ставками учитывается при
определении налоговой ставки, применяемой при расчете цены мощности
данного объекта генерации g в году i+2, в следующем порядке:



подтв
НП i 2, g  max 15,5; НП iуведомл
 НП iфед
 2, g
 2  НП i , g  НП i , g
,
где НП i  2, g – ставка налога на прибыль, применяемая при расчете цены
мощности объекта генерации g в году i+2;
оптового рынка в соответствии с пунктом 2.1.4 настоящего Регламента, то
разница между соответствующими налоговыми ставками учитывается при
определении налоговой ставки, применяемой при расчете цены мощности
данного объекта генерации g в году i+2, в следующем порядке:

Уведомлении, представленном участником оптового рынка в
отношении объекта генерации g на год i, и значения ставки налога
на прибыль, подлежащей зачислению в федеральный бюджет,
использованного КО при расчете цены мощности данного объекта
генерации g в году i;
– ставка налога на прибыль, по которой исчисляется налог
НПiуведомл
 2, g
на прибыль в бюджет субъекта РФ, на территории которого
расположен объект генерации g, указанная в Уведомлении,
представленном участником оптового рынка, в отношении объекта
генерации g на год i+2;
– ставка налога на прибыль, по которой исчисляется
НПiуведомл
 2, g
налог на прибыль в бюджет субъекта РФ, на территории которого
расположен объект генерации g, указанная в Уведомлении,
представленном участником оптового рынка, в отношении объекта
генерации g на год i+2;
– сумма значений ставок, по которым исчислялся налог на
НПiподтв
,g
федеральный бюджет в году i+2 в соответствии с пунктом 2.1
настоящего Регламента.
При этом если в представленных участником оптового рынка
документах указано несколько значений ставок налога на прибыль, по
которым в течение одного налогового периода исчислялся налог на
прибыль в отношении объекта генерации g в бюджет субъекта РФ, на
территории которого он расположен, то величина НПiподтв
,g
определяется (в процентах с точностью до 6 (шести) знаков после
,
НП i , g – сумма значения ставки налога на прибыль, указанной в
расчете цены мощности объекта генерации g в году i;
НП iфед
– ставка, по которой исчисляется налог на прибыль в
2

где НП i  2, g – ставка налога на прибыль, применяемая при расчете цены
мощности объекта генерации g в году i+2;
НП i , g – ставка налога на прибыль, которая применялась при
прибыль в отношении объекта генерации g за отчетный период –
год i – в федеральный бюджет и в бюджет субъекта РФ, на
территории которого он расположен, согласно представленным
участником оптового рынка документам, предусмотренным
подпунктом 2.1.5 настоящего Регламента;

подтв
НП i 2, g  max 15,5; НП iуведомл
 НП iфед
 2, g
 2  НП i , g  НП i , g
_ Суб
_ Фед
НП iподтв
 НП iподтв
 НП iподтв
,g
,g
,g
где
,
_ Суб
НП iподтв
,g
– ставка налога на прибыль, по которой исчислялся
налог на прибыль в отношении объекта генерации g за отчетный
период – год i – в бюджет субъекта РФ, на территории которого он
расположен, согласно представленным участником оптового рынка
документам, предусмотренным подпунктом 2.1.4 настоящего
Регламента;
_ Фед
НП iподтв
,g
– ставка налога на прибыль, по которой исчислялся
налог на прибыль в отношении объекта генерации g за отчетный
период – год i – в федеральный бюджет, согласно представленным
участником оптового рынка документам, предусмотренным
подпунктом 2.1.4 настоящего Регламента;
запятой) по формуле:
НП iподтв

,g
 НП
НП iфед
– ставка, по которой исчисляется налог на прибыль в
2
подтв
i , g ,t
федеральный бюджет в году i+2 в соответствии с пунктом 2.1
настоящего Регламента.
 dt
t
,
При этом если в представленных участником оптового рынка
документах указано несколько значений ставок налога на прибыль, по
где НПiподтв
– ставка налога на прибыль, по которой исчислялся налог на которым в течение одного налогового периода исчислялся налог на
, g ,t
РФ, на
прибыль в отношении объекта генерации g за отчетный период d t в прибыль в отношении объекта генерации g в бюджет субъектаподтв
_ Суб
бюджет субъекта РФ, на территории которого он расположен, указанная в территории которого он расположен, то величина НП i , g
представленных участником оптового рынка документах, при этом определяется (в процентах с точностью до 6 (шести) знаков после
продолжительность периода d t исчисляется в днях, а Di – число дней в запятой) по формуле:
году i.
НП подтв _ Суб  d
Di
Если величина НП i , g не определена, т.к. в году i дата начала
фактической поставки мощности объекта генерации g не наступила и для
данного объекта генерации g цена на поставляемую по ДПМ мощность в
году i не была рассчитана, то при определении ставки налога на прибыль
НП i  2, g , применяемой при расчете цены мощности объекта генерации g


в году i+2, значение величины НП i , g  НП iподтв
принимается равным
,g
нулю.



ст _ уведомл
ст _ подтв
НИ iст
 НИ iст
 2, g  max 0,5; НИ i  2, g
, g  НИ i , g
,
где НИ iст
 2, g – ставка налога на имущество, применяемая при расчете
цены мощности объекта генерации g в году i+2;
НИ iст
, g – ставка налога на имущество, которая применялась при
расчете цены мощности объекта генерации g в году i;
НИ
ст _ уведомл
–
i  2, g
ставка
налога
на
имущество,
указанная
в
Уведомлении, представленном участником оптового рынка, в
отношении объекта генерации g на год i+2;
_ подтв
–
НИ iст
,g
ставка налога
представленных
участником
на имущество, указанная в
оптового
рынка
документах,
_ Суб
НП iподтв

,g

i , g ,t
t
t
,
Di
_ Суб
где НП iподтв
– ставка налога на прибыль, по которой исчислялся налог
, g ,t
на прибыль в отношении объекта генерации g за отчетный период d t в
бюджет субъекта РФ, на территории которого он расположен, указанная в
представленных участником оптового рынка документах, при этом
продолжительность периода d t исчисляется в днях, а Di – число дней в
году i.
Если величина НП i , g не определена, т.к. в году i дата начала
фактической поставки мощности объекта генерации g не наступила и
для данного объекта генерации g цена на поставляемую по ДПМ
мощность в году i не была рассчитана, то при определении ставки
налога на прибыль НП i  2, g , применяемой при расчете цены мощности

объекта генерации g в году i+2, значение величины НП i , g  НП iподтв
,g
принимается равным нулю.



ст _ уведомл
ст _ подтв
НИ iст
 НИ iст
 2, g  max 0,5; НИ i  2, g
, g  НИ i , g

,
где НИ iст
 2, g – ставка налога на имущество, применяемая при расчете цены
мощности объекта генерации g в году i+2;
предусмотренных подпунктом 2.1.5 настоящего Регламента.
НИ iст
, g – ставка налога на имущество, указанная в Уведомлении,
представленном участником оптового рынка, в отношении объекта
генерации g на год i;
_ уведомл
–
НИ iст
 2, g
ставка налога на имущество, указанная в
Уведомлении, представленном участником оптового рынка, в
отношении объекта генерации g на год i+2;
_ подтв
–
НИ iст
,g
ставка
налога
на
имущество,
указанная
в
представленных участником оптового рынка документах,
предусмотренных подпунктом 2.1.4 настоящего Регламента.
2.1.8
2.1.8 Если в отношении какого-либо объекта генерации участником
оптового рынка не представлены документы в порядке и сроки,
предусмотренные подпунктом 2.1.5 настоящего Регламента, либо указанные
документы представлены с нарушением требований, установленных
подпунктом 2.1.5 настоящего Регламента, при расчете цены мощности
данного объекта генерации в году i+2 в отношении соответствующей
налоговой ставки, для подтверждения значения которой участником
оптового рынка не представлены документы или представлены с
нарушением требований, применяется следующее значение налоговой
ставки, соответственно:
o ставка налога на прибыль, равная 15,5 процентов;
o ставка налога на имущество, равная 0,5 процента.
2.2
2.1.7 Если в отношении какого-либо объекта генерации участником
оптового рынка не представлены документы в порядке и сроки,
предусмотренные подпунктом 2.1.4 настоящего Регламента, либо
указанные документы представлены с нарушением требований,
установленных подпунктом 2.1.4 настоящего Регламента, при расчете цены
мощности данного объекта генерации в году i+2 в отношении
соответствующей налоговой ставки, для подтверждения значения которой
участником оптового рынка не представлены документы или представлены
с нарушением требований, применяется следующее значение налоговой
ставки, соответственно:
o ставка налога на прибыль НП i  2,g , равная 15,5 процентов;
ст
o ставка налога на имущество НИ i  2,g , равная 0,5 процента.
Определение величины расходов по оплате технологического
присоединения, включенных в налогооблагаемую базу для
исчисления налога на имущество
Определение удельной величины расходов по оплате
технологического
присоединения,
включенных
в
налогооблагаемую базу для исчисления налога на имущество
Для расчета цены по ДПМ в году i используется уведомление,
полученное из Федеральной налоговой службы или иного
уполномоченного органа, о включении в году (i-1) в налогооблагаемую
базу для исчисления налога на имущество расходов (всех или в части) по
оплате технологического присоединения к электрическим и газовым сетям
объекта генерации, в отношении которого заключен ДПМ (с обязательным
указанием указанного генерирующего объекта).
Для расчета цены по ДПМ в году i используется уведомление,
полученное из Федеральной налоговой службы или иного
уполномоченного органа, о включении в году (i-1) в налогооблагаемую
базу для исчисления налога на имущество расходов (всех или в части) по
оплате технологического присоединения к электрическим и газовым сетям
объекта генерации, в отношении которого заключен ДПМ (с
обязательным указанием указанного генерирующего объекта).
CР при получении указанного уведомления передает в течение 3
(трех) рабочих дней в КО за подписью уполномоченного лица удельную
величину включенных в налогооблагаемую базу для исчисления налога на
имущество расходов по оплате технологического присоединения, в
соответствии с приложением 5. Удельная величина включенных в
налогооблагаемую базу для исчисления налога на имущество расходов по
оплате технологического присоединения рассчитывается как отношение
указанной в уведомлении величины, включенной в налогооблагаемую базу
для исчисления налога на имущество расходов по оплате технологического
присоединения, и величины установленной мощности, указанной в
приложении 1 к Договору о предоставлении мощности (Приложение № Д 16,
Приложение № Д 16.1 к Договору о присоединении к торговой системе оптового
рынка).
До получения КО указанного значения удельной величины,
включенной в налогооблагаемую базу для исчисления налога на имущество
расходов по оплате технологического присоединения, используемая при
расчете цены мощности объекта генерации удельная величина включенных
в налогооблагаемую базу для исчисления налога на имущество расходов по
ни
ТП g
оплате технологического присоединения
принимается равной 0
(нулю).
Для целей расчета размера штрафов (неустоек), взимаемых с продавца по
ДПМ, удельная величина включенных в налогооблагаемую базу для
исчисления налога на имущество расходов по оплате технологического
присоединения
ТП g
ни
принимается равной 0 (нулю).
При получении КО в приложении 5 соответствующего значения
удельной величины включенных в налогооблагаемую базу для исчисления
налога на имущество расходов по оплате технологического присоединения
до 2-го числа календарного месяца включительно КО учитывает указанное
значение для расчета цены на мощность начиная с месяца, в котором оно
было получено КО.
При получении КО в приложении 5 соответствующего значения
удельной величины включенных в налогооблагаемую базу для исчисления
налога на имущество расходов по оплате технологического присоединения
после 2-го числа календарного месяца КО учитывает указанное значение
для расчета цены на мощность начиная с месяца, следующего за месяцем, в
CР при получении указанного уведомления рассчитывает в
отношении расчетного месяца m удельную величину включенных в
налогооблагаемую базу для исчисления налога на имущество расходов по
оплате технологического присоединения в отношении объекта генерации
g (руб./МВт, с точностью до 2 знаков после запятой) следующим образом:
ТП
где
НИ
g ,m

ЗТП gНИ
,m
_ ДПМ ,
N gуст
,m
ЗТП gНИ
,m
– величина расходов по оплате технологического
присоединения, включенных в году (i-1) в налогооблагаемую базу для
исчисления налога на имущество в отношении объекта генерации g,
указанная в уведомлении;
_ ДПМ
– величина установленной мощности объекта генерации g
N gуст
,m
в отношении расчетного месяца m, указанная в приложении 1 к
Договору о предоставлении мощности (Приложение № Д 16, Приложение
№ Д 16.1 к Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка).
СР передает в КО за подписью уполномоченного лица
рассчитанную в отношении расчетного месяца m удельную величину
включенных в налогооблагаемую базу для исчисления налога на
имущество расходов по оплате технологического присоединения в
отношении объекта генерации g, в соответствии с приложением 5 к
настоящему Регламенту, не позднее срока, установленного настоящим
Регламентом для использования КО указанного параметра при
определении цены на мощность объекта генерации g в отношении
расчетного месяца m.
котором оно было получено КО.
В случае получения КО двух или более приложений 5 в отношении
одного и того же объекта генерации для одного и того же периода КО
учитывает значения, указанные в решении Наблюдательного совета НП
«Совет рынка», имеющем наиболее позднюю дату принятия.
2.3
Определение фактических затрат на технологическое присоединение
объекта генерации к электрическим сетям
Величина фактических затрат на технологическое присоединение объекта
генерации к электрическим сетям для целей расчета цены поставляемой по
ДПМ мощности принимается Наблюдательным советом НП «Совет рынка»
равной:
 величине платы за технологическое присоединение к сетям
ФСК и (или) к территориальным сетевым компаниям,
созданным в результате реформирования акционерных
обществ энергетики и электрификации, установленной
федеральным органом исполнительной власти в области
государственного регулирования тарифов и (или) органом
исполнительной власти субъекта Российской Федерации в
области государственного регулирования тарифов;
и (или)
 величине платы за технологическое присоединение к сетям
ФСК и (или) к территориальным сетевым компаниям,
созданным в результате реформирования акционерных
обществ энергетики и электрификации, определенной по
формуле,
установленной
федеральным
органом
исполнительной власти в области государственного
регулирования тарифов и (или) органом исполнительной
власти субъекта Российской Федерации в области
государственного регулирования тарифов (при применении
стандартизированной ставки) с учетом следующих
особенностей:
 величина стандартизированной ставки принимается
равной ставке, установленной федеральным органом
исполнительной власти в области государственного
регулирования тарифов и (или) органом исполнительной
власти субъекта Российской Федерации в области
государственного регулирования тарифов;
Определение удельной величины платы за технологическое
присоединение
объекта
генерации
к
технологической
инфраструктуре
Удельная величина платы за технологическое присоединение
объекта генерации к технологической инфраструктуре для расчета цены
по ДПМ в отношении объекта генерации g в расчетном месяце m
определяется КО с учетом особенностей, установленных разделом 6
настоящего Регламента, следующим образом:
ТП g ,m 
где
ЗТП gэ ,m  ЗТП gг ,m
N g,уст_ДПМ
m
,
ЗТП gэ,m – величина фактических затрат на технологическое
присоединение объекта генерации g к электрическим сетям в
отношении расчетного месяца m, определяемая в соответствии с
пунктом 2.4 настоящего Регламента;
ЗТП gг ,m – величина фактических затрат на технологическое
присоединение объекта генерации g к газовым сетям в отношении
расчетного месяца m, определяемая в соответствии с пунктом 2.4
настоящего Регламента;
_ ДПМ
N gуст
,m
– величина установленной мощности объекта генерации g
в отношении расчетного месяца m, указанная в приложении 1 к
Договору о предоставлении мощности (Приложение № Д 16, Приложение
№ Д 16.1 к Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка).


и (или)

объем мощности, в отношении которого осуществляется
технологическое присоединение, принимается равным
минимальному значению из величины присоединяемой
мощности, указанной в заявке на технологическое
присоединение,
содержащей
характеристики
энергоустановки
генерирующей
компании,
направленной в адрес соответствующей сетевой
организации, и величины установленной мощности,
указанной в приложении 1 к соответствующему Договору
о предоставлении мощности, увеличенной на 10 (десять)
процентов;
значения иных параметров, используемых в формуле,
принимаются равными значениям, указанным в заявке на
технологическое
присоединение,
содержащей
характеристики
энергоустановки
генерирующей
компании, направленной в адрес соответствующей
сетевой организации;
величине платы за технологическое присоединение к
прочим сетям в случае, если поставщиком оптового рынка
доказано, что данное технологическое присоединение
направлено на увеличение транзита электрической энергии
(мощности) в сети ФСК или в территориальные сетевые
компании, созданные в результате реформирования
акционерных обществ энергетики и электрификации,
установленной федеральным органом исполнительной
власти в области государственного регулирования тарифов и
(или) органом исполнительной власти субъекта Российской
Федерации в области государственного регулирования
тарифов.
Для подтверждения указанных величин участник представляет:
 заверенную соответствующим органом выписку из решения
или приказа (или заверенную участником копию решения
или приказа) органа исполнительной власти в области
государственного регулирования тарифов и (или) органа
исполнительной власти субъекта Российской Федерации в
области государственного регулирования тарифов об
установлении платы за технологическое присоединение к





электрическим сетям, в котором указано наименование
генерирующего объекта ДПМ и (или) генерирующего
оборудования, в отношении которого устанавливается плата
за технологическое присоединение (при установлении
индивидуальной платы за технологическое присоединение);
заверенную соответствующим органом выписку из решения
или приказа (или заверенную участником копию решения
или приказа) органа исполнительной власти в области
государственного регулирования тарифов и (или) органа
исполнительной власти субъекта Российской Федерации в
области государственного регулирования тарифов об
установлении платы за технологическое присоединение к
электрическим сетям, в виде формулы (при применении
формулы и стандартизированной ставки при установлении
платы за технологическое присоединение);
заверенную участником копию технических условий на
технологическое присоединение объекта генерации к
электрическим сетям, выданных сетевой организацией;
заверенную участником копию подписанного участником и
соответствующей
сетевой
компанией
договора
о
технологическом присоединении объекта генерации к
электрическим сетям. В случае установления платы за
технологическое присоединение с применением формулы и
стандартизированной ставки, договор об осуществлении
технологического присоединения или приложения к нему,
должны содержать величину платы за технологическое
присоединение
и
указание
на
применение
стандартизированной ставки при расчете величины этой
платы;
заверенную участником копию подписанного участником и
соответствующей сетевой компанией акта об осуществлении
технологического присоединения объекта генерации к
электрическим сетям;
заверенную участником копию подписанного участником и
соответствующей сетевой компанией акта сверки расчетов,
содержащего информацию о фактической оплате
поставщиком оптового рынка указанной платы (указанных
плат) по состоянию на дату представления в СР указанных
документов.
Для установления Наблюдательным советом НП «Совет рынка»
величины фактических затрат на технологическое присоединение объекта
генерации к электрическим сетям поставщик оптового рынка направляет в
СР заявление величины фактических затрат на технологическое
присоединение к электрическим сетям до 5-го числа месяца,
предшествующего месяцу, для которого поставщик заявил величину
фактических затрат на технологическое присоединение.
В случае если объект генерации по ДПМ аттестован системным
оператором для целей поставки мощности в установленном Договором о
присоединении к торговой системе оптового рынка порядке, но у участника
отсутствует подписанный участником и соответствующей сетевой
компанией акт об осуществлении технологического присоединения
объекта генерации к электрическим сетям, то участник имеет право для
подтверждения величины фактических затрат на технологическое
присоединение вместо указанного акта предоставить следующие
документы:
 заверенную
участником
копию
подписанного
уполномоченными
представителями
участника,
соответствующей сетевой компании и системного оператора
акта, подтверждающего выполнение всех мероприятий (работ),
указанных в технических условиях на технологическое
присоединение объекта генерации, затраты на которые
включены
уполномоченным
органом
в
плату
за
технологическое присоединение;
 письмо (или иной документ) органа исполнительной власти в
области государственного регулирования тарифов и (или)
органа исполнительной власти субъекта Российской
Федерации в области государственного регулирования тарифов
в адрес участника оптового рынка и (или) в адрес НП «Совет
рынка» о полном перечне всех мероприятий, указанных в
технических условиях на технологическое присоединение
объекта генерации и учтенных в составе платы за
технологическое присоединение объекта генерации к
электрическим сетям.
В случае если у участника отсутствует подписанный участником и
соответствующей сетевой
компанией акт об
осуществлении
технологического присоединения объекта генерации к электрическим
сетям, проверка представленных участником документов осуществляется в
срок не более чем 60 календарных дней с момента поступления указанных
документов, после чего вопрос выносится на заседание Наблюдательного
совета НП «Совет рынка» в установленном порядке.
В случае если величина фактических затрат в акте, подтверждающем
факт выполнения работ по технологическому присоединению работ, и
(или) в акте сверки расчетов не совпадает с величиной, указанной в
решении или приказе органа исполнительной власти в области
государственного регулирования тарифов и (или) органа исполнительной
власти субъекта Российской Федерации в области государственного
регулирования тарифов об установлении платы за технологическое
присоединение
к
электрическим
сетям
(при
установлении
индивидуальной платы за технологическое присоединение), то
Наблюдательным советом НП «Совет рынка» принимается минимальная
из указанных величин.
В случае если величина фактических затрат в акте, подтверждающем
факт выполнения работ по технологическому присоединению, и (или) в
акте сверки расчетов не совпадает с величиной, рассчитанной по формуле
с применением стандартизированных ставок, установленных федеральным
органом исполнительной власти в области государственного
регулирования тарифов и (или) органом исполнительной власти субъекта
Российской Федерации в области государственного регулирования
тарифов, с учетом особенностей, предусмотренных вторым буллитом
первого абзаца настоящего пункта, то Наблюдательным советом НП
«Совет рынка» принимается минимальная из указанных величин.
СР в течение двух рабочих дней с момента установления
Наблюдательным советом НП «Совет рынка» величины фактических затрат
на технологическое присоединение к электрическим сетям, но не позднее
2-го числа календарного месяца, в котором указанная величина должна
быть учтена для расчета цены на мощность, передает КО за подписью
уполномоченного лица соответствующее значение, согласно приложению
5 к настоящему Регламенту.
При получении КО в приложении 5 соответствующего значения
величины затрат на технологическое присоединение до 2-го числа
календарного месяца включительно КО рассчитывает удельную величину
платы за технологическое присоединение объекта генерации к
технологической инфраструктуре как отношение суммы платы за
технологическое присоединение и величины установленной мощности,
указанной в приложении 1 к Договору о предоставлении мощности (Приложение
№ Д 16, Приложение № Д 16.1 к Договору о присоединении к торговой системе
оптового рынка), и учитывает рассчитанное значение для расчета цены на
мощность начиная с месяца, в котором оно было получено КО.
При получении КО в приложении 5 соответствующего значения
величины затрат на технологическое присоединение после 2-го числа
календарного месяца КО рассчитывает удельную величину платы за
технологическое присоединение объекта генерации к технологической
инфраструктуре как отношение суммы платы за технологическое
присоединение и величины установленной мощности, указанной в
приложении 1 к Договору о предоставлении мощности (Приложение № Д 16,
Приложение № Д 16.1 к Договору о присоединении к торговой системе оптового
рынка), и учитывает рассчитанное значение для расчета цены на мощность
начиная с месяца, следующего за месяцем, в котором оно было получено
КО.
В случае получения КО двух или более приложений 5 в отношении
одного и того же объекта генерации для одного и того же периода КО
учитывает значения, указанные в решении Наблюдательного совета НП
«Совет рынка», имеющем наиболее позднюю дату принятия.
В случае если Наблюдательным советом СР для целей расчета цены
поставляемой по ДПМ мощности не определена величина затрат на
технологическое присоединение объекта генерации к электрическим сетям
(в том числе по причине того, что поставщиком не представлены
(представлены частично, ненадлежащим образом оформленные или с
нарушением требований к порядку их предоставления) документы или
обосновывающие документы) и (или) КО не получено от СР в приложении
5 соответствующее значение для целей расчета цены поставляемой по
ДПМ мощности, величина затрат на технологическое присоединение
объекта генерации к электрическим сетям не учитывается (при применении
формул расчета цены мощности по ДПМ в соответствии с приложением 4
к ДПМ используется значение, равное 0 (нулю).
Определение затрат на технологическое присоединение объекта
генерации к газовым сетям
2.4
Определение величины фактических затрат на технологическое
присоединение
объекта
генерации
к
технологической
инфраструктуре
Величина затрат на технологическое присоединение объекта
генерации к газовым сетям для целей расчета цены поставляемой по ДПМ 2.4.1 Определение величины фактических затрат на технологическое
мощности принимается Наблюдательным советом НП «Совет рынка» присоединение объекта генерации к электрическим сетям
равной величине платы за технологическое присоединение к газовым
Величина фактических затрат на технологическое присоединение
сетям, установленной федеральным органом исполнительной власти в объекта генерации g к электрическим сетям ЗТП э для целей расчета
g ,m
области государственного регулирования тарифов и (или) органом
исполнительной власти субъекта Российской Федерации в области цены поставляемой по ДПМ мощности принимается Наблюдательным
советом НП «Совет рынка» равной:
государственного регулирования тарифов.
 величине платы за технологическое присоединение к сетям
Для подтверждения указанной величины участник представляет:
ФСК и (или) к территориальным сетевым компаниям,
 заверенную соответствующим органом выписку из решения
созданным в результате реформирования акционерных
или приказа (или заверенную участником копию приказа)
обществ энергетики и электрификации, установленной
органа исполнительной власти в области государственного
федеральным органом исполнительной власти в области
регулирования тарифов и (или) органа исполнительной
государственного регулирования тарифов и (или) органом
власти субъекта Российской Федерации в области
исполнительной власти субъекта Российской Федерации в
государственного регулирования тарифов об установлении
области государственного регулирования тарифов;
платы за технологическое присоединение к газовым сетям в
и (или)
отношении соответствующего объекта;
 величине платы за технологическое присоединение к сетям
 заверенную участником копию подписанного участником и
ФСК и (или) к территориальным сетевым компаниям,
соответствующей компанией акта выполненных работ по
созданным в результате реформирования акционерных
технологическому присоединению объекта генерации к
обществ энергетики и электрификации, определенной по
газовым сетям и заверенную участником копию
формуле,
установленной
федеральным
органом
подписанного участником и соответствующей организацией
исполнительной власти в области государственного
акта сверки расчетов, содержащего информацию о
регулирования тарифов и (или) органом исполнительной
фактической оплате поставщиком оптового рынка указанной
власти субъекта Российской Федерации в области
платы по состоянию на дату представления в СР указанных
государственного регулирования тарифов (при применении
документов.
стандартизированной ставки) с учетом следующих
особенностей:
В случае если величина, указанная в акте выполненных работ
 величина стандартизированной ставки принимается
или акте сверки расчетов, не совпадает с величиной,
равной ставке, установленной федеральным органом
указанной в решении или приказе органа исполнительной
исполнительной власти в области государственного
власти в области государственного регулирования тарифов и
регулирования
тарифов
и
(или)
органом
(или) органа исполнительной власти субъекта Российской
исполнительной
власти
субъекта
Российской
Федерации в области государственного регулирования
Федерации в области государственного регулирования
тарифов, об установлении платы за технологическое
тарифов;
присоединение к газовым сетям, то Наблюдательным
 объем
мощности,
в
отношении
которого
советом НП «Совет рынка» принимается минимальная из
осуществляется
технологическое
присоединение,
представленных величин.
принимается равным минимальному значению из
Для установления Наблюдательным советом НП «Совет рынка»
величины присоединяемой мощности, указанной в
величины фактических затрат на технологическое присоединение объекта
заявке на технологическое присоединение, содержащей
генерации к газовым сетям поставщик оптового рынка направляет в СР
характеристики
энергоустановки
генерирующей
заявление
величины
фактических
затрат
на
технологическое
присоединение к газовым сетям до 5-го числа месяца, предшествующего
месяцу, для которого поставщик заявил величину фактических затрат на
технологическое присоединение.
СР в течение двух рабочих дней с момента установления
Наблюдательным советом НП «Совет рынка» величины фактических затрат
на технологическое присоединение к газовым сетям, но не позднее 2-го
числа календарного месяца, в котором указанная величина должна быть
учтена для расчета цены на мощность, передает КО за подписью
уполномоченного лица соответствующее значение согласно приложению
5 к настоящему Регламенту.
При получении КО в приложении 5 соответствующего значения
величины затрат на технологическое присоединение до 2-го числа
календарного месяца включительно КО учитывает указанное значение для
расчета цены на мощность начиная с месяца, в котором оно было получено
КО.

