Положение о проверке готовности субъектов электроэнергетики

ООО «Энергетический Альянс"
Готовность к ОЗП,
основы ценообразования в энергетике,
новые правила розницы
Москва 2012 г.
O Положение о проверке
готовности субъектов
электроэнергетики к работе
в ОЗП
2
Положение о проверке готовности субъектов
электроэнергетики к работе в ОЗП

Проверке готовности подлежат субъекты электроэнергетики и иные хозяйствующие субъекты,
владеющие электросетевыми объектами 110 кВ и выше и (или) объектами, по производству
электрической энергии суммарной установленной мощностью 25 МВт и более. Проверочные
мероприятия выполняются комиссиями, формируемыми Минэнерго и региональными органами
исполнительной власти субъектов РФ.

Комиссиями Министерства энергетики осуществляется проверка готовности следующих субъектов
и предприятий: объектов по производству электрической энергии суммарной установленной
мощностью 400 МВт и выше; организации по управлению ЕНЭС и других собственников управляющих
объектами ЕНЭС; субъектов электроэнергетики, владеющих объектами электросетевого хозяйства,
суммарная мощность трансформаторов которых составляет 150 MBA и более; ОАО «СО ЕЭС», а также
субъектов электроэнергетики, осуществляющих, одновременно деятельность по производству,
передаче электрической энергии и по оперативно-диспетчерскому управлению в пределах,
технологически изолированных энергосистем. Проверка готовности к ОЗП других субъектов
электроэнергетики входит в компетенцию региональных органов власти.

Не позднее 25 июля текущего года Минэнерго России разместит на своем официальном сайте
перечень субъектов электроэнергетики, проверка готовности которых будет проводиться в текущем
году комиссиями ведомства.
3
Положение о проверке готовности субъектов
электроэнергетики к работе в ОЗП
В соответствии с Положением основными условиями готовности к работе в осенне-зимний период являются:
1. наличие производственного контроля, обеспечивающего соблюдение требований промышленной
безопасности: опасных производственных объектов;
2. укомплектованность и достаточность подготовленного производственно-технического (технологического)
персонала для работы в осенне-зимний период;
3. обеспеченность персонала средствами индивидуальной защиты, спецодеждой, инструментами
и необходимой для производства работ оснасткой;
4. наличие графика проведения и проведение в соответствии с таким графиком противоаварийных тренировок
персонала по предотвращению аварийных ситуаций;
5. наличие и готовность к применению, с учетом мест размещения, аварийного запаса оборудования
и необходимых материалов для выполнения аварийно-восстановительных работ;
6. наличие для тепловых электростанций нормативных запасов основного и резервного (или аварийного)
топлива;
7. готовность к работе систем приема и разгрузки топлива, топливоподачи на тепловых электростанциях;
8. наличие соответствующих утвержденным показателям производства электрической и тепловой энергии
заключенных договоров на поставку всех видов топлива в объемах, обеспечивающих работу тепловых
электростанций в IV квартале текущего года; долгосрочных соглашений на поставку резервных (аварийных)
видов топлива на тепловые электростанции;
4
Положение о проверке готовности субъектов
электроэнергетики к работе в ОЗП
9. проведение в течение двенадцати месяцев до даты окончания работы комиссии опробования или
фактического перевода котлоагрегатов и (или) газовых турбин, тепловых электростанций, работающих на газе
и использующих резервные (или аварийные) виды топлива, фактическим переводом на резервные (аварийные)
виды топлива с оформлением соответствующих актов опробования или перевода;
10. наличие и выполнение организацией разработанного ею плана подготовки к работе в осенне-зимний
период, включающего в себя, в том. числе, проведение ремонтов основного и вспомогательного оборудования,
зданий и сооружений, в соответствии с согласованными, субъектами оперативно-диспетчерского управления
сводными годовыми графиками ремонта, технического освидетельствования, диагностики и испытания
оборудования, влияющего на готовность выработки и передачи электрической и тепловой, энергии
в соответствии с требованиями законодательства Российской Федерации;
11. обеспечение готовности к выполнению в осенне-зимний период:
а) несения электрической мощности объектов по производству электрической энергии в пределах величины
располагаемой мощности, определенной в установленном порядке;
б) согласованных с органами местного самоуправления графиков тепловых нагрузок для всех диапазонов
температур отопительного сезона в данной местности;
в) передачи электрической энергии и мощности в пределах пропускной способности объектов электросетевого
хозяйства, определенной в установленном порядке;
12. положительная оценка результатов проведения противоаварийной тренировки по ликвидации возможных
аварийных ситуаций, характерных .для работы в осенне-зимний период, проведенной в период работы
комиссий;
5
Положение о проверке готовности субъектов
электроэнергетики к работе в ОЗП
13. отсутствие невыполненных в установленные сроки предписаний уполномоченных органов исполнительной
власти Российской Федерации, осуществляющих функции по государственному контролю (надзору)
в установленной сфере деятельности, по устранению выявленных нарушений требований безопасности
на объектах электроэнергетики, создающих риск безопасной работы указанных объектов в условиях низких
температурах, наружного воздуха и прохождения максимума потребления электрической энергии (мощности);
14. отсутствие фактов эксплуатации основного тепломеханического оборудования (котлов, паровых и газовых
турбин, главных, паропроводов) сверх назначенного в установленном порядке ресурса без проведения,
соответствующих организационно-технических мероприятий по продлению ресурса работы указанного
оборудования;
15. готовность к работе схем защит и автоматики, средств связи, систем диспетчерского технологического
управления и систем гарантированного электропитания;
16. наличие разработанных и утвержденных, в установленном порядке графиков аварийного ограничения
режима потребления: электрической энергии (мощности);
17. наличие и выполнение планов проверки и профилактических работ устройств технологической и релейной
защиты, сетевой, противоаварийной или режимной автоматики;
18. наличие и выполнение годового плана ввода в эксплуатацию, реконструкции (модернизации) объектов
электроэнергетики в соответствии с утвержденной инвестиционной программой, влияющих на обеспечение
готовности, к производству электрической и тепловой энергии, передаче электрической энергии (мощности)
потребителям в условиях низких температур наружного воздуха и прохождения максимума потребления
электрической энергии (мощности);
6
Положение о проверке готовности субъектов
электроэнергетики к работе в ОЗП
19. наличие и соблюдение в сетевых компаниях графика проведения сетевых противоаварийных тренировок
дежурного персонала по вводу графиков аварийного ограничения режима потребления электрической энергии
(мощности), проводимых с участием субъектов оперативно- диспетчерского управления в электроэнергетике, и
устранение замечаний, выявленных по результатам тренировок в установленные сроки;
20. готовность к работе схем плавки гололеда на воздушных линиях электропередачи;
21. отсутствие на момент осуществления проверки готовности нарушений установленных требований
к эксплуатации оборудования, устройств технологической и релейной защиты, сетевой, противоаварийной или
режимной автоматики и устройств связи, создающих риск нарушения работы объектов электроэнергетики в
условиях работы: при низких температурах наружного воздуха и прохождения максимума потребления
электрической энергии (мощности), которые невозможно устранить к периоду максимума потребления
электрической и тепловой энергии;
22. обеспечение соответствия установленным требованиям схем и оборудования собственных электрических
и тепловых нужд электростанций, подстанций.
7
О правилах
функционирования
розничных рынков
электрической энергии
от 4 мая 2012 г. № 442
Перечень изменяемых постановлением о правилах
функционирования розничных рынков электрической энергии
от 4 мая 2012 г. № 442 нормативных правовых актов
В постановлении учтены и уточнены положения принятого постановления Правительства РФ
от 4 ноября 2011 г. № 877
■

постановления Правительства РФ № 1179 «Об определении и применении ГП нерегулируемых цен»
Постановлением подготовлен Порядок полного и (или) частичного ограничения режима
потребления электрической энергии
■
■
Постановлением подлежат изменению следующие нормативные документы:
Правила недискриминационного доступа к услугам по передаче электрической энергии и оказания
этих услуг и т. д., утвержденные постановлением Правительства РФ от 27 декабря 2004 г. № 861

постановление Правительства РФ «О ценообразовании в области регулируемых цен (тарифов) в
электроэнергетике» от 29 декабря 2011 г. № 1178

Правила оптового рынка электрической энергии и мощности, утвержденные постановлением
Правительства РФ от 27 декабря 2010 г. № 1172

Стандарты раскрытия информации субъектами оптового и розничных рынков электрической энергии,
утвержденные постановлением Правительства РФ от 21 января 2004 г. № 24

Положения о федеральной антимонопольной службе, утвержденные постановлением Правительства
Российской Федерации от 30 июня 2004 г. № 331

9
Основные направления совершенствования
функционирования розничных рынков

Совершенствование системы ценообразования на розничном рынке

Введение стандартов качества обслуживания потребителей ГП

Детальное описание бизнес-процессов коммерческого учета и порядка ограничения режима
потребления

Уточнение порядка смены ГП (ЭСК) потребителем, покупка не 100% объемов от ГП – основа для
будущей либерализации

Либерализация выхода потребителей на оптовый рынок

Пересмотр основания и порядка смены ГП

Изменение концепции расчета сбытовой надбавки ГП

Первый шаг к совершенствования сетевого тарифа
10
Основные поведенческие принципы
на розничных рынках электрической энергии
Субъекты розничных рынков
■
■
Потребители э/э
Исполнители коммунальной услуги
■
Гарантирующие поставщики
■
Энергосбытовые, энергоснабжающие организации
ОБЯЗАНЫ подтверждать наличия у них права распоряжения э/э (мощностью)

■
Сетевые организации
■
Субъекты ОДУ
■
Производители э/э – субъекты розничных рынков
начиная с 1 января 2013
года должно быть
подтверждение в
соответствии с правилами
оптового рынка
установленная генерирующая мощность которых менее (равна) 25 МВт или превышает 25 МВт, если на них не
распространяется требование законодательства Российской Федерации об электроэнергетике о реализации
производимой э/э (мощности) только на ОРЭМ, и если в отношении них не зарегистрированы группы точек поставки на
ОРЭМ


потребитель с блок-станцией = производителю электрической энергии
!!! Иные производители э/э (мощности) НЕ ВПРАВЕ продавать на розничных рынках э/э (мощность), продажа которой в
соответствии с законодательством Российской Федерации об электроэнергетике допустима только на ОРЭ
11
Договоры, заключенные в нарушение указанных требований, могут быть признаны недействительными
Расходы на совершение субъектами
розничных рынков обязательных действий
Действия, подлежащие в соответствии с Основными положениями
исполнению субъектами розничных рынков,

в том числе действия по вводу приборов учета в эксплуатацию,
по установке пломб и (или) знаков визуального контроля по
завершении процедуры ввода прибора учета в эксплуатацию,
по снятию и предоставлению показаний приборов учета,
совершаются ими без взимания платы за их совершение, если иное
прямо не установлено в Основных положениях
Расходы ГП и сетевых организаций на совершение таких действий
включаются в устанавливаемые им тарифы (цены) по правилам и в
пределах, установленных законодательством Российской Федерации о
государственном регулировании тарифов

12
Требование к ГП по качеству обслуживания потребителей
Обслуживание потребителей ГП должно осуществляться в соответствии со
следующими требованиями
 разработка, размещение и опубликование форм договоров, соблюдение порядка и
сроков их заключения
 наличие и функционирование центров очного и заочного обслуживания потребителей
(в т. ч. бесплатных телефонных каналов связи с ГП)
 обеспечение приема показаний расчетных приборов учета и обеспечение выставления
счетов на оплату электрической энергии способами, допускающими возможность
удаленной передачи сведений (телефон, сеть Интернет и др.)
 обеспечение возможности внесения платы по договору различными способами, в том
числе для граждан-потребителей напрямую гарантирующему поставщику без оплаты
комиссии
 организация службы приема обращений потребителей
 информирование потребителей путем размещения в центрах очного обслуживания и
(или) на официальном сайте, а также по запросу потребителя о:

порядке заключения договора с ГП, в т.ч. об опубликованных ГП формах договоров

разработанных и внедренных ГП стандартах качества обслуживания потребителей и об их изменении

порядке и условиях внесения платежей

порядке и условиях приема показаний приборов учета и последствиях вывода их из строя либо их отсутствия

размере задолженности по оплате электрической энергии и возможных последствиях

размере и порядке расчета стоимости электрической энергии, действующих тарифах и льготах

графике обслуживания потребителей в центрах очного и заочного обслуживания, а также об адресах и телефонах таких центров

порядке подачи обращений, претензий и жалоб на действия ГП

часто задаваемых вопросах, возникающих у потребителей в ходе энергоснабжения, и ответах на них
13
До 1 мая 2013 г. ГП обязаны разработать и внедрить стандарты обслуживания клиентов,
соответствующие установленным требованиям к качеству их обслуживания
Обязанность ГП по разработке и
публикации примерных ФОРМ договоров
ГП обязан разработать, разместить в центрах очного обслуживания, опубликовать на своем сайте и
представить в тер. орган ФАО ФОРМУ договора энергоснабжения и ФОРМУ договора
купли-продажи (поставки) э/э

Формы должны быть дифференцированы по основных группам потребителей
 ГП обязан вносить изменения в форму договора в течение 1 месяца с даты вступления в силу изменений в
Основные положения функционирования розничных рынков
ФОРМА договора = проект договора
 ФАС (ее территориальные органы) осуществляют контроль за соответствием разработанных ГП форм
договоров Основным положениям
ФОРМА договора может быть использована любым потребителем при подаче
документов на заключение договора с ГП, при этом:

Потребитель заполняет проект договора в части своих реквизитов

Потребитель вправе сформулировать разногласия по какому-либо условию из формы договора
14
Особенности деятельности ЭСК,
покупающей э/э (мощность) через ГП
Предоставляет ГП в отношении точек поставки по каждому договору с потребителем,
в интересах которого ЭСК намеревается приобретать э/э у ГП
 подписанную уполномоченным лицом ЭСК выписку из договоров с потребителями, в интересах которых
ЭСК намеревается приобретать электрическую энергию (мощность) у ГП, которая должна содержать сведения о


сроках начала и окончания поставки э/э в каждой точке поставки по каждому потребителю
о каждой такой точке поставки

документы, подтверждающие технологическое присоединение

документы о допуске в эксплуатацию приборов учета (при наличии)

документ, подтверждающий наличие технологической и (или) аварийной брони (при наличии)
 иные документы, необходимые для заключения договора оказания услуг по передаче (в случае заключения
договора энергоснабжения)
15
Существенные условия
договора КУПЛИ-ПРОДАЖИ (ПОСТАВКИ) э/э
Существенные условия договора купли-продажи (поставки) э/э

предмет договора

дата и время начала исполнения обязательств по договору

обязанность потребителя (покупателя) урегулировать отношения по передаче э/э и уведомить ГП о дате
заключения такого договора

обязанность потребителя* передать ГП не позднее 5 дней с даты согласования копию акта согласования
технологической и (или) аварийной брони

точка (точки) поставки по договору

требования к качеству поставляемой э/э

порядок определения объема покупки э/э (мощности) по договору

порядок определения стоимости поставленной по договору

условия о порядке учета э/э (мощности)

ответственность сторон договора за неисполнение обязательств по договору

права потребителя (покупателя) по договору:





право выбора ценовой категории
условий почасового планирования потребления э/э
право досрочного расторжения или изменения договора с ГП
право выбора любого лица для оборудования точек поставки по договору ПУ
обязанности ГП по осуществлению действий, необходимых для реализации прав потребителя (покупателя),
16
предусмотренных в настоящем документе.
Существенные условия
договора ЭНЕРГОСНАБЖЕНИЯ
Существенные условия договора энергоснабжения

ВСЕ существенные условия договора купли-продажи (поставки) э/э, кроме условия об обязанности
потребителя заключить договор на передачу э/э

ВСЕ существенные условия договора по передаче э/э, а также все обязанности потребителя услуг, в
соответствии с ПП 861

обязанность потребителя э/э по обеспечению функционирования и реализации управляющих воздействий
устройств релейной защиты, противоаварийной и режимной автоматики, средств регулирования напряжения и
компенсации реактивной мощности, установленных в границах его балансовой принадлежности в соответствии
с ПП 861

обязанность и ответственность потребителя э/э за обеспечение своевременного выполнения диспетчерских
команд (распоряжений) субъекта ОДУ в электроэнергетике, и соответствующих требований сетевой организации
17
Существенные условия
договора по передаче э/э
Существенные условия договора по передаче э/э
 величина максимальной мощности с распределением по каждой точке поставки
 порядок определения размера обязательств потребителя услуг по оплате услуг по передаче
 ответственность потребителя услуг и сетевой организации за состояние и обслуживание объектов эсх,
которая определяется балансовой принадлежностью сетевой организации и потребителя услуг (потребителя
электрической энергии, в интересах которого заключается договор) и фиксируется в акте разграничения
балансовой принадлежности электросетей и акте эксплуатационной ответственности сторон, являющихся
приложениями к договору
 о приборах учета электрической энергии (мощности), установленных на дату заключения договора в
отношении энергопринимающих устройств, объектов электроэнергетики и используемых для расчетов по
договору, с указанием мест их установки, заводских номеров, даты предыдущей и очередной поверки,
межповерочного интервала
 об обязанности потребителя услуг по обеспечению установки и допуску в эксплуатацию приборов учета,
соответствующих установленным законодательством Российской Федерации требованиям
 об обязанности потребителя услуг, энергопринимающие устройства которого подключены к системам
противоаварийной и режимной автоматики, установленным в соответствии с ПП 861 находятся под их
воздействием, по обеспечению эксплуатации систем противоаварийной и режимной автоматики, а также по
обеспечению возможности реализации такого воздействия систем противоаварийной и режимной автоматики в
соответствии с требованиями субъекта ОДУ в электроэнергетике и сетевой организации
18
Условия реализации потребителем
(покупателем) ПРАВА полного отказа от
договора с ГП

обязан передать ГП письменное уведомление об этом не позднее чем за 20 рабочих дней до
заявляемой им даты расторжения способом, позволяющим подтвердить факт и дату получения
указанного уведомления

не позднее чем за 10 рабочих дней до даты расторжения договора оплатить счет, выставленный
ГП, включающий стоимость потребленной э/э (мощности), а также в определенных случаях сумму
компенсации ГП
!!!
при нарушении потребителем (покупателем) указанных требований определенные
заключенным с ГП договором обязательства потребителя (покупателя) и ГП сохраняются в неизменном
виде вплоть до момента надлежащего выполнения указанных требований
 расчеты между ГП и потребителем (покупателем) при получении ГП уведомления о расторжении
договора осуществляются на основании счета, который ГП в течение 5 рабочих дней со дня получения
указанного уведомления обязан направить потребителю (покупателю)
В случае если ГП не выставил счет и при этом потребитель (покупатель) выполнил указанные
выше требования, то от потребителя (покупателя) в целях расторжения не требуется подтверждение
оплаты счета и договор считается расторгнутым с заявленной потребителем (покупателем) даты, что
не освобождает потребителя (покупателя) от обязанности в дальнейшем оплатить ГП имеющуюся
задолженность
19
Условия реализации потребителем (покупателем)
ПРАВА уменьшения объемов, приобретаемых у ГП

обязан передать ГП письменное уведомление об этом не позднее чем за 20 рабочих дней до
заявляемой им даты изменения договора способом, позволяющим подтвердить факт и дату получения
указанного уведомления

не позднее чем за 10 дней до даты расторжения договора оплатить счет, выставленный ГП,
включающий стоимость потребленной э/э (мощности), а также в определенных случаях сумму
компенсации ГП*

не позднее чем за 10 рабочих дней до заявляемой им даты изменения договора предоставить ГП
выписку из договора, обеспечивающего продажу э/э (мощности), с производителем э/э (мощности) на
РР, содержащую
сведения о продавце,
условия, обязательные при заключении такого договора

с даты изменения заключенного с ГП договора энергоснабжения оплачивать ГП услуги по
передаче э/э в объеме полного потребления э/энергии (мощности)
!!! при нарушении потребителем (покупателем) указанных требований определенные заключенным с ГП договором обязательства
потребителя (покупателя) и ГП сохраняются в неизменном виде вплоть до момента надлежащего выполнения указанных требований
 расчеты между ГП и потребителем (покупателем) при получении ГП уведомления о расторжении
договора осуществляются на основании счета, который ГП в течение 5 рабочих дней со дня получения
указанного уведомления обязан направить потребителю (покупателю)
В случае если ГП не выставил счет и при этом потребитель (покупатель) выполнил указанные выше требования, то от потребителя
(покупателя) в целях изменения не требуется подтверждение оплаты счета и договор считается измененным с заявленной потребителем
(покупателем) даты, что не освобождает потребителя (покупателя) от обязанности в дальнейшем оплатить ГП имеющуюся задолженность
20
Счет, выставляемый потребителю
при расторжении или уменьшении объемов
по договору с ГП
При расторжении договора

сумму задолженности потребителя (покупателя) по договору на дату получения уведомления

стоимость э/э (мощности), рассчитанную исходя из статистики для ЦЗ либо исходя из тарифа для
НЦЗ и объема, определенного исходя из среднедневного объема потребления электрической энергии
(мощности) за предыдущий расчетный период

компенсацию ГП = произведению сбытовой надбавки и объемов, определенных исходя из
объемов потребления э/э (мощности) за аналогичный период предыдущего года, а при отсутствии таких
данных – исходя из среднедневного потребления э/э (мощности) потребителем (покупателем) за
предыдущий расчетный период, определяемую для периода с даты расторжения договора до
окончании текущего периода регулирования или очередного периода регулирования*
При изменении договора, связанного с уменьшением объемов

сумму задолженности потребителя (покупателя) по договору на дату получения уведомления

стоимость э/э (мощности), рассчитанную исходя из статистики для ЦЗ либо исходя из тарифа для
НЦЗ и объема, определенного исходя из объемов, на которые будет уменьшена покупка э/энергии
(мощности) у ГП

компенсацию ГП = произведению сбытовой надбавки и объемов, на которые уменьшается
покупка у ГП, определяемую для периода с даты изменения договора, повлекшего изменение объемов,
до окончании текущего периода регулирования или очередного периода регулирования*
21
Либерализация выхода на оптовый
рынок
 ГП не включает компенсацию в счет, выставляемый

потребителю (покупателю), приобретающему э/э (мощность) в отношении ЭУ
максимальная мощность которых менее 1,8 МВт и (или) присоединенная мощность которых
менее 2 МВА

потребителю (покупателю), приобретающему э/э (мощность) в отношении ЭУ
максимальная мощность которых не менее 1,8 МВт и (или) присоединенная мощность
которых не менее 2 МВА, если таким потребителем (покупателем) в уведомлении заявлено о
расторжении или изменении договора с даты начала следующего периода регулирования или
с 1 апреля 2013 г.
 ликвидируется заключение РЭКов об отсутствии отрицательных
экономических последствий для региона при выходе на опт потребителя
социально-
 с 1 октября 2012 г. субъекты опта по соответствующим ГТП могут осуществлять покупку (поставку)
э/э и (или) мощности на опте с первого числа первого месяца очередного квартала, следующего за
кварталом, не позднее первого числа последнего месяца которого ими были выполнены требования о
КУ и предоставлены в КО следующие данные:

фактические объемы потребления э/э и мощности с помесячной разбивкой за год

прогнозные объемы потребления э/э и мощности с помесячной разбивкой на оставшиеся
кварталы текущего года и следующий календарный год
с 1 июля 2012 г. КО не позднее 20 календарных дней до первого числа первого месяца
очередного квартала уведомляет ФСТ России о наименовании субъектов оптового рынка
и группах точек поставки, удовлетворяющих требованиям КУ с одновременным
предоставлением указанной информации
22
Договоры между производителями на РР и
потребителями (покупателями)
Условиями, обязательными при заключении договора с производителем на
розничном рынке, являются в том числе:
 почасовые договорные объемы продажи э/э (мощности) по договору;
 обеспечение сторонами договора наличия и надлежащего функционирования ПУ, позволяющих
измерять почасовые объемы производства и потребления э/э, перечень таких ПУ, а также
 обязанность каждой стороны договора передавать показания таких ПУ ГП
 дата и время начала исполнения обязательств по договору не ранее даты и времени начала
исполнения договора э/э (мощности)) с ГП в отношении тех же ЭУ
 приостановление продажи по договору в течение всего периода, в течение которого по договору с
ГП введено полное ограничение режима потребления э/э (мощности) в отношении тех же ЭУ
 прекращение обязательств по продаже э/э (мощности) по договору с даты и времени прекращения
обязательств договору с ГП
 определение почасовых объемов продажи э/э (величины мощности) по договору за расчетный
период ГП
 объем превышения фактического потребления потребитель (покупатель) покупает у ГП
 объем превышения фактического производства производитель продает ГП по
соответствующей в ЦЗ – цене РСВ, в НЦЗ – по двухставке исходя из тарифа
23
цене,
Совершенствование системы
ценообразования
24
С 1 апреля 2012 г. - учет реализации с уточнением ПП РФ № 877
■

оплата «генерирующей» в часы максимума региона

оплата сетевой мощности исходя из часов собственного максимума
потребители с двухставочным сетевым тарифом в составе нерегулируемой цены имеют:


■
ставку (ставки) за э/э
■
ставку за «генерирующую» мощность
■
ставку за сетевую мощность
остаточный принцип расчета одноставочной цены взамен дифференциации по ЧЧИМ
Специфика потребителей 3 - 6 ЦК
■

обязаны иметь почасовой учет (согласно действующим правилам розничного рынка)

с 1 июля 2012 г. (а до 1 января 2013 г. с коэф. 0.8) при отсутствии почасового учета: сетевая и (или)
«генерирующая» мощность определяется стимулирующим расчетным способом

с 1 июля 2013 г. сужается выбор ценовых категорий для крупных потребителей (с максимальной мощностью не
менее 670 кВт) - ТОЛЬКО между 3 – 6 ЦК
Специфика сетевого тарифа в отношении ГП
■

с 1 июля 2012 г. сетевая организация или ГП по окончании расчетного периода в отношении каждого
потребителя с максимальной мощностью не менее 670 кВт рассчитывает величину резерва максимальной мощности и
указывает ее в счетах на оплату
с 1 января 2013 г. оплачивает тариф НЕ в отношении «контура» (как сейчас), а в отношении каждой точки поставки
потребителя (могут начать делать это и раньше)

24
НОВОЕ при уточнении ПП РФ № 877 –
единое время для расчета мощности на опте и РР
Собственный максимум потребления участника оптового рынка определяется исходя из
потребления э/э в час максимального потребления в каждом субъекте РФ в плановые часы
пиковой нагрузки СО

Цель - создание стимулов к снижению потребления в часы максимальной нагрузки по
субъекту Российской Федерации

W, МВт*ч
Суммарное
потребление
в субъекте РФ
Час
максимального
потребления
в субъекте РФ
Участник 3
Объем потребления
участников в новой
модели
Участник 2
Участник 1
25
Плановые часы пиковой
нагрузки, установленные
СО
h, час
25
Учет реализации с уточнением ПП РФ № 877 –
«остаточный принцип» цены для 1 ЦК
ДО внесения изменений –
дифференциация потребителей по ЧЧИМ


Отнесение потребителей к диапазонам ЧЧИМ производилось для
потребителей, не имеющих почасового учета выбравших
одноставочные цены

Чем более ровным графиком потребляет потребитель электроэнергию,
тем больше ЧЧИМ.

Цена покупки электроэнергии выше для потребителя с более низким
ЧЧИМ за счет бОльших затрат на покупку мощности в составе
нерегулируемой цены на электроэнергию для соответствующего
потребителя.
Диапазоны
ЧЧИМ в часах
Цены на
электрическую
энергию
7 001 и выше
Min Цена
4 500 и ниже
Max Цена
 ПОСЛЕ внесения изменений – введение ЕДИНОЙ цены, определяемой ГП по результатам
покупки на оптовом и на розничных рынках
Ц
СВНЦЭМ
m


СВНЦЭ

 m  Ц СВНЦМ
 Ц mЭМ, перерасчет ; Ц mСВНЦЭ  0,002087  Ц mСВНЦМ , до
MIN Ц m
m
  СВНЦЭ

 m  Ц СВНЦМ
 Ц mЭМ, перерасчет , с 1 июля 2013 г.
m
Ц m


26 ЦК
ГП ,m
Э , 26 ЦК
m
MAX N
N
 N
m 
V
V
V
опт
розн
ГП ,m
ГП ,m
Э , опт
Э , розн
ГП ,m
ГП ,m

N
V
;0

нас _ баланс
m
Э , нас _ баланс
m
Коэффициент оплаты,
соответствующий
26
ЧЧИМ = 5750
Право выбора ценовых категорий
у потребителей розничных рынков
ценовых зон
День «Х»
Мелкие
потребители
(ниже 670 кВт)
Крупные потребители
(свыше 670 кВт)
Потребители
ЕНЭС, в т.ч. на
аренде ТСО
ДО
01.07.2013
Выбор между
1 – 6 ЦК исходя из
условий:
Выбор между 1 – 6 ЦК исходя
из условий:
Выбор между
4 и 6 ЦК исходя
из условий:
 выбранного тарифа на
передачу
 установленного ПУ
 наличия условия о
почасовом
планировании
С
01.07.2013
 выбранного тарифа на передачу
 установленного ПУ
 наличия условия о почасовом
планировании
 наличия условия о
почасовом
планировании
Выбор между 3 – 6 ЦК
исходя из условий:
 наличия условия о почасовом
планировании
 почасового ПУ
 выбранного тарифа на передачу
!!! в случае отсутствия уведомления о
выборе иной, кроме 1 и 2 ЦК, с 1 июля
2013 г. применяется 3 либо 4 ЦК
27
Порядок определения объемов
потребления э/э
1 ценовая
категория
Снятие показаний ПУ интегрально за месяц, либо по статистике при ее наличии (но не
более 2-х месяцев), либо стимулирующий расчетный способ
2 ценовая
категория
Снятие показаний ПУ по зонам суток месяца (2 зоны суток либо три зоны суток), либо по
статистике при ее наличии (но не более 2-х месяцев), либо стимулирующий расчетный
способ
3-6 ценовые
категории
категория
Снятие показаний ПУ по часам суток месяца, либо по статистике при ее наличии (но не
более 2-х месяцев), либо при наличии интегрального ПУ - стимулирующие расчетные
способы
!!! ЭУ потребителя э/э, объекты по производству производителя считаются оборудованными ПУ, позволяющими
измерять почасовые объемы потребления (производства) э/э, в случае если такими ПУ оборудованы все точки
поставки в границах балансовой принадлежности потребителя, производителя. Использование интегральных ПУ
допускается по точкам поставки на объектах эсх напряжением 10 кВ и ниже, при условии, что суммарная
максимальная мощность по данным точкам поставки не превышает 2,5 процента от максимальной мощности
всех точек поставки в границах балансовой принадлежности потребителя.
распределяется по часам расчетного периода пропорционально доле объема потребления э/э
за каждый час расчетного периода, определенного суммарно по всем точкам поставки,
оборудованным почасовыми ПУ в суммарном объеме потребления э/э за расчетный период
по всем точкам поставки, оборудованным почасовыми ПУ
28
Дифференциация сбытовой надбавки ГП
Концепция предельного уровня дохода ГП
29
С момента разработки Методики ФСТ - переход от прямого регулирования сбытовой
надбавки ГП методом «затраты +» к ограничению предельного уровня дохода ГП:

Разделение на регулируемую деятельность (поставка населению и приравненным к нему категориям
потребителей) и нерегулируемую (прочие)

Для населения – регулируемая сбытовая надбавка устанавливается РЭКами на 1 кВт-час на основании
расходов, связанных с обслуживанием данной категории

Для прочих групп потребителей - сбытовая надбавка устанавливается в виде процента от конечной
нерегулируемой цены РЭКами исходя из определенной ФСТ России в Методических указаниях предельной
доходности дифференцированно по следующим категориям потребителей:
Мелкие потребители
максимальная мощность менее
Средние потребители
максимальная мощность от
Крупные потребители
максимальная мощность более
670 кВт
670 кВт до 10 МВт
10 МВт
Для каждой
категории
устанавливается
своя типовая
доходность продаж
Предельная доходность продаж устанавливается ФСТ России в зависимости от:
 Объемов поставки
 Доли поставки населению
 Структуры поставки прочим группам потребителей
29
Правила коммерческого учета электроэнергии
■
■
Детализированы бизнес-процессы (потребитель – ГП (ЭСК) – сеть)
 установка приборов учета и допуск приборов в эксплуатацию
 поверка, демонтаж, замена приборов учета
 снятие и предоставление показаний, а также обмен показаниями
 механизмы контроля (контрольное снятие показаний, контрольные/инструментальные
проверки (плановые и внеплановые)
 выявление бездоговорного и безучетного потребления
Установлены требования к приборам (по классу точности, по обеспечению почасового учета)
■
Закреплены меры ответственности (за непредставление показаний, за безучетное / бездоговорное
потребление)
■
Установка приборов учета (ПУ)
 обязанность на потребителе э/э, если не установил – то сеть
 допуск ПУ в эксплуатацию: совместно - сеть, ГП (ЭСК) и потребитель
Обмен показаниями ПУ
 снимает – собственник прибора
 предоставляет: только в ГП (ЭСК), либо ГП (ЭСК) и в сеть (в зависимости от договоров)
 если показания не предоставлены – применяются расчетные способы
Коммерческие потери
 выявляет сеть, с приглашением ГП (ЭСК)
 механизмы выявления: проверка снятия показаний ПУ, состояния ПУ, схем подключения
 ГП отвечает за выявленное безучетное потребление
 сеть отвечает за бездоговорное И невыявленное безучетное потребление
БЕЗДОГОВОРНОЕ => отключение + стимулирующие расчетные способы за потребленную э/э
БЕЗУЧЕТНОЕ => стимулирующие расчетные способы за потребленную э/э
■
■
■
■
30
Основания и порядок смены ГП
■ Когда проводятся конкурсы на присвоение статуса ГП
 решение о ликвидации действующего ГП
 начало процедуры банкротства действующего ГП
 исключение действующего ГП из реестра участников ОРЭМ
 добровольный отказ действующего ГП от статуса
 нарушения антимонопольного законодательства (контроль со стороны ФАС)
!!! Очередных конкурсов нет, если ГП соблюдает все требования – статус «пожизненно»
■ Создание единого центра ответственности за проведение конкурсов
 конкурс на статус ГП проводится Минэнерго России силами конкурсной комиссии (состоит из
мин. 2 представителей Минэнерго России, ФАС, ФСТ и уполномоченного органа власти
субъекта РФ. Состав ежегодно утверждается приказом Минэнерго России. В качестве
наблюдателей м. участвовать представители Совета рынка, НП ГП и ЭСК,
производителей/потребителей, сетевых организаций, кредиторов)
 решение о проведении и об итогах конкурса, а также о переходе статуса ГП в иных случаях
оформляется актом Минэнерго России (сейчас орган власти субъекта РФ)
 победителя выбирают путем расчета сводного рейтинга по формулам, указанным в проекте.
■ Усиление требований к участникам конкурса
 должны соответствовать финансовым требованиям
 должны быть участниками оптового рынка
 не должны являться должниками по оплате э/э (м) и услуг по передаче
■ Ключевой критерий выбора нового ГП – обязательства погасить кредиторам задолженность
предыдущего ГП, ЕСЛИ у сменяемого ГП нет задолженности – уровень необходимой валовой
выручки на следующий период регулирования
■ Если конкурс признан несостоявшимся – статус присваивается ТСО (но не более, чем
31
на год)
Случаи изменения границ зон
деятельности ГП
32
■ Включение в зону деятельности ГП 1-го уровня территорий из зон деятельности ГП 2-го
уровня*, которые не были выведены на ОРЭМ до 1 октября 2012 г. Основных положений** РР
(а для ГП на сетях Минобороны – до 1 января 2015 г.)
* – ГП, покупающие э/э НЕ на опте, а на рознице у ГП – участника опта (ГП 1-
го уровня)
** – по действующим правилам ГП 2-го уровня должно НЕ быть с 1 января
2010г. не выполнено.
■ Изменение (объединение) зон деятельности ГП, имеющих граничащие зоны деятельности в
пределах одного субъекта РФ, по соглашению между ними
■ Изменение границ балансовой принадлежности сетевых организаций, по сетям которой
определялись границы зон деятельности ГП
32
Меры по усилению платежной
дисциплины
■
Утверждение Правил коммерческого учета на розничном рынке
 стимулирование внедрения участниками розничного рынка средств коммерческого учета
электрической энергии, ограничивающих возникновение споров участников при составлении
баланса потребления
 регламентирование процедуры согласования потерь э/э в сетях между ГП (ЭСК) и сетевыми
организациями, минимизирующее спорные ситуации за величину потерь э/э
■ Утверждение Порядка введения ограничения режима потребления э/э
 в проекте определен перечень исчерпывающих оснований для введения ограничения
 подробная процедура и сроки при введении ограничения

при авариях или угрозе их возникновения

при нарушении потребителями обязательств по договорам или при незаконном подключении к сетям
 уточнен перечень потребителей, которые ниже аварийной брони не могут быть ограничены, а
также закреплен порядок определения величины брони при отсутствии акта брони
 определен порядок взаимодействия основных участников процедуры:

инициатора: продавец, сетевая организация (по договору о передаче э/э), инфраструктура ОРЭ

исполнителя: сетевая организация, являющаяся стороной по договору о передаче э/э

«субисполнителя»: лицо, владеющее сетями, к которым присоединен потребитель, и которое не является стороной
договора о передаче э/э.
 предусмотрена финансовая ответственность участников процедуры перед потребителем за
33
нарушение порядка ограничения:

перед потребителем – несет инициатор и исполнитель (в пределах допущенных ими нарушений)

перед исполнителем – субисполнитель (взыскание в порядке регресса)
О ценообразовании
в сфере
электроэнергетики
Необходимость изменений в регулировании:
сравнение с другими странами, евроцент за кВтч
16
14
Европа и США
12
10
8
Россия 2010
6
4
2
0
35
Россия2019,
максимальный
сценарий
Необходимость изменений в регулировании:
эффективность собственной генерации
рублей/кВтч
3.60
3.40
3.20
Себестоимость
собственной генерации в
ценах 2010 года
3.00
2.80
2.60
Цена для предприятий из
сети в ценах 2010 года
2.40
2.20
2.00
1.80
2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019
36
Принятые постановления
от 4 ноября 2011 г. № 877 «о внесении изменений в некоторые акты
правительства Российской Федерации в целях совершенствования
отношений между поставщиками и потребителями электрической
энергии на розничном рынке»
от 29 декабря 2011 г. № 1178 «О ценообразовании в области
регулируемых цен (тарифов) в электроэнергетике»
37
Перечень нормативных актов, утверждаемых постановлением
Правительства Российской Федерации «О ценообразовании в области
регулируемых цен (тарифов) в электроэнергетике»
38

основы ценообразования в области регулируемых цен (тарифов) в
электроэнергетике

правила государственного регулирования (пересмотра, применения) цен
(тарифов) в электроэнергетике

изменения, которые вносятся в некоторые акты Правительства Российской
Федерации
Эффекты от принятия Основ ценообразования
Направление

Регулирование
операционной
составляющей
тарифа



Регулирование
инвестиционной
составляющей
тарифа
Подключения
Прочее
39
Эффект для
потребителя
Меры

лимитирование расходов и прибыли (для
долгосрочной индексации)
ограничение роста подконтрольной составляющей
тарифа потребительской инфляцией
ограничение роста неподконтрольной
составляющей
низкий рост тарифов благодаря распределению
возврата инвестиций во времени
введение типовых укрупненных проектных
решений, нормативов капитальных вложений

нет изменений

невключение расходов в котловой тариф на сети
промышленных потребителей

снижение темпов
роста тарифа

повышение
доступности ЦТ для
потребителя
Эффект для снабжающей
организации

мотивация для повышения
операционной эффективности

долгосрочная схема возврата
инвестиций как доступ к
источникам «длинных» денег
повышение привлекательности
ЖКХ для частных инвесторов


снижение тарифа
Новации документа в части
стимулирования эффективности

Сокращение
операционных
расходов
Ограничение
стоимости
инвестиций



максимальные инвестиционные затраты с 1 января 2013 г. ограничены нормативами,
установленными для типовых проектно-сметных решений, включение в базу
инвестированного капитала только машин, оборудования (нет зданий, автомобилей), дисконт
на недозагрузку

Потери – долгосрочный параметр регулирования. Первый год - по нормативу Минэнерго или в
отсутствии норматива по балансу ФСТ России. Далее по программе энергоэфффектвности или
в отсутствии ее -10%

закрытый перечень расходов
Потери
Ограничение
неподконтрольных
расходов
40
ежегодный номинальный рост не более ИПЦ минус индекс эффективности
(1% – 3%),
Максимальный индекс эффективности при росте OPEX в первом году на две инфляции
экономия, достигнутая вследствие сокращения расходов ниже уровня, установленного
регулятором, сохраняется за организацией на 5 лет
Методы регулирования тарифов
особенности
условия
применения
Краткосрочные
(срок 1 год,
запрет с 1 января 2014 года)
Долгосрочные
(срок не менее 3 лет при первом применении,
не менее 5 лет впоследствии)
Метод экономически
обоснованных затрат
Метод обеспечения доходности инвестированного капитала
(RAB)
Метод индексации
Не применяется с 2012 г.
(закон)
ТСО,
планирующие осуществить масштабные инвестиции
средние и небольшие
ТСО,
не планирующие
масштабных
инвестиций
применяется при условиях, что ТСО соответствует:
1) требованиям к фин. Состоянию (кредитное плечо более 25%)
2) рост тарифов ≤ роста в СЭПР в первый долгосрочный период
3) Есть показатели надежности и качества
применяется, когда
нельзя использовать
RAB
рост операционных расходов: не более ИПЦ минус X-фактор
первоначальный RAB с учетом ограничения соц.прогноза
прибыль ограничена
нормой доходности 12% от выручки
Рост операционных и капитальных затрат будет ограничен при любом методе регулирования
41
СЭПР – прогноз социально-экономического развития Российской Федерации на среднесрочную перспективу
Метод обеспечения доходности инвестированного
капитала (RAB регулирование) – раздел III «А»
НВВ = операционные расходы + расходы на энергоресурсы + неподконтрольные
расходы + возврат инвестиций + доход
операционные
расходы
неподконтрольные
расходы
1) сырье и материалы;
2) ремонт основных
средств;
3) оплаты труда и
страховые взносы;
4) работы и услуги,
выполняемые по
договорам;
5) служебные
командировки;
6) обучение персонала;
7) иные расходы.
1) оплата услуг
регулируемых
организаций;
2) налоги, сборы и
другие обязательные
платежи;
3) концессионная плата,
арендная плата
(производственные
объекты, другое);
4) Выпадающие доходы
от тех. присоединения
(не основные
средства)
42
возврат
инвестиций
 1/35 от
стоимости
объектов
введённых в
эксплуатацию
 базы капитала
(RAB) непогашенные
инвестиции
(только
основные
средства)
доход
 регуляторная
норма
доходности ×
RAB
 регул. норма
доходности ×
нормативный
оборотный
капитал
RAB регулирование - долгосрочные параметры
регулирования и ежегодная корректировка
Долгосрочные параметры
регулирования
Ежегодная корректировка
ДПР устанавливаются на весь долгосрочный
период регулирования (3-5 лет) и не
пересматриваются (Порядок установления
долгосрочных параметров регулирования):
Каждый год НВВ корректируется в
соответствие c :
 Базовый уровень операционных расходов:
‐ подконтрольные расходы первого года
 изменениями цен на неподконтрольные
статьи расходов (корректировка на
неучтенные в тарифе экономически
обоснованные расходы)
 Индекс эффективности операционных расходов :
 фактическим ИПЦ
‐ темп ежегодного снижения уровня подконтрольных
расходов 1-3%
 Размер чистого оборотного капитала:
‐ 4-8% от НВВ предыдущего года
 Норма доходности инвестированного капитала:
‐ устанавливается регулятором на уровне 11%
годовых для ТСО
 Срок возврата инвестированного капитала:
‐ 35 лет, установлен в методике
43
 объёмом фактически реализованной
ИП (ввод объектов в эксплуатацию) +
корректировка по недофинансированию
 отклонением фактического отпуска от
запланированного
Результаты: выручка ТСО
350
Млрд. рублей
600
300
14%*
500
23%
16%
200
300
21%
16%
12%
25%
10%
10%
22%
12%
6%
23%
21%
250
22%
400
24%
10%
150
6%
100
50
200
-2%
0
2011
100
2012
2013
2014
2015
-50
Заемный капитал на конец года - утвержденное решение
0
2011
2012
НВВ - утвержденное решение
2013
2014
2015
НВВ - с учетом предложенных мер
Заемный капитал на конец года - с учетом предложенных мер
Кредитное плечо (Заемный капитал/ RAB) - утвержденное решение
Кредитное плечо (Заемный капитал/ RAB) - с учетом предложенных мер
44
Метод индексации
– раздел III «Б»
НВВ = операционные расходы + расходы на энергоресурсы + неподконтрольные
расходы + нормативная прибыль
операционные
расходы
неподконтрольные
расходы
1) сырье и материалы;
2) ремонт основных
средств;
3) оплаты труда и
страховые взносы;
4) работы и услуги,
выполняемые по
договорам;
5) служебные
командировки;
6) обучение персонала;
7) лизинговый платеж,
арендная плата
(непроизводственные
объекты;
8) расходы на выплаты
по договорам займа и
кредитным
договорам, включая
проценты по ним;
9) иные расходы.
1) оплата услуг
регулируемых
организаций;
2) налоги, сборы и
другие обязательные
платежи;
3) концессионная плата;
4) арендная плата
(производственные
объекты);
5) расходы по
сомнительным долгам
6) амортизация
основных средств и
нематериальных
активов
45
амортизация
прибыль
 устанавливается
равной норме
прибыли × НВВ
 норма прибыли
≤ норма
доходности
Метод индексации - долгосрочные параметры
регулирования и ежегодная корректировка
Долгосрочные параметры
регулирования
Устанавливаются на весь долгосрочный период
регулирования (3-5 лет) и не пересматриваются
(Порядок установления долгосрочных параметров
регулирования):
Ежегодная корректировка
Каждый год НВВ корректируется в
соответствии c:
 фактическим ИПЦ
 изменениями цен на неподконтрольные
статьи расходов (корректировка на
неучтенные в тарифе экономически
обоснованные расходы)
 Индекс эффективности операционных расходов :
 Базовый уровень операционных расходов:
‐ подконтрольные расходы первого года
‐ темп ежегодного снижения уровня подконтрольных
расходов
 Нормативный уровень прибыли
 объёмом фактически реализованной
ИП (аналогично методу экономически
обоснованных расходов)
 Уровень надежности теплоснабжения,
соответствующий долгосрочным инвестиционным
 отклонением фактического отпуска от
программам
запланированного
 Показатели энергосбережения и энергетической
эффективности
 Динамика изменения расходов на топливо
46
Метод аналогов – применение во втором долгосрочном периоде
регулирования, не ранее 2015 года
НВВ = базовый уровень расходов × индекс снижения расходов
Долгосрочные параметры
регулирования
 Базовый уровень расходов:
.6
A
.4
Устанавливаются на весь долгосрочный
период регулирования (3-5 лет) и не
пересматриваются :
Графическая иллюстрация метода
сравнительного анализа
.2
 Индекс снижения расходов :
e( l_opex | X )
‐ все расходы первого года регулирования
0
‐ темп ежегодного снижения уровня
расходов
Индекс снижения расходов
-.4
-.2
E
-.4
-.2
0
e( lUE | X )
coef = .83807118, se = .19800979, t = 4.23
47
.2
O
.4
Долгосрочные параметры тарифного
регулирования: порядок установления
48
Долгосрочные параметры регулирования деятельности
организаций


Базовый уровень операционных расходов

учитываются расходы, связанные с поддержанием (повышением) установленного
уровня надежности и качества (кроме расходов, предусмотренных ИП)

индексация расходов предыдущего года не более чем на ИПЦ
Динамика изменения расходов, связанных с поставками
соответствующих товаров


Норматив чистого оборотного капитала


характеризуется значением индекса эффективности операционных расходов
или X-фактором (RAB, индексация – от 1 до 3%)
От 4% до 8% от НВВ, установленной на предыдущий год
Норма доходности инвестированного капитала

49
рассчитывается как средневзвешенная стоимость заемного и собственного капитала
(11% на новый капитал для ТСО)
Долгосрочные параметры регулирования деятельности
организаций (2)

Размер инвестированного капитала


Срок возврата инвестированного капитала


устанавливается равным 35 годам, если иной срок не предусмотрен концессионным
соглашением
Уровень надежности электроснабжения


устанавливается при переходе к регулированию методом RAB в соответствии с
Правилами определения стоимости активов и инвестированного капитала
параметры надежности и качества
Потери электрической энергии

50
Первый год - по нормативу Минэнерго или в отсутствии норматива по балансу ФСТ
России. Далее по программе энергоэфффектвности или в отсутствии ее -10%
Правила определения стоимости
активов и инвестированного капитала
51
Размер инвестированного капитала

Размер инвестированного капитала устанавливается с учетом:

независимой оценки активов

размера активов, определяемого на основании данных о фактически введенных в
эксплуатацию объектах электросетевого хозяйства и объектах производственного
назначения, в том числе машинах и механизмах

объекты незавершенного строительства не учитываются при определении размера
инвестированного капитала
52
База инвестированного капитала


База инвестированного капитала устанавливается ежегодно
Корректировки:
+ стоимость создания (реконструкции, модернизации) вновь введенных объектов
- величина возврата инвестированного капитала за прошлый год
-плата за подключение
-дисконт на недозагрузку


Стоимость объектов с 1 января 2013 г. определяется в соответствии с
нормативами инвестиционных затрат по типовым технологическим
решениям
В базе инвестированного капитала не учитываются:
1) стоимость объектов незавершенного строительства;
2)выплаты по кредитам (займам) и облигациям, комиссионные и иные платежи, произведенные в


связи с привлечением заемного капитала до перехода к установлению тарифов с применением
метода доходности инвестированного капитала;
3) средства, полученные безвозмездно из бюджетов бюджетной системы Российской Федерации;
4) стоимость объектов, финансирование которых осуществлено государственными корпорациям
53