, тыс. руб. - значение дополнительных эксплуатационных затрат, обусловленное изменением надежности оборудования и увеличением износа в k-ом расчетном периоде регулирования, определяемое в порядке, предусмотренном пунктом 22 настоящих Методических указаний;

, руб. - стоимость мощности, покупаемой субъектом электроэнергетики на оптовом рынке электроэнергии и мощности для участия в оказании услуг по регулированию реактивной мощности без производства электрической энергии в k-ом расчетном периоде регулирования, определяемая в порядке, предусмотренном пунктом 33 настоящих Методических указаний;

- норма рентабельности инвестиций в k-ом расчетном периоде регулирования, принимается равной средней доходности долгосрочных государственных обязательств, выраженных в рублях, со сроком до погашения не менее 8 лет и не более 10 лет за истекший период года, предшествующего регулируемому (или за 12 месяцев, истекших к моменту определения цены (тарифы) на услуги по обеспечению системной надежности).

Доходность долгосрочных государственных обязательств определяется в соответствии с Методикой определения величины средней доходности долгосрочных государственных обязательств, используемой при расчете цены на мощность для поставщиков мощности, утвержденной приказом Минэкономразвития России от 26.07.2010 N 329 (зарегистрировано Минюстом России 16.08.2010, регистрационный N 18169), с изменениями, внесенными приказом Минэкономразвития России от 21.02.2011 N 55 (зарегистрировано Минюстом России 10.03.2011, регистрационный N 20032);

- норма рентабельности продукции (услуг) в k-ом расчетном периоде регулирования, принимается равной ставке рефинансирования Центрального банка Российской Федерации на момент утверждения цен (тарифов) на услуги по обеспечению системной надежности;

Нпр - ставка налога на прибыль.

17. Возврат средств на модернизацию оборудования i-го объекта энергетики в k-ом расчетном периоде регулирования рассчитывается по формуле:

Для услуги НПРЧ:

Для услуги АВРЧМ:

Для услуг по регулированию реактивной мощности без производства электрической энергии:

где:

С - нормативный срок службы оборудования, принимается равным 6 годам;

Ki, руб. - капитальные затраты, связанные с необходимостью подготовки оборудования к участию в регулировании реактивной мощности без производства электрической энергии. Определяются Службой на k-ый расчетный период регулирования на основании представляемых субъектом электроэнергетики материалов, подтверждающих их экономическую обоснованность;

- понижающий коэффициент, учитывающий снижение капитальных затрат в связи с модернизацией последующих объектов электроэнергетики, применяемый при условии установки однотипного оборудования и тиражирования проектных и технических решений, определяемый в соответствии с данными, представленными в таблице:

Модернизация для режима	р - номер модернизируемого объекта электроэнергетики
	1	2	3	4 и более
НПРЧ	1	0,92	0,84	0,76
АВРЧМ	1	0,88	0,76	0,65

Кицп - коэффициент индекса цен производителей, который определяется по формуле:

где:

- фактический (прогнозный) индекс цен производителей в году n в соответствии с прогнозом социально-экономического развития Российской Федерации на соответствующие периоды, значение n определяется с 2008 года до года, предшествующего расчетному периоду регулирования.

18. Эксплуатационные затраты, возникающие при работе объекта электроэнергетики в режимах НПРЧ и АВРЧМ, на k-ый расчетный период регулирования определяются по формуле:

где:

, руб. - экономическая составляющая эксплуатационных затрат, обусловленная для режима АВРЧМ - снижением коэффициента полезного действия (далее - КПД) котла в связи с увеличением удельного расхода топлива, для режима НПРЧ - изменением значения давления пара перед турбиной (в случае принятия соответствующего технического решения) в k-ом расчетном периоде регулирования, определяемая в соответствии с пунктами 19 и 20 настоящих Методических указаний;

, руб. - эксплуатационные затраты на сервисное обслуживание технических и программных средств в k-ом расчетном периоде регулирования, определяемые в соответствии с пунктом 21 Методических указаний;

, руб. - затраты на сертификационные испытания и ежегодный инспекционный контроль i-го объекта электроэнергетики после проведения сертификационных испытаний в k-ом расчетном периоде регулирования;

, руб. - расходы на уплату налога на имущество в k-ом расчетном периоде регулирования, рассчитываемые исходя из стоимости оборудования, установленного для подготовки объекта электроэнергетики к участию в НПРЧ/АВРЧМ.

19. При участии i-го объекта электроэнергетики в НПРЧ, экономическая составляющая эксплуатационных затрат, обусловленная изменением значения давления пара перед турбиной для выполнения требований НПРЧ по изменению мощности, на k-ый расчетный период регулирования определяется по формуле:

где:

8,76, - среднегодовой коэффициент поправки на изменение КПД объекта электроэнергетики за счет изменения давления пара перед турбиной;

, МВт - номинальная (установленная) мощность i-го объекта электроэнергетики;

- коэффициент использования установленной мощности;

, руб./МВт. ч - топливная составляющая стоимости электроэнергии, определяемая исходя из фактических удельных расходов субъектов электроэнергетики на топливо на выработку 1 МВт*ч электрической энергии i-ым объектом электроэнергетики, для которого установлена обязанность по оказанию услуг по НПРЧ и АВРЧМ, в году, предшествующему расчетному периоду регулирования, и прогнозного индекса изменения цен на топливо;

, МПа - разность давлений пара перед турбиной, обусловленная работой объекта электроэнергетики в режиме НПРЧ и определяемая в соответствии с режимными картами.

Если изменение давления пара перед турбиной для режима НПРЧ не предусмотрено техническим решением, то .

20. При работе объекта электроэнергетики в режиме АВРЧМ экономическая составляющая эксплуатационных затрат, обусловленная снижением КПД котла в связи с увеличением удельного расхода топлива, рассчитывается по формуле:

где:

683.3, - среднегодовой коэффициент поправки на изменение КПД котла при переводе объекта электроэнергетики в режим АВРЧМ;

, % - КПД котла определяется по режимной карте котла.

21. Эксплуатационные затраты на сервисное обслуживание технических и программных средств, необходимых для решения задач НПРЧ, определяются по формуле:

При участии объекта электроэнергетики в оказании услуг по АВРЧМ эксплуатационные затраты на сервисное обслуживание оборудования рассчитываются по формуле:

где:

, руб. - ежегодные эксплуатационные затраты на техническое обслуживание станционного устройства системы мониторинга фактического участия объекта электроэнергетики в НПРЧ (на энергоблок) в k-ом расчетном периоде регулирования;

, руб. - ежегодные эксплуатационные затраты на техническое обслуживание станционного терминала автоматического регулирования частоты электрического тока и перетоков активной мощности, системы связи с диспетчерским центром, аренду каналов связи и другие расходы, необходимые для обеспечения связи объекта электроэнергетики с диспетчерским центром для оказания услуг по АВРЧМ на k-ый расчетный период регулирования;