и (или)

При получении КО в приложении 5 соответствующего значения
величины затрат на технологическое присоединение после 2-го числа
календарного месяца КО учитывает указанное значение для расчета цены
на мощность начиная с месяца, следующего за месяцем, в котором оно
было получено КО.
В случае получения КО двух или более приложений 5 в отношении
одного и того же объекта генерации для одного и того же периода КО
учитывает значения, указанные в решении Наблюдательного совета НП
«Совет рынка», имеющем наиболее позднюю дату принятия.
В случае если Наблюдательным советом СР для целей расчета цены
поставляемой по ДПМ мощности не определена величина затрат на
технологическое присоединение объекта генерации к газовым сетям (в том
числе по причине того, что поставщиком не представлены (представлены
частично, ненадлежащим образом оформленные или с нарушением
требований
к
порядку
их
предоставления)
документы
или
обосновывающие документы) и (или) КО не получено от СР в приложении
5 соответствующее значение для целей расчета цены поставляемой по
ДПМ мощности, величина затрат на технологическое присоединение
объекта генерации к газовым сетям не учитывается (при применении
формул расчета цены мощности по ДПМ в соответствии с приложением 4
компании, направленной в адрес соответствующей
сетевой организации, и величины установленной
мощности,
указанной
в
приложении
1
к
соответствующему Договору о предоставлении
мощности, увеличенной на 10 (десять) процентов;
значения иных параметров, используемых в формуле,
принимаются равными значениям, указанным в заявке
на технологическое присоединение, содержащей
характеристики
энергоустановки
Генерирующей
компании, направленной в адрес соответствующей
сетевой организации,
величине платы за технологическое присоединение к
прочим сетям в случае, если участником оптового рынка
доказано, что данное технологическое присоединение
направлено на увеличение транзита электрической энергии
(мощности) в сети ФСК или в территориальные сетевые
компании, созданные в результате реформирования
акционерных обществ энергетики и электрификации,
установленной федеральным органом исполнительной
власти в области государственного регулирования тарифов и
(или) органом исполнительной власти субъекта Российской
Федерации в области государственного регулирования
тарифов.
Для подтверждения указанных величин участник представляет:

заверенную соответствующим органом выписку из решения
или приказа (или заверенную участником копию решения или
приказа) органа исполнительной власти в области
государственного регулирования тарифов и (или) органа
исполнительной власти субъекта Российской Федерации в
области государственного регулирования тарифов об
установлении платы за технологическое присоединение к
электрическим сетям в отношении соответствующего объекта,
в котором указано наименование генерирующего объекта
ДПМ и (или) генерирующего оборудования, в отношении
которого устанавливается плата за технологическое
присоединение (при установлении индивидуальной платы за
к ДПМ используется значение, равное 0 (нулю).
технологическое присоединение);

заверенную соответствующим органом выписку из решения
или приказа (или заверенную участником копию решения или
приказа) органа исполнительной власти в области
государственного регулирования тарифов и (или) органа
исполнительной власти субъекта Российской Федерации в
области государственного регулирования тарифов об
установлении платы за технологическое присоединение к
электрическим сетям, в виде формулы (при применении
формулы и стандартизированной ставки при установлении
платы за технологическое присоединение);

заверенную участником копию технических условий на
технологическое присоединение объекта генерации к
электрическим сетям, выданных сетевой организацией;

заверенную участником копию подписанного участником и
соответствующей
сетевой
компанией
договора
о
технологическом присоединении объекта генерации к
электрическим сетям. В случае установления платы за
технологическое присоединение с применением формулы и
стандартизированной ставки, договор об осуществлении
технологического присоединения или приложения к нему
должны содержать величину платы за технологическое
присоединение
и
указание
на
применение
стандартизированной ставки при расчете величины этой
платы;

заверенную участником копию подписанного участником и
соответствующей сетевой компанией акта об осуществлении
технологического присоединения объекта генерации к
электрическим сетям;

заверенную участником копию подписанного участником и
соответствующей сетевой компанией акта сверки расчетов,
содержащего информацию о фактической оплате участником
указанной платы (указанных плат) по состоянию на дату
представления в СР указанных документов.
Для
установления
в
отношении
расчетного
месяца
m
Наблюдательным советом НП «Совет рынка» величины фактических
затрат на технологическое присоединение объекта генерации g к
электрическим сетям продавец по ДПМ направляет в СР заявление
величины фактических затрат на технологическое присоединение к
электрическим сетям до 5-го числа месяца m-1.
В случае если объект генерации по ДПМ аттестован Системным
оператором для целей поставки мощности в установленном Договором о
присоединении к торговой системе оптового рынка порядке, но у участника
отсутствует подписанный участником и соответствующей сетевой
компанией акт об осуществлении технологического присоединения
объекта генерации к электрическим сетям, то участник имеет право для
подтверждения величины фактических затрат на технологическое
присоединение вместо указанного акта предоставить следующие
документы:

заверенную
участником
копию
подписанного
уполномоченными
представителями
участника,
соответствующей сетевой компании и Системного оператора
акта, подтверждающего выполнение всех мероприятий (работ),
указанных в технических условиях на технологическое
присоединение объекта генерации, затраты на которые
включены
уполномоченным
органом
в
плату
за
технологическое присоединение;

письмо (или иной документ) органа исполнительной власти в
области государственного регулирования тарифов и (или)
органа исполнительной власти субъекта Российской
Федерации в области государственного регулирования
тарифов в адрес участника оптового рынка и (или) в адрес НП
«Совет рынка» о полном перечне всех мероприятий, указанных
в технических условиях на технологическое присоединение
объекта генерации и учтенных в составе платы за
технологическое присоединение объекта генерации к
электрическим сетям.
В случае если у участника отсутствует подписанный участником и
соответствующей
сетевой
компанией
акт
об
осуществлении
технологического присоединения объекта генерации к электрическим
сетям, проверка представленных участником документов осуществляется в
срок не более чем 60 календарных дней с момента поступления указанных
документов, после чего вопрос выносится на заседание Наблюдательного
совета НП «Совет рынка» в установленном порядке.
В случае если величина фактических затрат в акте,
подтверждающем факт выполнения работ по технологическому
присоединению работ, и (или) в акте сверки расчетов не совпадает с
величиной, указанной в решении или приказе органа исполнительной
власти в области государственного регулирования тарифов и (или) органа
исполнительной власти субъекта Российской Федерации в области
государственного регулирования тарифов об установлении платы за
технологическое присоединение к электрическим сетям (при установлении
индивидуальной платы за технологическое присоединение), то
Наблюдательным советом НП «Совет рынка» принимается минимальная
из указанных величин.
В случае если величина фактических затрат в акте,
подтверждающем факт выполнения работ по технологическому
присоединению, и (или) в акте сверки расчетов не совпадает с величиной,
рассчитанной по формуле с применением стандартизированных ставок,
установленных федеральным органом исполнительной власти в области
государственного
регулирования
тарифов
и
(или)
органом
исполнительной власти субъекта Российской Федерации в области
государственного регулирования тарифов, с учетом особенностей,
предусмотренных вторым буллитом первого абзаца настоящего пункта, то
Наблюдательным советом НП «Совет рынка» принимается минимальная
из указанных величин.
2.4.2 Определение величины фактических затрат на технологическое
присоединение объекта генерации к газовым сетям
Величина фактических затрат на технологическое присоединение
объекта генерации g к газовым сетям ЗТП gг ,m для целей расчета цены
поставляемой по ДПМ мощности принимается Наблюдательным советом
НП «Совет рынка» равной величине платы за технологическое
присоединение к газовым сетям, установленной федеральным органом
исполнительной власти в области государственного регулирования
тарифов и (или) органом исполнительной власти субъекта Российской
Федерации в области государственного регулирования тарифов.
Для подтверждения указанной величины участник представляет:

заверенную соответствующим органом выписку из решения
или приказа (или заверенную участником копию приказа)
органа исполнительной власти в области государственного
регулирования тарифов и (или) органа исполнительной
власти субъекта Российской Федерации в области
государственного регулирования тарифов об установлении
платы за технологическое присоединение к газовым сетям в
отношении соответствующего объекта;

заверенную участником копию подписанного участником и
соответствующей компанией акта выполненных работ по
технологическому присоединению объекта генерации к
газовым сетям и заверенную участником копию
подписанного участником и соответствующей организацией
акта сверки расчетов, содержащего информацию о
фактической оплате участником оптового рынка указанной
платы по состоянию на дату представления в СР указанных
документов.
В случае если величина, указанная в акте выполненных
работ или акте сверки расчетов, не совпадает с величиной,
указанной в решении или приказе органа исполнительной
власти в области государственного регулирования тарифов и
(или) органа исполнительной власти субъекта Российской
Федерации в области государственного регулирования
тарифов, об установлении платы за технологическое
присоединение к газовым сетям, то Наблюдательным
советом НП «Совет рынка» принимается минимальная из
представленных величин.
Для установления в отношении расчетного месяца m
Наблюдательным советом НП «Совет рынка» величины фактических
затрат на технологическое присоединение объекта генерации g к газовым
сетям продавец по ДПМ направляет в СР заявление величины
фактических затрат на технологическое присоединение к газовым сетям до
5-го числа месяца m-1.
2.5
Определение коэффициента, отражающего наличие (отсутствие) Определение коэффициента, отражающего наличие (отсутствие)
резервного вида топлива или наличие независимых источников резервного вида топлива или наличие независимых источников
природного газа
природного газа
Коэффициент, отражающий наличие (отсутствие) резервного вида
Наблюдательный совет НП «Совет рынка» для целей определения
топлива или наличие независимых источников природного газа цены и (или) расчетной цены поставляемой по ДПМ мощности для
устанавливается в соответствии с приложением 4 к Договору о предоставлении объектов газовой генерации определяет соответствие следующим
мощности (Приложение № Д 16, Приложение № Д 16.1 к Договору о критериям:
присоединении к торговой системе оптового рынка).
 отсутствие (наличие) технологической возможности
Наблюдательный совет НП «Совет рынка» для целей определения
выработки электрической энергии с использованием
цены и расчетной цены поставляемой по ДПМ мощности для объектов
резервного вида топлива;
газовой генерации определяет:
 наличие 2 магистральных трубопроводов от 2 независимых
 отсутствие
(наличие)
технологической
возможности
источников природного газа, каждый из которых способен
выработки электрической энергии с использованием
полностью обеспечить 100-процентное максимальное
резервного вида топлива;
потребление
природного
газа
соответствующим
 наличие 2 магистральных трубопроводов от 2 независимых
генерирующим объектом, для которого дата начала
источников природного газа, каждый из которых способен
исполнения обязательства по поставке мощности, указанная
полностью обеспечить 100-процентное максимальное
в приложении 1 к соответствующим Договорам о
потребление
природного
газа
соответствующим
предоставлении мощности (Приложение № Д 16, Приложение
генерирующим объектом.
№ Д 16.1 к Договору о присоединении к торговой системе оптового
рынка), определена не позднее 31 декабря 2011 г.
2.5.1
Определение
технологической
возможности
выработки
электрической энергии с использованием резервного вида топлива
При получении соответствующего решения Наблюдательного
совета НП «Совет рынка» в порядке, установленном настоящим
Технологическая возможность выработки электрической энергии с
Регламентом, КО, в зависимости от соответствия объекта генерации
использованием резервного вида топлива определяется в соответствии с
вышеуказанным критериям, определяет значение коэффициента
документом, утвержденным Наблюдательным советом СР и (или)
g
принятым уполномоченным федеральным органом исполнительной К резерв,m , отражающего наличие (отсутствие) резервного вида топлива
или наличие независимых источников природного газа, для объекта
власти.
генерации g в отношении месяца m в соответствии с приложением 4 к
До принятия указанного документа для целей определения цены и
Договору о предоставлении мощности (Приложение № Д 16, Приложение № Д
расчетной цены поставляемой по ДПМ мощности наличие (отсутствие)
16.1 к Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка).
технологической возможности выработки электрической энергии с
Определение
технологической
возможности
выработки
использованием резервного вида топлива, определяется Наблюдательным 2.5.1
электрической
энергии
с
использованием
резервного
вида
топлива
советом СР при получении от поставщика оптового рынка официально за
подписью уполномоченного лица заявления о наличии технологической
Технологическая возможность выработки электрической энергии с
возможности выработки электрической энергии с использованием
использованием резервного вида топлива определяется в соответствии с
резервного вида топлива и копий следующих документов:
документом, утвержденным Наблюдательным советом НП «Совет рынка» и
 проектной документации на строительство (модернизацию, (или) принятым уполномоченным федеральным органом исполнительной
власти.
реконструкцию) генерирующего объекта,
До принятия указанного документа для целей определения цены и
 разрешения на ввод в эксплуатацию генерирующего
(или)
расчетной цены поставляемой по ДПМ мощности наличие
объекта,

