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;

, руб. - ежегодные эксплуатационные затраты на сервисное обслуживание программно-технического комплекса (далее - ПТК) и системы автоматического регулирования турбины на k-ый расчетный период регулирования;

, руб. - ежегодные эксплуатационные затраты на сервисное обслуживание ПТК котла на k-ый расчетный период регулирования.

Перечисленные в настоящем пункте ежегодные эксплуатационные затраты определяются Службой на основании представляемых субъектом электроэнергетики материалов, подтверждающих их экономическую обоснованность.

22. При работе объекта электроэнергетики в режиме НПРЧ дополнительные эксплуатационные затраты, возникающие при работе объекта электроэнергетики в режиме НПРЧ, принимаются равными нулю: .

Значение дополнительных эксплуатационных затрат объекта электроэнергетики, участвующего в АВРЧМ, рассчитывается по формулам:

Для барабанных и прямоточных котлов, номинальной (установленной) мощностью 200-215 МВт:

Для двухкорпусных котлов, номинальной (установленной) мощностью 300 МВт (за исключением ПК-41):