Действующий
3. В отношении зоны свободного перетока, для которой установлена максимальная цена на мощность для проведения конкурентных отборов мощности, минимальная цена на мощность для конкурентных отборов мощности определяется как произведение коэффициента 1,05, отражающего потребление мощности на собственные и (или) хозяйственные нужды, и минимальной из регулируемых цен (тарифов) на мощность, установленных для поставщиков в соответствующей ценовой зоне на 2010 год.
Указанная цена на мощность подлежит индексации в соответствии с изменением индекса потребительских цен за период с 1 января 2011 г. до 1 января года, в котором проводится конкурентный отбор. Для конкурентного отбора мощности на 2012 год индексация минимальной цены не проводится.
Правила
определения цены на мощность, продаваемую по договорам о предоставлении мощности
(утв. постановлением Правительства РФ от 13 апреля 2010 г. N 238)
Постановлением Правительства РФ от 27 декабря 2010 г. N 1172 в пункт 1 настоящих Правил внесены изменения
1. Настоящие Правила устанавливают порядок расчета цены на мощность, продаваемую по договорам, предусмотренным подпунктом 10 пункта 4 Правил оптового рынка электрической энергии и мощности, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 27 декабря 2010 г. N 1172 (за исключением договоров купли-продажи (поставки) мощности новых атомных станций и гидроэлектростанций, в том числе гидроаккумулирующих электростанций) (далее - договоры о предоставлении мощности).
2. Цена на мощность, продаваемую по договорам о предоставлении мощности, определяется коммерческим оператором оптового рынка в отношении каждого из указанных в таких договорах генерирующих объектов (под генерирующим объектом понимается генерирующее оборудование, месторасположение, значение установленной мощности, а также предельные минимальные и максимальные характеристики которого определены договорами о предоставлении мощности).
3. Для целей определения цены на мощность, продаваемую по договорам о предоставлении мощности, генерирующие объекты с учетом особенностей, определенных договором о присоединении к торговой системе оптового рынка, подразделяются на следующие виды:
а) генерирующий объект тепловой электростанции, выработка электрической энергии которым осуществляется с использованием природного газа (далее - генерирующий объект газовой генерации);
Постановлением Правительства РФ от 12 октября 2010 г. N 827 в подпункт "б" пункта 3 настоящих Правил внесены изменения
б) генерирующий объект тепловой электростанции, выработка электрической энергии которым осуществляется с использованием угля (торфа) (далее - генерирующий объект угольной генерации);
Постановлением Правительства РФ от 12 октября 2010 г. N 827 пункт 3 настоящих Правил дополнен подпунктом "д"
д) модернизированный генерирующий объект, являющийся гидроэлектростанцией (частью гидроэлектростанции).
4. Цена на мощность генерирующего объекта определяется исходя из условия компенсации установленной в соответствии с пунктами 6 - 9 настоящих Правил доли суммарных затрат поставщика в отношении данного генерирующего объекта, включающих:
а) капитальные затраты генерирующего объекта соответствующего вида, определенные в соответствии с пунктами 12 и 13 настоящих Правил, без учета затрат на технологическое присоединение этого объекта к электрическим сетям и источникам топлива;
б) эксплуатационные затраты генерирующего объекта соответствующего вида, определенные в соответствии с пунктом 16 настоящих Правил;
в) сумму налога на имущество организаций, рассчитанную по ставке, действующей в соответствующем субъекте Российской Федерации;
Постановлением Правительства РФ от 27 декабря 2010 г. N 1172 подпункт "г" пункта 4 настоящих Правил изложен в новой редакции
г) плату за технологическое присоединение к электрическим и газовым сетям, утвержденную соответствующим органом исполнительной власти в области государственного регулирования тарифов и (или) органом исполнительной власти субъекта Российской Федерации в области государственного регулирования тарифов.
5. Порядок предоставления коммерческому оператору оптового рынка документов, подтверждающих предусмотренные подпунктами "в" и "г" пункта 4 настоящих Правил затраты, и определения соответствующих величин устанавливаются договором о присоединении к торговой системе оптового рынка.
6. Цена на мощность генерирующих объектов газовой генерации, находящихся в первой ценовой зоне оптового рынка, определяется исходя из условия компенсации поставщику мощности следующей доли затрат, отражающей прогнозную прибыль от продажи электрической энергии, производимой с использованием этого генерирующего объекта:
доля, равная 75 процентам затрат, - для генерирующего объекта мощностью не более 250 МВт и не менее 150 МВт;
б) для затрат, предусмотренных подпунктом "г" пункта 4 настоящих Правил, - доля, равная 100 процентам затрат.
7. Цена на мощность генерирующих объектов угольной генерации, находящихся в первой ценовой зоне оптового рынка, определяется исходя из условия компенсации поставщику мощности следующей доли затрат, отражающей прогнозную прибыль от продажи электрической энергии, производимой с использованием этого генерирующего объекта:
для затрат, предусмотренных подпунктами "а" - "в" пункта 4 настоящих Правил, - доля, равная 80 процентам затрат;
для затрат, предусмотренных подпунктом "г" пункта 4 настоящих Правил, - доля, равная 100 процентам затрат.
8. Цена на мощность генерирующих объектов газовой генерации, находящихся во второй ценовой зоне оптового рынка, определяется исходя из условия компенсации поставщику мощности следующей доли затрат, отражающей прогнозную прибыль от продажи электрической энергии, производимой с использованием этого генерирующего объекта:
для затрат, предусмотренных подпунктами "а" - "в" пункта 4 настоящих Правил, - доля, равная 90 процентам затрат;
для затрат, предусмотренных подпунктом "г" пункта 4 настоящих Правил, - доля, равная 100 процентам затрат.
9. Цена на мощность генерирующих объектов угольной генерации, находящихся во второй ценовой зоне оптового рынка, определяется исходя из условия компенсации поставщику мощности следующей доли затрат, отражающей прогнозную прибыль от продажи электрической энергии, производимой с использованием этого генерирующего объекта:
для затрат, предусмотренных подпунктами "а" - "в" пункта 4 настоящих Правил, - доля, равная 95 процентам затрат;
для затрат, предусмотренных подпунктом "г" пункта 4 настоящих Правил, - доля, равная 100 процентам затрат.
10. По истечении 3 лет и 6 лет с начала поставки мощности на основании методики расчета значения доли компенсируемых затрат, отражающей прогнозную прибыль от продажи электрической энергии, для поставщиков электрической энергии (мощности), утвержденной в установленном порядке федеральным органом исполнительной власти, осуществляющим функции по выработке и реализации государственной политики и нормативно-правовому регулированию в сфере топливно-энергетического комплекса, коммерческим оператором оптового рынка производится расчет уточненного значения доли компенсируемых затрат, отражающей прогнозную прибыль от продажи электрической энергии.
В случае отличия уточненного значения доли затрат, отражающей прогнозную прибыль от продажи электрической энергии, от значения доли затрат, используемой при определении цены на мощность, более чем на 10 процентов применяемая при определении цены на мощность доля компенсируемых затрат принимается равной уточненной величине с 1 января 4-го года и с 1 января 7-го года поставки мощности соответственно.
11. По истечении 6 лет с начала поставки мощности при расчете цены на мощность на текущий год учитывается разница цены на мощность, рассчитанной в соответствии с пунктом 4 Правил расчета составляющей цены на мощность, обеспечивающей возврат капитальных и эксплуатационных затрат, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 13 апреля 2010 г. N 238, с учетом прогноза цен на электрическую энергию на год поставки мощности по результатам конкурентного отбора мощности текущего года, и цены на мощность, определенной по результатам конкурентного отбора мощности текущего года. Указанная разница приводится в цены текущего года на основании индекса, равного величине доходности, определенной в соответствии с указанными Правилами расчета составляющей цены на мощность, обеспечивающей возврат капитальных и эксплуатационных затрат.