акта приемки законченного строительства объекта.
Для принятия решения Наблюдательным советом НП «Совет рынка»
о наличии технологической возможности выработки электрической
энергии с использованием резервного вида топлива поставщик оптового
рынка направляет в СР заявление и копии соответствующих документов до
5-го числа месяца, предшествующего месяцу, для которого поставщик
заявил о наличии технологической возможности выработки электрической
энергии с использованием резервного вида топлива.
(отсутствие) технологической возможности выработки электрической
энергии с использованием резервного вида топлива, определяется
Наблюдательным советом НП «Совет рынка» при получении от продавца
по ДПМ официально за подписью уполномоченного лица заявления о
наличии технологической возможности выработки электрической энергии
с использованием резервного вида топлива и копий следующих
документов:

проектной документации на строительство (модернизацию,
реконструкцию) генерирующего объекта,
СР в течение двух рабочих дней с момента принятия решения
Наблюдательным советом НП «Совет рынка» о наличии (отсутствии)
 разрешения на ввод в эксплуатацию генерирующего
технологической возможности выработки электрической энергии с
объекта,
использованием резервного вида топлива, но не позднее 2-го числа
 акта приемки законченного строительства объекта.
календарного месяца, в котором указанная величина должна быть учтена
для расчета цены и расчетной цены на мощность, передает КО за
Для принятия в отношении расчетного месяца m Наблюдательным
подписью уполномоченного лица соответствующее решение согласно советом НП «Совет рынка» решения о наличии технологической
приложению 5 к настоящему Регламенту.
возможности выработки электрической энергии с использованием
При получении КО в приложении 5 соответствующего решения до резервного вида топлива продавец по ДПМ направляет в СР заявление и
2-го числа календарного месяца включительно КО учитывает указанное копии соответствующих документов до 5-го числа месяца m-1.
решение для определения цены и расчетной цены на мощность начиная с 2.5.2 Определение наличия независимых источников природного газа
месяца, в котором оно было получено КО.
Наличие 2 магистральных трубопроводов от 2 независимых
При получении КО в приложении 5 соответствующего решения источников природного газа, каждый из которых способен полностью
после 2-го числа календарного месяца КО учитывает указанное решение обеспечить 100-процентное максимальное потребление природного газа
для определения цены и расчетной цены на мощность начиная с месяца, соответствующим генерирующим объектом для целей расчета цены и
следующего за месяцем, в котором оно было получено КО.
(или) расчетной цены поставляемой по ДПМ мощности определяется
В случае получения КО двух или более приложений 5 в отношении Наблюдательным советом СР при получении от продавца по ДПМ
одного и того же объекта генерации для одного и того же периода КО заявления о наличии независимых источников природного газа и
учитывает значения, указанные в решении Наблюдательного совета НП следующих документов:
«Совет рынка», имеющем наиболее позднюю дату принятия.
 подписанных (заверенных) уполномоченным лицом
документов собственников (владельцев) газопроводов,
включая заверенные участником копии соответствующих
договоров, подтверждающие, что каждый из указанных
газопроводов является магистральным и обеспечивает
непосредственную и независимую поставку газа от
независимого источника природного газа;
2.5.2 Определение наличия независимых источников природного газа
Наличие 2 магистральных трубопроводов от 2 независимых
источников природного газа, каждый из которых способен полностью
обеспечить 100-процентное максимальное потребление природного газа
соответствующим генерирующим объектом для целей расчета цены
поставляемой по ДПМ мощности определяется Наблюдательным советом
СР при получении от поставщика оптового рынка заявления о наличии

подписанных
(заверенных)
уполномоченным
лицом
независимых источников природного газа и следующих документов:


документов поставщиков газа о том, что каждый из
магистральных
газопроводов
от
соответствующего
источника способен полностью обеспечить 100процентное максимальное потребление природного газа
соответствующим генерирующим объектом ДПМ, включая
заверенные участником копии соответствующих договоров.
подписанные (заверенные)
уполномоченным лицом
документы собственников (владельцев) газопроводов,
включая заверенные участником копии соответствующих
договоров, подтверждающие, что каждый из указанных
газопроводов является магистральным и обеспечивает
Для принятия в отношении расчетного месяца m Наблюдательным
непосредственную и независимую поставку газа от
советом НП «Совет рынка» решения о наличии независимых источников
независимого источника природного газа;
природного газа продавец по ДПМ направляет в СР заявление и
подписанные (заверенные)
уполномоченным лицом соответствующие документы до 5-го числа месяца m-1.
документы поставщиков газа о том, что каждый из
магистральных
газопроводов
от
соответствующего
источника способны полностью обеспечить 100процентное максимальное потребление природного газа
соответствующим генерирующим объектом ДПМ, включая
заверенные участником копии соответствующих договоров.
Для принятия решения Наблюдательным советом НП «Совет рынка»
о наличии независимых источников природного газа поставщик оптового
рынка направляет в СР заявление и соответствующие документы до 5-го
числа месяца, предшествующего месяцу, для которого поставщик заявил о
наличии независимых источников природного газа.
СР в течение двух рабочих дней с момента принятия решения
Наблюдательным советом НП «Совет рынка» о наличии (отсутствии)
независимых источников природного газа, но не позднее 2-го числа
календарного месяца, в котором указанная величина должна быть учтена
для расчета цены и расчетной цены на мощность, передает КО за
подписью уполномоченного лица соответствующее решение, согласно
приложению 5 к настоящему Регламенту.
При получении КО в приложении 5 соответствующего решения до
2-го числа календарного месяца включительно КО учитывает указанное
решение для определения цены и расчетной цены на мощность начиная с
месяца, в котором оно было получено КО.
При получении КО в приложении 5 соответствующего решения
после 2-го числа календарного месяца КО учитывает указанное решение
для определения цены и расчетной цены на мощность начиная с месяца,
следующего за месяцем, в котором оно было получено КО.
В случае получения КО двух или более приложений 5 в отношении
одного и того же объекта генерации для одного и того же периода КО
учитывает значения, указанные в решении Наблюдательного совета НП
«Совет рынка», имеющем наиболее позднюю дату принятия.
В случае если Наблюдательным советом СР для объектов газовой
генерации для целей расчета цены мощности поставляемой по ДПМ не
определены отсутствие (наличие) технологической возможности
выработки электрической энергии с использованием резервного вида
топлива и отсутствие (наличие) 2 магистральных трубопроводов от 2
независимых источников природного газа, каждый из которых способен
полностью обеспечить 100-процентное максимальное потребление
природного газа соответствующим генерирующим объектом (в том числе
по причине того, что поставщиком не представлены (представлены
частично, ненадлежащим образом оформленные или с нарушением
требований
к
порядку
их
предоставления)
документы
или
обосновывающие документы) и (или) КО не получены от СР в
приложении 5 соответствующие решения, для расчета цены по ДПМ для
таких объектов принимается значение равное 0,95, соответствующее
отсутствию технологической возможности выработки электрической
энергии с использованием резервного вида топлива и отсутствию 2
магистральных трубопроводов от 2 независимых источников природного
газа, каждый из которых способен полностью обеспечить 100-процентное
максимальное
потребление
природного
газа
соответствующим
генерирующим объектом.
2.6
Определение фактического значения индекса потребительских
цен
Определение фактического значения индекса потребительских
цен
При расчете цен поставляемой по ДПМ мощности на год i КО
используются данные о фактическом значении индекса потребительских
цен на основании официального письма федерального органа
исполнительной власти, осуществляющего функции по формированию
официальной статистической информации.
При расчете цен поставляемой по ДПМ мощности на год i КО
используются данные о фактическом значении индекса потребительских
цен на товары и услуги по Российской Федерации в декабре года i-1 в
процентах к декабрю года i-2 на основании официального письма
федерального органа исполнительной власти, осуществляющего функции
по формированию официальной статистической информации.
Указанное значение используется КО при расчете цены мощности
объекта генерации g в качестве ИПЦ ф j для j, соответствующего
календарному номеру года i-1, согласно п. 5 приложения 4 к Договору о
предоставлении мощности (Приложение № Д 16, Приложение № Д 16.1 к
Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка).
Определение
средней
государственных обязательств
3.1
доходности
долгосрочных
Величина доходности долгосрочных государственных обязательств,
выраженных в рублях, со сроком до погашения не менее 8 лет и не более
10 лет, рассчитывается в соответствии с приложением 4 к Договору о
предоставлении мощности (Приложение № Д 16, Приложение № Д 16.1 к
Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка) на основании
информации, полученной КО от Открытого акционерного общества
«Московская Биржа ММВБ-РТС» (далее – ММВБ) по результатам торгов
облигациями федерального займа, допущенных к торгам на ММВБ.
Порядок получения указанной информации определяется договором между
КО и ММВБ.
Определение величины эксплуатационных расходов
3.2
долгосрочных
Величина доходности долгосрочных государственных обязательств,
выраженных в рублях, со сроком до погашения не менее 8 лет и не более
10 лет рассчитывается с точностью до 5 (пяти) знаков после запятой в
соответствии с приложением 4 к Договору о предоставлении мощности
(Приложение № Д 16, Приложение № Д 16.1 к Договору о присоединении к
торговой системе оптового рынка) на основании информации, полученной КО
от Открытого акционерного общества «Московская Биржа ММВБ-РТС»
(далее – ММВБ) по результатам торгов облигациями федерального займа,
допущенных к торгам на ММВБ. Порядок получения указанной
информации определяется договором между КО и ММВБ.
Определение величины эксплуатационных расходов
Определение
коэффициента,
отражающего
потребление
мощности на собственные и (или) хозяйственные нужды
Коэффициент, отражающий потребление мощности на собственные
Коэффициент Кснg , отражающий потребление мощности на
и (или) хозяйственные нужды электростанций, определяется в соответствии
собственные и (или) хозяйственные нужды электростанций, определяется в
с приложением 4.1 к Договору о предоставлении мощности (Приложение № Д
отношении объекта генерации g в соответствии с приложением 4.1 к
16, Приложение № Д 16.1 к Договору о присоединении к торговой системе оптового
Договору о предоставлении мощности (Приложение № Д 16, Приложение № Д
рынка).
16.1 к Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка).
ОПРЕДЕЛЕНИЕ ВЕЛИЧИНЫ КАПИТАЛЬНЫХ ЗАТРАТ
4
доходности
Величина эксплуатационных расходов определяется в соответствии с
Величина эксплуатационных расходов ЭРi,g для объекта генерации
приложением 4.1 к Договору о предоставлении мощности (Приложение № Д 16,
g в году i определяется в соответствии с приложением 4 к Договору о
Приложение № Д 16.1 к Договору о присоединении к торговой системе оптового
предоставлении мощности (Приложение № Д 16, Приложение № Д 16.1 к
рынка).
Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка).
Определение
коэффициента,
отражающего
потребление
мощности на собственные и (или) хозяйственные нужды
3.3
Определение
средней
государственных обязательств
Для определения цены и расчетной цены по ДПМ АТС использует
величину капитальных затрат определяемую следующим образом:
ОПРЕДЕЛЕНИЕ УДЕЛЬНОЙ ВЕЛИЧИНЫ КАПИТАЛЬНЫХ
ЗАТРАТ
Для определения цены и (или) расчетной цены по ДПМ КО
использует удельную величину капитальных затрат, определяемую
4.1 Для объектов, отнесенных Наблюдательным советом НП «Совет
следующим образом:
рынка» к модернизируемым объектам генерации
4.1 Для объектов, отнесенных Наблюдательным советом НП
Для объектов, отнесенных Наблюдательным советом НП «Совет рынка»
к модернизируемым объектам генерации,
капитальных затрат принимается равной:
o
o
удельная
величина
«Совет рынка» к модернизируемым объектам генерации
Для объектов, отнесенных Наблюдательным советом НП «Совет рынка»
к модернизируемым объектам генерации, в приложении 4.1 к
соответствующим Договорам о предоставлении мощности (Приложение №
Д 16, Приложение № Д 16.1 к Договору о присоединении к торговой системе
оптового рынка) указывается признак «модернизируемый», удельная
величина капитальных затрат принимается равной:
в случае установления Наблюдательным советом НП
«Совет рынка» экономической обоснованности удельной
величины капитальных затрат до момента заключения
Агентского договора, в соответствии с которым
заключается соответствующий Договор о предоставлении
мощности, и ее указания в приложении 4.1 к
соответствующему Договору о предоставлении мощности
(Приложение № Д 16, Приложение № Д 16.1 к Договору о
присоединении к торговой системе оптового рынка) – удельной
величине капитальных затрат, указанной в приложении
4.1 к указанному Договору о предоставлении мощности
(Приложение № Д 16, Приложение № Д 16.1 к Договору о
присоединении к торговой системе оптового рынка) в
отношении объекта генерации g;
для остальных объектов генерации, отнесенных к
модернизируемым объектам, величине, рассчитанной
КО с учетом полученной от СР величины капитальных
затрат, в отношении которой Наблюдательным советом
НП «Совет рынка» установлена экономическая
обоснованность.
o
в случае установления до 1 ноября 2010 года
Наблюдательным советом НП «Совет рынка»
экономической обоснованности удельной величины
капитальных затрат в отношении объекта генерации g –
величине капитальных затрат, руб. на 1 кВт
установленной мощности, указанной в приложении 4.1
к соответствующим Договорам о предоставлении мощности
(Приложение № Д 16, Приложение № Д 16.1 к Договору
о присоединении к торговой системе оптового рынка),
заключенным в отношении указанного объекта
генерации g;
o
для остальных объектов генерации, отнесенных к
модернизируемым объектам, – величине, рассчитанной
КО с учетом полученной от СР величины капитальных
затрат, в отношении которой Наблюдательным советом
НП «Совет рынка» установлена экономическая
обоснованность, с учетом особенностей, установленных
разделом 6 настоящего Регламента.
Для определения цены и (или) расчетной цены по ДПМ КО в
отношении месяца m рассчитывает удельную величину капитальных затрат
следующим образом:
СapEx t,m 
 
