- затраты на вращение генератора в режиме синхронного компенсатора (потребление активной мощности из сети для компенсации механических, вентиляционных и электрических потерь);

- затраты, связанные с потреблением электроэнергии на возбуждение генератора;

- затраты, связанные с потреблением электроэнергии оборудованием собственных нужд электростанции, обеспечивающим работу генератора в режиме синхронного компенсатора (далее - режим СК);

- затраты, связанные с потерями электроэнергии в станционной сети в связи с работой генерирующего оборудования в режиме СК;

- затраты, связанные с покупкой мощности субъектом электроэнергетики на оптовом рынке электроэнергии и мощности для участия в оказании услуг по регулированию реактивной мощности без производства электрической энергии.

16. Для субъектов электроэнергетики, осуществивших модернизацию объектов электроэнергетики для участия в оказании услуг по НПРЧ и АВРЧМ до вступления в силу Правил отбора субъектов электроэнергетики и потребителей электрической энергии, оказывающих услуги по обеспечению системной надежности, и оказания таких услуг, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 3 марта 2010 г. N 117, , относимая на услуги по НПРЧ и АВРЧМ, на k-ый расчетный период регулирования определяется отдельно в отношении каждого вида услуг и каждого объекта электроэнергетики, с использованием которого оказываются соответствующие услуги по обеспечению системной надежности, по формуле:

Для субъектов электроэнергетики, осуществивших модернизацию объектов электроэнергетики для участия в оказании услуг по НПРЧ и АВРЧМ после вступления в силу Правил отбора субъектов электроэнергетики и потребителей электрической энергии, оказывающих услуги по обеспечению системной надежности, и оказания таких услуг, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 3 марта 2010 г. N 117, , относимая на услуги по НПРЧ и АВРЧМ, на k-ый расчетный период регулирования определяется отдельно в отношении каждого вида услуг и каждого объекта электроэнергетики, с использованием которого оказываются соответствующие услуги по обеспечению системной надежности, по формуле:

Для субъектов электроэнергетики, осуществивших модернизацию объектов электроэнергетики для участия в оказании услуг по регулированию реактивной мощности без производства электрической энергии до вступления в силу Правил отбора субъектов электроэнергетики и потребителей электрической энергии, оказывающих услуги по обеспечению системной надежности, и оказания таких услуг, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 3 марта 2010 г. N 117, на k-ый расчетный период регулирования рассчитывается отдельно в отношении каждого объекта электроэнергетики, с использованием которого оказываются соответствующие услуги по обеспечению системной надежности, по формуле:

Для субъектов электроэнергетики, осуществивших модернизацию объектов электроэнергетики для участия в оказании услуг по регулированию реактивной мощности без производства электрической энергии после вступления в силу Правил отбора субъектов электроэнергетики и потребителей электрической энергии, оказывающих услуги по обеспечению системной надежности, и оказания таких услуг, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 3 марта 2010 г. N 117, на k-ый расчетный период регулирования определяется отдельно в отношении каждого объекта электроэнергетики, с использованием которого оказываются соответствующие услуги по обеспечению системной надежности, по формуле:

где:

, тыс. руб. - возврат средств на модернизацию оборудования i-го объекта электроэнергетики в году k, на который устанавливается тариф, объем которых определяется в соответствии с пунктом 17 настоящих Методических указаний;

, руб. - 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, определяемые в порядке, предусмотренном пунктом 28 настоящих Методических указаний;

, руб. - эксплуатационные затраты, обусловленные участием i-го объекта электроэнергетики в режимах НПРЧ и АВРЧМ в k-ом расчетном периоде регулирования, определяемые в соответствии с пунктом 18 настоящих Методических указаний;

, 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;