Об утверждении Правил оптового рынка электрической энергии и мощности и о внесении изменений в некоторые акты Правительства Российской Федерации по вопросам организации функционирования оптового рынка электрической энергии и мощности — действующая редакция, полный текст

Текст очень длинный, поэтому разбит на части. Часть 9 из 10.

319. До утверждения в соответствии с пунктом 1 статьи 21 Федерального закона "Об электроэнергетике" Правительством Российской Федерации перечня генерирующих объектов на отдельных территориях, ранее относившихся к неценовым зонам, таким перечнем является перечень генерирующих объектов тепловых электростанций, подлежащих модернизации (реконструкции) или строительству в неценовых зонах оптового рынка электрической энергии и мощности, утвержденный распоряжением Правительства Российской Федерации от 28 декабря 2023 г. № 4013-р.

В целях определения цен на мощность в отношении генерирующих объектов тепловых электростанций, включенных в перечень генерирующих объектов на отдельных территориях, ранее относившихся к неценовым зонам, Правительство Российской Федерации на основании предложения Правительственной комиссии по вопросам развития электроэнергетики актуализирует в отношении таких генерирующих объектов перечень мероприятий и описание мероприятий, планируемых к реализации в рамках модернизации (реконструкции) или строительства генерирующего объекта, значение капитальных затрат на модернизацию (реконструкцию) или строительство генерирующего объекта (с детализацией по перечню мероприятий). При этом при наличии соответствующего предложения Правительственной комиссии по вопросам развития электроэнергетики в капитальных затратах могут быть учтены затраты на технологическое присоединение и (или) внеплощадочную инфраструктуру. Указанные затраты устанавливаются в ценах года, в котором принимается соответствующее решение Правительства Российской Федерации. Предложение Правительственной комиссии по вопросам развития электроэнергетики формируется на основании предложения федерального органа исполнительной власти, осуществляющего функции по выработке и реализации государственной политики и нормативно-правовому регулированию в сфере топливно-энергетического комплекса. Предложение федерального органа исполнительной власти, осуществляющего функции по выработке и реализации государственной политики и нормативно-правовому регулированию в сфере топливно-энергетического комплекса, должно содержать в отношении каждого такого генерирующего объекта перечень и описание мероприятий, планируемых к реализации в рамках модернизации (реконструкции) или строительства генерирующего объекта, значения капитальных затрат с отдельным указанием (при наличии) затрат на технологическое присоединение к электрическим и (или) газораспределительным сетям и капитальных затрат на объекты внеплощадочной инфраструктуры и результаты оценки ценовых последствий реализации проекта модернизации (реконструкции) или строительства генерирующего объекта для потребителей оптового рынка электрической энергии и мощности.

Предложение федерального органа исполнительной власти, осуществляющего функции по выработке и реализации государственной политики и нормативно-правовому регулированию в сфере топливно-энергетического комплекса, формируется на основе следующих документов:

копии положительных заключений государственной экспертизы проектной документации и заключений о достоверности определения сметной стоимости строительства (реконструкции) объектов капитального строительства, в том числе объектов внеплощадочной инфраструктуры и объектов капитального строительства, строительство (реконструкция) которых необходимо для осуществления технологического присоединения к электрическим и (или) газораспределительным сетям, с обоснованием необходимости осуществления капитальных затрат, представленные участником оптового рынка;

копии договоров об осуществлении технологического присоединения к электрическим и (или) к газораспределительным сетям (при наличии), представленные участником оптового рынка;

результаты технологического и ценового аудита инвестиционного проекта в отношении генерирующего объекта, включенного в перечень генерирующих объектов на отдельных территориях, ранее относившихся к неценовым зонам, на который разработана проектная документация. Технологический аудит представляет собой проведение экспертной организацией (аудитором) оценки обоснования выбора проектируемых технологических и конструктивных решений по модернизации (реконструкции) или строительству генерирующего объекта на отдельных территориях, ранее относившихся к неценовым зонам, на их соответствие современному уровню развития техники и технологий, современным строительным материалам и оборудованию, применяемым в строительстве, с учетом требований современных технологий производства, и их необходимость для надежного функционирования генерирующего объекта, оптимизации стоимости и сроков строительства, повышения конкурентоспособности производств. Результаты технологического аудита должны содержать перечень мероприятий, планируемых к реализации в рамках модернизации (реконструкции) или строительства генерирующего объекта, включающий в себя мероприятия, соответствующие мероприятиям, указанным в пункте 266 настоящих Правил, а также иные мероприятия с их описанием (при необходимости), представленные участником оптового рынка;

результаты оценки сопоставимости величины капитальных затрат на модернизацию (реконструкцию) или строительство генерирующего объекта на отдельных территориях, ранее относившихся к неценовым зонам, с величиной капитальных затрат при реализации проектов по модернизации генерирующих объектов тепловых электростанций в ценовых зонах в соответствии с разделом ХХ настоящих Правил и оценки ценовых последствий реализации проектов для потребителей оптового рынка электрической энергии и мощности, представленные советом рынка.

Ценовой аудит инвестиционного проекта по модернизации (реконструкции) или строительству генерирующего объекта на отдельных территориях, ранее относившихся к неценовым зонам, представляет собой проведение экспертной организацией (аудитором) оценки стоимости модернизации (реконструкции) или строительства генерирующего объекта с учетом результатов технологического аудита инвестиционного проекта по модернизации (реконструкции) или строительству генерирующего объекта. Результаты ценового аудита формируются в ценах года его проведения (при наличии положительного заключения государственной экспертизы о достоверности определения сметной стоимости строительства (реконструкции) объектов капитального строительства - в текущих ценах, используемых в указанном положительном заключении) и должны содержать значение капитальных затрат на реализацию инвестиционного проекта по модернизации (реконструкции) или строительству генерирующего объекта с его распределением по мероприятиям, планируемым к реализации в рамках модернизации (реконструкции) или строительства генерирующего объекта, указанным в результатах технологического аудита.

320. Оборудование, включенное в утвержденный Министерством промышленности и торговли Российской Федерации перечень оборудования, эксплуатируемого по итогам реализации проектов по модернизации (реконструкции) или строительству генерирующих объектов тепловых электростанций, включенных в перечень генерирующих объектов на отдельных территориях, ранее относившихся к неценовым зонам, в отношении которого необходимо формирование реестровой записи из реестра российской промышленной продукции, за исключением установки генераторной с газотурбинным двигателем (код ОКПД2 из 27.11.32), эксплуатируемой по итогам модернизации (реконструкции) или строительства генерирующего объекта, указанного в распоряжении Правительства Российской Федерации от 18 мая 2023 г. № 1288-р, должно соответствовать критериям подтверждения производства промышленной продукции на территории Российской Федерации, установленным постановлением Правительства Российской Федерации от 17 июля 2015 г. № 719 "О подтверждении производства промышленной продукции на территории Российской Федерации" (далее - требования к локализации на отдельных территориях, ранее относившихся к неценовым зонам), с учетом абзаца второго настоящего пункта. (В редакции Постановления Правительства Российской Федерации от 30.09.2025 № 1505)

Требования к промышленной продукции, предъявляемые в целях ее отнесения к российской промышленной продукции, в соответствии с пунктом 7.1 статьи 3 Федерального закона "О промышленной политике в Российской Федерации", в отношении установки генераторной с газотурбинным двигателем (код ОКПД2 из 27.11.32), эксплуатируемой по итогам модернизации (реконструкции) или строительства генерирующих объектов, указанных в распоряжении Правительства Российской Федерации от 17 августа 2019 г. № 1844-р, не применяются. Критерием подтверждения производства промышленной продукции на территории Российской Федерации в отношении установки генераторной с газотурбинным двигателем (код ОКПД2 из 27.11.32) является наличие сертификата о происхождении товара (продукции), по которому Российская Федерация является страной происхождения товара (продукции), выдаваемого уполномоченным органом (организацией) государства - участника Соглашения о Правилах определения страны происхождения товаров в Содружестве Независимых Государств от 20 ноября 2009 г.

Подтверждение выполнения требований к локализации на отдельных территориях, ранее относившихся к неценовым зонам, осуществляется в порядке, предусмотренном настоящими Правилами и договором о присоединении к торговой системе оптового рынка, на основании представленных участником оптового рынка документов, подтверждающих соответствующие факты.

Подтверждение выполнения требований к локализации на отдельных территориях, ранее относившихся к неценовым зонам, установленных на 28 декабря 2023 г., осуществляется в отношении каждого из мероприятий по модернизации (реконструкции) и строительству генерирующих объектов, установленных Правительством Российской Федерации в соответствии с пунктом 319 настоящих Правил, в соответствии с договором о присоединении к торговой системе оптового рынка на основании документа, выданного федеральным органом исполнительной власти, осуществляющим функции по выработке государственной политики и нормативно-правовому регулированию в сфере промышленного и оборонно-промышленного комплексов, или его подведомственной организацией в соответствии с утвержденным им порядком выдачи такого документа, содержащего результаты проверки включения сведений о промышленной продукции в реестр российской промышленной продукции для оборудования, в отношении которого необходимо включение сведений о промышленной продукции в реестр российской промышленной продукции.

Проверка наличия подтверждения выполнения установленных в соответствии с настоящими Правилами требований к локализации может быть возложена решением федерального органа исполнительной власти, осуществляющего функции по выработке государственной политики и нормативно-правовому регулированию в сфере промышленного и оборонно-промышленного комплексов, на подведомственную указанному органу организацию. Финансовое обеспечение выполнения указанных функций такой подведомственной организацией осуществляет федеральный орган исполнительный власти, осуществляющий функции и полномочия учредителя такой организации. В случае если подведомственная организация является федеральным государственным учреждением, финансовое обеспечение осуществляется в форме государственного задания.

До утверждения Министерством промышленности и торговли Российской Федерации перечня оборудования, эксплуатируемого по итогам реализации проектов по модернизации (реконструкции) или строительству генерирующих объектов тепловых электростанций, включенных в перечень генерирующих объектов тепловых электростанций, подлежащих модернизации (реконструкции) или строительству на отдельных территориях, ранее относившихся к неценовым зонам, в отношении которого необходимо формирование реестровой записи из реестра российской промышленной продукции, применяется перечень оборудования, эксплуатируемого по итогам реализации проектов по модернизации, реконструкции или строительству генерирующих объектов тепловых электростанций, включенных в перечень генерирующих объектов тепловых электростанций, подлежащих модернизации (реконструкции) или строительству в неценовых зонах оптового рынка электрической энергии и мощности, в отношении которого необходимо получить заключение о подтверждении производства промышленной продукции на территории Российской Федерации, утвержденный Министерством промышленности и торговли Российской Федерации.

До утверждения Министерством промышленности и торговли Российской Федерации порядка выдачи документа, содержащего результаты проверки включения сведений о промышленной продукции в реестр российской промышленной продукции для оборудования, в отношении которого необходимо включение сведений о промышленной продукции в реестр российской промышленной продукции, таким порядком является порядок выдачи документа, содержащего результаты проверки наличия заключений о подтверждении производства промышленной продукции на территории Российской Федерации для оборудования, в отношении которого необходимо получить заключение о подтверждении производства промышленной продукции на территории Российской Федерации, утвержденный Министерством промышленности и торговли Российской Федерации.

321. Подтверждение выполнения мероприятий по модернизации (реконструкции) и строительству генерирующих объектов, установленных Правительством Российской Федерации в соответствии с пунктом 319 настоящих Правил, осуществляется в отношении каждого такого мероприятия в порядке, определенном договором о присоединении к торговой системе оптового рынка, на основании документов, подтверждающих соответствие реализованных мероприятий мероприятиям, установленным указанным решением Правительства Российской Федерации.

Подтверждение выполнения мероприятия или заключение о невозможности подтверждения выполнения мероприятия выдается советом рынка в течение 3 календарных месяцев со дня представления участником оптового рынка всех предусмотренных договором о присоединении к торговой системе оптового рынка документов, необходимых для установления факта выполнения мероприятия.

322. В случае отсутствия до начала расчетного месяца начиная с 4-го месяца с даты начала поставки мощности генерирующего объекта после модернизации (реконструкции) или строительства подтверждения выполнения какого-либо мероприятия из числа установленных Правительством Российской Федерации в соответствии с пунктом 319 настоящих Правил или до начала расчетного месяца подтверждения выполнения требований к локализации на отдельных территориях, ранее относившихся к неценовым зонам, в отношении какого-либо оборудования, в отношении которого в соответствии с пунктом 320 настоящих Правил необходимо формирование реестровой записи из реестра российской промышленной продукции, при расчете цены на мощность генерирующего объекта, включенного в перечень генерирующих объектов на отдельных территориях, ранее относившихся к неценовым зонам, в отношении соответствующего расчетного месяца значение капитальных затрат на модернизацию (реконструкцию) или строительство генерирующего объекта принимается равным соответствующему значению, определенному в соответствии с пунктом 319 настоящих Правил, уменьшенному в порядке, установленном договором о присоединении к торговой системе оптового рынка, на стоимость реализации всех мероприятий, выполнение которых не подтверждено, и (или) мероприятий, в отношении которых не подтверждено требование к локализации на отдельных территориях, ранее относившихся к неценовым зонам, определенную в соответствии с решением Правительства Российской Федерации.

323. В отношении генерирующих объектов, включенных в перечень генерирующих объектов на отдельных территориях, ранее относившихся к неценовым зонам, в порядке, установленном договором о присоединении к торговой системе оптового рынка, заключаются договоры купли-продажи (поставки) мощности, указанные в подпункте 17 пункта 4 настоящих Правил, в которых устанавливаются обязательства сторон по поставке и оплате мощности.

Объем мощности, составляющий обязательства поставщика по поставке мощности по договорам, указанным в подпункте 17 пункта 4 настоящих Правил, устанавливается равным объему установленной мощности после реализации проекта модернизации (реконструкции) или строительства, указанному для соответствующего генерирующего объекта в перечне генерирующих объектов на отдельных территориях, ранее относившихся к неценовым зонам.

По договорам купли-продажи (поставки) мощности, указанным в подпункте 17 пункта 4 настоящих Правил, продажа мощности генерирующих объектов осуществляется в обеих ценовых зонах (до 30 сентября 2026 г. включительно, за исключением входящей в состав Дальневосточного федерального округа отдельной территории, ранее относившейся к неценовым зонам). До 30 сентября 2026 г. включительно продажа мощности генерирующих объектов, функционирующих на входящей в состав Дальневосточного федерального округа отдельной территории, ранее относившейся к неценовым зонам, осуществляется покупателям на указанной территории. (В редакции Постановления Правительства Российской Федерации от 30.09.2025 № 1505)

Период поставки мощности по договорам, указанным в подпункте 17 пункта 4 настоящих Правил, составляет 180 месяцев и начинается с даты начала поставки мощности, указанной в перечне генерирующих объектов на отдельных территориях, ранее относившихся к неценовым зонам.

Стоимость мощности, поставленной по договорам, указанным в подпункте 17 пункта 4 настоящих Правил, с использованием генерирующих объектов тепловых электростанций, включенных в перечень генерирующих объектов на отдельных территориях, ранее относившихся к неценовым зонам, рассчитывается организацией коммерческой инфраструктуры как произведение:

фактически поставленного объема мощности;

сезонного коэффициента;

коэффициента снижения стоимости мощности, применяемого при просрочке исполнения обязательства по поставке мощности генерирующим объектом, определяемого в соответствии с пунктом 325 настоящих Правил;

коэффициента снижения стоимости мощности, применяемого в случае, если предельный объем поставки мощности генерирующего объекта более нуля, но менее объема, равного 90 процентам объема установленной мощности, определяемого в соответствии с пунктом 326 настоящих Правил;

цены на мощность, определяемой в соответствии с приложением № 7.1 к настоящим Правилам (до 30 сентября 2026 г. включительно на входящей в состав Дальневосточного федерального округа отдельной территории, ранее относившейся к неценовым зонам, - суммы произведения значения удельных затрат на эксплуатацию и значения коэффициента, отражающего потребление электрической энергии и мощности на собственные и хозяйственные нужды электростанций, определяемых в соответствии с приложением № 7.1 к настоящим Правилам, и умноженной на определяемый в соответствии с пунктом 324 настоящих Правил коэффициент снижения для входящей в состав Дальневосточного федерального округа отдельной территории ценовых зон, ранее относившейся к неценовым зонам, разницы цены на мощность и произведения значения удельных затрат на эксплуатацию и значения коэффициента, отражающего потребление электрической энергии и мощности на собственные и хозяйственные нужды электростанций, определяемых в соответствии с приложением № 7.1 к настоящим Правилам). (В редакции Постановления Правительства Российской Федерации от 30.09.2025 № 1505)

324. Коэффициент снижения для входящей в состав Дальневосточного федерального округа отдельной территории, ранее относившейся к неценовым зонам для каждого месяца, в котором на указанной территории осуществляется поставка мощности генерирующих объектов тепловых электростанций, включенных в перечень генерирующих объектов на отдельных территориях, ранее относившихся к неценовым зонам (), определяется коммерческим оператором в порядке, установленном договором о присоединении к торговой системе оптового рынка, по формуле:

где:

- сумма объемов фактического пикового потребления покупателей на входящей в состав Дальневосточного федерального округа отдельной территории, ранее относившейся к неценовым зонам, в месяце (m), определенных в соответствии с пунктом 122 настоящих Правил, уменьшенных на объемы пикового потребления электрической энергии, обеспечиваемые покупкой мощности по регулируемым договорам (МВт). При этом из указанных объемов фактического пикового потребления исключаются объемы пикового потребления производителей электрической энергии в пределах максимальных объемов потребления электрической энергии на собственные и (или) хозяйственные нужды, определяемых в соответствии с договором о присоединении к торговой системе оптового рынка;

- сумма объемов фактического пикового потребления покупателей в ценовой зоне оптового рынка (z) в месяце (m), определенных в соответствии с пунктом 122 настоящих Правил, за исключением покупателей на входящей в состав Дальневосточного федерального округа отдельной территории, ранее относившейся к неценовым зонам, уменьшенных на объемы пикового потребления электрической энергии, обеспечиваемые покупкой мощности по регулируемым договорам (МВт). При этом из указанных объемов фактического пикового потребления исключаются объемы пикового потребления производителей электрической энергии в пределах максимальных объемов потребления электрической энергии на собственные и (или) хозяйственные нужды, определяемых в соответствии с договором о присоединении к торговой системе оптового рынка.

325. Дата начала поставки мощности генерирующего объекта тепловой электростанции, включенного в перечень генерирующих объектов на отдельных территориях, ранее относившихся к неценовым зонам, определяется Правительством Российской Федерации в этом перечне.

Если фактическая поставка мощности началась более чем через 12 месяцев с даты начала поставки мощности, определенной решением Правительства Российской Федерации, период с даты, следующей за датой окончания указанного 12-месячного срока, и до даты начала фактической поставки мощности считается просрочкой исполнения обязательства по поставке мощности.

Коэффициент снижения стоимости мощности, применяемый при просрочке исполнения обязательства по поставке мощности указанным в абзаце первом настоящего пункта генерирующим объектом (), определяется для месяца (m) по формуле:

где:

m - порядковый номер месяца поставки мощности генерирующего объекта (m = 1 для месяца, соответствующего дате начала поставки мощности, указанной в перечне генерирующих объектов на отдельных территориях, ранее относившихся к неценовым зонам);

- количество месяцев просрочки начала поставки мощности генерирующего объекта (g).

326. Коэффициент снижения стоимости мощности, применяемый в случае, если предельный объем поставки мощности указанного в абзаце первом пункта 325 настоящих Правил генерирующего объекта в соответствующем месяце более нуля, но менее объема, равного 90 процентам объема установленной мощности (), определяется для месяца (m) по формуле:

где:

УМ - объем установленной мощности соответствующего генерирующего объекта (МВт), указанный в перечне генерирующих объектов на отдельных территориях, ранее относившихся к неценовым зонам;

- предельный объем поставки мощности генерирующего объекта (g) в месяце (m) (МВт).

327. Коэффициенты снижения стоимости мощности, указанные в пунктах 325 и 326 настоящих Правил, не применяются в случае, если условия их применения стали следствием:

обстоятельств непреодолимой силы;

неисполнения или ненадлежащего исполнения сетевой организацией и (или) газораспределительной (газотранспортной) организацией ее обязанностей по выполнению мероприятий, связанных с присоединением генерирующего объекта к электрической сети, тепловой сети и (или) к газораспределительной (газотранспортной) сети (в случае если основным топливом для объекта является природный газ);

несвоевременного или ненадлежащего совершения коммерческим оператором действий (бездействия) при получении поставщиком в соответствии с договором о присоединении права на участие в торговле электрической энергией и мощностью на оптовом рынке в отношении соответствующего генерирующего объекта при условии, что поставщик со своей стороны надлежащим образом выполнил все установленные настоящими Правилами и договором о присоединении к торговой системе оптового рынка требования;

несвоевременного или ненадлежащего совершения системным оператором действий по аттестации генерирующего оборудования при условии, что поставщик со своей стороны надлежащим образом выполнил все установленные настоящими Правилами и договором о присоединении к торговой системе оптового рынка требования.

Подтверждение наступления указанных обстоятельств осуществляется в порядке, установленном договором о присоединении к торговой системе оптового рынка (за исключением наступления обстоятельств непреодолимой силы).

328. Участники оптового рынка (за исключением организации по управлению единой национальной (общероссийской) электрической сетью) покупают мощность, поставляемую на основании договоров, указанных в подпункте 17 пункта 4 настоящих Правил, в объемах, определенных в соответствии с абзацами вторым и третьим настоящего пункта.

По договорам, предусмотренным подпунктом 17 пункта 4 настоящих Правил, каждый участник оптового рынка (до 31 декабря 2028 г. включительно, за исключением покупателей на входящей в состав Дальневосточного федерального округа отдельной территории, ранее относившейся к неценовым зонам) покупает мощность в объеме, определяемом в соответствии с договором о присоединении к торговой системе оптового рынка, соответствующем части объема мощности каждого генерирующего объекта, поставляемой в соответствующем месяце по указанным договорам в ценовых зонах оптового рынка, пропорциональной разности объема фактического пикового потребления и объема пикового потребления, обеспечиваемого покупкой мощности по регулируемым договорам. При этом из указанных объемов фактического пикового потребления исключаются объемы пикового потребления производителей электрической энергии в пределах максимальных объемов потребления электрической энергии на собственные и (или) хозяйственные нужды, определяемых в соответствии с договором о присоединении к торговой системе оптового рынка.

До 31 декабря 2028 г. включительно каждый участник оптового рынка, группы точек поставки которого расположены на входящей в состав Дальневосточного федерального округа отдельной территории, ранее относившейся к неценовым зонам, покупает мощность по договорам, предусмотренным подпунктом 17 пункта 4 настоящих Правил, в объеме, определяемом в соответствии с договором о присоединении к торговой системе оптового рынка, соответствующем части объема мощности каждого генерирующего объекта, поставляемой в соответствующем месяце по указанным договорам на такой территории, пропорциональной разности объема фактического пикового потребления и объема пикового потребления, обеспечиваемого покупкой мощности по регулируемым договорам. При этом из указанных объемов фактического пикового потребления исключаются объемы пикового потребления производителей электрической энергии в пределах максимальных объемов потребления электрической энергии на собственные и (или) хозяйственные нужды, определяемых в соответствии с договором о присоединении к торговой системе оптового рынка.

Поставка мощности с использованием генерирующих объектов тепловых электростанций, частичная компенсация стоимости мощности которых осуществляется с применением надбавки к цене на мощность, указанной в абзаце тридцать первом пункта 116 настоящих Правил, участникам первой и второй ценовой зоны (за исключением покупателей на входящей в состав Дальневосточного федерального округа отдельной территории, ранее относившейся к неценовым зонам) по договорам, предусмотренным подпунктом 17 пункта 4 настоящих Правил, осуществляться не может. Участники первой и второй ценовой зоны (за исключением покупателей на входящей в состав Дальневосточного федерального округа отдельной территории, ранее относившейся к неценовым зонам) не могут осуществлять покупку мощности по договорам, предусмотренным подпунктом 17 пункта 4 настоящих Правил, в отношении генерирующих объектов тепловых электростанций, частичная компенсация стоимости мощности которых осуществляется указанными участниками оптового рынка с применением надбавки к цене на мощность, указанной в абзаце тридцать первом пункта 116 настоящих Правил.

329. До 31 декабря 2028 г. включительно поставка (покупка) электрической энергии и мощности по регулируемым договорам для обеспечения электрической энергией (мощностью) населения и (или) приравненных к нему категорий потребителей на входящей в состав Дальневосточного федерального округа отдельной территории, ранее относившейся к неценовым зонам, осуществляется участниками оптового рынка исключительно с использованием групп точек поставки, расположенных на соответствующей территории.

До 31 декабря 2028 г. включительно коэффициент резервирования мощности, используемый для расчета объемов поставки мощности по регулируемым ценам (тарифам) в целях поставки населению на входящей в состав Дальневосточного федерального округа отдельной территории, ранее относившейся к неценовым зонам, рассчитывается в соответствии с договором о присоединении к торговой системе оптового рынка как отношение суммарного объема мощности для поставки населению и (или) приравненным к нему категориям потребителей, определенного в прогнозном балансе на соответствующий период регулирования для поставщиков электрической энергии и мощности, к суммарному объему мощности для поставки населению и (или) приравненным к нему категориям потребителей, определенному в прогнозном балансе на соответствующий период регулирования для покупателей, на соответствующей территории.

330. Поставщики, владеющие на праве собственности или ином законном основании гидроэлектростанциями, расположенными на отдельных территориях, ранее относившихся к неценовым зонам, в целях обеспечения электрической энергией и мощностью потребителей, не относящихся к населению и (или) приравненным к нему категориям потребителей, осуществляют с использованием указанных гидроэлектростанций поставку электрической энергии и (или) мощности по регулируемым ценам (тарифам), установленным для поставщиков - участников оптового рынка, в объемах, определяемых в соответствии с настоящими Правилами, покупателям по договорам, указанным в подпункте 16 пункта 4 настоящих Правил.

Договоры, указанные в подпункте 16 пункта 4 настоящих Правил, заключаются субъектами оптового рынка - производителями электрической энергии и мощности, владеющими на праве собственности или ином законном основании генерирующими объектами гидроэлектростанций в порядке, установленном договором о присоединении к торговой системе оптового рынка.

Поставка (покупка) электрической энергии по договорам, указанным в подпункте 16 пункта 4 настоящих Правил, на соответствующей отдельной территории, ранее относившейся к неценовым зонам, осуществляется участниками оптового рынка с использованием групп точек поставки, расположенных на этой территории, а также с использованием групп точек поставки, объемы потребления электрической энергии в которых обеспечиваются в том числе перетоками электрической энергии с указанной территории на территорию остальной части второй ценовой зоны оптового рынка.

Поставка (покупка) мощности по договорам, указанным в подпункте 16 пункта 4 настоящих Правил, на соответствующей отдельной территории, ранее относившейся к неценовым зонам, осуществляется участниками оптового рынка исключительно с использованием групп точек поставки, расположенных на указанной территории.

331. По договорам, указанным в подпункте 16 пункта 4 настоящих Правил, в соответствии с договором о присоединении к торговой системе оптового рынка:

покупатель приобретает электрическую энергию в отношении каждого часа в объеме, определяемом путем распределения объема электрической энергии, поставленной на соответствующей отдельной территории, ранее относившейся к неценовым зонам, по таким договорам, между покупателями, функционирующими на этой территории, и покупателями, объемы потребления электрической энергии которых обеспечиваются в том числе перетоками электрической энергии с указанной территории на территорию остальной части второй ценовой зоны оптового рынка, пропорционально объемам электрической энергии, включенным в плановое почасовое потребление электрической энергии таких покупателей (плановый объем потребления таких покупателей, который в соответствующий час обеспечен перетоками электрической энергии с указанной территории на территорию остальной части второй ценовой зоны оптового рынка) сверх объема покупки электрической энергии по регулируемым договорам;

поставщик продает электрическую энергию в отношении каждого часа в объеме, определяемом как произведение объема производства электрической энергии, включенного в плановое почасовое производство электрической энергии такого поставщика сверх объема поставки электрической энергии по регулируемым договорам, и разности единицы и коэффициента либерализации;

покупатель приобретает мощность в отношении каждого месяца в объеме, определяемом путем распределения объема мощности, поставленной на соответствующей отдельной территории, ранее относившейся к неценовым зонам, по таким договорам, между покупателями, функционирующими на этой территории, пропорционально объемам фактического пикового потребления электрической энергии таких покупателей, уменьшенным на объемы пикового потребления электрической энергии покупателей, обеспечиваемых покупкой мощности по регулируемым договорам. При этом из указанных объемов фактического пикового потребления электрической энергии исключаются объемы пикового потребления производителей электрической энергии в пределах максимальных объемов потребления электрической энергии на собственные и (или) хозяйственные нужды, определяемых в соответствии с договором о присоединении к торговой системе оптового рынка;

поставщик продает мощность в отношении каждого месяца в объеме, определяемом как произведение разности объема мощности фактически поставленного на оптовый рынок, определенного в соответствии с положениями раздела IV настоящих Правил, и объема мощности, поставленного по регулируемым договорам, и разности единицы и коэффициента либерализации, уменьшенное на объем мощности, произведенный указанным поставщиком и приходящийся на обеспечение потребления мощности в его группах точек поставки.

Объем мощности, произведенный участником оптового рынка и приходящийся на покрытие потребления мощности в его группах точек поставки, определяется организацией коммерческой инфраструктуры в результате установленной договором о присоединении к торговой системе оптового рынка процедуры определения объемов мощности, поставленной каждым поставщиком каждому покупателю. Указанный объем определяется организацией коммерческой инфраструктуры для каждого участника оптового рынка ежемесячно и может быть равен величине от нуля до объема его полного фактического потребления мощности.

Стоимость электрической энергии, продаваемой по договорам, указанным в подпункте 16 пункта 4 настоящих Правил, определяется в порядке, установленном договором о присоединении к торговой системе оптового рынка, организацией коммерческой инфраструктуры исходя из регулируемых цен (тарифов), установленных для поставщиков - участников оптового рынка.

Стоимость мощности, продаваемой по договорам, указанным в подпункте 16 пункта 4 настоящих Правил, определяется в порядке, установленном договором о присоединении к торговой системе оптового рынка, организацией коммерческой инфраструктуры исходя из умноженных на сезонный коэффициент регулируемых цен (тарифов), установленных для поставщиков - участников оптового рынка.

332. Коэффициент либерализации, используемый в соответствии с настоящим разделом для определения объемов поставки электрической энергии и мощности по договорам, указанным в подпунктах 16 пункта 4 настоящих Правил, устанавливается равным 0,025 на 2025 год. На 2026 год и последующие годы указанный коэффициент либерализации устанавливается решением Правительства Российской Федерации не позднее 1 декабря предшествующего года. В случае отсутствия принятого в соответствии с настоящим пунктом решения Правительства Российской Федерации коэффициент либерализации принимается равным последнему коэффициенту либерализации, установленному Правительством Российской Федерации.

333. До 31 декабря 2027 г. включительно (на входящей в состав Дальневосточного федерального округа отдельной территории, ранее относившейся к неценовым зонам, - до 31 декабря 2028 г. включительно) участник оптового рынка, функционирующий на отдельных территориях, ранее относившихся к неценовым зонам оптового рынка, направивший системному оператору в соответствии с пунктом 100 настоящих Правил ценовую заявку на продажу мощности, продает мощность по договорам, указанным в подпункте 18 пункта 4 настоящих Правил, в объеме, равном разности объема мощности, фактически поставленного на оптовый рынок, определенного в соответствии с положениями раздела IV настоящих Правил, и объемов мощности, поставленных по регулируемым договорам и договорам, указанным в подпункте 16 пункта 4 настоящих Правил, уменьшенного на объем мощности, произведенный этим участником и приходящийся на обеспечение потребления мощности в его группах точек поставки.

Стоимость мощности, продаваемой по договорам, указанным в подпункте 18 пункта 4 настоящих Правил, определяется в порядке, установленном договором о присоединении к торговой системе оптового рынка, организацией коммерческой инфраструктуры исходя из умноженной на сезонный коэффициент цены, определенной по результатам конкурентного отбора мощности для соответствующей ценовой зоны, к которой относится отдельная территория, ранее относившаяся к неценовым зонам, проиндексированной в соответствии с Правилами индексации цены на мощность, утвержденными постановлением Правительства Российской Федерации от 13 апреля 2010 г. № 238 "Об определении ценовых параметров торговли мощностью на оптовом рынке электрической энергии и мощности", с учетом определяемого Правительством Российской Федерации на основании предложений Правительственной комиссии по вопросам развития электроэнергетики в отношении поставщика оптового рынка для соответствующего календарного года размера средств, отражающего отличие фактически понесенных поставщиком затрат на производство электрической энергии и мощности от плановых значений, учтенных при установлении тарифов на продажу электрической энергии и мощности на предшествующие периоды регулирования.

До 31 декабря 2027 г. включительно (на входящей в состав Дальневосточного федерального округа отдельной территории, ранее относившейся к неценовым зонам, - до 31 декабря 2028 г. включительно) в случае, если фактически поставленный на оптовый рынок объем мощности генерирующего оборудования, функционирующего на отдельных территориях, ранее относившихся к неценовым зонам оптового рынка, меньше объема мощности, составляющего обязательства поставщика по поставке мощности на оптовый рынок по регулируемым договорам, поставщик приобретает недостающий объем мощности, соответствующий разнице между указанными объемами, по договорам, указанным в подпункте 18 пункта 4 настоящих Правил, по максимальной из цены продажи мощности указанным поставщиком по регулируемому договору и умноженной на сезонный коэффициент цены, определенной по результатам конкурентного отбора мощности для соответствующей ценовой зоны, к которой относится отдельная территория, ранее относившаяся к неценовым зонам, проиндексированной в соответствии с Правилами индексации цены на мощность, утвержденными постановлением Правительства Российской Федерации от 13 апреля 2010 г. № 238 "Об определении ценовых параметров торговли мощностью на оптовом рынке электрической энергии и мощности".

334. Поставка (покупка) мощности по договорам, указанным в подпункте 18 пункта 4 настоящих Правил, на входящей в состав Дальневосточного федерального округа отдельной территории, ранее относившейся к неценовым зонам, осуществляется исключительно субъектами оптового рынка, функционирующими в границах указанной территории.

Объем мощности, приобретаемой по договорам, указанным в подпункте 18 пункта 4 настоящих Правил, каждым покупателем на входящей в состав Дальневосточного федерального округа отдельной территории, ранее относившейся к неценовым зонам, определяется путем распределения объема мощности, поставленной на указанной территории по таким договорам, между покупателями, функционирующими на этой территории, пропорционально объемам фактического пикового потребления электрической энергии таких покупателей, уменьшенным на объем пикового потребления электрической энергии покупателя, обеспечиваемый покупкой мощности по регулируемым договорам. При этом из указанных объемов фактического пикового потребления электрической энергии исключаются объемы пикового потребления электрической энергии производителями электрической энергии в пределах максимальных объемов потребления электрической энергии на собственные и (или) хозяйственные нужды, определяемых в соответствии с договором о присоединении к торговой системе оптового рынка.

Объем мощности, приобретаемой по договорам, указанным в подпункте 18 пункта 4 настоящих Правил, каждым покупателем первой ценовой зоны определяется путем распределения объема мощности, поставленной по таким договорам генерирующими объектами, расположенными на территориях Республики Коми и Архангельской области, ранее относившихся к неценовым зонам оптового рынка, между покупателями первой ценовой зоны пропорционально объемам фактического пикового потребления электрической энергии таких покупателей, уменьшенным на объем пикового потребления электрической энергии покупателя, обеспечиваемый покупкой мощности по регулируемым договорам. При этом из указанных объемов фактического пикового потребления электрической энергии исключаются объемы пикового потребления электрической энергии производителями электрической энергии в пределах максимальных объемов потребления электрической энергии на собственные и (или) хозяйственные нужды, определяемых в соответствии с договором о присоединении к торговой системе оптового рынка.

При формировании стоимости продажи (покупки) мощности по договорам, указанным в подпункте 18 пункта 4 настоящих Правил, сумма превышения обязательств покупателей в ценовой зоне (для покупателей на входящей в состав Дальневосточного федерального округа отдельной территории, ранее относившейся к неценовым зонам, - на такой территории) над требованиями поставщиков в ценовой зоне (для поставщиков на входящей в состав Дальневосточного федерального округа отдельной территории, ранее относившейся к неценовым зонам, - на такой территории) или сумма превышения требований таких поставщиков над обязательствами указанных покупателей учитываются при определении итоговой стоимости мощности путем уменьшения или увеличения обязательств покупателей и требований поставщиков по договорам, указанным в подпункте 18 пункта 4 настоящих Правил, в соответствующем месяце на указанной территории, в порядке, установленном договором о присоединении к торговой системе оптового рынка. Указанные обязательства покупателей и требования поставщиков рассчитываются исходя из цен на мощность, определенных в соответствии с настоящими Правилами.

335. До 31 декабря 2028 г. включительно мощность, производимая с использованием генерирующего объекта, функционирующего на входящей в состав Дальневосточного федерального округа отдельной территории, ранее относившейся к неценовым зонам, и отнесенного в соответствии с установленным настоящими Правилами порядком к генерирующим объектам, мощность которых поставляется в вынужденном режиме, продается по договорам, указанным в подпункте 11 пункта 4 настоящих Правил, покупателям, группы точек поставки которых расположены на входящей в состав Дальневосточного федерального округа отдельной территории, ранее относившейся к неценовым зонам. При этом каждый покупатель на входящей в состав Дальневосточного федерального округа отдельной территории, ранее относившейся к неценовым зонам, покупает мощность в объеме, определяемом в соответствии с договором о присоединении к торговой системе оптового рынка, равном части мощности, производимой с использованием такого генерирующего объекта и продаваемой на входящей в состав Дальневосточного федерального округа отдельной территории, ранее относившейся к неценовым зонам, пропорциональной разности объема фактического пикового потребления покупателя и объема пикового потребления, обеспечиваемого покупкой мощности по регулируемым договорам. При этом из указанных объемов фактического пикового потребления исключаются объемы пикового потребления производителей электрической энергии в пределах максимальных объемов потребления электрической энергии на собственные и (или) хозяйственные нужды.

336. В отношении групп точек поставки, в отношении которых поставка электрической энергии осуществляется с использованием объема перетока электрической энергии между входящей в состав Дальневосточного федерального округа отдельной территорией, ранее относившейся к неценовым зонам, и остальной частью второй ценовой зоны оптового рынка. Договором о присоединении к торговой системе оптового рынка могут быть установлены особенности применения положений разделов VII и IX настоящих Правил.

337. Подтверждение о нераспространении требования Федерального закона "Об электроэнергетике" о реализации производимой электрической энергии и мощности только на оптовом рынке выдается лицу в отношении указанной в абзаце первом пункта 31 настоящих Правил электростанции в целом на период до 31 мая 2025 г. включительно, если одновременно соблюдаются следующие условия:

электрическая энергия вырабатывается на указанной электростанции с одновременным использованием черного щелока и кородревесных отходов, являющихся побочными продуктами основного промышленного производства такого субъекта и составляющих не менее 25 процентов общего объема всех используемых видов топлива;

указанная электростанция расположена на территории, ранее относившейся к неценовым зонам оптового рынка;

среднемесячный объем потребления электрической энергии за то количество месяцев (из предшествующих 12 месяцев), в которых объем потребления электрической энергии не был равен нулю, используемой для удовлетворения собственных производственных нужд объектов основного промышленного производства лица, владеющего на праве собственности или ином законном основании указанной электростанцией и такими объектами, имеющими с этой электростанцией электрические связи через принадлежащие на праве собственности или ином законном основании такому лицу объекты электросетевого хозяйства, с использованием которых осуществляется передача произведенной указанной электростанцией электрической энергии для обеспечения потребления объектов основного промышленного производства лица, составляет 50 процентов и более среднемесячного объема производства электрической энергии указанной электростанции за то количество месяцев (из предшествующих 12 месяцев), в которых объем производства электрической энергии не был равен нулю;

указанная электростанция связана с объектами основного промышленного производства технологическим процессом таким образом, что работа основного промышленного производства в долгосрочном периоде невозможна или ограничена в условиях прекращения функционирования указанной электростанции.

338. Подтверждение о нераспространении требования Федерального закона "Об электроэнергетике" о реализации производимой электрической энергии и мощности только на оптовом рынке выдается лицу в отношении указанной в абзаце первом пункта 31 настоящих Правил электростанции в целом сроком до 31 декабря 2027 г. включительно, если одновременно соблюдаются следующие условия:

указанная электростанция расположена на территории, ранее относившейся к неценовым зонам оптового рынка;

такое лицо имеет зарегистрированную условную группу точек поставки и обязательства в отношении указанной условной группы точек поставки по результатам конкурентного отбора мощности на 2028 год по поставке мощности в объеме не менее 30 процентов установленной мощности электростанции, в отношении которой запрашивается подтверждение о нераспространении требования Федерального закона "Об электроэнергетике" о реализации производимой электрической энергии и мощности только на оптовом рынке;

в отношении указанной электростанции представлен в совет рынка план-график разделения электростанции на 2 независимые электростанции, утвержденный уполномоченным лицом собственника, при этом одна из выделенных электростанций будет соответствовать условиям пункта 32 настоящих Правил, а другая электростанция будет иметь установленную мощность не менее 30 процентов установленной мощности электростанции, в отношении которой запрашивается подтверждение о нераспространении требования Федерального закона "Об электроэнергетике" о реализации производимой электрической энергии и мощности только на оптовом рынке.

_______________

ПРИЛОЖЕНИЕ № 1 к Правилам оптового рынка электрической энергии и мощности

ПЕРЕЧЕНЬ территорий, которые объединены в ценовые зоны оптового рынка электрической энергии и мощности

(В редакции постановлений Правительства Российской Федерации от 29.12.2011 № 1178, от 27.08.2013 № 743, от 23.01.2015 № 47, от 23.12.2016 № 1446, от 23.12.2024 № 1868)

I. Первая ценовая зона (зона Европы и Урала)

Республика Адыгея, Республика Башкортостан, Республика Дагестан, Республика Ингушетия, Кабардино-Балкарская Республика, Республика Калмыкия, Карачаево-Черкесская Республика, Республика Марий Эл, Республика Мордовия, Республика Северная Осетия - Алания, Республика Татарстан, Удмуртская Республика, Чеченская Республика, Чувашская Республика, Республика Крым (В редакции постановлений Правительства Российской Федерации от 27.08.2013 № 743, от 23.12.2016 № 1446)

Краснодарский край, Пермский край (В редакции Постановления Правительства Российской Федерации от 29.12.2011 № 1178)

Астраханская область, Белгородская область, Брянская область, Владимирская область, Волгоградская область, Вологодская область, Воронежская область, Ивановская область, Калужская область, Кировская область, Костромская область, Курганская область, Курская область, Ленинградская область, Липецкая область, Московская область, Нижегородская область, Новгородская область, Оренбургская область, Орловская область, Пензенская область, Псковская область, Ростовская область, Рязанская область, Самарская область, Саратовская область, Свердловская область, Смоленская область, Тамбовская область, Тверская область, Томская область, за исключением территорий, технологически не связанных с Единой энергетической системой России и технологически изолированными территориальными электроэнергетическими системами, и часть территории Омской области, для которых электрическая энергия поставляется с территории объединенной энергетической системы Урала, Тульская область, Ульяновская область, Челябинская область, Ярославская область (В редакции постановлений Правительства Российской Федерации от 29.12.2011 № 1178, от 27.08.2013 № 743, от 23.01.2015 № 47)

город Москва, город Санкт-Петербург, город Севастополь (В редакции Постановления Правительства Российской Федерации от 23.12.2016 № 1446)

территории Ненецкого автономного округа, Ханты-Мансийского автономного округа - Югры, Ямало-Ненецкого автономного округа, Ставропольского края, Республики Коми, Архангельской области, Республика Карелия, Мурманская область, Тюменская область, за исключением территорий, технологически не связанных с Единой энергетической системой России и технологически изолированными территориальными электроэнергетическими системами (В редакции постановлений Правительства Российской Федерации от 29.12.2011 № 1178, от 27.08.2013 № 743, от 23.01.2015 № 47, от 23.12.2024 № 1868)

II. Вторая ценовая зона (зона Сибири и Востока)

(Наименование в редакции Постановления Правительства Российской Федерации от 23.12.2024 № 1868)

Республика Тыва, Республика Хакасия (В редакции Постановления Правительства Российской Федерации от 29.12.2011 № 1178)

Алтайский край (В редакции Постановления Правительства Российской Федерации от 29.12.2011 № 1178)

Кемеровская область, Новосибирская область, Омская область и Томская область (за исключением территорий, технологически не связанных с Единой энергетической системой России и технологически изолированными территориальными электроэнергетическими системами), за исключением территорий, входящих в первую ценовую зону (В редакции постановлений Правительства Российской Федерации от 29.12.2011 № 1178, от 23.01.2015 № 47)

территории Республики Алтай, Красноярского края, Иркутской области, Республики Бурятия, Забайкальского края, Республики Саха (Якутия), Приморского края, Хабаровского края, Амурской области, Еврейской автономной области, за исключением территорий, технологически не связанных с Единой энергетической системой России и технологически изолированными территориальными электроэнергетическими системами (В редакции постановлений Правительства Российской Федерации от 29.12.2011 № 1178, от 23.01.2015 № 47, от 23.12.2024 № 1868)

____________

ПРИЛОЖЕНИЕ № 2 к Правилам оптового рынка электрической энергии мощности

ПЕРЕЧЕНЬ территорий, которые объединены в неценовые зоны оптового рынка электрической энергии и мощности

(В редакции постановлений Правительства Российской Федерации от 28.07.2017 № 895, от 08.12.2018 № 1496, от 28.12.2020 № 2319, от 23.12.2024 № 1868)

I. Территория Калининградской области

II. (Пункт утратил силу - Постановление Правительства Российской Федерации от 23.12.2024 № 1868)

III. (Пункт утратил силу - Постановление Правительства Российской Федерации от 23.12.2024 № 1868)

IV. (Пункт утратил силу - Постановление Правительства Российской Федерации от 23.12.2024 № 1868)

____________

ПРИЛОЖЕНИЕ № 3 к Правилам оптового рынка электрической энергии мощности

ПЕРЕЧЕНЬ территорий ценовых зон оптового рынка, для которых устанавливаются особенности функционирования оптового и розничных рынков

(В редакции постановлений Правительства Российской Федерации от 17.07.2017 № 842, от 19.01.2018 № 29, от 29.10.2022 № 1930, от 03.05.2024 № 562)

1. Республика Бурятия (В редакции Постановления Правительства Российской Федерации от 17.07.2017 № 842)

2. Республика Дагестан

3. Республика Ингушетия

4. Кабардино-Балкарская Республика

5. Карачаево-Черкесская Республика

6. Республика Северная Осетия - Алания

7. Республика Тыва* (В редакции Постановления Правительства Российской Федерации от 03.05.2024 № 562)

8. Чеченская Республика

9. Республика Карелия (Дополнение абзацем - Постановление Правительства Российской Федерации от 19.01.2018 № 29) (В редакции Постановления Правительства Российской Федерации от 29.10.2022 № 1930)

____________

* В случае отсутствия соглашения между высшими должностными лицами Иркутской области и Республики Тыва, заключенного в целях обеспечения равенства регулируемых цен (тарифов) на услуги по передаче электрической энергии. (Дополнение сноской - Постановление Правительства Российской Федерации от 03.05.2024 № 562)

________________

ПРИЛОЖЕНИЕ № 4 к Правилам оптового рынка электрической энергии и мощности

ПЕРЕЧЕНЬ территорий ценовых зон оптового рынка, ранее относившихся к технологически изолированным территориальным электроэнергетическим системам, для которых устанавливаются особенности функционирования оптового и розничных рынков

(В редакции постановлений Правительства Российской Федерации от 23.12.2016 № 1446, от 05.11.2020 № 1781)

1. Республика Крым - на период до 31 декабря 2023 г. (В редакции Постановления Правительства Российской Федерации от 05.11.2020 № 1781)

2. Город Севастополь - на период до 31 декабря 2023 г. (В редакции Постановления Правительства Российской Федерации от 05.11.2020 № 1781)

(Дополнение приложением - Постановление Правительства Российской Федерации от 23.12.2016 № 1446)

____________

ПРИЛОЖЕНИЕ № 41 к Правилам оптового рынка электрической энергии и мощности

ПЕРЕЧЕНЬ отдельных территорий ценовых зон оптового рынка, ранее относившихся к неценовым зонам оптового рынка, для которых Правительством Российской Федерации устанавливаются особенности функционирования оптового и розничных рынков

(В редакции Постановления Правительства Российской Федерации от 23.12.2024 № 1868)

1. Территория Республики Коми, за исключением территорий, технологически не связанных с Единой энергетической системой России и технологически изолированными территориальными электроэнергетическими системами

2. Территория Архангельской области, за исключением территорий, технологически не связанных с Единой энергетической системой России и технологически изолированными территориальными электроэнергетическими системами

3. Территория Дальнего Востока, в которую объединены Республика Саха (Якутия), Приморский край, Хабаровский край, Амурская область, Еврейская автономная область, за исключением территорий, технологически не связанных с Единой энергетической системой России и технологически изолированными территориальными электроэнергетическими системами

(Дополнение приложением - Постановление Правительства Российской Федерации от 23.12.2024 № 1868)

____________

ПРИЛОЖЕНИЕ № 5 к Правилам оптового рынка электрической энергии и мощности

ПОРЯДОК определения цены на мощность, определения и применения величины штрафа за неисполнение обязательств по итогам долгосрочного конкурентного отбора мощности генерирующих объектов, подлежащих строительству, проводимого в соответствии с решением Правительства Российской Федерации

(В редакции постановлений Правительства Российской Федерации от 01.09.2021 № 1463, от 01.11.2024 № 1472)

1. В соответствии с настоящим Порядком определяются цена на мощность по итогам долгосрочных конкурентных отборов мощности генерирующих объектов, подлежащих строительству, проводимых в соответствии с решениями Правительства Российской Федерации начиная с 2021 года (далее соответственно - отбор мощности новых генерирующих объектов, цена на мощность), а также порядок определения и применения величины штрафа за неисполнение обязательств по поставке мощности по итогам такого отбора.

2. Цена мощности, продаваемой по итогам отбора мощности новых генерирующих объектов (), рассчитывается коммерческим оператором для генерирующего объекта, в отношении которого подавалась ценовая заявка на такой отбор, по итогам каждого месяца m периода поставки мощности по договору купли-продажи (поставки) мощности, заключенному по итогам такого отбора мощности, но не ранее месяца, в котором определенный системным оператором предельный объем поставки мощности генерирующего объекта был больше нуля, по формуле, рублей/МВт:

где:

ОРЕХ - значение удельных затрат на эксплуатацию генерирующего объекта, указанное в ценовой заявке, поданной на отбор мощности новых генерирующих объектов, проиндексированное за период с 1 января года начала поставки мощности нового генерирующего объекта по итогам отбора до 1 января текущего года в соответствии с изменением индекса потребительских цен, определяемого и публикуемого федеральным органом исполнительной власти, осуществляющим функции по формированию официальной статистической информации, рублей/МВт в месяц;

m - порядковый номер месяца поставки мощности новых генерирующих объектов;

- величина плановой компенсации капитальных затрат для месяца m, определяемая в соответствии с настоящим пунктом, рублей/МВт;

- средневзвешенное значение из цен на электрическую энергию, определенных по результатам конкурентного отбора ценовых заявок на сутки вперед, в каждый час предшествующего месяца в группе точек поставки, к которой относится генерирующий объект, в отношении которого подавалась ценовая заявка на отбор мощности новых генерирующих объектов, по объемам электрической энергии, продаваемой по результатам конкурентного отбора ценовых заявок на сутки вперед в соответствующие часы, рублей/МВт·ч;

- значение переменных (топливных) затрат на выработку электрической энергии, указанное поставщиком мощности в ценовой заявке в соответствии с пунктом 112.1 Правил оптового рынка электрической энергии и мощности, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 27 декабря 2010 г. № 1172 "Об утверждении Правил оптового рынка электрической энергии и мощности и о внесении изменений в некоторые акты Правительства Российской Федерации по вопросам организации функционирования оптового рынка электрической энергии и мощности" (далее - Правила), проиндексированное за период с 1 января года начала поставки мощности нового генерирующего объекта по итогам отбора до 1 января текущего года в соответствии с параметрами, указанными поставщиком мощности в ценовой заявке в соответствии с пунктом 112.1 Правил, рублей/МВт·ч;

- объем электрической энергии, равный минимальному из объема фактического производства электрической энергии в месяце m и объема мощности, который требовалось отобрать по итогам отбора мощности новых генерирующих объектов, умноженного на количество часов в месяце m, МВт·ч;

- объем электрической энергии, составляющий обязательства по поставке по регулируемым договорам на оптовый рынок в месяце m, МВт·ч;

- объем мощности, фактически поставленный на оптовый рынок в месяце m, МВт;

- объем мощности, составляющий обязательства по поставке по регулируемым договорам на оптовый рынок в месяце m, МВт.

Величина плановой компенсации капитальных затрат для месяца m () рассчитывается по формуле:

где:

- норма доходности инвестированного капитала (выражаемая в процентах годовых) в отношении месяца m, равная норме доходности инвестированного капитала, определяемой в соответствии с настоящим пунктом в отношении календарного года, предшествующего году, к которому относится месяц m;

N - срок возврата капитальных затрат, равный 240 месяцам, уменьшенный на указанный в ценовой заявке, поданной на отбор, период использования временно замещающих генерирующих объектов.

Не возмещенная по состоянию на начало первого (m = 1) месяца периода поставки мощности нового генерирующего объекта часть капитальных затрат принимается равной указанному в ценовой заявке, поданной на отбор, значению капитальных затрат;

- не возмещенная по состоянию на начало месяца m часть капитальных затрат, рублей/МВт;

Не возмещенная по состоянию на начало месяца m периода поставки мощности, наступающего позднее 1-го месяца (m > 1) периода поставки мощности нового генерирующего объекта, часть капитальных затрат рассчитывается по формуле:

где - не возмещенная по состоянию на начало месяца, предшествующего месяцу m, часть капитальных затрат, рублей/МВт.

В случае изменения ставок налога на прибыль и (или) налога на имущество организаций в соответствии с законодательством о налогах и сборах в течение срока действия договора купли-продажи (поставки) мощности, заключенного по итогам отбора мощности новых генерирующих объектов, учтенных в величине удельных затрат, связанных с уплатой налога на прибыль организаций и (или) уплатой налога на имущество организаций, указанной в ценовой заявке, поданной на такой отбор, невозмещенная часть капитальных затрат определяется в соответствии с договором о присоединении к торговой системе оптового рынка исходя из соответствующего изменения удельных затрат, связанных с уплатой налога на прибыль организаций и (или) уплатой налога на имущество организаций. В случае применения поставщиком мощности в течение срока действия договора купли-продажи (поставки) мощности, заключенного по итогам отбора мощности новых генерирующих объектов, пониженных ставок налога на прибыль и (или) налога на имущество организаций в отношении нового генерирующего объекта невозмещенная часть капитальных затрат также определяется в соответствии с договором о присоединении к торговой системе оптового рынка исходя из соответствующего изменения удельных затрат, связанных с уплатой налога на прибыль организаций и (или) уплатой налога на имущество организаций. (Дополнение абзацем - Постановление Правительства Российской Федерации от 01.11.2024 № 1472)

Норма доходности инвестированного капитала (выражаемая в процентах годовых) в отношении календарного года i (НДi) определяется по формуле:

где:

- базовый уровень нормы доходности инвестированного капитала в размере, установленном решением Правительства Российской Федерации о проведении отбора новых генерирующих объектов;

ДГОi - средняя доходность долгосрочных государственных обязательств, определяемая по результатам года i коммерческим оператором оптового рынка в порядке, установленном федеральным органом исполнительной власти, осуществляющим функции по выработке государственной политики и нормативно-правовому регулированию в сфере анализа и социально-экономического развития, с учетом особенностей, предусмотренных договором о присоединении к торговой системе оптового рынка;

- базовый уровень доходности долгосрочных государственных обязательств, равный 8,5 процента годовых.

3. В случае если участником отбора мощности новых генерирующих объектов в ценовой заявке указано использование временно замещающих генерирующих объектов, то цена мощности временно замещающих генерирующих объектов, продаваемой по итогам отбора мощности новых генерирующих объектов, для каждого месяца периода их использования, определенного по результатам такого отбора, определяется равной цене мощности временно замещающих генерирующих объектов, указанной в ценовой заявке.

4. Если в случае задержки ввода генерирующего объекта, отобранного по итогам отбора новых генерирующих объектов, поставщик мощности принимает обязательства по поставке мощности временно замещающих генерирующих объектов, то цена мощности, поставляемой с использованием таких объектов (), рассчитывается по формуле, рублей/МВт:

х ,

где величины , и определяются в соответствии с пунктом 2 настоящего Порядка (при этом если объем электрической энергии, продаваемой по итогам конкурентного отбора на рынке на сутки вперед, в месяце m равен нулю, то величина определяется как среднее арифметическое из значений цены на электрическую энергию, определенных в отношении каждого часа месяца m по результатам конкурентного отбора ценовых заявок на сутки вперед в группе точек поставки, к которой относится генерирующий объект);

- значение переменных (топливных) затрат на выработку электрической энергии, указанное поставщиком мощности в заявке в соответствии с пунктом 112.1 Правил, проиндексированное за период с 1 января года начала поставки мощности нового генерирующего объекта по итогам отбора до 1 января текущего года в порядке, указанном поставщиком мощности в заявке в соответствии с пунктом 112.1 Правил, рублей/МВт·ч;

КИУМ - значение коэффициента использования установленной мощности, опубликованное в составе информации о результатах отбора мощности новых генерирующих объектов для генерирующего объекта, вследствие задержки ввода в эксплуатацию которого возникла необходимость использования временно замещающих генерирующих объектов.

5. Если иное не предусмотрено пунктами 6 и 7 настоящего Порядка, в случае если предельный объем поставки мощности генерирующего объекта меньше объема мощности, составляющего обязательства по поставке мощности по итогам отбора мощности новых генерирующих объектов, поставщик мощности выплачивает штраф, размер которого определяется договором и не может быть меньше величины Sm, определяемой по формуле, рублей:

где:

Цm - цена на мощность генерирующего объекта, отобранного по итогам отбора мощности новых генерирующих объектов, которая была бы рассчитана в случае отсутствия задержки начала поставки мощности и без учета результатов продажи электрической энергии на рынке на сутки вперед, определяемая по формуле, рублей/МВт:

;

Vm - объем мощности, составляющий обязательства по поставке мощности генерирующего объекта, отобранного по итогам отбора мощности новых генерирующих объектов, МВт;

- предельный объем мощности генерирующего объекта, определенный в отношении месяца m по результатам аттестации (в случае задержки начала поставки мощности равен нулю), МВт.

6. В случае задержки начала поставки мощности генерирующего объекта, отобранного по итогам отбора мощности новых генерирующих объектов, о которой поставщик мощности не позднее 18 месяцев до даты начала поставки мощности в установленном порядке направил уведомление в федеральный орган исполнительной власти, осуществляющий функции по выработке и реализации государственной политики и нормативно-правовому регулированию в сфере топливно-энергетического комплекса, поставщик мощности выплачивает штраф, размер которого определяется договором купли-продажи (поставки) мощности, заключенным по итогам отбора мощности новых генерирующих объектов, с учетом следующих требований:

а) если федеральным органом исполнительной власти, осуществляющим функции по выработке и реализации государственной политики и нормативно-правовому регулированию в сфере топливно-энергетического комплекса, вследствие получения уведомления об указанной задержке была установлена необходимость использования временно замещающих генерирующих объектов с объемом мощности и поставщик мощности принял на себя обязательства обеспечить поставку мощности таких объектов и выполнил эти обязательства, то поставщик мощности выплачивает штраф в размере, определяемом по формуле:

;

б) если федеральным органом исполнительной власти, осуществляющим функции по выработке и реализации государственной политики и нормативно-правовому регулированию в сфере топливно-энергетического комплекса, вследствие получения уведомления об указанной задержке была установлена необходимость использования временно замещающих генерирующих объектов с объемом мощности и при этом возникли основания для проведения отбора мощности временно замещающих генерирующих объектов или если поставщик мощности принял на себя обязательства обеспечить поставку мощности таких объектов и не выполнил эти обязательства, поставщик мощности выплачивает штраф в размере, определяемом по формуле:

где - предельное значение цены на мощность временно замещающих генерирующих объектов, определенное в решении федерального органа исполнительной власти, осуществляющего функции по выработке и реализации государственной политики и нормативно-правовому регулированию в сфере топливно-энергетического комплекса, о проведении отбора мощности временно замещающих генерирующих объектов, а в случае отсутствия такого решения - отношение размера обеспечения исполнения обязательств, возникающих по результатам отбора мощности новых генерирующих объектов, установленного решением Правительства Российской Федерации о проведении соответствующего отбора мощности новых генерирующих объектов, к произведению 24 и объема мощности, составляющего обязательства по поставке мощности генерирующего объекта, рублей/МВт;

в) если федеральным органом исполнительной власти, осуществляющим функции по выработке и реализации государственной политики и нормативно-правовому регулированию в сфере топливно-энергетического комплекса, вследствие получения уведомления об указанной задержке не была установлена необходимость использования временно замещающих генерирующих объектов, то поставщик мощности выплачивает штраф в размере, определяемом по формуле:

7. В случае задержки начала поставки мощности генерирующего объекта, отобранного по итогам отбора мощности новых генерирующих объектов, о которой поставщик мощности в установленном порядке не уведомил федеральный орган исполнительной власти, осуществляющий функции по выработке и реализации государственной политики и нормативно-правовому регулированию в сфере топливно-энергетического комплекса, в срок не позднее 18 месяцев до даты начала поставки мощности, поставщик мощности выплачивает штраф, размер которого определяется договором и не может быть меньше величины, определяемой по формуле:

8. В случае отказа поставщика мощности от исполнения договоров поставщик мощности единовременно выплачивает денежную сумму в размере обеспечения исполнения обязательств, возникающих по результатам отбора мощности новых генерирующих объектов, установленного решением Правительства Российской Федерации о проведении соответствующего отбора мощности новых генерирующих объектов, уменьшенную на сумму рассчитанных ранее штрафов по этим договорам.

(Дополнение приложением - Постановление Правительства Российской Федерации от 01.09.2021 № 1463)

____________

ПРИЛОЖЕНИЕ № 6 к Правилам оптового рынка электрической энергии и мощности

ПРАВИЛА определения цены на мощность, определения и применения величины штрафа за неисполнение обязательств в отношении генерирующих объектов, указанных в решении Правительства Российской Федерации, принятом в соответствии с абзацем первым пункта 112.5 Правил оптового рынка электрической энергии и мощности

(В редакции Постановления Правительства Российской Федерации от 29.03.2023 № 503)

1. В соответствии с настоящими Правилами определяются цена на мощность в отношении генерирующих объектов, указанных в решении Правительства Российской Федерации, принятом в соответствии с абзацем первым пункта 112.5 Правил оптового рынка электрической энергии и мощности, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 27 декабря 2010 г. № 1172 "Об утверждении Правил оптового рынка электрической энергии и мощности и о внесении изменений в некоторые акты Правительства Российской Федерации по вопросам организации функционирования оптового рынка электрической энергии и мощности" (далее соответственно - решение Правительства Российской Федерации), поставляемую по договорам купли-продажи (поставки) мощности, заключенным по результатам отбора мощности новых генерирующих объектов (далее - договоры купли-продажи (поставки) мощности), а также порядок определения и применения величины штрафа за неисполнение обязательств по поставке мощности по таким договорам.

2. Цена на мощность, продаваемую по договорам купли-продажи (поставки) мощности (), рассчитывается коммерческим оператором для генерирующего объекта по итогам каждого месяца m периода поставки мощности по таким договорам, но не ранее месяца, в котором определенный системным оператором предельный объем поставки мощности генерирующего объекта впервые был больше нуля, по формуле (рублей/МВт):

где:

OPEXm - суммарное значение удельных затрат на эксплуатацию генерирующего объекта и эксплуатацию инфраструктуры транспортировки газа (при наличии), указанное в решении Правительства Российской Федерации и проиндексированное за период с 1 января 2022 г. до 31 декабря года, предшествующего году, которому принадлежит месяц m, в соответствии с изменением индекса потребительских цен, определяемого и публикуемого федеральным органом исполнительной власти, осуществляющим функции по формированию официальной статистической информации (рублей/МВт в месяц);

m - порядковый номер месяца поставки мощности новых генерирующих объектов (m = 1 для месяца, соответствующего дате начала поставки мощности генерирующим объектом, указанной в решении Правительства Российской Федерации);

- величина плановой компенсации капитальных затрат для месяца m, определяемая в соответствии с пунктом 3 настоящих Правил (рублей/МВт);

НПm - расчетная величина компенсации затрат на уплату поставщиком налога на прибыль организаций, определяемая в соответствии с пунктом 7 настоящих Правил;

НИm - расчетная величина компенсации затрат на уплату поставщиком налога на имущество организаций, определяемая в соответствии с пунктом 8 настоящих Правил;

- средневзвешенное значение из цен на электрическую энергию, определенных по результатам конкурентного отбора ценовых заявок на сутки вперед, в каждый час предшествующего месяца в группе точек поставки, к которой относится генерирующий объект, указанный в решении Правительства Российской Федерации, по объемам электрической энергии, продаваемой по результатам конкурентного отбора ценовых заявок на сутки вперед в соответствующие часы (рублей/МВт·ч);

- значение переменных (топливных) затрат на выработку электрической энергии, указанное в решении Правительства Российской Федерации, проиндексированное в соответствии с порядком и параметрами, указанными в решении Правительства Российской Федерации (рублей/МВт·ч);

- объем электрической энергии, равный минимальному из объема фактического производства электрической энергии в месяце m и требуемого объема установленной мощности подлежащего строительству генерирующего объекта, указанного в решении Правительства Российской Федерации, умноженного на количество часов в месяце m (МВт·ч);

- объем электрической энергии, составляющий обязательства по поставке по регулируемым договорам на оптовый рынок в месяце m (МВт·ч);

Ксн - коэффициент, отражающий потребление электрической энергии и мощности на собственные и хозяйственные нужды генерирующего объекта, указанный в решении Правительства Российской Федерации;

- объем мощности, фактически поставленный на оптовый рынок в месяце m (МВт);

- объем мощности, составляющий обязательства по поставке по регулируемым договорам на оптовый рынок в месяце m (МВт).

3. Величина плановой компенсации капитальных затрат для месяца m () определяется по формуле:

где:

Rm - не возмещенная по состоянию на начало месяца m периода поставки мощности часть капитальных затрат, определяемая в соответствии с пунктом 5 настоящих Правил;

НДm - норма доходности инвестированного капитала (выражаемая в процентах годовых) в отношении месяца m, равная норме доходности инвестированного капитала, определяемой в соответствии с пунктом 6 настоящих Правил в отношении календарного года, предшествующего году, к которому относится месяц m;

N - срок возврата капитальных затрат, равный 240 месяцам.

4. Не возмещенная по состоянию на начало первого (m = 1) месяца периода поставки мощности часть капитальных затрат на строительство генерирующего объекта (R1) определяется по формуле (рублей/МВт):

где:

КЗуд - суммарное удельное значение капитальных затрат в отношении генерирующего объекта, определяемое как отношение суммы значений капитальных затрат на осуществление мероприятий, планируемых к реализации в рамках строительства нового генерирующего объекта (за исключением затрат на осуществление мероприятий по не подлежащему государственному регулированию технологическому присоединению генерирующего объекта к газовой инфраструктуре, в том числе третьих лиц, включая создание объектов сбора, подготовки и транспортировки газа (установок предварительной подготовки газа, установок комплексной подготовки газа, дожимной компрессорной станции), по технологическому присоединению генерирующего объекта к электрическим сетям), к значению установленной мощности генерирующего объекта, указанных в решении Правительства Российской Федерации (рублей/МВт);

ТПуд - суммарные удельные затраты на осуществление мероприятий по не подлежащему государственному регулированию технологическому присоединению генерирующего объекта к газовой инфраструктуре, в том числе третьих лиц, включая создание объектов сбора, подготовки и транспортировки газа (установок предварительной подготовки газа, установок комплексной подготовки газа, дожимной компрессорной станции), по технологическому присоединению генерирующего объекта к электрическим сетям, определяемые как отношение суммы затрат на осуществление указанных мероприятий к объему установленной мощности генерирующего объекта, указанных в решении Правительства Российской Федерации (рублей/МВт);

Кприв - коэффициент приведения, определяемый по формуле:

где:

НДср - среднее арифметическое значение норм доходности, определенных в отношении Nст календарных месяцев, предшествовавших году, на который приходится дата начала фактической поставки мощности. Норма доходности в отношении календарного месяца равна норме доходности, определяемой в отношении календарного года, к которому относится указанный календарный месяц;

Nст - длительность периода реализации проекта по строительству нового генерирующего объекта, указанная в решении Правительства Российской Федерации.

5. Не возмещенная по состоянию на начало месяца m периода поставки мощности, наступающего позднее 1-го месяца (m > 1) периода поставки мощности нового генерирующего объекта, часть капитальных затрат (Rm) определяется по формуле:

где Rm-1 - не возмещенная по состоянию на начало месяца, предшествующего месяцу m, часть капитальных затрат (рублей/МВт).

6. Норма доходности инвестированного капитала (выражаемая в процентах годовых) в отношении календарного года i (НДi) определяется по формуле:

где:

НДбазовый - базовый уровень нормы доходности инвестированного капитала, размер которого определен решением Правительства Российской Федерации;

ДГОбазовый - базовый уровень доходности долгосрочных государственных обязательств, равный 8,5 процента годовых.

7. Расчетная величина компенсации затрат на уплату поставщиком налога на прибыль организаций (НПm) определяется по формуле:

где:

te - плановый срок (в годах) полезного использования генерирующего объекта, равный 20 годам;

N - срок возврата капитальных затрат, равный 240 месяцам;

- налоговая ставка налога на прибыль организаций, равная величине, указанной в абзаце первом пункта 1 статьи 284 Налогового кодекса Российской Федерации (в редакции, действующей по состоянию на 1 января года, к которому относится месяц m).

8. Расчетная величина компенсации затрат на уплату поставщиком налога на имущество организаций (НИm) определяется по формуле:

где - налоговая ставка налога на имущество организаций, равная величине, указанной в пункте 1 статьи 380 Налогового кодекса Российской Федерации (в редакции, действующей по состоянию на 1 января года, к которому относится месяц m).

9. Договором купли-продажи (поставки) мощности определяется выплачиваемая поставщиком мощности сумма, в случае если предельный объем поставки мощности генерирующего объекта меньше объема, равного 95 процентам объема мощности, составляющего обязательства по поставке мощности по договорам купли-продажи (поставки) мощности, размер которой не может быть меньше величины Sm, определяемой по формуле (рублей):

где:

- цена на мощность генерирующего объекта, определяемая по формуле (рублей/МВт):

;

Vm - объем мощности, составляющий обязательства по поставке мощности с использованием генерирующего объекта (МВт);

- предельный объем мощности генерирующего объекта, определенный в отношении месяца m по результатам аттестации (в случае задержки начала поставки мощности равен нулю) (МВт).

(Дополнение приложением - Постановление Правительства Российской Федерации от 29.03.2023 № 503)

______________

ПРИЛОЖЕНИЕ № 7 к Правилам оптового рынка электрической энергии и мощности

ПОКАЗАТЕЛИ финансовой дисциплины гарантирующих поставщиков и энергосбытовых организаций, имеющих статус субъекта оптового рынка - участника обращения электрической энергии, и правила осуществления мониторинга их выполнения

(В редакции Постановления Правительства Российской Федерации от 17.04.2024 № 486)

1. Показателями финансовой дисциплины гарантирующего поставщика, энергосбытовой организации, отражающими исполнение указанными субъектами своих обязательств по оплате услуг по передаче электрической энергии (далее - показатели финансовой дисциплины), являются:

а) показатель оборачиваемости задолженности за услуги по передаче электрической энергии;

б) показатель судебной задолженности за услуги по передаче электрической энергии.

2. Мониторинг выполнения гарантирующими поставщиками и энергосбытовыми организациями показателей финансовой дисциплины, в том числе определение значений показателей финансовой дисциплины гарантирующих поставщиков и энергосбытовых организаций, осуществляет организация (организации) коммерческой инфраструктуры в соответствии с настоящим документом и договором о присоединении к торговой системе оптового рынка.

3. Значения показателей финансовой дисциплины рассчитываются отдельно в отношении обязательств по оплате услуг по передаче электрической энергии перед каждой сетевой организацией.

4. Значение показателя оборачиваемости задолженности за услуги по передаче электрической энергии (ФД1) определяется по формуле:

где:

k - отчетный период (календарный месяц);

- задолженность гарантирующего поставщика, энергосбытовой организации перед сетевой организацией (i) за услуги по передаче электрической энергии на последний день отчетного периода (k), рублей;

- реструктурированная задолженность гарантирующего поставщика, энергосбытовой организации перед сетевой организацией (i) за услуги по передаче электрической энергии (задолженность, в отношении которой договором (соглашением), заключенным между сетевой организацией и гарантирующим поставщиком, энергосбытовой организацией, предусмотрена отсрочка или рассрочка исполнения обязательств по оплате услуг по передаче электрической энергии) на последний день отчетного периода (k), рублей;

- стоимость услуг по передаче электрической энергии, оказанных сетевой организацией (i) гарантирующему поставщику, энергосбытовой организации, определяемая как максимальное из значений такой величины за отчетный период (k) и среднемесячной величины, рассчитываемой не более чем за 12 предшествующих расчетных периодов, включая отчетный период (k), в соответствии с договором о присоединении к торговой системе оптового рынка, рублей;

- количество календарных дней в отчетном периоде (k);

- коэффициент, учитывающий исполнение сетевыми организациями обязательств по оплате электрической энергии, приобретаемой в целях компенсации потерь электрической энергии в электрических сетях, который определяется в соответствии с договором о присоединении к торговой системе оптового рынка на последний день отчетного периода (k), как отношение разницы между суммой задолженности гарантирующего поставщика, энергосбытовой организации перед сетевой организацией за услуги по передаче электрической энергии и суммой задолженности сетевой организации перед гарантирующим поставщиком, энергосбытовой организацией по оплате электрической энергии, приобретаемой в целях компенсации потерь электрической энергии в электрических сетях, к сумме задолженности гарантирующего поставщика, энергосбытовой организации перед сетевой организацией за услуги по передаче электрической энергии, и не может составлять менее 0,7. При этом если гарантирующему поставщику, энергосбытовой организации на территории, на которой функционирует сетевая организация, услуги по передаче электрической энергии не оказываются каждой сетевой организацией, которой он поставляет электрическую энергию в целях компенсации потерь электрической энергии в электрических сетях, то коэффициент рассчитывается исходя из суммы задолженности гарантирующего поставщика, энергосбытовой организации перед всеми сетевыми организациями и суммы задолженности всех сетевых организаций перед гарантирующим поставщиком, энергосбытовой организацией по оплате электрической энергии, приобретаемой в целях компенсации потерь электрической энергии в электрических сетях.

Допустимое значение показателя ФД1 - не более 77 календарных дней.

5. Значение показателя ФД1 рассчитывается организацией коммерческой инфраструктуры, осуществляющей мониторинг выполнения показателей финансовой дисциплины, ежемесячно на основании документов (информации), представленных гарантирующим поставщиком, энергосбытовой организацией по форме, в формате и порядке, которые установлены договором о присоединении к торговой системе оптового рынка.

В случае непредставления гарантирующим поставщиком, энергосбытовой организацией в организацию коммерческой инфраструктуры в отношении отчетного периода хотя бы одного из документов (информации), необходимых для проверки выполнения показателя ФД1, а также в случае представления таких документов (информации) с нарушением формы, формата и (или) порядка их представления, организация коммерческой инфраструктуры направляет такому гарантирующему поставщику, энергосбытовой организации в порядке, установленном договором о присоединении к торговой системе оптового рынка, уведомление о невыполнении обязанности по представлению указанных документов (информации). В таком случае гарантирующий поставщик, энергосбытовая организация обязаны представить в организацию коммерческой инфраструктуры в отношении соответствующего отчетного периода документы (информацию) в порядке, установленном договором о присоединении к торговой системе оптового рынка, не позднее 5 рабочих дней со дня получения указанного уведомления.

Непредставление гарантирующим поставщиком, энергосбытовой организацией по истечении указанного 5-дневного срока в организацию коммерческой инфраструктуры хотя бы одного из документов (информации), необходимых для проверки выполнения показателя ФД1, по форме, в формате и порядке, которые установлены договором о присоединении к торговой системе оптового рынка, признается повторным непредставлением таких документов (информации) в отношении одного и того же отчетного периода.

Сетевая организация не позднее 3 месяцев со дня окончания соответствующего отчетного периода вправе направить в организацию коммерческой инфраструктуры, осуществляющую мониторинг выполнения показателей финансовой дисциплины, заявление о невыполнении гарантирующим поставщиком, энергосбытовой организацией в отчетном периоде показателя ФД1, содержащее расчет показателя ФД1 с указанием реквизитов документов, подтверждающих использованные в таком расчете сведения, с приложением следующих документов:

договор (договоры) оказания услуг по передаче электрической энергии соответствующему гарантирующему поставщику, энергосбытовой организации, действовавший в расчетные периоды, учтенный при определении значения показателя ФД1;

подписанные гарантирующим поставщиком, энергосбытовой организацией документы, свидетельствующие о величине задолженности по договору (договорам) оказания услуг по передаче электрической энергии, указанной в заявлении сетевой организации (в частности, акты сверки расчетов, соглашения между сетевой организацией и гарантирующим поставщиком, энергосбытовой организацией, письма, подписанные уполномоченным лицом гарантирующего поставщика, энергосбытовой организации);

подписанные гарантирующим поставщиком, энергосбытовой организацией документы, свидетельствующие о стоимости услуг по передаче электрической энергии по каждому договору за каждый из расчетных периодов (календарных месяцев), учтенных при определении указанной в заявлении сетевой организации совокупной стоимости этих услуг, оказанных гарантирующему поставщику, энергосбытовой организации (в частности, акты об оказании услуг по передаче электрической энергии);

соглашение (соглашения) о реструктуризации задолженности по соответствующему договору (договорам) оказания услуг по передаче электрической энергии (при наличии);

документы, подтверждающие полномочия представителя сетевой организации на подписание указанного заявления.

Порядок взаимодействия сетевой организации с организацией коммерческой инфраструктуры, осуществляющей мониторинг выполнения показателей финансовой дисциплины, в рамках мониторинга выполнения показателя ФД1, в том числе требования к формату представляемых документов и сведений, форме и формату заявления, правила его оформления, порядок представления сетевой организацией в организацию коммерческой инфраструктуры указанного заявления и прилагаемых к нему документов, а также порядок и сроки представления дополнительных сведений и документов, указанных в абзаце двенадцатом настоящего пункта, определяются наблюдательным советом совета рынка и размещаются на официальном сайте совета рынка в информационно-телекоммуникационной сети "Интернет" (далее - сеть "Интернет").

Сетевая организация вправе в порядке, установленном наблюдательным советом совета рынка, запросить у организации коммерческой инфраструктуры значение коэффициента , рассчитанного в отношении гарантирующего поставщика, энергосбытовой организации для соответствующего периода.

Организация коммерческой инфраструктуры, осуществляющая мониторинг выполнения показателей финансовой дисциплины, вправе запрашивать у сетевой организации, направившей указанное заявление, дополнительные сведения и документы, которые учитываются при расчете значения показателя ФД1.

Организация коммерческой инфраструктуры, осуществляющая мониторинг выполнения показателей финансовой дисциплины на основании заявления, указанного в абзаце четвертом настоящего пункта, а также дополнительных сведений и документов, полученных от сетевой организации в соответствии с настоящим пунктом, в порядке и сроки, установленные договором о присоединении к торговой системе оптового рынка, рассчитывает значение показателя ФД1 и направляет копии такого заявления и всех полученных от сетевой организации документов гарантирующему поставщику (энергосбытовой организации), в отношении которого подано соответствующее заявление.

В случае если указанные в настоящем пункте документы подписаны гарантирующим поставщиком, энергосбытовой организацией и сетевой организацией с разногласиями, в расчете используется наименьшая из признаваемых сторонами величин.

В случае несогласия с представленными сетевой организацией расчетом или документами, подтверждающими этот расчет, гарантирующий поставщик, энергосбытовая организация вправе представить в организацию коммерческой инфраструктуры, осуществляющую мониторинг выполнения показателей финансовой дисциплины, в порядке, установленном договором о присоединении к торговой системе оптового рынка, возражения к указанному расчету и документам, а также документы, подтверждающие такие возражения, которые учитываются при определении показателя ФД1 в установленном договором о присоединении к торговой системе оптового рынка порядке.

В случае непредставления гарантирующим поставщиком, энергосбытовой организацией возражений и документов, подтверждающих такие возражения, указанные в абзаце четвертом настоящего пункта заявление и документы используются для оценки выполнения гарантирующим поставщиком, энергосбытовой организацией показателя ФД1.

6. Значение показателя судебной задолженности за услуги по передаче электрической энергии (ФД2) определяется по формуле:

где:

- задолженность гарантирующего поставщика, энергосбытовой организации перед сетевой организацией (i) за услуги по передаче электрической энергии, подтвержденная вступившими в законную силу судебными актами, за 24 расчетных периода (месяца), предшествующих месяцу, в котором указанная сетевая организация направила в организацию коммерческой инфраструктуры, осуществляющую мониторинг выполнения показателей финансовой дисциплины, заявление о невыполнении гарантирующим поставщиком, энергосбытовой организацией показателя ФД2 с приложением документов, указанных в пункте 7 настоящего документа. При определении величины задолженность, подтвержденная вступившими в законную силу судебными актами, учитывается вне зависимости от исполнения обязательств по оплате услуг по передаче электрической энергии, рублей;

- входящая в состав задолженность гарантирующего поставщика, энергосбытовой организации перед сетевой организацией (i) за услуги по передаче электрической энергии, в отношении которой определением суда об отсрочке или о рассрочке исполнения судебного акта и (или) условиями утвержденного судом мирового соглашения предусмотрена отсрочка или рассрочка исполнения гарантирующим поставщиком, энергосбытовой организацией обязательств по оплате услуг по передаче электрической энергии, рублей;

- определяемая в соответствии с договором о присоединении к торговой системе оптового рынка среднемесячная стоимость услуг по передаче электрической энергии, оказанных гарантирующему поставщику, энергосбытовой организации сетевой организацией (i) по соответствующему договору (договорам) и за расчетные периоды, за которые образовалась задолженность , рублей;

- коэффициент, учитывающий исполнение сетевыми организациями обязательств по оплате электрической энергии, приобретаемой в целях компенсации потерь электрической энергии в электрических сетях, который определяется в соответствии с договором о присоединении к торговой системе оптового рынка на последний день последнего из расчетных периодов, учтенных при определении величины , как отношение разницы между суммой задолженности гарантирующего поставщика, энергосбытовой организации перед сетевой организацией за услуги по передаче электрической энергии и суммой задолженности сетевой организации перед гарантирующим поставщиком, энергосбытовой организацией по оплате электрической энергии, приобретаемой в целях компенсации потерь электрической энергии в электрических сетях, к сумме задолженности гарантирующего поставщика, энергосбытовой организации перед сетевой организацией за услуги по передаче электрической энергии, и не может составлять менее 0,7. При этом если гарантирующему поставщику, энергосбытовой организации на территории, на которой функционирует сетевая организация, услуги по передаче электрической энергии не оказываются каждой сетевой организацией, которой он поставляет электрическую энергию в целях компенсации потерь электрической энергии в электрических сетях, то коэффициент рассчитывается исходя из суммы задолженности гарантирующего поставщика, энергосбытовой организации перед всеми сетевыми организациями и суммы задолженности всех сетевых организаций перед гарантирующим поставщиком, энергосбытовой организацией по оплате электрической энергии, приобретаемой в целях компенсации потерь электрической энергии в электрических сетях.

Допустимое значение показателя ФД2 - менее 1.

7. Значение показателя ФД2 рассчитывается организацией коммерческой инфраструктуры, осуществляющей мониторинг выполнения показателей финансовой дисциплины, в порядке и сроки, установленные договором о присоединении к торговой системе оптового рынка, на основании заявления сетевой организации (i), содержащего расчет показателя ФД2 с указанием реквизитов документов, подтверждающих использованные в таком расчете сведения, с приложением следующих документов:

договор (договоры), по которому образовалась задолженность , указанная в пункте 6 настоящего документа;

указанные в заявлении сетевой организации вступившие в законную силу судебные акты, подтверждающие неисполнение либо ненадлежащее исполнение гарантирующим поставщиком, энергосбытовой организацией обязательств по оплате услуг по передаче электрической энергии;

определение (определения) суда об отсрочке или о рассрочке исполнения судебного акта и (или) утвержденное судом мировое соглашение (соглашения), указанные в заявлении сетевой организации и предусматривающие отсрочку или рассрочку исполнения гарантирующим поставщиком, энергосбытовой организацией обязательств по оплате оказанных сетевой организацией услуг по передаче электрической энергии (при наличии);

счета на оплату услуг по передаче электрической энергии (иные документы, содержащие требование об оплате услуг по передаче электрической энергии), выставленные сетевой организацией гарантирующему поставщику, энергосбытовой организации по договору (договорам), указанному в абзаце втором настоящего пункта, за расчетные периоды, за которые у гарантирующего поставщика, энергосбытовой организации образовалась задолженность ;

документы, подтверждающие получение гарантирующим поставщиком, энергосбытовой организацией счетов на оплату услуг по передаче электрической энергии (иных документов, содержащих требование об оплате услуг по передаче электрической энергии);

Порядок взаимодействия сетевой организации с организацией коммерческой инфраструктуры, осуществляющей мониторинг выполнения показателей финансовой дисциплины, в рамках мониторинга выполнения показателя ФД2, в том числе требования к формату представляемых документов и сведений, форме и формату заявления, правила его оформления, порядок и сроки представления сетевой организацией в организацию коммерческой инфраструктуры указанного заявления, документов и сведений, определяются наблюдательным советом совета рынка и размещаются на официальном сайте совета рынка в сети "Интернет". Сетевая организация вправе в порядке, установленном наблюдательным советом совета рынка, запросить у организации коммерческой инфраструктуры значение коэффициента , рассчитанного в отношении гарантирующего поставщика, энергосбытовой организации для соответствующего периода.

Организация коммерческой инфраструктуры, осуществляющая мониторинг выполнения показателей финансовой дисциплины, вправе запрашивать у сетевой организации, направившей указанное в абзаце первом настоящего пункта заявление, дополнительные сведения и документы, которые учитываются при расчете значения показателя ФД2.

Организация коммерческой инфраструктуры, осуществляющая мониторинг выполнения показателей финансовой дисциплины, направляет в порядке и сроки, установленные договором о присоединении к торговой системе оптового рынка, копии указанных в настоящем пункте заявления и всех полученных от сетевой организации документов гарантирующему поставщику (энергосбытовой организации), в отношении которого подано соответствующее заявление.

В случае несогласия с представленным сетевой организацией расчетом или документами, подтверждающими этот расчет, гарантирующий поставщик, энергосбытовая организация вправе представить в организацию коммерческой инфраструктуры, осуществляющую мониторинг выполнения показателей финансовой дисциплины, в установленном договором о присоединении к торговой системе оптового рынка порядке возражения к указанному расчету и документам, а также документы, подтверждающие такие возражения, которые учитываются при определении показателя ФД2 в установленном договором о присоединении к торговой системе оптового рынка порядке.

В случае непредставления гарантирующим поставщиком, энергосбытовой организацией возражений и документов, подтверждающих такие возражения, указанные в настоящем пункте заявление и документы используются для оценки выполнения гарантирующим поставщиком, энергосбытовой организацией показателя ФД2.

(Дополнение приложением - Постановление Правительства Российской Федерации от 17.04.2024 № 486)

______________

ПРИЛОЖЕНИЕ № 71 к Правилам оптового рынка электрической энергии и мощности

МЕТОДИКА расчета цены на мощность для генерирующих объектов тепловых электростанций, включенных в перечень генерирующих объектов тепловых электростанций, подлежащих модернизации (реконструкции) или строительству на отдельных территориях ценовых зон оптового рынка, ранее относившихся к неценовым зонам оптового рынка, для которых Правительством Российской Федерации устанавливаются особенности функционирования оптового и розничных рынков

(В редакции Постановления Правительства Российской Федерации от 23.12.2024 № 1868)

1. Настоящая методика применяется для расчета цен на мощность для генерирующих объектов тепловых электростанций, включенных в перечень генерирующих объектов тепловых электростанций, подлежащих модернизации (реконструкции) или строительству на отдельных территориях ценовых зон оптового рынка, ранее относившихся к неценовым зонам оптового рынка, для которых Правительством Российской Федерации устанавливаются особенности функционирования оптового и розничных рынков (далее соответственно - перечень генерирующих объектов на отдельных территориях, ранее относившихся к неценовым зонам, отдельные территории, ранее относившиеся к неценовым зонам).

2. Цены на мощность для генерирующих объектов тепловых электростанций, включенных в перечень генерирующих объектов на отдельных территориях, ранее относившихся к неценовым зонам, определяются коммерческим оператором оптового рынка в отношении каждого генерирующего объекта.

3. Цена на мощность для генерирующего объекта тепловой электростанции, включенного в перечень генерирующих объектов на отдельных территориях, ранее относившихся к неценовым зонам (), по итогам каждого месяца m периода поставки мощности по договорам, указанным в подпункте 17 пункта 4 Правил оптового рынка электрической энергии и мощности, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 27 декабря 2010 г. № 1172 "Об утверждении Правил оптового рынка электрической энергии и мощности и о внесении изменений в некоторые акты Правительства Российской Федерации по вопросам организации функционирования оптового рынка электрической энергии и мощности", но не ранее месяца, в котором определенный системным оператором предельный объем поставки мощности генерирующего объекта впервые был больше нуля, определяется по формуле (рублей/МВт):

где:

- значение удельных затрат на эксплуатацию генерирующего объекта, равное цене, определенной для первой ценовой зоны (для генерирующих объектов тепловых электростанций, расположенных на входящей в состав Дальневосточного федерального округа отдельной территории, ранее относившейся к неценовым зонам, - для второй ценовой зоны) по итогам конкурентного отбора мощности, проведенного в 2017 году, проиндексированной с 1 января 2018 г. до 31 декабря года, предшествующего году, которому принадлежит месяц m, в соответствии с изменением индекса потребительских цен, определяемого и публикуемого федеральным органом исполнительной власти, осуществляющим функции по формированию официальной статистической информации, и умноженной на коэффициент 1,1136 (рублей/МВт в месяц);

- величина плановой компенсации капитальных затрат на модернизацию (реконструкцию) или строительство генерирующего объекта для месяца m, определяемая в соответствии с пунктом 4 настоящей методики (рублей/МВт в месяц);

- расчетная величина расходов, связанных с уплатой налога на прибыль организаций, определяемая в соответствии с пунктом 9 настоящей методики (рублей/МВт в месяц);

- расчетная величина расходов, связанных с уплатой налога на имущество организаций, определяемая в соответствии с пунктом 10 настоящей методики (рублей/МВт в месяц);

m - порядковый номер месяца поставки мощности генерирующего объекта (m = 1 для месяца, соответствующего дате начала поставки мощности генерирующим объектом, указанной в перечне генерирующих объектов на отдельных территориях, ранее относившихся к неценовым зонам);

- величина, определяемая для месяца m, в соответствии с пунктом 12 настоящей методики (рублей/МВт в месяц);

Ксн - коэффициент, отражающий потребление электрической энергии и мощности на собственные и (или) хозяйственные нужды электростанций, принимаемый равным:

1,033, - для генерирующего объекта газовой генерации, работающего с использованием парогазового цикла, а также для генерирующего объекта на базе газотурбинных установок;

1,058, - для генерирующего объекта газовой генерации, работающего с использованием паросилового цикла;

1,081, - для генерирующего объекта угольной генерации, а также для прочих типов генерирующих объектов.

4. Величина плановой компенсации капитальных затрат на модернизацию (реконструкцию) или строительство генерирующего объекта для месяца m () определяется по формуле:

где:

- не возмещенная по состоянию на начало месяца m часть капитальных затрат на модернизацию (реконструкцию) или строительство генерирующего объекта (рублей/МВт);

- норма доходности (выражаемая в процентах годовых) в отношении месяца m, равная норме доходности, рассчитанной в соответствии с пунктом 11 настоящей методики в отношении календарного года, предшествующего календарному году, к которому относится месяц m.

5. Не возмещенная по состоянию на начало первого (m = 1) месяца часть капитальных затрат на модернизацию (реконструкцию) или строительство генерирующего объекта () определяется по формуле:

где:

- удельное значение капитальных затрат на модернизацию (реконструкцию) или строительство генерирующего объекта, определяемое как отношение значения капитальных затрат на модернизацию (реконструкцию) или строительство генерирующего объекта, указанного в решении Правительства Российской Федерации, принятом в соответствии с пунктом 319 Правил оптового рынка электрической энергии и мощности, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 27 декабря 2010 г. № 1172 "Об утверждении Правил оптового рынка электрической энергии и мощности и о внесении изменений в некоторые акты Правительства Российской Федерации по вопросам организации функционирования оптового рынка электрической энергии и мощности", и уменьшенного в порядке и в случаях, которые указаны в пункте 322 Правил оптового рынка электрической энергии и мощности, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 27 декабря 2010 г. № 1172 "Об утверждении Правил оптового рынка электрической энергии и мощности и о внесении изменений в некоторые акты Правительства Российской Федерации по вопросам организации функционирования оптового рынка электрической энергии и мощности", к значению установленной мощности генерирующего объекта, определенному в перечне генерирующих объектов на отдельных территориях, ранее относившихся к неценовым зонам (рублей/МВт);

- коэффициент приведения, определяемый в соответствии с пунктом 6 настоящей методики;

- коэффициент индексации, рассчитываемый в соответствии с изменением индекса потребительских цен, определяемого и публикуемого федеральным органом исполнительной власти, осуществляющим функции по формированию официальной статистической информации, за период с 1 января года, в котором Правительством Российской Федерации утверждены капитальные затраты на модернизацию (реконструкцию) или строительство генерирующего объекта, до 31 декабря (включительно) года, предшествующего году, на который приходится дата, определяемая половиной длительности периода от 1 января года, в котором Правительством Российской Федерации утверждены капитальные затраты на модернизацию (реконструкцию) или строительство генерирующего объекта, до 1 января года, на который приходится дата начала поставки мощности, указанная в перечне генерирующих объектов на отдельных территориях, ранее относившихся к неценовым зонам.

6. Коэффициент приведения (Кприв) определяется по формуле:

где:

- среднее арифметическое значение норм доходности, определенных в отношении N календарных месяцев, предшествовавших году, на который приходится дата начала фактической поставки мощности. Норма доходности в отношении календарного месяца равна норме доходности, определяемой в соответствии с пунктом 11 настоящей методики в отношении календарного года, к которому относится указанный календарный месяц;

N - срок строительства или модернизации (реконструкции) генерирующего объекта, принимаемый равным:

60 месяцам, - для проектов строительства генерирующих объектов, выработка электрической энергии которых осуществляется с использованием угля;

48 месяцам, - для проектов строительства генерирующих объектов, выработка электрической энергии которых осуществляется с использованием газа;

36 месяцам, - для проектов модернизации (реконструкции) генерирующих объектов, выработка электрической энергии которых осуществляется с использованием угля;

24 месяцам, - для проектов модернизации (реконструкции) генерирующих объектов, выработка электрической энергии которых осуществляется с использованием газа.

7. Не возмещенная по состоянию на начало месяца m, отличного от первого (m > 1), часть капитальных затрат на модернизацию (реконструкцию) или строительство генерирующего объекта () определяется по формуле:

где:

- не возмещенная по состоянию на начало месяца, предшествующего месяцу m, часть капитальных затрат на модернизацию (реконструкцию) или строительство генерирующего объекта (рублей/МВт);

- норма доходности, рассчитанная в соответствии с пунктом 11 настоящей методики, в отношении календарного года, предшествующего году, к которому относится месяц, предшествующий месяцу m.

8. В случае изменения значения капитальных затрат на модернизацию (реконструкцию) или строительство генерирующего объекта на дату определения цены на мощность в отношении месяца m относительно значения этих затрат, учтенных при определении цены на мощность в отношении предыдущего месяца (m-1), расчет величины не возмещенной по состоянию на начало месяца m части капитальных затрат () производится с учетом изменения всех соответствующих величин (от до включительно).

9. Расчетная величина расходов, связанных с уплатой налога на прибыль организаций (), определяется по формуле:

где:

te - плановый срок (в годах) полезного использования генерирующего объекта, равный 20 годам;

Расчетная величина расходов, связанных с уплатой налога на прибыль организаций, не является суммой налога на прибыль организаций, определяемой и уплачиваемой в соответствии с законодательством о налогах и сборах Российской Федерации.

10. Расчетная величина расходов, связанных с уплатой налога на имущество организаций (), определяется по формуле:

Расчетная величина расходов, связанных с уплатой налога на имущество организаций, не является суммой налога на имущество, определяемой и уплачиваемой в соответствии с законодательством о налогах и сборах Российской Федерации.

11. Норма доходности () рассчитывается коммерческим оператором оптового рынка по результатам i-го календарного года. Расчет производится ежегодно с учетом особенностей, предусмотренных договором о присоединении к торговой системе оптового рынка, и определяется по формуле:

где:

i - индекс года от 1 до 15;

- базовый уровень нормы доходности инвестированного капитала, равный 12,5 процента;

- средняя доходность долгосрочных государственных обязательств, определяемая по результатам года i коммерческим оператором оптового рынка в порядке, установленном федеральным органом исполнительной власти, осуществляющим функции по выработке государственной политики и нормативно-правовому регулированию в сфере анализа и социально-экономического развития, с учетом особенностей, предусмотренных договором о присоединении к торговой системе оптового рынка;

- базовый уровень доходности долгосрочных государственных обязательств, равный 8,5 процента.

12. Величина определяется по формуле:

где:

- средневзвешенное значение из цен на электрическую энергию, определенных по результатам конкурентного отбора ценовых заявок на сутки вперед, в каждый час предшествующего месяца в группе точек поставки, к которой относится генерирующий объект, по объемам электрической энергии, продаваемой по результатам конкурентного отбора ценовых заявок на сутки вперед в соответствующие часы (рублей/МВт·ч);

- значение переменных (топливных) затрат на выработку электрической энергии, определяемое в соответствии с пунктом 13 настоящей методики (рублей/МВт·ч);

- объем электрической энергии, составляющий обязательства по поставке электрической энергии по регулируемым договорам на оптовый рынок в предшествующем месяце (МВт·ч);

- объем мощности, фактически поставленной на оптовый рынок в предшествующем месяце (МВт);

- значение коэффициента использования установленной мощности, равное 0,45;

13. Значение переменных (топливных) затрат на выработку электрической энергии () определяется как произведение установленного в соответствии с настоящим пунктом для соответствующих генерирующих объектов значения удельного расхода условного топлива и цены соответствующего вида топлива с учетом калорийного эквивалента соответствующего топлива.

В отношении объектов газовой генерации цена топлива определяется на основании данных, полученных в соответствии с договором о присоединении к торговой системе оптового рынка от поставщика, исходя из оптовой цены на газ, платы за снабженческо-сбытовые услуги и затрат на услуги по транспортировке газа по газораспределительным сетям (в случае оказания в отношении генерирующего объекта таких услуг), сформированных на основании решений федерального органа исполнительной власти в области регулирования тарифов и (или) уполномоченных исполнительных органов субъектов Российской Федерации. В целях определения указанной цены топлива поставщик представляет коммерческому оператору оптового рынка информацию о значении калорийного эквивалента, об установленных федеральным органом исполнительной власти в области регулирования тарифов значениях оптовой цены на газ, платы за снабженческо-сбытовые услуги и о решениях федерального органа исполнительной власти в области регулирования тарифов и (или) уполномоченных исполнительных органов субъектов Российской Федерации, на основании которых формируются затраты на услуги по транспортировке газа по газораспределительным сетям (в случае оказания в отношении генерирующего объекта таких услуг).

В отношении объектов угольной генерации цена топлива определяется на основании данных, полученных от поставщика. В целях определения указанной цены топлива поставщик представляет коммерческому оператору оптового рынка в соответствии с договором о присоединении к торговой системе оптового рынка информацию о значении цены угля с учетом затрат на транспортировку угля и о значении калорийного эквивалента.

Порядок определения цены соответствующего вида топлива с учетом калорийного эквивалента соответствующего топлива и ее составляющих определяется договором о присоединении к торговой системе оптового рынка. В случае непредставления поставщиком информации в соответствии с абзацами вторым и (или) третьим настоящего пункта цена соответствующего вида топлива определяется равной нулю.

Значение удельного расхода условного топлива в целях определения переменных (топливных) затрат на выработку электрической энергии принимается равным нормативу удельного расхода топлива при производстве электрической энергии, установленному для соответствующего генерирующего объекта федеральным органом исполнительной власти, осуществляющим функции по выработке и реализации государственной политики и нормативно-правовому регулированию в сфере топливно-энергетического комплекса, и представленному поставщиком коммерческому оператору оптового рынка в порядке и сроки, которые предусмотрены договором о присоединении к торговой системе оптового рынка, в отношении каждого года поставки мощности с использованием генерирующего объекта. В случае если поставщиком не были направлены величины нормативов удельного расхода топлива, значения удельного расхода условного топлива в целях определения переменных (топливных) затрат на выработку электрической энергии принимаются равными:

240 граммам условного топлива на выработку 1 кВт·ч электрической энергии - для генерирующих объектов на базе парогазовых установок, а также иных типов генерирующих объектов, не относящихся к генерирующим объектам на базе газотурбинных установок и паросиловых установок;

320 граммам условного топлива на выработку 1 кВт·ч электрической энергии - для генерирующих объектов на базе паросиловых установок, использующих в качестве основного топлива природный газ;

346 граммам условного топлива на выработку 1 кВт·ч электрической энергии - для генерирующих объектов на базе газотурбинных установок;

353 граммам условного топлива на выработку 1 кВт·ч электрической энергии - для генерирующих объектов на базе паросиловых установок, использующих в качестве основного топлива уголь.