Scapex g ,m


max min N пред_пост
; N g,устm ;0,9  N g,уст_ДПМ
 К g клим  К g сейсм
g,m
m
,
Для определения цены и (или) расчетной цены по ДПМ КО в
отношении месяца m рассчитывает удельную величину капитальных затрат
(в руб./кВт с точностью до 2 (двух) знаков после запятой) следующим
образом:
где Scapex g , m – величина капитальных затрат для модернизируемого
объекта g, полученная КО от СР в сроки, установленные настоящим
Регламентом для учета КО при расчете цены в месяце m, и в
отношении которой Наблюдательным советом НП «Совет рынка»
,
установлена экономическая обоснованность;
СapEx t,m 
 
Scapex g ,m


max min N пред_пост
; N g,устm ;0,9  N g,уст_ДПМ
 К g клим  К g сейсм
g,m
m
– величина установленной мощности, указанная в где Scapex g , m – величина капитальных затрат для модернизируемого
объекта g (тыс. руб.) полученная КО от СР в сроки, установленные
приложении 1 к Договору о предоставлении мощности (Приложение № Д
N g,уст_ДПМ
m
16, Приложение № Д 16.1 к Договору о присоединении к торговой системе
оптового рынка);
уст
– величина установленной мощности в отношении расчетного
Ng,m
месяца m, определенная СО в результате аттестации генерирующего
оборудования и переданная СО в КО в реестре предельных объемов
поставки мощности в соответствии с п. 5'.1 Регламента определения
объемов покупки и продажи мощности на оптовом рынке (Приложение № 13.2
к Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка);
N g,пред_пост
m
― предельный объем мощности в отношении расчетного
месяца m, определяемый в соответствии с Регламентом аттестации
генерирующего оборудования (Приложение № 19.2 к Договору о присоединении к
торговой системе оптового рынка). В отношении периода январь – июнь
2011 года для генерирующих объектов, фактическая дата начала
исполнения обязательств по поставке мощности которых наступила
(наступает) до 1 апреля 2011 года включительно, указанный объем
принимается равным предельному объему мощности, определенному
на апрель 2011 года. Для генерирующих объектов, в отношении
которых предельный объем мощности в течение периода январь –
апрель 2011 года снижался, указанный объем принимается равным
предельному объему мощности, определенному на январь 2011 года. В
отношении периода январь – июнь 2011 года для генерирующих
объектов, фактическая дата начала исполнения обязательств по
поставке мощности которых наступила (наступает) после 1 апреля 2011
года, указанный объем принимается равным предельному объему
мощности, определенному на первый месяц исполнения обязательств
по поставке мощности.
Для установления Наблюдательным советом НП «Совет рынка»
экономической
обоснованности
величины
капитальных
затрат
(экономическая обоснованность устанавливается одновременно для
величины капитальных затрат и доли затрат, отражающей прогнозную
прибыль от продажи электрической энергии) поставщик оптового рынка
направляет в СР:
-
заявление, содержащее величину
модернизацию объекта генерации;
-
приложение 7 к ДПМ;
капитальных
затрат
на
настоящим Регламентом для учета КО при расчете цены и (или)
расчетной цены в месяце m, и в отношении которой Наблюдательным
советом
НП
«Совет
рынка»
установлена
экономическая
обоснованность;
– величина установленной мощности объекта генерации g в
N g,уст_ДПМ
m
отношении расчетного месяца m, указанная в приложении 1 к Договору
о предоставлении мощности (Приложение № Д 16, Приложение № Д 16.1
к Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка);
уст
– величина установленной мощности объекта генерации g в
Ng,m
отношении расчетного месяца m, определенная СО в результате
аттестации генерирующего оборудования и переданная СО в КО в
Реестре предельных объемов поставки мощности в соответствии с
разделом 5' Регламента определения объемов покупки и продажи мощности на
оптовом рынке (Приложение № 13.2 к Договору о присоединении к торговой
системе оптового рынка) не позднее 3-го числа месяца m;
N g,пред_пост
m
― предельный объем мощности объекта генерации g в
отношении расчетного месяца m, определенный СО в результате
аттестации генерирующего оборудования и переданный СО в КО в
Реестре предельных объемов поставки мощности в соответствии с
разделом 5' Регламента определения объемов покупки и продажи мощности на
оптовом рынке (Приложение № 13.2 к Договору о присоединении к торговой
системе оптового рынка) не позднее 3-го числа месяца m;
К g клим ― коэффициент, отражающий принадлежность объекта
генерации g к климатической зоне, определяемый в соответствии с
пунктом 3.6 настоящего Регламента;
К g сейсм ― коэффициент, отражающий принадлежность объекта
генерации g сейсмической зоне, определяемый в соответствии с
пунктом 3.7 настоящего Регламента.
Для установления Наблюдательным советом НП «Совет рынка» в
отношении расчетного месяца m экономической обоснованности
величины
капитальных
затрат
(экономическая
обоснованность
устанавливается одновременно для величины капитальных затрат и доли
затрат, отражающей прогнозную прибыль от продажи электрической
-
документы, подтверждающие факт выполнения работ по энергии) продавец по ДПМ направляет в СР:
модернизации
генерирующего
оборудования,
согласно
- заявление, содержащее величину капитальных затрат на
утвержденному Наблюдательным советом НП «Совет рынка»
модернизацию объекта генерации;
приложению 7 к ДПМ.
- приложение 7 к ДПМ;
Сроки предоставления и порядок рассмотрения указанных
- документы, подтверждающие факт выполнения работ по
документов для установления соответствия заявленной величины
модернизации
генерирующего
оборудования,
согласно
капитальных затрат требованиям экономической обоснованности
утвержденному Наблюдательным советом НП «Совет рынка»
определен в приложении 1 к настоящему Регламенту.
приложению 7 к ДПМ.
СР в течение двух рабочих дней с момента установления
Сроки предоставления и порядок рассмотрения указанных
Наблюдательным советом НП «Совет рынка» экономической
обоснованности величины капитальных затрат, но не позднее 2-го числа документов для установления соответствия заявленной величины
календарного месяца, в котором указанная величина должна быть учтена капитальных затрат требованиям экономической обоснованности
для расчета цены и (или) расчетной цены на мощность, передает КО за определен в приложении 1 к настоящему Регламенту.
подписью уполномоченного лица соответствующее значение согласно
4.1.1 В отношении объектов генерации, для которых в
приложению 5 к настоящему Регламенту.
соответствующих ДПМ указана дата начала исполнения обязательств до 1
При получении КО в приложении 5 соответствующего значения
апреля 2012 г., не позднее 36 (тридцати шести) месяцев с момента
величины капитальных затрат до 2-го числа календарного месяца
принятия Наблюдательным советом СР решения о соответствии
включительно КО учитывает указанное значение для определения цены и
требованию экономической обоснованности заявленной продавцом по
(или) расчетной цены на мощность начиная с месяца, в котором оно было ДПМ величины капитальных затрат на модернизацию указанных объектов
получено КО.
генерации (доли затрат, отражающей прогнозную прибыль от продажи
При получении КО в приложении 5 соответствующего значения
электрической энергии) СР готовит для Наблюдательного совета НП
величины капитальных затрат после 2-го числа календарного месяца КО
«Совет рынка» заключение о проверке (в том числе выездной) величины
учитывает указанное значение для определения цены и (или) расчетной
капитальных затрат (доли затрат, отражающей прогнозную прибыль от
цены на мощность начиная с месяца, следующего за месяцем, в котором
продажи электрической энергии).
оно было получено КО.
По итогам рассмотрения заключения о проверке Наблюдательный
В случае получения КО двух или более приложений 5 в отношении
одного и того же объекта генерации для одного и того же периода КО совет НП «Совет рынка» имеет право установить величину капитальных
учитывает значения, указанные в решении Наблюдательного совета НП затрат и долю затрат, отражающую прогнозную прибыль от продажи
электрической
энергии,
которые
соответствуют
требованиям
«Совет рынка», имеющем наиболее позднюю дату принятия.
экономической обоснованности.
4.1.1 В случае если Наблюдательным советом СР не принято решение (в
В случае принятия соответствующего решения, СР в порядке и в
том числе по причине того, что поставщиком не представлены
(представлены частично, ненадлежащим образом оформленные сроки, предусмотренные настоящим Регламентом, передает КО
или с нарушением требований к порядку их предоставления) соответствующие значения ценовых параметров согласно приложению 5
документы или обосновывающие документы) и (или) КО не к настоящему Регламенту, а КО учитывает их для определения цены и
получено от СР в приложении 5 соответствующее значение, для (или) расчетной цены на мощность в порядке и в сроки, установленные
расчета цены по ДПМ принимается значение, равное 0 (нулю) настоящим Регламентом.
рублей за 1 кВт.
4.1.2 В случае если Наблюдательным советом НП «Совет рынка»
При этом для целей расчета размера штрафов (неустоек), взимаемых
с продавца по ДПМ, величина удельных капитальных затрат в отношении
данного объекта генерации принимается равной величине капитальных
затрат на возведение 1 кВт мощности нового объекта генерации
аналогичной установленной мощности, использующего тот же вид
основного топлива (для объектов гидроэлектростанции равной значению,
определенному для объектов газовой генерации), которая определяется в
соответствии с пунктами 12, 13 Правил определения цены на мощность,
продаваемую по договорам о предоставлении мощности, утвержденных
постановлением Правительства Российской Федерации от 13.04.2010 года
№ 238.
4.1.2
принято решение в соответствии с пунктом 6.6 Договора о предоставлении
мощности (Приложение № Д 16, Приложение № Д 16.1 к Договору о
присоединении к торговой системе оптового рынка) о снижении величины
капитальных затрат на 1 кВт установленной мощности на модернизацию
объекта генерации g (для которого до 1 ноября 2010 года
Наблюдательным советом НП «Совет рынка» была установлена
экономическая обоснованность удельной величины капитальных затрат),
СР в течение 2 (двух) рабочих дней, но не позднее срока, установленного
настоящим Регламентом для использования КО указанной величины при
определении цены на мощность в отношении расчетного месяца m,
передает КО приложение 5 в отношении расчетного месяца m с
указанием установленного процента снижения величины капитальных
В случае если Наблюдательным советом СР принято решение о
сниж
несоответствии требованию экономической обоснованности затрат К g ,m для соответствующего объекта генерации g.
заявленной поставщиком величины капитальных затрат (плановой
величины капитальных затрат) на модернизацию объекта 4.2 Для остальных объектов ДПМ
генерации g и доли затрат, отражающей прогнозную прибыль от
Удельная величина капитальных затрат в расчетном месяце m
продажи электрической энергии, и (или) КО не получено от СР в
определяется равной:
приложении 5 соответствующее значение, для расчета цены по
 размеру капитальных затрат, руб. на 1 кВт установленной
ДПМ принимается значение, равное 0 (нулю) рублей.
мощности, указанному в приложении 4.1 к Договору о предоставлении
При этом для целей расчета размера штрафов (неустоек), взимаемых
мощности (Приложение № Д 16, Приложение № Д 16.1 к Договору о
с продавца по ДПМ, величина удельных капитальных затрат в отношении
присоединении к торговой системе оптового рынка);
данного объекта генерации принимается равной величине капитальных
затрат на возведение 1 кВт мощности нового объекта генерации
 величине фактически понесенных капитальных затрат на
аналогичной установленной мощности, использующего тот же вид
возведение 1 кВт мощности в отношении объекта генерации g по
основного топлива (для объектов гидроэлектростанции равной значению,
ДПМ, определенной ФСТ России, если при этом не позднее
определенному для объектов газовой генерации), которая определяется в
последнего рабочего дня месяца m-2 продавцом по ДПМ
соответствии с пунктами 12, 13 Правил определения цены на мощность,
представлена в КО надлежащим образом заверенная копия
продаваемую по договорам о предоставлении мощности, утвержденных
(выписка) вступившего в силу приказа ФСТ России или КО
постановлением Правительства Российской Федерации от 13.04.2010 года
получена информация от ФСТ России о вступившем в силу
№ 238.
приказе ФСТ России об определении величины фактически
понесенных капитальных затрат на возведение 1 кВт мощности в
4.1.3 В отношении объектов генерации, для которых в соответствующих
отношении данного объекта генерации g.
ДПМ указана дата начала исполнения обязательств до 1 апреля 2012 г., не
позднее 36 (тридцати шести) месяцев с момента принятия
Наблюдательным советом СР решения о соответствии требованию
экономической обоснованности заявленной поставщиком величины
капитальных затрат на модернизацию указанных объектов генерации (доли
затрат, отражающей прогнозную прибыль от продажи электрической
энергии) НП «Совет рынка» готовит для Наблюдательного совета СР
заключение о проверке (в том числе выездной) величины капитальных
затрат (доли затрат, отражающей прогнозную прибыль от продажи
электрической энергии).
По итогам рассмотрения заключения о проверке Наблюдательный
совет СР имеет право установить величину капитальных затрат и долю
затрат, отражающую прогнозную прибыль от продажи электрической
энергии,
которые
соответствуют
требованиям
экономической
обоснованности.
В случае принятия соответствующего решения, СР в порядке и в
сроки, предусмотренные настоящим Регламентом, передает КО
соответствующие значения ценовых параметров согласно приложению 5 к
настоящему Регламенту, а КО учитывает их для определения цены и
расчетной цены на мощность в порядке и в сроки, установленные
настоящим Регламентом.
4.1.4 В случае если Наблюдательным советом CР принято решение о
несоответствии требованию экономической обоснованности заявленной
поставщиком величины капитальных затрат (плановой величины
капитальных затрат) на модернизацию данного объекта генерации, в
отношении которой ранее Наблюдательным советом CР было принято
решение о соответствии указанной величины требованию экономической
обоснованности, то СР в течение двух рабочих дней передает в
соответствии с приложением 5 в КО величину, равную 0 (нулю) рублей. В
случае если указанное в приложении 5 соответствующее значение
получено КО:

до 5 (пятого) числа соответствующего месяца включительно
величина, равная 0 (нулю) рублей, используется для целей расчета цены на
мощность с 1 (первого) числа месяца, следующего за месяцем принятия
вышеуказанного решения о несоответствии;

после 5 (пятого) числа соответствующего месяца величина, равная 0
(нулю) рублей, используется для целей расчета цены на мощность с 1
(первого) числа второго месяца, следующего за месяцем принятия
вышеуказанного решения о несоответствии.
При этом для целей расчета размера штрафов (неустоек), взимаемых
с продавца по ДПМ, величина удельных капитальных затрат в отношении
данного объекта генерации принимается равной величине капитальных
затрат на возведение 1 кВт мощности нового объекта генерации
аналогичной установленной мощности, использующего тот же вид
основного топлива (для объектов гидроэлектростанции – равной
значению, определенному для объектов газовой генерации), которая
определяется в соответствии с пунктами 12, 13 Правил определения цены
на мощность, продаваемую по договорам о предоставлении мощности,
утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от
13.04.2010 года № 238.
При определении экономической обоснованности заявленной
поставщиком скорректированной величины капитальных затрат и доли
затрат, отражающей прогнозную прибыль от продажи электрической
энергии, участник оптового рынка при заявлении указанных величин
рассчитывает и указывает величину излишне полученных средств в
составе платы за мощность к моменту рассмотрения Наблюдательным
советом СР данного вопроса из-за применения при расчете цены на
мощность первоначальной величины капитальных затрат и доли затрат,
отражающей прогнозную прибыль от продажи электрической энергии.
В случае если участником оптового рынка не представлена
величина излишне полученных средств, Наблюдательный совет СР
может принять решение о соответствии заявленной участником
величины капитальных затрат и доли затрат, отражающей прогнозную
прибыль
от
продажи
электрической
энергии,
требованиям
экономической обоснованности без учета величины излишне
полученных средств на период до утверждения указанной величины
Наблюдательным советом СР.
4.1.5. В случае если Наблюдательным советом НП «Совет рынка» принято
решение, в соответствии с действующей на дату принятия такого
решения редакцией пункта 6.6 ДПМ, о снижении величины капитальных
затрат на модернизацию объекта генерации за 1 кВт установленной
мощности, СР передает КО в течение 2 (двух) рабочих дней приложение
5 в отношении расчетных периодов, для которых Наблюдательным
советом НП «Совет рынка» было принято решение об изменении цены и
финансовых обязательств/требований по ДПМ с указанием
установленного процента снижения величины капитальных затрат для
соответствующих объектов генерации. При этом в случае, если в
отношении объекта генерации было принято решение о снижении
величины капитальных затрат за 1 кВт установленной мощности и для
данного объекта за соответствующие периоды была определена цена на
мощность по ДПМ, соответствующая минимальному значению,
установленному в приложении 4 к ДПМ, СР не передает КО в
приложении 5 процент снижения величины капитальных затрат за 1 кВт
установленной мощности в отношении данного объекта генерации и КО
не производит изменение цены и финансовых обязательств/требований
по ДПМ с учетом принятого для указанного объекта решения
Наблюдательного совета НП «Совет рынка».
4.2 Для остальных объектов ДПМ
Величина капитальных затрат определяется равной:

размеру капитальных затрат, указанному в приложении 4.1 к
Договору о предоставлении мощности (Приложение № Д 16,
Приложение № Д 16.1 к Договору о присоединении к торговой системе
оптового рынка);

величине капитальных затрат для расчета цены на мощность,
определенную ФСТ России (со 2-го месяца, следующего за месяцем
представления федеральным органом исполнительной власти в
области государственного регулирования тарифов указанной
величины в ОАО «АТС»).
ОПРЕДЕЛЕНИЕ
ДОЛИ
ЗАТРАТ,
ОТРАЖАЮЩЕЙ
ПРОГНОЗНУЮ ПРИБЫЛЬ ОТ ПРОДАЖИ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ
ЭНЕРГИИ
5
ОПРЕДЕЛЕНИЕ
ДОЛИ
ЗАТРАТ,
ОТРАЖАЮЩЕЙ
ПРОГНОЗНУЮ
ПРИБЫЛЬ
ОТ
ПРОДАЖИ
ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ
Для определения цены и расчетной цены по ДПМ КО использует
Для определения цены и (или) расчетной цены по ДПМ КО
величину доли затрат отражающей прогнозную прибыль от продажи использует величину доли затрат, отражающей прогнозную прибыль от
электрической энергии определяемую следующим образом:
продажи электрической энергии, определяемую согласно пунктам 5.1 и 5.2
настоящего Регламента.
5.1 Для объектов, отнесенных Наблюдательным советом НП «Совет
При этом величина доли затрат, отражающей прогнозную прибыль
рынка» к модернизируемым объектам генерации
от продажи электрической энергии, подлежит уточнению в порядке,
Для объектов отнесенных Наблюдательным советом НП «Совет установленном приложением 4 к Договору о предоставлении мощности
рынка» к модернизируемым объектам генерации величина доли (Приложение № Д 16, Приложение № Д 16.1 к Договору о присоединении к
затрат, отражающей прогнозную прибыль от продажи торговой системе оптового рынка), с применением методики, утвержденной
электрической энергии, принимается равной:
федеральным органом исполнительной власти, осуществляющим
o при установлении экономической обоснованности функции по выработке и реализации государственной политики и
нормативно-правовому регулированию в сфере топливно-энергетического
указанной величины Наблюдательным советом и ее
комплекса.
указании в приложении 4.1 к Договору о предоставлении
мощности (Приложение № Д 16, Приложение № Д 16.1 к 5.1 Для объектов, отнесенных Наблюдательным советом НП «Совет
Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка) –
величине, указанной в приложении 4.1 к Договору о рынка» к модернизируемым объектам генерации
предоставлении мощности (Приложение № Д 16,
Для объектов, отнесенных Наблюдательным советом НП «Совет
Приложение № Д 16.1 к Договору о присоединении к торговой
рынка» к модернизируемым объектам генерации, в приложении 4.1
системе оптового рынка);
к соответствующим Договорам о предоставлении мощности
o для остальных объектов генерации, отнесенных к
(Приложение № Д 16, Приложение № Д 16.1 к Договору о
модернизируемым объектам, величине полученной от
присоединении к торговой системе оптового рынка) указывается признак
СР, в отношении которой Наблюдательным советом
«модернизируемый», величина доли затрат, отражающей
НП «Совет рынка» установлена экономическая
прогнозную прибыль от продажи электрической энергии,
обоснованность в соответствии с приложением 2
принимается равной:
настоящего Регламента.
o при установлении до 1 ноября 2010 года экономической
СР в течение двух рабочих дней с момента установления
обоснованности указанной величины доли затрат для
Наблюдательным советом НП «Совет рынка» экономической
объекта генерации g Наблюдательным советом НП
обоснованности величины капитальных затрат и доли затрат, отражающей
«Совет рынка» – величине компенсируемой доли затрат,
прогнозную прибыль от продажи электрической энергии, но не позднее 2указанной в приложении 4.1 к соответствующим
го числа календарного месяца, в котором указанная величина должна быть
Договорам о предоставлении мощности (Приложение № Д
учтена для расчета цены и расчетной цены на мощность, передает КО за
16, Приложение № Д 16.1 к Договору о присоединении к
подписью уполномоченного лица соответствующее значение доли затрат,
торговой системе оптового рынка), заключенным в
отражающей прогнозную прибыль от продажи электрической энергии,
отношении данного объекта генерации g;
согласно приложению 5 к настоящему Регламенту.
o для остальных объектов генерации, отнесенных к
При получении КО в приложении 5 соответствующего значения
модернизируемым объектам, – величине, полученной
доли затрат, отражающей прогнозную прибыль от продажи электрической
от СР, в отношении которой Наблюдательным советом
энергии, до 2-го числа календарного месяца включительно КО учитывает
НП «Совет рынка» установлена экономическая
указанное значение для определения цены и расчетной цены на мощность
обоснованность в соответствии с приложением 2
начиная с месяца, в котором оно было получено КО.
настоящего Регламента, с учетом особенностей,
установленных разделом 6 настоящего Регламента.
При получении КО в приложении 5 соответствующего значения
доли затрат, отражающей прогнозную прибыль от продажи электрической
В отношении объектов генерации, для которых в соответствующих
энергии, после 2-го числа календарного месяца КО учитывает указанное ДПМ указана дата начала исполнения обязательств до 1 апреля 2012 г., не
значение для определения цены и расчетной цены на мощность начиная с позднее 36 (тридцати шести) месяцев с момента принятия
месяца следующего за месяцем, в котором оно было получено КО.
Наблюдательным советом НП «Совет рынка» решения о соответствии
требованию экономической обоснованности заявленной продавцом по
В случае получения КО двух или более приложений 5 в отношении
ДПМ величины капитальных затрат на модернизацию указанных объектов
одного и того же объекта генерации для одного и того же периода КО
генерации (доли затрат, отражающей прогнозную прибыль от продажи
учитывает значения, указанные в решении Наблюдательного совета НП
электрической энергии) СР готовит для Наблюдательного совета НП
«Совет рынка», имеющем наиболее позднюю дату принятия.
«Совет рынка» заключение о проверке (в том числе выездной) величины
5.1.1 В случае если Наблюдательным советом СР не принято решение (в капитальных затрат (доли затрат, отражающей прогнозную прибыль от
том числе по причине того, что поставщиком не представлены продажи электрической энергии).
(представлены частично, ненадлежащим образом оформленные
По итогам рассмотрения заключения о проверке Наблюдательный
или с нарушением требований к порядку их предоставления)
документы или обосновывающие документы) и (или) КО не
получено от СР в приложении 5 соответствующее значение,
используемая для расчета цены на мощность доля затрат,
отражающая прогнозную прибыль от продажи электрической
энергии, принимается равной значению доли затрат нового
объекта генерации аналогичной установленной мощности,
использующего тот же вид основного топлива (для объектов
гидроэлектростанции – равной значению, определенному для
объектов газовой генерации), определенной в соответствии с
пунктами 6–9 Правил определения цены на мощность,
продаваемую по договорам о предоставлении мощности,
утвержденных
постановлением
Правительства
Российской
Федерации от 13.04.2010 года № 238).
При этом для целей расчета размера штрафов (неустоек), взимаемых
с продавца по ДПМ, доля затрат, отражающая прогнозную прибыль от
продажи электрической энергии в отношении данного объекта генерации
принимается равной доле затрат, отражающей прогнозную прибыль от
продажи электрической энергии нового объекта генерации аналогичной
установленной мощности, использующего тот же вид основного топлива
(для объектов гидроэлектростанции – равной значению, определенному
для объектов газовой генерации), которая определяется в соответствии с
пунктами 6–9 Правил определения цены на мощность, продаваемую по
договорам о предоставлении мощности, утвержденных постановлением
Правительства Российской Федерации от 13.04.2010 года № 238.
5.1.2
В случае если Наблюдательным советом СР принято решение о
несоответствии требованию экономической обоснованности
заявленной поставщиком величины доли затрат, отражающей
прогнозную прибыль от продажи электрической энергии, и (или)
КО не получено от СР в приложении 5 соответствующее значение,
доля затрат, отражающая прогнозную прибыль от продажи
электрической энергии, принимается равной значению доли затрат
нового объекта генерации аналогичной установленной мощности,
использующего тот же вид основного топлива (для объектов
гидроэлектростанции – равной значению, определенному для
объектов газовой генерации), определенной в соответствии с
пунктами 6–9 Правил определения цены на мощность,
продаваемую по договорам о предоставлении мощности,
совет НП «Совет рынка» имеет право установить величину капитальных
затрат и долю затрат, отражающую прогнозную прибыль от продажи
электрической
энергии,
которые
соответствуют
требованиям
экономической обоснованности.
В случае принятия соответствующего решения, СР в порядке и в
сроки, предусмотренные настоящим Регламентом, передает КО
соответствующие значения ценовых параметров согласно приложению 5 к
настоящему Регламенту, а КО учитывает их для определения цены и (или)
расчетной цены на мощность в порядке и в сроки, установленные
настоящим Регламентом.
5.2 Для остальных объектов ДПМ
Величина доли затрат, отражающей прогнозную прибыль от
продажи электрической энергии, определяется в соответствии с
приложением 4 к Договору о предоставлении мощности (Приложение
№ Д 16, Приложение № Д 16.1 к Договору о присоединении к торговой
системе оптового рынка).
утвержденных
постановлением
Правительства
Федерации от 13.04.2010 года № 238).
Российской
При этом для целей расчета размера штрафов (неустоек), взимаемых
с продавца по ДПМ, доля затрат, отражающая прогнозную прибыль от
продажи электрической энергии) в отношении данного объекта генерации
принимается равной доле затрат, отражающей прогнозную прибыль от
продажи электрической энергии) нового объекта генерации аналогичной
установленной мощности, использующего тот же вид основного топлива
(для объектов гидроэлектростанции равной значению, определенному для
объектов газовой генерации), которая определяется в соответствии с
пунктами 6–9 Правил определения цены на мощность, продаваемую по
договорам о предоставлении мощности, утвержденных постановлением
Правительства Российской Федерации от 13.04.2010 года № 238.
5.1.3
В отношении объектов генерации, для которых в соответствующих
ДПМ указана дата начала исполнения обязательств до 1 апреля
2012 г., не позднее 36 (тридцати шести) месяцев с момента
принятия Наблюдательным советом СР решения о соответствии
требованию
экономической
обоснованности
заявленной
поставщиком величины капитальных затрат на модернизацию
указанных объектов генерации (доли затрат, отражающей
прогнозную прибыль от продажи электрической энергии) НП
«Совет рынка» готовит для Наблюдательного совета СР заключение
о проверке (в том числе выездной) величины капитальных затрат
(доли затрат, отражающей прогнозную прибыль от продажи
электрической энергии).
По итогам рассмотрения заключения о проверке Наблюдательный
совет СР имеет право установить величину капитальных затрат и долю
затрат, отражающую прогнозную прибыль от продажи электрической
энергии,
которые
соответствуют
требованиям
экономической
обоснованности.
В случае принятия соответствующего решения, СР в порядке и в
сроки, предусмотренные настоящим Регламентом, передает КО
соответствующие значения ценовых параметров согласно приложению 5 к
настоящему Регламенту, а КО учитывает их для определения цены и
расчетной цены на мощность в порядке и в сроки, установленные
настоящим Регламентом.
5.1.4
В случае если Наблюдательным советом CР принято решение о
несоответствии требованию экономической обоснованности
заявленной поставщиком величины доли затрат, отражающей
прогнозную прибыль от продажи электрической энергии, в
отношении которых ранее Наблюдательным советом CР было
принято решение о соответствии указанной величины требованию
экономической обоснованности, то СР передает в КО в
соответствии с приложением 5 величину доли затрат, отражающей
прогнозную прибыль от продажи электрической энергии равную
величине доли затрат, отражающей прогнозную прибыль от
продажи электрической энергии) нового объекта генерации
аналогичной установленной мощности, использующего тот же вид
основного топлива (для объектов гидроэлектростанции – равной
значению, определенному для объектов газовой генерации),
которая определяется в соответствии с пунктами 6–9 Правил
определения цены на мощность, продаваемую по договорам о
предоставлении мощности, утвержденных постановлением
Правительства Российской Федерации от 13.04.2010 года № 238. В
случае если указанное в приложении 5 соответствующее значение
получено КО:

до 5 (пятого) числа соответствующего месяца включительно –
указанная величина доли затрат, отражающей прогнозную прибыль от
продажи электрической энергии, используется для целей расчета цены на
мощность с 1 (первого) числа месяца, следующего за месяцем принятия
вышеуказанного решения о несоответствии;

после 5 (пятого) числа соответствующего месяца – указанная
величина доли затрат, отражающей прогнозную прибыль от продажи
электрической энергии, используется для целей расчета цены на мощность
с 1 (первого) числа второго месяца, следующего за месяцем принятия
вышеуказанного решения о несоответствии.
При этом для целей расчета размера штрафов (неустоек), взимаемых
с продавца по ДПМ, доля затрат, отражающая прогнозную прибыль от
продажи электрической энергии) в отношении данного объекта генерации
принимается равной доле затрат, отражающей прогнозную прибыль от
продажи электрической энергии) нового объекта генерации аналогичной
установленной мощности, использующего тот же вид основного топлива
(для объектов гидроэлектростанции равной значению, определенному для
объектов газовой генерации), которая определяется в соответствии с
пунктами 6–9 Правил определения цены на мощность, продаваемую по
договорам о предоставлении мощности, утвержденных постановлением
Правительства Российской Федерации от 13.04.2010 года № 238.
При определении экономической обоснованности заявленной
поставщиком скорректированной величины капитальных затрат и доли
затрат, отражающей прогнозную прибыль от продажи электрической
энергии, участник оптового рынка при заявлении указанных величин
рассчитывает и указывает величину излишне полученных средств в
составе платы за мощность к моменту рассмотрения Наблюдательным
советом СР данного вопроса из-за применения при расчете цены на
мощность первоначальной величины капитальных затрат и доли затрат,
отражающей прогнозную прибыль от продажи электрической энергии.
В случае если участником оптового рынка не представлена
величина излишне полученных средств, Наблюдательный совет СР
может принять решение о соответствии заявленной участником
величины капитальных затрат и доли затрат, отражающей прогнозную
прибыль
от
продажи
электрической
энергии,
требованиям
экономической обоснованности без учета величины излишне
полученных средств на период до утверждения указанной величины
Наблюдательным советом СР.
5.2 Для остальных объектов ДПМ
Величина доли затрат, отражающей прогнозную прибыль от
продажи электрической энергии принимается равной:
o
в случае если дата начала фактической поставки
мощности по ДПМ наступает после 31 декабря 2013
года, ОАО «АТС» рассчитывает в соответствии с
методикой, утвержденной федеральным органом
исполнительной власти, осуществляющим функции по
выработке и реализации государственной политики и
нормативно-правовому
регулированию
в
сфере
топливно-энергетического
комплекса,
уточненное
значение компенсируемой доли затрат (в случае
отсутствия указанной методики на момент расчета
уточненного значения компенсируемой доли затрат
данное уточненное значение принимается равным
величине компенсируемой доли затрат, указанной в
приложении 4.1 к Договору о предоставлении мощности
(Приложение № Д 16, Приложение № Д 16.1 к Договору о
присоединении к торговой системе оптового рынка). В случае
отличия
рассчитанной
уточненной
величины
компенсируемой доли затрат более чем на 10 процентов
от величины, указанной в приложении 4.1 к Договору о
предоставлении мощности (Приложение № Д 16,
Приложение № Д 16.1 к Договору о присоединении к торговой
системе оптового рынка), равной уточненной величине;
o
в случае если дата начала фактической поставки
мощности по ДПМ наступает до 31 декабря 2013 года
включительно – величине, определенной в приложении
4.1 к Договору о предоставлении мощности (Приложение № Д
16, Приложение № Д 16.1 к Договору о присоединении к
торговой системе оптового рынка).
При этом в соответствии с приложением 4 к Договору о предоставлении
мощности (Приложение № Д 16, Приложение № Д 16.1 к Договору о
присоединении к торговой системе оптового рынка) величина доли затрат,
отражающей прогнозную прибыль от продажи электрической энергии,
подлежит пересмотру по истечении 3 (трех) и 6 (шести) лет поставки
мощности согласно методике, утвержденной федеральным органом
исполнительной власти, осуществляющим функции по выработке и
реализации государственной политики и нормативно-правовому
регулированию в сфере топливно-энергетического комплекса.
ПОРЯДОК
ВЗАИМОДЕЙСТВИЯ
ПРЕДОСТАВЛЕНИЮ ПАРАМЕТРОВ
МОЩНОСТИ ПО ДПМ
6
С
КО
ПО
РАСЧЕТА ЦЕНЫ
ПОРЯДОК
ВЗАИМОДЕЙСТВИЯ
СР
И
КО
ПО
ПРЕДОСТАВЛЕНИЮ ПАРАМЕТРОВ РАСЧЕТА ЦЕНЫ
МОЩНОСТИ ПО ДПМ И ИХ ПРИМЕНЕНИЯ КО
В отношении периода январь – апрель 2011 года КО при расчетах
СР в течение двух рабочих дней с момента установления в
цены на мощность для указанного периода учитывает значения параметров отношении расчетного месяца m Наблюдательным советом НП «Совет
расчета цен на мощность по ДПМ, указанные СР в приложении 5 и рынка» параметров для расчета цены и (или) расчетной цены по ДПМ, но
полученные 1 апреля 2011 года.
не позднее срока, установленного настоящим Регламентом для
использования КО соответствующих параметров при определении цены и
В отношении периода май – июнь 2011 года КО при определении
(или) расчетной цены на мощность в отношении расчетного месяца m,
цены на мощность и расчетной цены на мощность для указанного периода
передает КО за подписью уполномоченного лица соответствующие
учитывает значения параметров расчета цен на мощность по ДПМ,
значения и решения согласно приложению 5 к настоящему Регламенту.
указанные СР в приложении 5 и полученные в сроки, установленные пп.
СР в течение 2 (двух) рабочих дней с даты проведения
2.2, 2.3, 2.4, 2.5.1, 2.5.2, 4.1, 5.1 настоящего Регламента.
Наблюдательного совета НП «Совет рынка» передает КО на бумажном
В случае повторного получения от СР в приложении 5 значений носителе с подписью уполномоченного лица выписку из протокола
параметров цен на мощность по ДПМ в отношении одних и тех же Наблюдательного совета НП «Совет рынка», содержащую информацию
генерирующих объектов КО учитывает данные значения не ранее 1 июля об утверждении передаваемых в приложении 5 значений параметров цен
2011 года.
на мощность по ДПМ.
6.1 Порядок применения параметров для расчета цены по ДПМ
В случае непредоставления в указанный срок в приложении 5
6.1.1 Для объектов генерации (за исключением объектов, в отношении
соответствующих значений параметров расчета цены мощности по ДПМ,
которых в приложении 4.1 к соответствующим ДПМ указан признак
КО использует значения параметров, определенные для соответствующих
«модернизируемый» и расчетный период m соответствует первому или
случаев в пп. 2.2, 2.3, 2.4, 2.5.1, 2.5.2, 4.1, 5.1 настоящего Регламента.
второму месяцу фактической поставки мощности данных объектов
Параметры
расчета
цены
мощности,
установленные генерации) КО определяет цену на поставляемую по ДПМ в расчетном
Наблюдательным советом НП «Совет рынка» 1 апреля 2011 года, периоде m мощность объекта генерации g исходя из переданных СР в
используются для определения расчетной цены мощности в целях расчета приложении 5 параметров, необходимых для расчета цены по ДПМ
штрафа и внесения КО изменений в приложение 4.1 к Договорам о (ценовых параметров), при этом значение каждого параметра определяется
предоставлении мощности, начиная с 1 января 2011 года.
исходя из приложения 5, полученного КО в наиболее поздний срок (но
при этом не позднее 2-го числа месяца m) среди переданных СР на
СР в срок, установленный настоящим Регламентом для
периоды до m включительно приложений 5 с данным параметром и
предоставления КО приложения 5, передает КО на бумажном носителе с
соответствующих наиболее позднему заседанию Наблюдательного совета
подписью уполномоченного лица выписку из протокола Наблюдательного
НП «Совет рынка», на котором принималось решение о конкретном
совета НП «Совет рынка», содержащую информацию об утверждении
параметре (если для установления значения параметра требуется решение
передаваемых в приложении 5 значений параметров цен на мощность по
Наблюдательного совета НП «Совет рынка»).
ДПМ.
6.1.2 Для объектов генерации, в отношении которых в приложении 4.1 к
соответствующим ДПМ указан признак «модернизируемый», для
расчетного периода m, соответствующего первому или второму месяцу
фактической поставки мощности данных объектов генерации, КО
определяет цену на поставляемую по ДПМ в расчетном периоде m
мощность генерирующего объекта g исходя из переданных СР в
приложении 5 параметров, необходимых для расчета цены по ДПМ
(ценовых параметров):


