Официальные документы
Налог на прибыль организаций. Транспортный налог
683.3, [^2] - среднегодовой коэффициент поправки на изменение КПД котла при переводе объекта электроэнергетики в режим АВРЧМ;
[^2] , % - КПД котла определяется по режимной карте котла.
21. Эксплуатационные затраты на сервисное обслуживание технических и программных средств, необходимых для решения задач НПРЧ, определяются по формуле:
При участии объекта электроэнергетики в оказании услуг по АВРЧМ эксплуатационные затраты на сервисное обслуживание оборудования рассчитываются по формуле:
[^2] , руб. - ежегодные эксплуатационные затраты на техническое обслуживание станционного устройства системы мониторинга фактического участия объекта электроэнергетики в НПРЧ (на энергоблок) в k-ом расчетном периоде регулирования;
[^2] , руб. - ежегодные эксплуатационные затраты на техническое обслуживание станционного терминала автоматического регулирования частоты электрического тока и перетоков активной мощности, системы связи с диспетчерским центром, аренду каналов связи и другие расходы, необходимые для обеспечения связи объекта электроэнергетики с диспетчерским центром для оказания услуг по АВРЧМ на k-ый расчетный период регулирования;
[^2] , руб. - ежегодные эксплуатационные затраты на сервисное обслуживание программно-технического комплекса (далее - ПТК) и системы автоматического регулирования турбины на k-ый расчетный период регулирования;
[^2] , руб. - ежегодные эксплуатационные затраты на сервисное обслуживание ПТК котла на k-ый расчетный период регулирования.
Перечисленные в настоящем пункте ежегодные эксплуатационные затраты определяются Службой на основании представляемых субъектом электроэнергетики материалов, подтверждающих их экономическую обоснованность.
22. При работе объекта электроэнергетики в режиме НПРЧ дополнительные эксплуатационные затраты, возникающие при работе объекта электроэнергетики в режиме НПРЧ, принимаются равными нулю: [^2] = 0.
Значение дополнительных эксплуатационных затрат объекта электроэнергетики, участвующего в АВРЧМ, рассчитывается по формулам:
Для барабанных и прямоточных котлов, номинальной (установленной) мощностью 200 - 215 МВт:
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:
[^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 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:
[^2] , 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;
[^2] , руб. - эксплуатационные затраты на сервисное обслуживание технических и программных средств в k-ом расчетном периоде регулирования, равные [^2] , определяемые 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.
Страницы: 6 из 7 <-- предыдущая cодержание следующая -->
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] , МПа - разность давлений пара перед турбиной, обусловленная работой объекта электроэнергетики в режиме НПРЧ и определяемая в соответствии с режимными картами.
Если изменение давления пара перед турбиной для режима НПРЧ не предусмотрено техническим решением, то [^2] = 0.
20. При работе объекта электроэнергетики в режиме АВРЧМ экономическая составляющая эксплуатационных затрат, обусловленная снижением КПД котла в связи с увеличением удельного расхода топлива, рассчитывается по формуле:
[^2] , (7.1)
683.3, [^2] - среднегодовой коэффициент поправки на изменение КПД котла при переводе объекта электроэнергетики в режим АВРЧМ;
[^2] , % - КПД котла определяется по режимной карте котла.
21. Эксплуатационные затраты на сервисное обслуживание технических и программных средств, необходимых для решения задач НПРЧ, определяются по формуле:
[^2] (8)
При участии объекта электроэнергетики в оказании услуг по АВРЧМ эксплуатационные затраты на сервисное обслуживание оборудования рассчитываются по формуле:
[^2] , (8.1)
[^2] , руб. - ежегодные эксплуатационные затраты на техническое обслуживание станционного устройства системы мониторинга фактического участия объекта электроэнергетики в НПРЧ (на энергоблок) в k-ом расчетном периоде регулирования;
[^2] , руб. - ежегодные эксплуатационные затраты на техническое обслуживание станционного терминала автоматического регулирования частоты электрического тока и перетоков активной мощности, системы связи с диспетчерским центром, аренду каналов связи и другие расходы, необходимые для обеспечения связи объекта электроэнергетики с диспетчерским центром для оказания услуг по АВРЧМ на k-ый расчетный период регулирования;
[^2] , руб. - ежегодные эксплуатационные затраты на сервисное обслуживание программно-технического комплекса (далее - ПТК) и системы автоматического регулирования турбины на k-ый расчетный период регулирования;
[^2] , руб. - ежегодные эксплуатационные затраты на сервисное обслуживание ПТК котла на k-ый расчетный период регулирования.
Перечисленные в настоящем пункте ежегодные эксплуатационные затраты определяются Службой на основании представляемых субъектом электроэнергетики материалов, подтверждающих их экономическую обоснованность.
22. При работе объекта электроэнергетики в режиме НПРЧ дополнительные эксплуатационные затраты, возникающие при работе объекта электроэнергетики в режиме НПРЧ, принимаются равными нулю: [^2] = 0.
Значение дополнительных эксплуатационных затрат объекта электроэнергетики, участвующего в АВРЧМ, рассчитывается по формулам:
Для барабанных и прямоточных котлов, номинальной (установленной) мощностью 200 - 215 МВт:
[^2] , (9.1)
Для двухкорпусных котлов, номинальной (установленной) мощностью 300 МВт (за исключением ПК-41):
[^2] , (9.2)
Для двухкорпусных котлов ПК-41, номинальной (установленной) мощностью 300 МВт:
[^2] , (9.3)
Для однокорпусных котлов, номинальной (установленной) мощностью 300 МВт (за исключением ПК-41):
[^2] , (9.4)
Для однокорпусных котлов ПК-41, номинальной (установленной) мощностью 300 МВт:
[^2] , (9.5)
Для котлов, номинальной (установленной) мощностью 800 МВт:
[^2] , (9.6)
[^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 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:
[^2] (10)
24. Эксплуатационные затраты для случая, указанного в пункте 23 Методических указаний, определяются по формуле:
[^2] , (11)
[^2] , 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;
[^2] , руб. - эксплуатационные затраты на сервисное обслуживание технических и программных средств в k-ом расчетном периоде регулирования, равные [^2] , определяемые 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.
Страницы: 6 из 7 <-- предыдущая cодержание следующая -->