ФЕДЕРАЛЬНАЯ СЛУЖБА ПО ТАРИФАМ

 

ПРИКАЗ

от 15 сентября 2006 г. № 199-э/6

 

Зарегистрировано в Минюсте РФ 13 октября 2006 г. № 8383

 

ОБ УТВЕРЖДЕНИИ МЕТОДИЧЕСКИХ УКАЗАНИЙ

ПО РАСЧЕТУ ТАРИФОВ НА ЭЛЕКТРИЧЕСКУЮ ЭНЕРГИЮ И МОЩНОСТЬ ПО ДОГОВОРАМ КУПЛИ-ПРОДАЖИ ПО РЕГУЛИРУЕМЫМ ТАРИФАМ (ЦЕНАМ) НА ОПТОВОМ РЫНКЕ

 

В соответствии с Постановлением Правительства Российской Федерации от 30 июня 2004 г. № 332 "Об утверждении Положения о Федеральной службе по тарифам" (Собрание законодательства Российской Федерации, 2004, № 29, ст. 3049; 2006, № 3, ст. 301; № 23, ст. 2522), Правилами оптового рынка электрической энергии (мощности) переходного периода, утвержденными Постановлением Правительства Российской Федерации от 24.10.2003 № 643 (Собрание законодательства Российской Федерации, 2003, № 44, ст. 4312; 2005, № 7, ст. 560; № 8, ст. 658; № 17, ст. 1554; № 43, ст. 4401; № 46, ст. 4677; № 47, ст. 4930; 2006, № 36, ст. 3835), в целях реализации пункта 41 Основ ценообразования в отношении электрической и тепловой энергии в Российской Федерации, утвержденных Постановлением Правительства Российской Федерации от 26 февраля 2004 г. № 109 (Собрание законодательства Российской Федерации, 2004, № 9, ст. 791; 2005, № 1 (часть II), ст. 130; № 43, ст. 4401; № 47, ст. 4930; № 51, ст. 5526; 2006, № 23, ст. 2522; № 36, ст. 3835; № 23, ст. 2522), а также решением Правления ФСТ России от 15 сентября 2006 года № р-49-э/6 приказываю:

1. Утвердить прилагаемые Методические указания по расчету тарифов на электрическую энергию и мощность по договорам купли-продажи по регулируемым тарифам (ценам) на оптовом рынке.

2. Настоящий Приказ вступает в силу в установленном порядке.

 

Руководитель

Федеральной службы по тарифам

С. НОВИКОВ

 

 

Приложение

к Приказу ФСТ России

от 15 сентября 2006 г. № 199-э/6

 

МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ

ПО РАСЧЕТУ ТАРИФОВ НА ЭЛЕКТРИЧЕСКУЮ ЭНЕРГИЮ И МОЩНОСТЬ ПО ДОГОВОРАМ КУПЛИ-ПРОДАЖИ ПО РЕГУЛИРУЕМЫМ ТАРИФАМ (ЦЕНАМ) НА ОПТОВОМ РЫНКЕ

 

I. Общие положения

 

1. Настоящие Методические указания по расчету тарифов на электрическую энергию и мощность по договорам купли-продажи по регулируемым тарифам (ценам) на оптовом рынке (далее - Методические указания) разработаны в соответствии с Федеральным законом от 26 марта 2003 г. № 35-ФЗ "Об электроэнергетике" (Собрание законодательства Российской Федерации, 2003, № 13, ст. 1177; 2004, № 35, ст. 3607; 2005, № 1 (часть I), ст. 37), Федеральным законом от 26 марта 2003 г. № 36-ФЗ "Об особенностях функционирования электроэнергетики в переходный период и о внесении изменений в некоторые законодательные акты Российской Федерации и признании утратившими силу некоторых законодательных актов Российской Федерации в связи с принятием Федерального закона "Об электроэнергетике" (Собрание законодательства Российской Федерации, 2003, № 13, ст. 1178; 2005, № 1 (часть I), ст. 4; 2006, № 17 (часть I), ст. 1783) (далее - Закон об электроэнергетике), Федеральным законом от 14 апреля 1995 г. № 41-ФЗ "О государственном регулировании тарифов на электрическую и тепловую энергию в Российской Федерации" (Собрание законодательства Российской Федерации, 1995, № 16, ст. 1316; 1999, № 7, ст. 880; 2003, № 2, ст. 158; № 13, ст. 1180; № 28, ст. 2894; 2004, № 35, ст. 3607; 2005, № 49, ст. 5125; № 52 (часть I), ст. 5597; 2006, № 1, ст. 10) (далее - Закон о государственном регулировании тарифов), Основами ценообразования в отношении электрической и тепловой энергии в Российской Федерации, утвержденными Постановлением Правительства Российской Федерации от 26 февраля 2004 г. № 109 (Собрание законодательства Российской Федерации, 2004, № 9, ст. 791; 2005, № 1 (часть II), ст. 130; № 43, ст. 4401; № 47, ст. 4930; № 51, ст. 5526; 2006, № 23, ст. 2522; № 36, ст. 3835; № 23, ст. 2522) (далее - Основы ценообразования), Постановлением Правительства Российской Федерации от 24 октября 2003 года № 643 "О правилах оптового рынка электрической энергии (мощности) переходного периода" от 24 октября 2003 г. № 643 (Собрание законодательства Российской Федерации, 2003, № 44, ст. 4312; 2005, № 7, ст. 560; № 8, ст. 658; № 17, ст. 1554; № 43, ст. 4401; № 46, ст. 4677; № 47, ст. 4930; 2006, № 36, ст. 3835) (далее - Правила оптового рынка).

2. Методические указания предназначены для использования Федеральной службой по тарифам (далее - Служба), участниками договоров купли-продажи по регулируемым тарифам (ценам) на электрическую энергию (мощность) на оптовом рынке и определяют расчет тарифов на электрическую энергию (мощность) по договорам купли-продажи по регулируемым тарифам (ценам) на оптовом рынке.

3. Понятия, используемые в настоящих Методических указаниях, соответствуют определениям, данным в Законе об электроэнергетике и Правилах оптового рынка.

4. В рамках договоров купли-продажи по регулируемым тарифам (ценам) на оптовом рынке электрической энергии (мощности) для поставщиков электрической энергии (мощности) Службой устанавливаются двухставочные тарифы, включающие в себя ставку за 1 киловатт-час электрической энергии (далее - ставка тарифа за электрическую энергию), и ставку за 1 киловатт установленной генерирующей мощности (далее - ставка тарифа за мощность), учтенные в сводном балансе производства и поставок электрической энергии (мощности) в рамках Единой энергетической системы России по субъектам Российской Федерации.

В соответствии с Основами ценообразования технологический резерв мощности включает в себя оперативный и стратегический резервы мощности.

Указанные виды технологического резерва мощности распределяются по отдельным электростанциям и генерирующему оборудованию (турбоагрегатам, гидроагрегатам) исходя из принципа минимизации суммарных расходов покупателей - участников оптового рынка на покупку электрической энергии и содержание мощности (производство электрической энергии).

5. Формирование двухставочных тарифов на электрическую энергию (мощность), поставляемую федеральным государственным унитарным предприятием "Концерн "Росэнергоатом", производится в соответствии с Временными методическими указаниями по формированию тарифов на электрическую мощность и электрическую энергию, поставляемую ФГУП "Российский государственный концерн по производству электрической и тепловой энергии на атомных станциях" (концерн "Росэнергоатом"), утвержденными Постановлением Федеральной энергетической комиссии Российской Федерации от 21 ноября 2002 г. № 80-э/4 (зарегистрировано в Минюсте России 24 января 2003 г. № 4152).

 

II. Основные методологические положения по формированию тарифов для поставщиков электрической энергии (мощности) по договорам купли-продажи по регулируемым тарифам (ценам) на оптовом рынке

 

6. В настоящих Методических указаниях в целях расчета тарифов на электрическую энергию (мощность) под поставщиками электрической энергии (мощности) (далее - Поставщики) понимаются организации (юридические лица), осуществляющие поставку электрической энергии (мощности) по договорам купли-продажи по регулируемым тарифам (ценам) на оптовом рынке, в том числе:

- генерирующие компании, сформированные в соответствии с распоряжением Правительства Российской Федерации от 1 сентября 2003 года № 1254-р "О формировании генерирующих компаний оптового рынка" (Собрание законодательства Российской Федерации, 2003, № 36, ст. 3548; 2004, № 44, ст. 4368);

- иные поставщики электрической энергии и мощности, включая электростанции, принадлежащие акционерным обществам энергетики и электрификации, отвечающие требованиям, изложенным в Правилах оптового рынка.

7. Ставки тарифов за электрическую энергию и мощность по договорам купли-продажи по регулируемым тарифам (ценам) на оптовом рынке (далее - ставки тарифов за энергию (мощность)) рассчитываются исходя из необходимости компенсации поставщику расходов, связанных с производством электрической энергии (мощности), и обеспечения экономически обоснованной прибыли.

8. В случае если Поставщик помимо производства энергии (мощности) осуществляет иные виды деятельности, расходы на их осуществление и полученные доходы (убытки) от этой деятельности не учитываются при расчете размера тарифа на энергию (мощность).

9. При установлении регулируемых тарифов (цен) Служба принимает меры, направленные на исключение из расчетов экономически необоснованных расходов Поставщиков.

В случае если по итогам расчетного периода регулирования на основании данных статистической и бухгалтерской отчетности и иных материалов выявлены необоснованные расходы Поставщиков за счет поступлений от регулируемой деятельности, Служба принимает решение об исключении этих расходов из суммы расходов, учитываемых при установлении тарифов на следующий расчетный период регулирования.

10. Служба на основе предварительно согласованных с ней мероприятий по сокращению расходов организаций, осуществляющих регулируемую деятельность, обязана в течение 2 лет после окончания срока окупаемости расходов на проведение этих мероприятий сохранять расчетный уровень расходов, учтенных при регулировании тарифов на период, предшествующий сокращению расходов.

11. В случае если Поставщик в течение расчетного периода регулирования понес экономически обоснованные расходы, не учтенные при установлении регулируемых тарифов (цен) на расчетный период регулирования, в том числе расходы, связанные с объективным и незапланированным ростом цен на продукцию (работы, услуги), потребляемую в течение расчетного периода регулирования, эти расходы учитываются при установлении регулируемых тарифов (цен) на последующий расчетный период регулирования (включая расходы, связанные с обслуживанием заемных средств, привлекаемых для покрытия недостатка средств).

12. При определении необходимой валовой выручки для целей установления регулируемых тарифов (цен) на электрическую энергию (мощность) на оптовом рынке не учитываются результаты торговли электрической энергией (мощностью) по свободным (нерегулируемым) ценам с учетом особенностей, предусмотренных пунктом 39 Основ ценообразования в отношении электрической энергии, производимой на гидроэлектростанциях.

13. Необходимая валовая выручка (НВВ) на расчетный период регулирования для покрытия экономически обоснованных расходов Поставщика с учетом корректировок по избытку средств (исключению необоснованных расходов) и возмещению недостатка средств рассчитывается по формуле:

НВВ = НВВ_р ± DНВВ,                                                         (1)

где:

НВВ_р - необходимый доход Поставщика в расчетном периоде регулирования, обеспечивающий компенсацию экономически обоснованных расходов и получение прибыли, определяемых в соответствии с настоящими Методическими указаниями (тыс. руб.);

DНВВ - экономически обоснованные расходы Поставщика, подлежащие возмещению (со знаком "+") и исключению из НВВ_Р (со знаком "-") в соответствии с пунктами 9 - 12 настоящих Методических указаний (тыс. руб.).

 

III. Расчет расходов Поставщиков

 

14. Определение состава расходов Поставщика и оценка их экономической обоснованности производятся в соответствии с Законом о государственном регулировании тарифов, главой 25 Налогового кодекса Российской Федерации (Собрание законодательства Российской Федерации, 2000, № 32, ст. 3340; 2001, № 33, ст. 3413; 2002, № 22, ст. 2026; № 30, ст. 3027; 2003, № 28, ст. 2886; № 46, ст. 4435; 2004, № 27, ст. 2711; № 31, ст. 3231; № 34, ст. 3522; № 49, ст. 4840; 2005, № 24, ст. 2312; № 30, ст. 3128; № 52, ст. 5581; 2006, № 23, ст. 2382) (далее - глава 25 Налогового кодекса Российской Федерации), Основами ценообразования и настоящими Методическими указаниями.

15. Сумма планируемых расходов Поставщика рассчитывается как прямые расходы, которые относятся непосредственно на производство электрической энергии (мощности), и косвенные расходы организации, представляющие собой часть общехозяйственных расходов.

Распределение косвенных расходов между электрической энергией, вырабатываемой Поставщиком, и другими видами деятельности по решению Службы производится в соответствии с одним из нижеследующих способов:

- согласно учетной политике соответствующего поставщика электрической энергии (мощности);

- пропорционально расходам условного топлива на выработку электрической и тепловой энергии;

- пропорционально прямым расходам по регулируемым видам деятельности.

16. Расчет расходов, связанных с производством электрической энергии (мощности), производится по следующим составляющим:

16.1. расходы на сырье и материалы, используемые для производственных и хозяйственных нужд, определяемых на основе п. 25 Основ ценообразования;

16.2. расходы на топливо на технологические цели при производстве электрической энергии (мощности), определяемые на основе:

- нормативов удельного расхода топлива (за исключением ядерного), дифференцированных по типам генерирующего оборудования и видам топлива, на производство 1 киловатт-часа электрической энергии, утверждаемых Министерством промышленности и энергетики Российской Федерации по согласованию со Службой, с учетом фактического удельного расхода топлива в предыдущих периодах регулирования;

- цен на топливо, определяемых в соответствии с п. 36 Основ ценообразования;

- расчетных объемов потребления топлива (за исключением ядерного) с учетом структуры его использования, сложившейся за последние 3 года;

- нормативов создания запасов топлива (за исключением ядерного), рассчитываемых в соответствии с методикой, утверждаемой Министерством промышленности и энергетики Российской Федерации по согласованию со Службой, с учетом фактических запасов топлива в предыдущие периоды регулирования;

16.3. расходы на покупаемую электроэнергию, определяемые на основе п. 23 Основ ценообразования;

16.4. расходы на оплату услуг, оказываемых организациями, осуществляющими регулируемую деятельность, определяемые на основе п. 24 Основ ценообразования;

16.5. расходы на ремонт основных средств, определяемые на основе п. 26 Основ ценообразования;

16.6. расходы на оплату труда, определяемые на основе п. 27 Основ ценообразования;

16.7. отчисления на социальные нужды - в размерах, установленных действующим законодательством Российской Федерации;

16.8. амортизация основных средств и нематериальных активов, определяемая на основе п. 28 Основ ценообразования;

16.9. прочие расходы, в том числе:

- расходы на оплату работ и услуг производственного характера, выполняемых по договорам с организациями на проведение регламентных работ (определяется в соответствии с п. 36 Основ ценообразования);

- расходы на оплату работ и услуг непроизводственного характера, выполняемых по договорам с организациями, включая расходы на оплату услуг связи, вневедомственной охраны, коммунальных услуг, юридических, информационных, аудиторских и консультационных услуг и др. (определяются в соответствии с п. 36 Основ ценообразования);

- плата за предельно допустимые выбросы (сбросы) загрязняющих веществ в окружающую среду;

- плата за аренду имущества;

- водный налог (для ГЭС);

- расходы на служебные командировки, включая оформление виз и сборов;

- расходы на обучение персонала;

- расходы на страхование;

- расходы на обеспечение безопасности электрических станций и других объектов электроэнергетики, согласованные с соответствующим регулирующим органом;

- внереализационные расходы, определяемые на основании п. 30 Основ ценообразования.

17. При отсутствии нормативов по отдельным статьям расходов до их утверждения допускается, в соответствии с главой 25 Налогового кодекса Российской Федерации, использовать экспертные оценки на основе отчетных данных и результатах энергетических обследований, проводимых в установленном порядке.

18. При расчете тарифов на электрическую энергию (мощность) расходы, не учитываемые при определении налоговой базы налога на прибыль (относимые на прибыль после налогообложения), включают в себя следующие основные группы расходов:

- капитальные вложения (инвестиции) на расширенное воспроизводство, определяемые в соответствии с п. 32 Основ ценообразования;

- выплата дивидендов и других доходов из прибыли после уплаты налогов, определяемая в соответствии с п. 33 Основ ценообразования;

- взносы в уставные (складочные) капиталы организаций, определяемые в соответствии с п. 34 Основ ценообразования;

- прочие экономически обоснованные расходы, относимые на прибыль после налогообложения, включая затраты организаций на предоставление работникам льгот, гарантий и компенсаций в соответствии с отраслевыми тарифными соглашениями.

 

IV. Расчет ставок тарифов Поставщиков за электрическую энергию и мощность по договорам купли-продажи по регулируемым тарифам (ценам) на оптовом рынке

 

19. Основой расчетов двухставочного тарифа Поставщика является его необходимая валовая выручка для покрытия расходов на производство электрической энергии (НВВ^Э) и содержания мощности (НВВ^N), отнесенная к отпуску электрической энергии (Э_отп) и мощности (N), определяемой на основании сводного баланса производства и поставок электрической энергии (мощности) в рамках Единой энергетической системы России по субъектам Российской Федерации.

19.1. Расчет ставки тарифа за мощность по решению Службы производится в соответствии с одним из нижеследующих методов:

- как единая ставка тарифа за мощность для n-го Поставщика () по формуле (2);

- как единых ставок тарифа за мощность для электростанций n-го поставщика, расположенных на территории r-го субъекта Российской Федерации, () по формуле (3);

- как ставок тарифа за мощность отдельно для i-ой электростанции n-го поставщика () по формуле (4).

При наличии у n-го поставщика гидравлических электростанций, расположенных в каскаде, по решению Службы допускается рассчитывать единую ставку тарифа за мощность для всех гидравлических электростанций, расположенных в c-ом каскаде, () по формуле (5).

,                                                    (2)

где:

,  - необходимая валовая выручка на содержание мощности i₁-ой тепловой и i₂-ой гидравлической электростанции n-го поставщика, соответственно;

,                                                        (2а)

,  - мощность i₁-ой тепловой и i₂-ой гидравлической электростанции n-го поставщика, соответственно.

,                                                 (3)

где:

,  - необходимая валовая выручка на содержание мощности i₁₁-ой тепловой и i₂₁-ой гидравлической электростанции n-го поставщика, расположенной на территории r-го субъекта Российской Федерации, соответственно;

,                                                      (3а)

,  - мощность i₁₁-ой тепловой и i₂₁-ой гидравлической электростанции n-го поставщика, расположенной на территории r-го субъекта РФ, соответственно.

                                                                 (4)

где:

 - необходимая валовая выручка на содержание мощности i-ой электростанции n-го поставщика;

N_ni - мощность i-ой электростанции n-го поставщика.

,                                                            (5)

где:

 - необходимая валовая выручка на содержание мощности i₂₂-ой гидравлической электростанции n-го поставщика, входящей в c-ый каскад;

 - мощность i₂₂-ой гидравлической электростанции n-го поставщика, входящей в c-ый каскад.

19.2. Расчет ставки тарифа за электрическую энергию i-ой электростанции n-го поставщика производится по формуле:

,                                                                 (6)

где:

 - необходимая валовая выручка на производство электрической энергии i-ой электростанции n-го поставщика;

Э_ni - отпуск электрической энергии i-ой электростанцией n-го поставщика.

20. Необходимая валовая выручка i-ой электростанции, входящего в состав поставщика электрической энергии (мощности), распределяется между необходимой валовой выручкой, относимой на производство электрической энергии (), и необходимой валовой выручкой, относимой на содержание мощности ().

20.1. Расчет величины НВВ по каждой i-ой ТЭС производится по формулам:

- для :

,                                              (7)

где:

 - затраты на топливо на технологические цели i-ой ТЭС;

 - расходы на оплату услуг, оказываемых администратором торговой системы оптового рынка i-ой ТЭС;

 - коэффициент, равный отношению суммы  и  к сумме переменных и условно-постоянных расходов (но не более 0,5);

 - прибыль, относимая на производство электрической энергии (мощности);

- для :

,                                     (8)

где:

 - необходимая валовая выручка i-ой ТЭС на производство электрической энергии (мощности).

20.2. Расчет величины НВВ по каждой i-ой ГЭС производится по формулам:

- для :

,                                                  (9)

где:

ВН_i - водный налог (плата за пользование водными объектами);

 - расходы на оплату услуг, оказываемых администратором торговой системы оптового рынка i-ой ГЭС;

 - прибыль, относимая на производство электрической энергии (мощности);

- для :

,                                       (10)

где:

 - необходимая валовая выручка ГЭС.

21. Пересчет двухставочного тарифа в одноставочный для i-ой электростанции n-го поставщика осуществляется по формуле:

,                                                         (11)

где:

Т^N, N и Э определяются при:

- расчете по формуле (2) единой ставки тарифа за мощность для n-го поставщика - как , N = N_n, ;

- расчете по формуле (3) единых ставок тарифа за мощность для электростанций n-го поставщика, расположенных на территории r-го

субъекта Российской Федерации, - как , , ;

- расчете по формуле (4) ставок тарифа за мощность отдельно

для i-ой электростанции n-го поставщика - как , N = N_ni, Э = Э_ni;

- расчете по формуле (5) единых ставок тарифа за мощность для всех ГЭС n-го поставщика, расположенных в c-ом каскаде, - как , , ;

,  - отпуск электрической энергии i₁-ой тепловой и i₂-ой гидравлической электростанцией n-го поставщика, соответственно;

,  - отпуск электрической энергии i₁₁-ой тепловой и i₂₁-ой гидравлической электростанцией n-го поставщика, расположенной на территории r-го субъекта Российской Федерации, соответственно;

 - отпуск электрической энергии i₂₂-ой гидравлической электростанцией поставщика, входящей в c-ый каскад.

22. Расчет размера тарифов на электрическую энергию (мощность) производится в соответствии с формами, представленными в приложении к настоящим Методическим указаниям.

Приложение

к Методическим указаниям

по расчету тарифов

на электрическую энергию

и мощность по договорам

купли-продажи по регулируемым

тарифам (ценам)

на оптовом рынке

 

Форма 1

 

Максимально доступная генерирующая мощность

 

№ п.п.	Поставщик	Показатели	Единица измерения	Закончившийся год		Базовый период		Период регулирования
				план (утв. органами регулирования)	факт	план (утв. органами регулирования)	факт
1.1.	Генерирующая компания - всего, в том числе:	Установленная мощность на начало регулируемого периода	МВт
1.2.		Ввод мощности в регулируемом периоде (дата)	МВт
1.3.		Вывод мощности в регулируемом периоде (дата)	МВт
1.4.		Установленная мощность на конец регулируемого периода	МВт
1.5.		Средняя установленная мощность в регулируемом периоде	МВт
1.6.		Среднее нормативное снижение мощности в регулируемом периоде из-за останова энерг. оборудования для проведения работ по его реконструкции или модернизации (консервации)	МВт
1.7.		Среднее нормативное снижение мощности в расчетном периоде из-за вывода освоенного энерг. оборудования во все виды планового ремонта в том числе:	МВт
1.7.1.		- неотложные ремонтные работы	МВт
1.7.2.		- капитальный ремонт	МВт
1.7.3.		- средний ремонт	МВт
1.7.4.		- текущий ремонт	МВт
1.8.		Среднее нормативное снижение мощности в расчетном периоде из-за ограничений мощности, всего в том числе:	МВт
1.8.1.		- из-за наличия техн. ограничений	МВт
1.8.2.		- снижения мощности оборудования, находящегося в стадии освоения	МВт
1.8.3.		- сезонных ограничений	МВт
1.9.		Рабочая мощность (п. 5 - п. 6 - п. 7 - п. 8)	МВт
2.1.	ТЭС-1	Установленная мощность на начало регулируемого периода	МВт
2.2.		Ввод мощности в регулируемом периоде (дата)	МВт
2.3.		Вывод мощности в регулируемом периоде (дата)	МВт
2.4.		Установленная мощность на конец регулируемого периода	МВт
2.5.		Средняя установленная мощность в регулируемом периоде	МВт
2.6.		Среднее нормативное снижение мощности в регулируемом периоде из-за останова энерг. оборудования для проведения работ по его реконструкции или модернизации (консервации)	МВт
2.7.		Среднее нормативное снижение мощности в расчетном периоде из-за вывода освоенного энерг. оборудования во все виды планового ремонта в том числе:	МВт
2.7.1.		- неотложные ремонтные работы	МВт
2.7.2.		- капитальный ремонт	МВт
2.7.3.		- средний ремонт	МВт
2.7.4.		- текущий ремонт	МВт
2.8.		Среднее нормативное снижение мощности в расчетном периоде из-за ограничений мощности, всего в том числе:	МВт
2.8.1.		- из-за наличия техн. ограничений	МВт
2.8.2.		- снижения мощности оборудования, находящегося в стадии освоения	МВт
2.8.3.		- сезонных ограничений	МВт
2.9.		Рабочая мощность (п. 5 - п. 6 - п. 7 - п. 8)	МВт
...		...
4.1.	ГЭС-1 бассейн <...>	Установленная мощность на начало регулируемого периода	МВт
4.2.		Ввод мощности в регулируемом периоде (дата)	МВт
4.3.		Вывод мощности в регулируемом периоде (дата)	МВт
4.4.		Установленная мощность на конец регулируемого периода	МВт
4.5.		Средняя установленная мощность в регулируемом периоде	МВт
4.6.		Среднее нормативное снижение мощности в регулируемом периоде из-за останова энерг. оборудования для проведения работ по его реконструкции или модернизации (консервации)	МВт
4.7.		Среднее нормативное снижение мощности в расчетном периоде из-за вывода освоенного энерг. оборудования во все виды планового ремонта в том числе:	МВт
4.7.1.		- неотложные ремонтные работы	МВт
4.7.2.		- капитальный ремонт	МВт
4.7.3.		- средний ремонт	МВт
4.7.4.		- текущий ремонт	МВт
4.8.		Среднее нормативное снижение мощности в расчетном периоде из-за ограничений мощности, всего в том числе:	МВт
4.8.1.		- из-за наличия техн. ограничений	МВт
4.8.2.		- снижения мощности оборудования, находящегося в стадии освоения	МВт
4.8.3.		- сезонных ограничений	МВт
4.9.		Рабочая мощность (п. 5 - п. 6 - п. 7 - п. 8)	МВт
...		...

Форма 2

 

Расчет отпуска электрической и тепловой энергии

 

№ п.п.	Поставщик	Показатели	Единица измерения	Закончившийся год		Базовый период		Период регулирования
				план (утв. органами регулирования)	факт	план (утв. органами регулирования)	факт
1.1.	Генерирующая компания всего, в том числе:	Выработка электроэнергии - всего	млн. кВт·ч
1.1.1.		по теплофикационному циклу	млн. кВт·ч
1.1.2.		по конденсационному циклу	млн. кВт·ч
1.2.		Расход электроэнергии на собств. нужды:	млн. кВт·ч
1.2.1.		- на производство электроэнергии	млн. кВт·ч
		- то же в % к выработке электроэнергии	%
1.2.2.		- на производство теплоэнергии	млн. кВт·ч
		- то же в кВт·ч/Гкал	кВт·ч/Гкал
1.3.		Отпуск электроэнергии с шин	млн. кВт·ч
1.3.1.		по теплофикационному циклу	млн. кВт·ч
1.3.2.		по конденсационному циклу	млн. кВт·ч
1.4.		Расход электроэнергии на производственные и хозяйственные нужды	млн. кВт·ч
1.5.		Расход электроэнергии на потери в трансформаторах	млн. кВт·ч
		то же в % к отпуску с шин	%
1.6.		Отпуск электроэнергии в сеть РАО "ЕЭС России"	млн. кВт·ч
1.7.		Выработка теплоэнергии	тыс. Гкал
1.8.		Отпуск теплоэнергии на собств. нужды:	тыс. Гкал
		- то же в % к выработке теплоэнергии	%
1.9.		Отпуск теплоэнергии с коллекторов	тыс. Гкал
2.1.	ТЭС-1	Выработка электроэнергии - всего	млн. кВт·ч
2.1.1.		по теплофикационному циклу	млн. кВт·ч
2.1.2.		по конденсационному циклу	млн. кВт·ч
2.2.		Расход электроэнергии на собств. нужды:	млн. кВт·ч
2.2.1.		- на производство электроэнергии	млн. кВт·ч
		- то же в % к выработке электроэнергии	%
2.2.2.		- на производство теплоэнергии	млн. кВт·ч
		- то же в кВт·ч/Гкал	кВт·ч/Гкал
2.3.		Отпуск электроэнергии с шин	млн. кВт·ч
2.1.1.		по теплофикационному циклу	млн. кВт·ч
2.1.2.		по конденсационному циклу	млн. кВт·ч
2.4.		Расход электроэнергии на производственные и хозяйственные нужды	млн. кВт·ч
2.5.		Расход электроэнергии на потери в трансформаторах	млн. кВт·ч
		то же в % к отпуску с шин	%
2.6.		Отпуск электроэнергии в сеть РАО "ЕЭС России"	млн. кВт·ч
2.7.		Выработка теплоэнергии	тыс. Гкал
2.8.		Отпуск теплоэнергии на собств. нужды:	тыс. Гкал
		- то же в % к выработке теплоэнергии	%
2.9.		Отпуск теплоэнергии с коллекторов	тыс. Гкал
3.1.	ТЭС-2	Выработка электроэнергии - всего	млн. кВт·ч
3.1.1.		по теплофикационному циклу	млн. кВт·ч
3.1.2.		по конденсационному циклу	млн. кВт·ч
3.2.		Расход электроэнергии на собств. нужды:	млн. кВт·ч
3.2.1.		- на производство электроэнергии	млн. кВт·ч
		- то же в % к выработке электроэнергии	%
3.2.2.		- на производство теплоэнергии	млн. кВт·ч
		- то же в кВт·ч/Гкал	кВт·ч/Гкал
3.3.		Отпуск электроэнергии с шин	млн. кВт·ч
3.1.1.		по теплофикационному циклу	млн. кВт·ч
3.1.2.		по конденсационному циклу	млн. кВт·ч
3.4.		Расход электроэнергии на производственные и хозяйственные нужды	млн. кВт·ч
3.5.		Расход электроэнергии на потери в трансформаторах	млн. кВт·ч
		то же в % к отпуску с шин	%
3.6.		Отпуск электроэнергии в сеть РАО "ЕЭС России"	млн. кВт·ч
3.7.		Выработка теплоэнергии	тыс. Гкал
3.8.		Отпуск теплоэнергии на собств. нужды:	тыс. Гкал
		- то же в % к выработке теплоэнергии	%
3.9.		Отпуск теплоэнергии с коллекторов	тыс. Гкал
...	...
4.1.	ГЭС-1 бассейн <...>	Выработка электроэнергии - всего	млн. кВт·ч
4.2.		Расход электроэнергии на собств. нужды:	млн. кВт·ч
4.2.1.		- на производство электроэнергии	млн. кВт·ч
		- то же в % к выработке электроэнергии	%
4.2.2.		- на производство теплоэнергии	млн. кВт·ч
		- то же в кВт·ч/Гкал	кВт·ч/Гкал
4.3.		Отпуск электроэнергии с шин	млн. кВт·ч
4.4.		Расход электроэнергии на производственные и хозяйственные нужды	млн. кВт·ч
4.5.		Расход электроэнергии на потери в трансформаторах	млн. кВт·ч
		то же в % к отпуску с шин	%
4.6.		Отпуск электроэнергии в сеть РАО "ЕЭС России"	млн. кВт·ч
4.7.		Выработка теплоэнергии	тыс. Гкал
4.8.		Отпуск теплоэнергии на собств. нужды:	тыс. Гкал
		- то же в % к выработке теплоэнергии	%
4.9.		Отпуск теплоэнергии с коллекторов	тыс. Гкал
5.1.	ГЭС-2 бассейн <...>	Выработка электроэнергии - всего	млн. кВт·ч
5.2.		Расход электроэнергии на собств. нужды:	млн. кВт·ч
5.2.1.		- на производство электроэнергии	млн. кВт·ч
		- то же в % к выработке электроэнергии	%
5.2.2.		- на производство теплоэнергии	млн. кВт·ч
		- то же в кВт·ч/Гкал	кВт·ч/Гкал
5.3.		Отпуск электроэнергии с шин	млн. кВт·ч
5.4.		Расход электроэнергии на производственные и хозяйственные нужды	млн. кВт·ч
5.5.		Расход электроэнергии на потери в трансформаторах	млн. кВт·ч
		то же в % к отпуску с шин	%
5.6.		Отпуск электроэнергии в сеть РАО "ЕЭС России"	млн. кВт·ч
5.7.		Выработка теплоэнергии	тыс. Гкал
5.8.		Отпуск теплоэнергии на собств. нужды:	тыс. Гкал
		- то же в % к выработке теплоэнергии	%
5.9.		Отпуск теплоэнергии с коллекторов	тыс. Гкал
...	...

Форма 3

 

Расчет налога за использование водных объектов без забора воды для целей гидроэнергетики

 

№ п.п.	Поставщик	Показатели	Единица измерения	Закончившийся год		Базовый период		Период регулирования
				план (утв. органами регулирования)	факт	план (утв. органами регулирования)	факт
1.1.	Генерирующая компания - всего, в том числе:	Выработка электроэнергии	млн. кВт·ч
1.2.		Ставка платы	руб./тыс. кВт·ч
1.3.		Водный налог	тыс. руб.
2.1.	ГЭС-1 бассейн <...>	Выработка электроэнергии	млн. кВт·ч
2.2.		Ставка платы	руб./тыс. кВт·ч
2.3.		Водный налог	тыс. руб.
3.1.	ГЭС-2 бассейн <...>	Выработка электроэнергии	млн. кВт·ч
3.2.		Ставка платы	руб./тыс. кВт·ч
3.3.		Водный налог	тыс. руб.
...	...

 

Форма 4

 

Расчет расходов на топливо*

 

№ п.п.	Показатели	Единица измерения	Закончившийся год		Базовый период		Период регулирования
			план (утв. органами регулирования)	факт	план (утв. органами регулирования)	факт
1.	Отпуск э/э с шин ТЭС	млн. кВт·ч
2.	Нормативный уд. расход усл. топлива на пр-во э/э	г/кВт·ч
2.1.1.	по теплофикационному циклу	г/кВт·ч
2.1.2.	по конденсационному циклу	г/кВт·ч
3.	Расход усл. топлива на пр-во э/э	тыс. тут
4.	Выработка теплоэнергии	тыс. Гкал
5.	Нормативный уд. расход усл. топлива на пр-во т/э	кг/Гкал
6.	Итого расход усл. топлива на пр-во т/э	тыс. тут
7.	Расход тут - ВСЕГО	тыс. тут
8.	Удельный вес расхода топлива на э/э (п. 3 / п. 7)	%
9.	РАСХОД УСЛОВНОГО ТОПЛИВА	тыс. тут
	- уголь всего, в том числе:	тыс. тут
	- мазут	тыс. тут
	- газ всего, в том числе:	тыс. тут
	- др. виды топлива всего, в том числе:	тыс. тут
	На производство э/э	тыс. тут
10.	ДОЛЯ	%
	- уголь всего, в том числе:	%
	- мазут	%
	- газ всего, в том числе:	%
	- др. виды топлива всего, в том числе:	%
11.	ПЕРЕВОДНОЙ КОЭФФИЦИЕНТ
	- уголь всего, в том числе:
	- мазут
	- газ всего, в том числе:
	- др. виды топлива всего, в том числе:
12.	РАСХОД НАТУРАЛЬНОГО ТОПЛИВА
	- уголь всего, в том числе:	тыс. тнт
	- мазут	тыс. тнт
	- газ всего, в том числе:	млн. м3
	- др. виды топлива всего, в том числе:	тыс. тнт
13.	ЦЕНА НАТУРАЛЬНОГО ТОПЛИВА
	- уголь всего, в том числе:	руб./тнт
	- мазут	руб./тнт
	- газ всего (с учетом ПССУ), в том числе:	руб./тыс. м3
	- др. виды топлива всего, в том числе:	руб./тнт
14.	СТОИМОСТЬ НАТУРАЛЬНОГО ТОПЛИВА	тыс. руб.
	- уголь всего, в том числе:	тыс. руб.
	- мазут	тыс. руб.
	- газ всего, в том числе:	тыс. руб.
	- др. виды топлива всего, в том числе:	тыс. руб.
	На производство э/э	тыс. руб.
15.	ТАРИФ Ж/Д ПЕРЕВОЗКИ/ТАРИФ ГРО
	- уголь всего, в том числе:	руб./тнт
	- мазут	руб./тнт
	газ всего, в том числе:	руб./тыс. м3
	- др. виды топлива всего, в том числе:	руб./тнт
16.	СТОИМОСТЬ Ж/Д ПЕРЕВОЗКИ	тыс. руб.
	- уголь всего, в том числе:	тыс. руб.
	- мазут	тыс. руб.
	- газ всего, в том числе:	тыс. руб.
	- др. виды топлива всего, в том числе:	тыс. руб.
	На производство э/э	тыс. руб.
17.	СТОИМОСТЬ НАТУР. ТОПЛИВА С УЧЕТОМ ПЕРЕВОЗКИ	тыс. руб.
	- уголь всего, в том числе:	тыс. руб.
	- мазут	тыс. руб.
	- газ всего, в том числе:	тыс. руб.
	- др. виды топлива всего, в том числе:	тыс. руб.
	На производство э/э	тыс. руб.
18.	ЦЕНА УСЛОВНОГО ТОПЛИВА С УЧЕТОМ ПЕРЕВОЗКИ	руб./тут
	- уголь всего, в том числе:	руб./тут
	- мазут	руб./тут
	- газ всего, в том числе:	руб./тут
	- др. виды топлива всего, в том числе:	руб./тут
	На производство э/э	руб./тут
19.	ЦЕНА НАТУР. ТОПЛИВА С УЧЕТОМ ПЕРЕВОЗКИ
	- уголь всего, в том числе:	руб./тнт
	- мазут	руб./тнт
	- газ всего, в том числе:	руб./тыс. м3
	- др. виды топлива всего, в том числе:	руб./тнт
20.	Топливная составляющая тарифа	руб./тыс. кВт·ч

 

Примечание: * заполняется в целом по генерирующей компании и по каждой электростанции.

 

Форма 4.1

 

Структура топлива*

 

№ п.п.	Показатели	Единица измерения	Период Регулирования минус 4 года	Период Регулирования минус 3 года	Период Регулирования минус 2 года	В среднем за 3 года	Период Регулирования минус 1 год	Период регули- рования
1.	Выработка электроэнергии - всего	млн. кВт·ч
	по теплофикационному циклу	млн. кВт·ч
	по конденсационному циклу	млн. кВт·ч
2.	Нормативный уд. расход усл. топлива на пр-во э/э	г/кВт·ч
	по теплофикационному циклу	г/кВт·ч
	по конденсационному циклу	г/кВт·ч
3.	Выработка теплоэнергии	тыс. Гкал
4.	Нормативный уд. расход усл. топлива на пр-во т/э	кг/Гкал
5.	РАСХОД УСЛОВНОГО ТОПЛИВА	тыс. тут
	- уголь всего, в том числе:	тыс. тут
	Уголь разреза-1	тыс. тут
	Уголь разреза-2	тыс. тут
	...	тыс. тут
	- мазут	тыс. тут
	- газ всего, в том числе:	тыс. тут
	Газ лимитный	тыс. тут
	Газ сверхлимитный	тыс. тут
	Газ коммерческий	тыс. тут
	- др. виды топлива всего, в том числе:	тыс. тут
	Торф	тыс. тут
	Сланцы	тыс. тут
	...
	На производство э/э	тыс. тут
6.	ДОЛЯ	%
	- уголь всего, в том числе:	%
	Уголь разреза-1	%
	Уголь разреза-2	%
	...	%
	- мазут	%
	- газ всего, в том числе:	%
	Газ лимитный	%
	Газ сверхлимитный	%
	Газ коммерческий	%
	- др. виды топлива всего, в том числе:	%
	Торф	%
	Сланцы	%
	...
7.	ПЕРЕВОДНОЙ КОЭФФИЦИЕНТ
	- уголь всего, в том числе:
	Уголь разреза-1
	Уголь разреза-2
	...
	- мазут
	- газ всего, в том числе:
	Газ лимитный
	Газ сверхлимитный
	Газ коммерческий
	- др. виды топлива всего, в том числе:
	Торф
	Сланцы
	...

 

Примечание: * заполняется в целом по генерирующей компании и по каждой электростанции.

 

Форма 5

 

Расчет амортизационных отчислений на восстановление основных производственных фондов

 

№ п.п.	Показатели	Единица измерения	Закончившийся год		Базовый период		Период регулирования
			план (утв. органами регулирования)	факт	план (утв. органами регулирования)	факт	всего	в том числе по кварталам
								I кв.	II кв.	III кв.	IV кв.
1.	ПЕРВОНАЧАЛЬНАЯ СТОИМОСТЬ ОСН. ФОНДОВ на начало периода	тыс. руб.
	Здания	тыс. руб.
	Сооружения	тыс. руб.
	Передаточные устройства	тыс. руб.
	Машины и оборудование	тыс. руб.
	в т.ч. - силовые машины	тыс. руб.
	- рабочие машины	тыс. руб.
	- приборы и лаборат. оборудование	тыс. руб.
	- вычислительная техника	тыс. руб.
	- прочие машины	тыс. руб.
	Транспортные средства	тыс. руб.
	Инструмент	тыс. руб.
	Производственный инвентарь	тыс. руб.
	Прочие основные производственные фонды	тыс. руб.
2.	ВВОД ОСНОВНЫХ ПРОИЗВОДСТВЕННЫХ ФОНДОВ	тыс. руб.
	Здания	тыс. руб.
	Сооружения	тыс. руб.
	Передаточные устройства	тыс. руб.
	Машины и оборудование	тыс. руб.
	в т.ч. - силовые машины	тыс. руб.
	- рабочие машины	тыс. руб.
	- приборы и лаборат. оборудование	тыс. руб.
	- вычислительная техника	тыс. руб.
	- прочие машины	тыс. руб.
	Транспортные средства	тыс. руб.
	Инструмент	тыс. руб.
	Производственный инвентарь	тыс. руб.
	Прочие основные производственные фонды	тыс. руб.
3.	ВЫБЫТИЕ ОСНОВНЫХ ПРОИЗВОДСТВЕННЫХ ФОНДОВ	тыс. руб.
	Здания	тыс. руб.
	Сооружения	тыс. руб.
	Передаточные устройства	тыс. руб.
	Машины и оборудование	тыс. руб.
	в т.ч. - силовые машины	тыс. руб.
	- рабочие машины	тыс. руб.
	- приборы и лаборат. оборудование	тыс. руб.
	- вычислительная техника	тыс. руб.
	- прочие машины	тыс. руб.
	Транспортные средства	тыс. руб.
	Инструмент	тыс. руб.
	Производственный инвентарь	тыс. руб.
	Прочие основные производственные фонды	тыс. руб.
4.	СРЕДНЕГОДОВАЯ СТОИМОСТЬ ОСНОВНЫХ ПРОИЗВОДСТВЕННЫХ ФОНДОВ	тыс. руб.
	Здания	тыс. руб.
	Сооружения	тыс. руб.
	Передаточные устройства	тыс. руб.
	Машины и оборудование	тыс. руб.
	в т.ч. - силовые машины	тыс. руб.
	- рабочие машины	тыс. руб.
	- приборы и лаборат. оборудование	тыс. руб.
	- вычислительная техника	тыс. руб.
	- прочие машины	тыс. руб.
	Транспортные средства	тыс. руб.
	Инструмент	тыс. руб.
	Производственный инвентарь	тыс. руб.
	Прочие основные производственные фонды	тыс. руб.
5.	НОРМА АМОРТИЗАЦИОННЫХ ОТЧИСЛЕНИЙ
	Здания	%
	Сооружения	%
	Передаточные устройства	%
	Машины и оборудование	%
	в т.ч. - силовые машины	%
	- рабочие машины	%
	- приборы и лаборат. оборудование	%
	- вычислительная техника	%
	- прочие машины	%
	Транспортные средства	%
	Инструмент	%
	Производственный инвентарь	%
	Прочие основные производственные фонды	%
6.	СУММА АМОРТИЗАЦИОННЫХ ОТЧИСЛЕНИЙ	тыс. руб.
	Здания	тыс. руб.
	Сооружения	тыс. руб.
	Передаточные устройства	тыс. руб.
	Машины и оборудование	тыс. руб.
	в т.ч. - силовые машины	тыс. руб.
	- рабочие машины	тыс. руб.
	- приборы и лаборат. оборудование	тыс. руб.
	- вычислительная техника	тыс. руб.
	- прочие машины	тыс. руб.
	Транспортные средства	тыс. руб.
	Инструмент	тыс. руб.
	Производственный инвентарь	тыс. руб.
	Прочие основные производственные фонды	тыс. руб.

 

Форма 6

 

Затраты на оплату труда*

 

№ п.п.	Показатели	Единица измерения	Закончившийся год		Базовый период		Период регулирования
			план (утв. органами регулирования)	факт	план (утв. органами регулирования)	факт
1.	ЧИСЛЕННОСТЬ
1.1.	Нормативная численность	чел.
	в т.ч. привлеченный персонал	чел.
1.2.	Нормативная численность ППП	чел.
	без привлеченного персонала	чел.
1.3.	Фактическая численность	чел.
	% отношения факта к нормативу	%
1.4.	Численность на вводы по нормативу	чел.
1.5.	Численность, принятая для расчета	чел.
2.	СРЕДНЯЯ ЗАРПЛАТА
2.1.	Тарифная ставка рабочего 1-го разряда	руб.
2.2.	Средняя ступень оплаты труда
2.3.	Тарифный коэффициент, соответствующий ступени по оплате труда
2.4.	Среднемесячная тарифная ставка ППП	руб.
2.5.	Выплаты, связанные с режимом работы, с условиями труда 1 работника:
	- процент выплаты	%
	- сумма выплат	руб.
2.6.	Текущее премирование:
	- процент выплаты	%
	- сумма выплат	руб.
2.7.	Вознаграждение за выслугу лет:
	- процент выплаты	%
	- сумма выплат	руб.
2.8.	Выплаты по итогам года:
	- процент выплаты	%
	- сумма выплат	руб.
2.9.	Выплаты <_____>:
	- процент выплаты	%
	- сумма выплат	руб.
...	...
2.	Выплаты по районному коэффициенту и северные надбавки:
	- процент выплаты	%
	- сумма выплат	руб.
3.	ИТОГО среднемесячная оплата труда на 1 работника	руб.
4.	РАСЧЕТ ФОТ (вкл. в расходы на производство продукции (услуг))
4.1.	Льготный проезд к месту отдыха	тыс. руб.
4.2.	По Постановлению № 1206 от 03.11.94	тыс. руб.
4.3.	Прочие	тыс. руб.
	Количество месяцев в периоде регулирования	мес.
4.4.	ИТОГО средства на оплату труда ППП	тыс. руб.
5.	РАСЧЕТ по непромышленной группе (вкл. в балансовую прибыль)
5.1.	Фактическая численность	чел.
5.2.	Планируемая численность	чел.
5.3.	Расчетная средняя зарплата	руб.
5.4.	Льготный проезд к месту отдыха	тыс. руб.
5.5.	По Постановлению № 1206 от 03.11.94	тыс. руб.
5.6.	ИТОГО ФОТ непром. группы	тыс. руб.
5.7.	Коэффициент для расчета по непром. группе	%

 

Примечание: * заполняется в целом по генерирующей компании и по каждой электростанции.