Scapex
g ,m
при этом значение величины капитальных затрат
и
соответствующей доли затрат, отражающей прогнозную прибыль
от продажи электрической энергии, в отношении объекта
генерации g определяется исходя из полученного КО в наиболее
поздний срок (но при этом не позднее последнего дня месяца m)
приложения 5, соответствующего наиболее позднему заседанию
Наблюдательного совета НП «Совет рынка», на котором
принималось решение об экономической обоснованности
величины капитальных затрат и доли затрат в отношении объекта
генерации g;
значение каждого из ценовых параметров: удельной величины
ТПgНИ
, m , включенных в налогооблагаемую базу для исчисления
налога на имущество расходов по оплате технологического
присоединения в отношении объекта генерации g, величины
фактических затрат на технологическое присоединение объекта
генерации g к электрическим сетям ЗТП gэ ,m , величины
фактических затрат на технологическое присоединение объекта
генерации g к газовым сетям ЗТП gг ,m , коэффициента К g резерв,m –
определяются исходя из полученного КО в наиболее поздний
срок (но при этом не позднее 2-го числа месяца m) приложения 5,
соответствующего
наиболее
позднему
заседанию
Наблюдательного совета НП «Совет рынка», на котором
принималось решение о конкретном параметре (если для
установления
значения
параметра
требуется
решение
Наблюдательного совета НП «Совет рынка»).
6.1.3 До получения КО утвержденного Наблюдательным советом НП
«Совет рынка» значения величины фактических затрат на технологическое
присоединение к электрическим сетям при расчете цены мощности по
ДПМ в отношении объекта генерации g значение ЗТП gэ ,m принимается
равным 0 (нулю).
До получения КО утвержденного Наблюдательным советом НП
«Совет рынка» значения величины фактических затрат на технологическое
присоединение к газовым сетям при расчете цены мощности по ДПМ в
отношении объекта генерации g значение ЗТП gг ,m принимается равным 0
(нулю).
До получения КО решения Наблюдательного совета НП «Совет
рынка» об отсутствии (наличии) технологической возможности выработки
электрической энергии с использованием резервного вида топлива и
отсутствии (наличии) 2 магистральных трубопроводов от 2 независимых
источников природного газа, каждый из которых способен полностью
обеспечить 100-процентное максимальное потребление природного газа
соответствующим генерирующим объектом, используемое при расчете
цены мощности объекта генерации значение коэффициента К g резерв,m
принимается равным 0,95.
До получения КО значения удельной величины, включенной в
налогооблагаемую базу для исчисления налога на имущество расходов по
оплате технологического присоединения, используемая при расчете цены
ни
мощности объекта генерации g величина ТП g,m принимается равной 0
(нулю).
До получения КО величины капитальных затрат, в отношении
которой Наблюдательным советом НП «Совет рынка» установлена
экономическая обоснованность, при расчете цены мощности объекта
генерации g используется значение Scapex g , m , равное 0 (нулю) рублей.
До получения КО доли затрат, в отношении которой
Наблюдательным советом НП «Совет рынка» установлена экономическая
обоснованность, используемая для расчета цены по ДПМ объекта
генерации g доля затрат, отражающая прогнозную прибыль от продажи
электрической энергии, принимается равной значению доли затрат нового
объекта
генерации
аналогичной
установленной
мощности,
использующего тот же вид основного топлива (для объектов
гидроэлектростанции – равной значению, определенному для объектов
газовой генерации), определенной в соответствии с пунктами 6–9 Правил
определения цены на мощность, продаваемую по договорам о
предоставлении мощности, утвержденных постановлением Правительства
Российской Федерации от 13.04.2010 года № 238).
6.1.4 Для расчета цены мощности по ДПМ объекта генерации g в
отношении
расчетного
месяца
m
КО
учитывает
решение
Наблюдательного совета НП «Совет рынка» о снижении величины
капитальных затрат на 1 кВт установленной мощности на модернизацию
объекта генерации g и применяет к удельной величине капитальных затрат
объекта генерации g процент снижения величины капитальных затрат
К gсниж
, m , переданный СР в приложении 5 в срок не позднее 2-го числа
расчетного месяца m.
6.2 Применение параметров для определения расчетной цены по
ДПМ
Для определения расчетной цены мощности по ДПМ объекта
генерации g КО использует параметры, переданные СР в приложении 5 в
отношении расчетного месяца m в сроки согласно подпункту 6.1, при этом
месяц m соответствует первому месяцу неисполнения или ненадлежащего
исполнения (нарушения) продавцом по ДПМ обязательств по поставке
мощности по ДПМ объекта генерации g.
В случае получения КО в отношении объекта генерации g в
приложении 5 параметров на расчетные месяцы, следующие за месяцем m,
КО не учитывает их для определения расчетной цены мощности по ДПМ
объекта генерации g.
До получения КО решения Наблюдательного совета НП «Совет
рынка» об отсутствии (наличии) технологической возможности выработки
электрической энергии с использованием резервного вида топлива и
отсутствии (наличии) 2 магистральных трубопроводов от 2 независимых
источников природного газа, каждый из которых способен полностью
обеспечить 100-процентное максимальное потребление природного газа
соответствующим генерирующим объектом, используемое при
определении расчетной цены мощности объекта генерации значение
коэффициента К g резерв,m принимается равным 1.
До получения КО величины капитальных затрат, в отношении
которой Наблюдательным советом НП «Совет рынка» установлена
экономическая обоснованность, при определении расчетной цены
мощности по ДПМ объекта генерации g КО принимает величину
удельных капитальных затрат в отношении данного объекта генерации
равной величине капитальных затрат на возведение 1 кВт мощности
нового объекта генерации аналогичной установленной мощности,
использующего тот же вид основного топлива (для объектов
гидроэлектростанции – равной значению, определенному для объектов
газовой генерации), которая определяется в соответствии с пунктами 12, 13
Правил определения цены на мощность, продаваемую по договорам о
предоставлении мощности, утвержденных постановлением Правительства
Российской Федерации от 13.04.2010 года № 238.
До получения КО доли затрат, в отношении которой
Наблюдательным советом НП «Совет рынка» установлена экономическая
обоснованность, используемая для определения расчетной цены по ДПМ
объекта генерации g доля затрат, отражающая прогнозную прибыль от
продажи электрической энергии, принимается равной значению доли
затрат нового объекта генерации аналогичной установленной мощности,
использующего тот же вид основного топлива (для объектов
гидроэлектростанции – равной значению, определенному для объектов
газовой генерации), определенной в соответствии с пунктами 6–9 Правил
определения цены на мощность, продаваемую по договорам о
предоставлении мощности, утвержденных постановлением Правительства
Российской Федерации от 13.04.2010 года № 238.
7
ПОРЯДОК ПУБЛИКАЦИИ ПАРАМЕТРОВ, НЕОБХОДИМЫХ ДЛЯ
ПОРЯДОК ПУБЛИКАЦИИ ПАРАМЕТРОВ, НЕОБХОДИМЫХ ДЛЯ
РАСЧЕТА ЦЕНЫ ПО ДПМ
Для объектов генерации, в отношении которых в приложении 4.1 к
соответствующим ДПМ указан признак «новый», КО не позднее седьмого
числа расчетного месяца, начиная с месяца даты начала фактической
поставки мощности по ДПМ, рассчитывает цену на поставляемую по ДПМ
мощность генерирующего объекта, определенную исходя из переданных
СР в установленные настоящим Регламентом сроки значений параметров,
необходимых для расчета цены по ДПМ (ценовых параметров), а в случае
непредоставления СР ценовых параметров в срок – исходя из значений,
определенных для соответствующих случаев настоящим Регламентом, и
публикует указанную цену на своем официальном сайте в персональном
разделе поставщика оптового рынка, а также значения указанных ценовых
параметров, исходя из которых была рассчитана публикуемая цена.
Для объектов генерации, в отношении которых решением
Наблюдательного совета НП «Совет рынка» и соответствующими
изменениями в ДПМ были изменены технические характеристики
(параметры) объекта генерации (пределы регулировочного диапазона
мощности) на месяц m, вследствие чего СО направил в КО
скорректированный Реестр предельных объемов поставки мощности не
позднее 25-го числа месяца поставки мощности m, на который
сформирован указанный реестр, КО не позднее седьмого числа месяца,
следующего за расчетным:

рассчитывает цену на поставляемую по ДПМ мощность на
расчетный месяц, исходя из переданных СР в установленные
настоящим Регламентом сроки значений ценовых параметров;

публикует указанную цену на своем официальном сайте в
персональном разделе поставщика оптового рынка, а также
значения указанных ценовых параметров, исходя из которых была
рассчитана публикуемая цена.
Для объектов генерации, в отношении которых в приложении 4.1 к
соответствующим ДПМ указан признак «модернизируемый»:

для расчетных периодов, соответствующих первому и второму
месяцу фактической поставки мощности, КО рассчитывает цену на
поставляемую по ДПМ мощность генерирующего объекта не
позднее седьмого числа месяца, следующего за соответствующим
расчетным периодом, исходя из ценовых параметров, переданных
РАСЧЕТА ЦЕНЫ ПО ДПМ
Для объектов генерации (за исключением объектов, в отношении
которых в приложении 4.1 к соответствующим ДПМ указан признак
«модернизируемый» и расчетный период m соответствует первому или
второму месяцу фактической поставки мощности данных объектов
генерации) КО не позднее седьмого числа расчетного месяца m, начиная с
месяца даты начала фактической поставки мощности по ДПМ,
рассчитывает цену на поставляемую по ДПМ мощность генерирующего
объекта и публикует указанную цену на своем официальном сайте в
персональном разделе участника оптового рынка, а также значения
указанных ценовых параметров, исходя из которых была рассчитана
публикуемая цена.
Для объектов генерации, в отношении которых в приложении 4.1 к
соответствующим ДПМ указан признак «модернизируемый», для
расчетного периода m, соответствующего первому или второму месяцу
фактической поставки мощности данных объектов генерации, КО
рассчитывает цену на поставляемую по ДПМ мощность генерирующего
объекта не позднее седьмого числа месяца m+1 и публикует указанную
цену на своем официальном сайте в персональном разделе участника
оптового рынка, а также значения указанных ценовых параметров, исходя
из которых была рассчитана публикуемая цена.
СР не позднее последнего дня первого и второго месяца
фактической поставки соответственно, а в случае непредоставления
СР ценовых параметров в срок – исходя из значений,
определенных для соответствующих случаев настоящим
Регламентом, и публикует указанную цену на своем официальном
сайте в персональном разделе поставщика оптового рынка, а также
значения указанных ценовых параметров, исходя из которых была
рассчитана публикуемая цена;

для расчетных периодов, начиная с третьего месяца фактической
поставки мощности по ДПМ, КО не позднее седьмого числа
расчетного месяца рассчитывает цену на поставляемую по ДПМ
мощность генерирующего объекта, определенную исходя из
переданных СР в установленные настоящим Регламентом сроки
значений параметров, необходимых для расчета цены по ДПМ
(ценовых параметров), а в случае непредоставления СР ценовых
параметров в срок – исходя из значений, определенных для
соответствующих случаев настоящим Регламентом, и публикует
указанную цену на своем официальном сайте в персональном
разделе поставщика оптового рынка, а также значения указанных
ценовых параметров, исходя из которых была рассчитана
публикуемая цена.
…
8
Указанное в настоящем пункте внесение КО в одностороннем внесудебном
порядке параметров в графы соответствующих приложений к договорам о
предоставлении мощности и агентским договорам не применяется в случае
установления Наблюдательным советом НП «Совет рынка» экономической
обоснованности величины капитальных затрат на модернизацию
генерирующих объектов (удельной величины капитальных затрат на
модернизацию генерирующих объектов) и доли затрат, отражающей
прогнозную прибыль от продажи электрической энергии, до момента
заключения Агентского договора (Приложение № Д 15, Приложение № Д 15.1
к Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка), в соответствии с
которым заключены Договоры о предоставлении мощности (Приложение № Д
16, Приложение № Д 16.1 к Договору о присоединении к торговой системе оптового
рынка).
По тексту приложения 1, приложения 2 слова:
…
Указанное в настоящем пункте внесение КО в одностороннем
внесудебном порядке параметров в графы соответствующих
приложений к договорам о предоставлении мощности и агентским
договорам не применяется в отношении объектов генерации, для
которых до 1 ноября 2010 года Наблюдательным советом НП «Совет
рынка» установлена экономическая обоснованность величины
капитальных затрат на модернизацию генерирующих объектов
(удельной величины капитальных затрат на модернизацию
соответствующих генерирующих объектов) и доли затрат, отражающей
прогнозную прибыль от продажи электрической энергии.
«продавец по ДПМ»
«поставщик», «поставщик оптового рынка»
заменить в соответствующих падежах на слова:
Прило
жение
4
Уведомление о налоговых ставках, действующих в субъектах
Уведомление о налоговых ставках, действующих в субъектах
Российской Федерации, в которых расположены объекты генерации Российской Федерации, в которых расположены объекты генерации
поставщика по ДПМ
продавца по ДПМ
Полное фирменное наименование поставщика оптового рынка:
Полное фирменное наименование участника оптового рынка:
Действующая редакция:
Приложение 5
Уведомление о параметрах для расчета цен по ДПМ
на расчетный период __________
«___»_____________ 20__ г.
Наимен
ование
участни
ка
Наименов
ание
объекта
генерации
Код
ГТП
Фактиче
ский
основно
й вид
топлива
Величина затрат
на
технологическое
присоединение,
учтенное при
определении
величин налога
на имущество,
ни
ТП g
,
руб./МВт
Величина затрат
Величина
Решение о
на
затрат на
технологическо
технологическое технологическ й возможности
присоединение
ое
выработки
к электрическим присоединение электрической
сетям
к газовым сетям
энергии с
э
г
использованием
ЗТП g
ЗТП g
резервного вида
,
,
топлива
руб.
руб.
________________/_________________________/
Решение о
наличии
независимых
источников
природного
газа
Величина
капитальны
х затрат для
модернизир
уемых
объектов,
руб.
Величина
доли затрат
отражающей
прогнозную
прибыль от
продажи
электрическо
й энергии для
модернизируе
мых объектов
Процент снижения
величины капитальных
затрат при наличии
нарушения обязанности
по представлению в
НП «Совет рынка»
документов,
подтверждающих факт
выполнения видов
работ
Предлагаемая редакция:
Приложение 5
Уведомление о параметрах для расчета цен по ДПМ
на расчетный период __________
Наимен
ование
участни
ка
Наименов
ание
объекта
генерации
Код
ГТП
Фактиче
ский
основно
й вид
топлива
Удельная
величина
Величина
включенных в
затрат на
Величина
Решение о
налогооблагаемую
технологическ
затрат на
технологическо
базу для
ое
технологическ й возможности
исчисления
присоединение
ое
выработки
налога на
к
присоединение
электрической
имущество
электрическим к газовым сетям
энергии с
расходов по
г
сетям
использованием
оплате
ЗТП g,m
э
резервного вида
,
технологического
ЗТП g,m
топлива
,
руб.
присоединения
ни
руб.
ТП g,m ,
руб./МВт
________________/_________________________/
Решение о
наличии
независимых
источников
природного
газа
«___»_____________ 20__ г.
Величина
капитальны
х затрат для
модернизир
уемых
объектов,
тыс. руб.
Величина
доли затрат
отражающей
прогнозную
прибыль от
продажи
электрическо
й энергии для
модернизируе
мых объектов
Процент снижения
величины капитальных
затрат на 1 кВт
установленной
мощности объекта
генерации при наличии
нарушения обязанности
по представлению в
НП «Совет рынка»
документов,
подтверждающих факт
выполнения видов
работ