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:

где:

, руб. - экономическая составляющая эксплуатационных затрат, обусловленная 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 пунктом 19 Методических указаний;

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

27. В случае одновременного установления субъекту электроэнергетики цен (тарифов) на услуги по НПРЧ и АВРЧМ расчет возврата средств на модернизацию оборудования i-го объекта энергетики в k-ом расчетном периоде регулирования и эксплуатационных затрат для установления цен (тарифов) на услуги по НПРЧ осуществляется в соответствии с пунктами 17 и 18 настоящих Методических указаний, расчет возврата средств на модернизацию оборудования i-го объекта энергетики в k-ом расчетном периоде регулирования и эксплуатационных затрат для установления цен (тарифов) на услуги по АВРЧМ осуществляется в соответствии с пунктами 23 и 24 настоящих Методических указаний.

28. Эксплуатационные затраты, обусловленные участием i-го объекта электроэнергетики в оказании услуг по регулированию реактивной мощности без производства электрической энергии ( ) в k-ом расчетном периоде регулирования, определяются по формуле:

где:

, руб. - затраты на вращение генератора в режиме СК (потребление электроэнергии из сети для компенсации механических, вентиляционных и электрических потерь) в k-ом расчетном периоде регулирования, определяемые в порядке, предусмотренном пунктом 29 настоящих Методических указаний;

, руб. - затраты, связанные с потреблением электроэнергии на возбуждение генератора в k-ом расчетном периоде регулирования, определяемые в порядке, предусмотренном пунктом 30 настоящих Методических указаний;

, руб. - затраты, связанные с потреблением электроэнергии оборудованием собственных нужд электростанции, обеспечивающим работу генерирующего оборудования в режиме СК, в k-ом расчетном периоде регулирования, определяемые в порядке, предусмотренном пунктом 31 настоящих Методических указаний;

, руб. - затраты, связанные с потерями электроэнергии в станционной сети в связи с работой генерирующего оборудования в режиме СК, в k-ом расчетном периоде регулирования, определяемые в порядке, предусмотренном пунктом 32 настоящих Методических указаний.

29. Затраты, связанные с потреблением электроэнергии генератором, работающим в режиме СК, электроэнергии для компенсации электрических, механических и вентиляционных потерь в генераторе, на k-ый расчетный период регулирования определяются по формуле:

где , - средняя по субъекту Российской Федерации, на территории которого расположен i-ый объект электроэнергетики, оказывающий услуги по регулированию реактивной мощности без производства электрической энергии, цена электроэнергии на рынке на сутки вперед за год, предшествующий расчетному, с учетом индекса цен на электрическую энергию в соответствии с прогнозом социально-экономического развития Российской Федерации;

, - объем потребленной генератором при работе в режиме СК электроэнергии, определяемый по формуле:

где , кВт - средняя мощность, потребляемая генератором при работе в режиме СК, устанавливается на основании паспортных данных либо на основании испытаний. При отсутствии таких сведений принимается равной для гидроэлектростанций (далее - ГЭС) 4% от номинальной мощности генератора, для гидроаккумулирующих электрических станций (далее - ГАЭС) 8% от номинальной мощности генератора;

, ч - плановое число часов работы объекта электроэнергетики в режиме СК в расчетном периоде регулирования. Определяется в соответствии с извещением о проведении отбора субъектов электроэнергетики, оказывающих услуги по обеспечению системной надежности, направленным системным оператором субъекту электроэнергетики**.

30. Затраты, связанные с потреблением электроэнергии на возбуждение генератора, оснащенного системой независимого возбуждения, не учитываются в составе эксплуатационных затрат, обусловленных участием i-го объекта электроэнергетики в оказании услуг по регулированию реактивной мощности без производства электрической энергии ( ), и принимаются равными нулю ( ).

Затраты на возбуждение генераторов, оснащенных системами самовозбуждения, на k-ый расчетный период регулирования рассчитываются по формуле:

где:

, - объем электроэнергии, использованной для возбуждения генератора при работе в режиме СК, рассчитывается по формуле;

где:

, кВт - мощность, потребляемая системой возбуждения генератора, определяется по формуле: