ОПРЕДЕЛЕНИЕ СОСТАВА РАСХОДОВ, ВКЛЮЧАЕМЫХ В НЕОБХОДИМУЮ ВАЛОВУЮ ВЫРУЧКУ СУБЪЕКТА ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ НА ОКАЗАНИЕ УСЛУГ ПО ОБЕСПЕЧЕНИЮ СИСТЕМНОЙ НАДЕЖНОСТИ. ПРОДОЛЖЕНИЕ
(Приказ ФСТ РФ от 31.08.2011 N 201-э/1. Об утверждении Методических указаний по расчету цен(тарифов)на услуги по обеспечению системной надежности)Налог на прибыль организаций. Транспортный налог
[^2] - 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);
[^2] - 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:
- С - нормативный срок службы оборудования, принимается равным 6 годам;
- Кi, 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;
[^2] - 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 | p - 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:
[^2] - 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:
[^2] , 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;
[^2] , руб. - эксплуатационные затраты на сервисное обслуживание технических и программных средств в k-ом расчетном периоде регулирования, определяемые в соответствии с пунктом 21 Методических указаний;
[^2] , руб. - затраты на сертификационные испытания и ежегодный инспекционный контроль i-го объекта электроэнергетики после проведения сертификационных испытаний в k-ом расчетном периоде регулирования;
[^2] , 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:
8,76, [^2] - среднегодовой коэффициент поправки на изменение КПД объекта электроэнергетики за счет изменения давления пара перед турбиной;
[^2] , МВт - номинальная (установленная) мощность i-го объекта электроэнергетики;
[^2] - коэффициент использования установленной мощности;
[^2] , 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, предшествующем расчетному периоду регулирования, и прогнозного индекса изменения цен на топливо;
Страницы: 5 из 7 <-- предыдущая cодержание следующая -->