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):

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

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

Для однокорпусных котлов ПК-41, номинальной (установленной) мощностью 300 МВт:

Для котлов, номинальной (установленной) мощностью 800 МВт:

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 2010 года до года, предшествующего расчетному периоду регулирования.

23. При наличии у субъекта электроэнергетики действующего договора оказания услуг по НПРЧ при установлении цен (тарифов) на услуги по АВРЧМ возврат средств на модернизацию оборудования i-го объекта энергетики, связанную с созданием системы связи и управления с диспетчерским центром, включающую в себя терминал автоматического регулирования частоты электрического тока и перетоков активной мощности, каналы связи или выделение частотных диапазонов каналов связи, необходимых для оказания услуг по АВРЧМ, в k-ом расчетном периоде регулирования рассчитывается по формуле:

24. Эксплуатационные затраты для случая, указанного в пункте 23 Методических указаний, определяются по формуле:

где:

, руб. - экономическая составляющая эксплуатационных затрат, обусловленная для режима АВРЧМ - снижением КПД котла в связи с увеличением удельного расхода топлива на k-ый расчетный период регулирования, определяемая в соответствии с пунктом 20 Методических указаний;

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

Расчет значения дополнительных эксплуатационных затрат объекта электроэнергетики, участвующего в АВРЧМ, для случая указанного в пункте 23 Методических указаний производится в соответствии с пунктом 22 Методических указаний.

25. При наличии у субъекта электроэнергетики действующего договора оказания услуг по АВРЧМ при установлении цен (тарифов) на услуги по НПРЧ возврат средств на модернизацию оборудования i-го объекта энергетики, связанную с созданием системы станционного устройства системы мониторинга фактического участия энергоблоков в НПРЧ, в k-ом расчетном периоде регулирования рассчитывается по формуле:

26. Эксплуатационные затраты для случая, указанного в пункте 25 Методических указаний, определяются по формуле: