|
Стр. 1
Зарегистрировано в Минюсте РФ 13 октября 2006 г. N 8383
___________________________________________________________________
ФЕДЕРАЛЬНАЯ СЛУЖБА ПО ТАРИФАМ
ПРИКАЗ
от 15 сентября 2006 г. N 199-э/6
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. N 332 "Об утверждении Положения о
Федеральной службе по тарифам" (Собрание законодательства
Российской Федерации, 2004, N 29, ст. 3049; 2006, N 3, ст. 301; N
23, ст. 2522), Правилами оптового рынка электрической энергии
(мощности) переходного периода, утвержденными Постановлением
Правительства Российской Федерации от 24.10.2003 N 643 (Собрание
законодательства Российской Федерации, 2003, N 44, ст. 4312; 2005,
N 7, ст. 560; N 8, ст. 658; N 17, ст. 1554; N 43, ст. 4401; N 46,
ст. 4677; N 47, ст. 4930; 2006, N 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. N 109 (Собрание законодательства Российской
Федерации, 2004, N 9, ст. 791; 2005, N 1 (часть II), ст. 130; N
43, ст. 4401; N 47, ст. 4930; N 51, ст. 5526; 2006, N 23, ст.
2522; N 36, ст. 3835; N 23, ст. 2522), а также решением Правления
ФСТ России от 15 сентября 2006 года N 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. N 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. N 35-ФЗ "Об электроэнергетике"
(Собрание законодательства Российской Федерации, 2003, N 13, ст.
1177; 2004, N 35, ст. 3607; 2005, N 1 (часть I), ст. 37),
Федеральным законом от 26 марта 2003 г. N 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, N 13, ст. 1178; 2005, N 1 (часть I), ст. 4; 2006,
N 17 (часть I), ст. 1783) (далее - Закон об электроэнергетике),
Федеральным законом от 14 апреля 1995 г. N 41-ФЗ "О
государственном регулировании тарифов на электрическую и тепловую
энергию в Российской Федерации" (Собрание законодательства
Российской Федерации, 1995, N 16, ст. 1316; 1999, N 7, ст. 880;
2003, N 2, ст. 158; N 13, ст. 1180; N 28, ст. 2894; 2004, N 35,
ст. 3607; 2005, N 49, ст. 5125; N 52 (часть I), ст. 5597; 2006, N
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. N 109 (Собрание законодательства Российской Федерации,
2004, N 9, ст. 791; 2005, N 1 (часть II), ст. 130; N 43, ст. 4401;
N 47, ст. 4930; N 51, ст. 5526; 2006, N 23, ст. 2522; N 36, ст.
3835; N 23, ст. 2522) (далее - Основы ценообразования),
Постановлением Правительства Российской Федерации от 24 октября
2003 года N 643 "О правилах оптового рынка электрической энергии
(мощности) переходного периода" от 24 октября 2003 г. N 643
(Собрание законодательства Российской Федерации, 2003, N 44, ст.
4312; 2005, N 7, ст. 560; N 8, ст. 658; N 17, ст. 1554; N 43, ст.
4401; N 46, ст. 4677; N 47, ст. 4930; 2006, N 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. N 80-э/4
(зарегистрировано в Минюсте России 24 января 2003 г. N 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 N 1254-р "О формировании генерирующих компаний оптового
рынка" (Собрание законодательства Российской Федерации, 2003, N
36, ст. 3548; 2004, N 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 +/- ДельтаНВВ, (1)
р
где:
НВВ - необходимый доход Поставщика в расчетном периоде
р
регулирования, обеспечивающий компенсацию экономически
обоснованных расходов и получение прибыли, определяемых в
соответствии с настоящими Методическими указаниями (тыс. руб.);
ДельтаНВВ - экономически обоснованные расходы Поставщика,
подлежащие возмещению (со знаком "+") и исключению из НВВ (со
р
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, N 32, ст. 3340; 2001, N 33, ст. 3413; 2002, N 22,
ст. 2026; N 30, ст. 3027; 2003, N 28, ст. 2886; N 46, ст. 4435;
2004, N 27, ст. 2711; N 31, ст. 3231; N 34, ст. 3522; N 49, ст.
4840; 2005, N 24, ст. 2312; N 30, ст. 3128; N 52, ст. 5581; 2006,
N 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
Э
производство электрической энергии (НВВ ) и содержания мощности
N
(НВВ ), отнесенная к отпуску электрической энергии (Э ) и
отп
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
N
(Т ) по формуле (2);
En
- как единых ставок тарифа за мощность для электростанций
n-го поставщика, расположенных на территории r-го субъекта
N
Российской Федерации, (Т ) по формуле (3);
EP n r
- как ставок тарифа за мощность отдельно для i-ой
N
электростанции n-го поставщика (Т ) по формуле (4).
n i
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,
N
(Т ) по формуле (5).
EKnc
N N
SUMНВВ + SUMНВВ
i n i i n i
N 1 1 2 2
Т = --------------------------, (2)
En N
n
где:
N N
НВВ , НВВ - необходимая валовая выручка на содержание
n i n i
1 2
мощности i -ой тепловой и i -ой гидравлической электростанции
1 2
n-го поставщика, соответственно;
N = SUMN + SUMN , (2а)
n i n i i n i
1 1 2 2
N , N - мощность i -ой тепловой и i -ой гидравлической
n i n i 1 2
1 2
электростанции n-го поставщика, соответственно.
N N
SUMНВВ + SUMНВВ
i n r i i n r i
N 11 11 21 21
Т = ------------------------------, (3)
EP n r N
n r 1
где:
N N
НВВ , НВВ - необходимая валовая выручка на
n r i n r i
11 21
содержание мощности i -ой тепловой и i -ой гидравлической
11 21
электростанции n-го поставщика, расположенной на территории r-го
субъекта Российской Федерации, соответственно;
N = SUMN + SUMN , (3а)
n r 1 i n r i i n r i
11 11 21 21
N , N - мощность i -ой тепловой и i -ой
n r i n r i 11 21
11 21
гидравлической электростанции n-го поставщика, расположенной на
территории r-го субъекта РФ, соответственно.
N
НВВ
N n i
Т = --------- (4)
n i N
n i
где:
N
НВВ - необходимая валовая выручка на содержание мощности
n i
i-ой электростанции n-го поставщика;
N - мощность i-ой электростанции n-го поставщика.
n i
N
SUMНВВ
i n c i
N 22 22
Т = ----------------, (5)
EK n c SUMN
i n c i
22 22
где:
N
НВВ - необходимая валовая выручка на содержание мощности
n c i
22
i -ой гидравлической электростанции n-го поставщика, входящей в
22
c-ый каскад;
N - мощность i -ой гидравлической электростанции n-го
n c i 22
22
поставщика, входящей в c-ый каскад.
19.2. Расчет ставки тарифа за электрическую энергию i-ой
электростанции n-го поставщика производится по формуле:
Э
НВВ
Э n i
Т = ---------, (6)
n i Э
n i
где:
Э
НВВ - необходимая валовая выручка на производство
n i
электрической энергии i-ой электростанции n-го поставщика;
Э - отпуск электрической энергии i-ой электростанцией n-го
n i
поставщика.
20. Необходимая валовая выручка i-ой электростанции, входящего
в состав поставщика электрической энергии (мощности),
распределяется между необходимой валовой выручкой, относимой на
Э
производство электрической энергии (НВВ ), и необходимой валовой
i
N
выручкой, относимой на содержание мощности (НВВ ).
i
20.1. Расчет величины НВВ по каждой i-ой ТЭС производится по
формулам:
Э
- для НВВ :
i
Э Э
НВВ = З + З + К x П , (7)
i топл АТС ТЭС ТЭС
i i i i
1
где:
З - затраты на топливо на технологические цели i-ой ТЭС;
топл
i
З - расходы на оплату услуг, оказываемых администратором
АТС
i
торговой системы оптового рынка i-ой ТЭС;
К - коэффициент, равный отношению суммы З и З к
ТЭС топл АТС
i i i
сумме переменных и условно-постоянных расходов (но не более 0,5);
Э
П - прибыль, относимая на производство электрической
ТЭС
i
энергии (мощности);
N
- для НВВ :
i
N Э
НВВ = НВВ - З - З - К x П , (8)
i ТЭС топл АТС ТЭС ТЭС
i i i i i
где:
НВВ - необходимая валовая выручка i-ой ТЭС на
ТЭС
i
производство электрической энергии (мощности).
20.2. Расчет величины НВВ по каждой i-ой ГЭС производится по
формулам:
Э
- для НВВ :
i
Э Э
НВВ = ВН + З + 0,5 x П , (9)
i i АТС ГЭС
i i
где:
ВН - водный налог (плата за пользование водными объектами);
i
З - расходы на оплату услуг, оказываемых администратором
АТС
i
торговой системы оптового рынка i-ой ГЭС;
Э
П - прибыль, относимая на производство электрической
гэс
i
энергии (мощности);
N
- для НВВ :
i
N Э
НВВ = НВВ - ВН - З - 0,5 x П , (10)
i ГЭС i АТС ГЭС
i i i
где:
НВВ - необходимая валовая выручка ГЭС.
ГЭС
i
21. Пересчет двухставочного тарифа в одноставочный для i-ой
электростанции n-го поставщика осуществляется по формуле:
N
Э T x N
Т = Т + --------, (11)
одн n i n i Э
где:
N
Т , N и Э определяются при:
- расчете по формуле (2) единой ставки тарифа за мощность для
N N
n-го поставщика - как Т = Т , N = N , Э = SUMЭ + SUMЭ ;
E n n i n i i n i
1 1 2 2
- расчете по формуле (3) единых ставок тарифа за мощность для
электростанций n-го поставщика, расположенных на территории r-го
N N
субъекта Российской Федерации, - как Т = Т , N = N ,
EP n r n r 1
Э = SUMЭ + SUMЭ ;
i n r i i n r i
11 11 21 21
- расчете по формуле (4) ставок тарифа за мощность отдельно
N N
для i-ой электростанции n-го поставщика - как Т = Т , N = N ,
n i n i
Э = Э ;
n i
- расчете по формуле (5) единых ставок тарифа за мощность для
всех ГЭС n-го поставщика, расположенных в c-ом каскаде, - как
N N
Т = Т , N = SUMN , Э = SUMЭ ;
EK n c i n c i i n c i
22 22 22 22
Э , Э - отпуск электрической энергии i -ой тепловой и
n i n i 1
1 2
i -ой гидравлической электростанцией n-го поставщика,
2
соответственно;
Э , Э - отпуск электрической энергии i -ой
n r i n r i 11
11 21
тепловой и i -ой гидравлической электростанцией n-го поставщика,
21
расположенной на территории r-го субъекта Российской Федерации,
соответственно;
Э - отпуск электрической энергии i -ой гидравлической
n c i 22
22
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
-------T-------------T--------------------T-------T-------------T-----------T-------¬
¦N п.п.¦ Поставщик ¦ Показатели ¦Единица¦Закончившийся¦ Базовый ¦Период ¦
¦ ¦ ¦ ¦изме- ¦ год ¦ период ¦регули-¦
¦ ¦ ¦ ¦рения +-------------+------T----+рования¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦план ¦факт ¦план ¦факт¦ ¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦(утв. ¦ ¦(утв. ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦орга- ¦ ¦орга- ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦нами ¦ ¦нами ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦регу- ¦ ¦регу- ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦лиро- ¦ ¦лиро- ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦вания) ¦ ¦вания)¦ ¦ ¦
+------+-------------+--------------------+-------+-------+-----+------+----+-------+
¦ 1.1. ¦Генерирующая ¦Установленная ¦МВт ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦ компания - ¦мощность на начало ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦всего, в том ¦регулируемого ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦ числе: ¦периода ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+------+ +--------------------+-------+-------+-----+------+----+-------+
¦ 1.2. ¦ ¦Ввод мощности в ¦МВт ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦регулируемом периоде¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦(дата) ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+------+ +--------------------+-------+-------+-----+------+----+-------+
¦ 1.3. ¦ ¦Вывод мощности в ¦МВт ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦регулируемом периоде¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦(дата) ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+------+ +--------------------+-------+-------+-----+------+----+-------+
¦ 1.4. ¦ ¦Установленная ¦МВт ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦мощность на конец ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦регулируемого ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦периода ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+------+ +--------------------+-------+-------+-----+------+----+-------+
¦ 1.5. ¦ ¦Средняя ¦МВт ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦установленная ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦мощность в ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦регулируемом периоде¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+------+ +--------------------+-------+-------+-----+------+----+-------+
¦ 1.6. ¦ ¦Среднее нормативное ¦МВт ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦снижение мощности в ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦регулируемом периоде¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦из-за останова ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦энерг. оборудования ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦для проведения работ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦по его реконструкции¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦или модернизации ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦(консервации) ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+------+ +--------------------+-------+-------+-----+------+----+-------+
¦ 1.7. ¦ ¦Среднее нормативное ¦МВт ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦снижение мощности в ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦расчетном периоде ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦из-за вывода ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦освоенного энерг. ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦оборудования во все ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦виды планового ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦ремонта ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+------+ +--------------------+-------+-------+-----+------+----+-------+
¦ ¦ ¦ в том числе: ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+------+ +--------------------+-------+-------+-----+------+----+-------+
¦1.7.1.¦ ¦ - неотложные ¦МВт ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦ремонтные работы ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+------+ +--------------------+-------+-------+-----+------+----+-------+
¦1.7.2.¦ ¦ - капитальный ¦МВт ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦ремонт ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+------+ +--------------------+-------+-------+-----+------+----+-------+
¦1.7.3.¦ ¦ - средний ремонт ¦МВт ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+------+ +--------------------+-------+-------+-----+------+----+-------+
¦1.7.4.¦ ¦ - текущий ремонт ¦МВт ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+------+ +--------------------+-------+-------+-----+------+----+-------+
¦ 1.8. ¦ ¦Среднее нормативное ¦МВт ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦снижение мощности в ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦расчетном периоде ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦из-за ограничений ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦мощности, всего ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+------+ +--------------------+-------+-------+-----+------+----+-------+
¦ ¦ ¦ в том числе: ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+------+ +--------------------+-------+-------+-----+------+----+-------+
¦1.8.1.¦ ¦ - из-за наличия ¦МВт ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦техн. ограничений ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+------+ +--------------------+-------+-------+-----+------+----+-------+
¦1.8.2.¦ ¦ - снижения мощности¦МВт ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦оборудования, ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦находящегося в ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦стадии освоения ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+------+ +--------------------+-------+-------+-----+------+----+-------+
¦1.8.3.¦ ¦ - сезонных ¦МВт ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦ограничений ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+------+ +--------------------+-------+-------+-----+------+----+-------+
¦ 1.9. ¦ ¦Рабочая мощность (п.¦МВт ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦5 - п. 6 - п. 7 - п.¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦8) ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+------+-------------+--------------------+-------+-------+-----+------+----+-------+
¦ 2.1. ¦ ТЭС-1 ¦Установленная ¦МВт ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦мощность на начало ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦регулируемого ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦периода ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+------+ +--------------------+-------+-------+-----+------+----+-------+
¦ 2.2. ¦ ¦Ввод мощности в ¦МВт ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦регулируемом периоде¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦(дата) ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+------+ +--------------------+-------+-------+-----+------+----+-------+
¦ 2.3. ¦ ¦Вывод мощности в ¦МВт ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦регулируемом периоде¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦(дата) ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+------+ +--------------------+-------+-------+-----+------+----+-------+
¦ 2.4. ¦ ¦Установленная ¦МВт ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦мощность на конец ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦регулируемого ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦периода ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+------+ +--------------------+-------+-------+-----+------+----+-------+
¦ 2.5. ¦ ¦Средняя ¦МВт ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦установленная ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦мощность в ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦регулируемом периоде¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+------+ +--------------------+-------+-------+-----+------+----+-------+
¦ 2.6. ¦ ¦Среднее нормативное ¦МВт ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦снижение мощности в ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦регулируемом периоде¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦из-за останова ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦энерг. оборудования ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦для проведения работ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦по его реконструкции¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦или модернизации ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦(консервации) ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+------+ +--------------------+-------+-------+-----+------+----+-------+
¦ 2.7. ¦ ¦Среднее нормативное ¦МВт ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦снижение мощности в ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦расчетном периоде ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦из-за вывода ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦освоенного энерг. ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦оборудования во все ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦виды планового ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦ремонта ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+------+ +--------------------+-------+-------+-----+------+----+-------+
¦ ¦ ¦ в том числе: ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+------+ +--------------------+-------+-------+-----+------+----+-------+
¦2.7.1.¦ ¦ - неотложные ¦МВт ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦ремонтные работы ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+------+ +--------------------+-------+-------+-----+------+----+-------+
¦2.7.2.¦ ¦ - капитальный ¦МВт ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦ремонт ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+------+ +--------------------+-------+-------+-----+------+----+-------+
¦2.7.3.¦ ¦ - средний ремонт ¦МВт ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+------+ +--------------------+-------+-------+-----+------+----+-------+
¦2.7.4.¦ ¦ - текущий ремонт ¦МВт ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+------+ +--------------------+-------+-------+-----+------+----+-------+
¦ 2.8. ¦ ¦Среднее нормативное ¦МВт ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦снижение мощности в ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦расчетном периоде ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
|