14. Особенности определения отдельных составляющих, используемых для расчета цен на мощность в соответствии с настоящей методикой, могут быть определены договором о присоединении к торговой системе оптового рынка.

(Дополнение приложением - Постановление Правительства Российской Федерации от 23.12.2024 № 1868)

______________

ПРИЛОЖЕНИЕ № 72 к Правилам оптового рынка электрической энергии и мощности

МЕТОДИКА расчета цен на мощность, определения и применения величины штрафов за неисполнение обязательств в отношении генерирующих объектов, включенных в перечень генерирующих объектов, подлежащих строительству в ценовых зонах оптового рынка

(В редакции постановлений Правительства Российской Федерации от 30.09.2025 № 1504, от 31.10.2025 № 1704)

1. Настоящая методика применяется для расчета цен на мощность для генерирующих объектов, включенных в перечень генерирующих объектов, подлежащих строительству в ценовых зонах оптового рынка, утвержденный Правительством Российской Федерации (далее - перечень генерирующих объектов, подлежащих строительству в ценовых зонах), поставляемую по договорам купли-продажи (поставки) мощности, указанным в подпункте 19 пункта 4 Правил оптового рынка электрической энергии и мощности, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 27 декабря 2010 г. № 1172 "Об утверждении Правил оптового рынка электрической энергии и мощности и о внесении изменений в некоторые акты Правительства Российской Федерации по вопросам организации функционирования оптового рынка электрической энергии и мощности" (далее соответственно - Правила оптового рынка, договоры купли-продажи (поставки) мощности), а также для определения и применения величины штрафа за неисполнение обязательств по поставке мощности по договорам купли-продажи (поставки) мощности.

2. Цена на мощность, продаваемую по договорам купли-продажи (поставки) мощности (), рассчитывается коммерческим оператором оптового рынка для генерирующего объекта по итогам каждого месяца m периода поставки мощности по договорам купли-продажи (поставки) мощности, но не ранее месяца, в котором определенный системным оператором предельный объем поставки мощности генерирующего объекта впервые был больше нуля, и определяется по формуле (рублей/МВт):

где:

- значение удельных затрат на эксплуатацию генерирующего объекта, равное цене на мощность, определенной для ценовой зоны, в которой расположен генерирующий объект, по итогам конкурентного отбора мощности, для соответствующего года поставки, уменьшенное на коэффициент 1,2, а также уменьшенное в 2026 - 2030 годах на коэффициент 1,0341 (рублей/МВт в месяц);

- величина плановой компенсации капитальных затрат на строительство генерирующего объекта для месяца m, определяемая с 1-го по 180-й месяц поставки мощности в соответствии с пунктом 3 настоящей методики, а с 181-го до последнего месяца поставки мощности принимаемая равной нулю (рублей/МВт в месяц);

- удельная расчетная величина расходов, связанных с уплатой налога на прибыль организаций, определяемая с учетом особенностей, предусмотренных договором о присоединении к торговой системе оптового рынка, исходя из суммы уплаченного налога на прибыль организаций, рассчитанной исходя из доли дохода от продажи электрической энергии и мощности на оптовом рынке с использованием соответствующего генерирующего объекта в доходе, полученном поставщиком мощности за налоговый период, и (или) информации об удельной величине расходов, связанных с уплатой налога на прибыль организаций, представленной поставщиком мощности в соответствии с абзацем шестым пункта 115.4 Правил оптового рынка, которая с 1-го по 180-й месяц поставки мощности не может превышать величину, определяемую в соответствии с пунктом 11 настоящей методики (рублей/МВт в месяц);

- удельная расчетная величина расходов, связанных с уплатой налога на имущество организаций, определяемая с учетом особенностей, предусмотренных договором о присоединении к торговой системе оптового рынка, исходя из суммы уплаченного налога на имущество в отношении соответствующего генерирующего объекта и (или) информации об удельной расчетной величине расходов, связанных с уплатой налога на имущество организаций, представленной поставщиком мощности в соответствии с абзацем седьмым пункта 115.4 Правил оптового рынка, которая с 1-го по 180-й месяц поставки мощности не может превышать величину, определяемую в соответствии с пунктом 12 настоящей методики (рублей/МВт в месяц);

m - порядковый номер месяца поставки мощности генерирующего объекта (m = 1 для месяца, соответствующего дате начала поставки мощности генерирующим объектом, указанной в решении Правительства Российской Федерации);

- расчетная величина прибыли от продажи электрической энергии, определяемая для месяца m в соответствии с пунктом 9 настоящей методики (рублей/МВт в месяц);

- коэффициент, отражающий потребление электрической энергии и мощности на собственные и (или) хозяйственные нужды электростанций, указанный в перечне генерирующих объектов, подлежащих строительству в ценовых зонах.

3. Величина плановой компенсации капитальных затрат на строительство генерирующего объекта для месяца m () определяется по формуле:

где:

- не возмещенная по состоянию на начало месяца m часть капитальных затрат на строительство генерирующего объекта (рублей/МВт);

- норма доходности (выражаемая в процентах годовых) в отношении месяца m, равная норме доходности, рассчитанной в соответствии с пунктом 8 настоящей методики в отношении календарного года, предшествующего календарному году, к которому относится месяц m.

4. Не возмещенная по состоянию на начало первого (m = 1) месяца часть капитальных затрат на строительство генерирующего объекта определяется по формуле:

где:

- величина удельных капитальных затрат на строительство генерирующего объекта, указанная в решении Правительства Российской Федерации, принятом в порядке, установленном пунктом 115.3 Правил оптового рынка, а в случае отсутствия такого решения Правительства Российской Федерации принимаемая равной плановой величине удельных капитальных затрат, указанной в решении Правительства Российской Федерации, принятом в порядке, установленном пунктом 115.2 Правил оптового рынка (рублей/МВт);

- коэффициент расходов на страхование, равный 1,04 и применяемый только в отношении перечня генерирующих объектов, подлежащих строительству в ценовых зонах, утвержденного решением Правительства Российской Федерации в 2025 году;

- коэффициент приведения, определяемый в соответствии с пунктом 5 настоящей методики;

- величина удельных затрат на осуществление мероприятий по технологическому присоединению генерирующего объекта к электрическим сетям и сетям газораспределения, указанная в решении Правительства Российской Федерации, принятом в порядке, установленном пунктом 115.3 Правил оптового рынка (рублей/МВт).

5. Коэффициент приведения () определяется по формуле:

где:

- среднее арифметическое значение норм доходности, определенных в отношении N календарных месяцев, предшествовавших году, на который приходится дата начала фактической поставки мощности. Норма доходности в отношении календарного месяца равна норме доходности, определяемой в соответствии с пунктом 8 настоящей методики в отношении календарного года, к которому относится указанный календарный месяц;

N - длительность периода реализации проекта по строительству генерирующего объекта, указанная в перечне генерирующих объектов, подлежащих строительству в ценовых зонах.

В отношении перечня генерирующих объектов, подлежащих строительству в ценовых зонах, утвержденного решением Правительства Российской Федерации в 2025 году, коэффициент приведения () определяется по формуле:

где:

- средневзвешенная по дням 2025 и 2026 годов ключевая ставка Центрального банка Российской Федерации;

- средняя доходность долгосрочных государственных обязательств, определенная по результатам 2025 и 2026 годов коммерческим оператором оптового рынка в соответствии с договором о присоединении к торговой системе оптового рынка с учетом порядка, установленного федеральным органом исполнительной власти, осуществляющим функции по выработке государственной политики и нормативно-правовому регулированию в сфере анализа и прогнозирования социально-экономического развития.

6. Не возмещенная по состоянию на начало месяца m, отличного от первого (m > 1), часть капитальных затрат на строительство генерирующего объекта () определяется по формуле:

(В редакции Постановления Правительства Российской Федерации от 31.10.2025 № 1704)

где:

- не возмещенная по состоянию на начало месяца, предшествующего месяцу m, часть капитальных затрат на строительство генерирующего объекта (рублей/МВт);

- норма доходности, рассчитанная в соответствии с пунктом 8 настоящей методики в отношении календарного года, предшествующего году, к которому относится месяц, предшествующий месяцу m.

7. В случае изменения значения капитальных затрат на строительство генерирующего объекта на дату определения цены на мощность в отношении месяца m относительно значения этих затрат, учтенных при определении цены на мощность в отношении месяца, предшествовавшего месяцу m, расчет величины не возмещенной по состоянию на начало месяца m части капитальных затрат () производится с учетом изменения всех соответствующих величин (от до включительно).

8. Норма доходности () рассчитывается коммерческим оператором оптового рынка по результатам i-го календарного года. Расчет производится ежегодно с учетом особенностей, предусмотренных договором о присоединении к торговой системе оптового рынка, и определяется по формуле:

где:

i - индекс года от 1 до 15;

- базовый уровень нормы доходности инвестированного капитала, равный 14 процентам;

- средняя доходность долгосрочных государственных обязательств, определяемая по результатам i-го календарного года коммерческим оператором оптового рынка в порядке, установленном федеральным органом исполнительной власти, осуществляющим функции по выработке государственной политики и нормативно-правовому регулированию в сфере анализа и прогнозирования социально-экономического развития, с учетом особенностей, предусмотренных договором о присоединении к торговой системе оптового рынка;

- базовый уровень доходности долгосрочных государственных обязательств, равный 8,5 процента.

9. Расчетная величина прибыли от продажи электрической энергии () определяется по формуле:

где:

- средневзвешенное значение из цен на электрическую энергию, определенных по результатам конкурентного отбора ценовых заявок на сутки вперед, в каждый час предшествующего месяца в группе точек поставки, к которой относится генерирующий объект, по объемам электрической энергии, продаваемой по результатам конкурентного отбора ценовых заявок на сутки вперед в соответствующие часы (рублей/МВт·ч);

- значение переменных (топливных) затрат на выработку электрической энергии, определяемое в соответствии с пунктом 10 настоящей методики (рублей/МВт·ч);

КИУМ - значение коэффициента использования установленной мощности, указанное в перечне генерирующих объектов, подлежащих строительству в ценовых зонах;

УМ - объем установленной мощности соответствующего генерирующего объекта (МВт), указанный в перечне генерирующих объектов, подлежащих строительству в ценовых зонах;

- объем мощности, фактически поставленной на оптовый рынок в предшествующем месяце (МВт).

10. Значение переменных (топливных) затрат на выработку электрической энергии () определяется как произведение установленного в соответствии с настоящим пунктом для соответствующих генерирующих объектов значения удельного расхода условного топлива и цены соответствующего вида топлива с учетом калорийного эквивалента соответствующего топлива.

В отношении объектов газовой генерации цена топлива определяется на основании данных, полученных в соответствии с договором о присоединении к торговой системе оптового рынка от поставщика мощности, исходя из оптовой цены на газ, платы за снабженческо-сбытовые услуги и затрат на услуги по транспортировке газа по газораспределительным сетям (в случае оказания в отношении генерирующего объекта таких услуг), сформированных на основании решений федерального органа исполнительной власти в области регулирования тарифов и (или) уполномоченных исполнительных органов субъектов Российской Федерации. В целях определения указанной цены топлива поставщик мощности представляет коммерческому оператору оптового рынка информацию о значении калорийного эквивалента, об установленных федеральным органом исполнительной власти в области регулирования тарифов значениях оптовой цены на газ, платы за снабженческо-сбытовые услуги и о решениях федерального органа исполнительной власти в области регулирования тарифов и (или) уполномоченных исполнительных органов субъектов Российской Федерации, на основании которых формируются затраты на услуги по транспортировке газа по газораспределительным сетям (в случае оказания в отношении генерирующего объекта таких услуг).

В отношении объектов угольной генерации цена топлива определяется на основании данных, полученных от поставщика мощности. В целях определения указанной цены топлива поставщик мощности представляет коммерческому оператору оптового рынка в соответствии с договором о присоединении к торговой системе оптового рынка информацию о значении цены угля с учетом затрат на транспортировку угля и значении калорийного эквивалента.

Порядок определения цены соответствующего вида топлива с учетом калорийного эквивалента соответствующего топлива и ее составляющих определяется договором о присоединении к торговой системе оптового рынка. В случае непредставления поставщиком мощности информации в соответствии с абзацами вторым и (или) третьим настоящего пункта цена соответствующего вида топлива определяется равной нулю.

Значение удельного расхода условного топлива в целях определения переменных (топливных) затрат на выработку электрической энергии принимается равным нормативу удельного расхода топлива при производстве электрической энергии, установленному для соответствующего генерирующего объекта федеральным органом исполнительной власти, осуществляющим функции по выработке и реализации государственной политики и нормативно-правовому регулированию в сфере топливно-энергетического комплекса, и представленному поставщиком мощности коммерческому оператору оптового рынка в порядке и сроки, которые предусмотрены договором о присоединении к торговой системе оптового рынка, в отношении каждого года поставки мощности с использованием генерирующего объекта. В случае если поставщиком мощности не были направлены величины нормативов удельного расхода топлива при производстве электрической энергии, значения удельного расхода условного топлива в целях определения переменных (топливных) затрат на выработку электрической энергии принимаются равными:

11. Удельная расчетная величина расходов, связанных с уплатой налога на прибыль организаций (), определяемая с учетом особенностей, предусмотренных договором о присоединении к торговой системе оптового рынка, исходя из суммы уплаченного налога на прибыль организаций, рассчитанной исходя из доли дохода от продажи электрической энергии и мощности на оптовом рынке с использованием соответствующего генерирующего объекта в доходе, полученном поставщиком мощности за налоговый период, и (или) информации об удельной величине расходов, связанных с уплатой налога на прибыль организаций, представленной поставщиком мощности в соответствии с абзацем шестым пункта 115.4 Правил оптового рынка, которая с 1-го по 180-й месяц поставки мощности не может превышать величину, определяемую по формуле:

(В редакции Постановления Правительства Российской Федерации от 31.10.2025 № 1704)

где:

te - плановый срок (в годах) полезного использования генерирующего объекта, равный 20 годам;

12. Удельная расчетная величина расходов, связанных с уплатой налога на имущество организаций (), определяемая с учетом особенностей, предусмотренных договором о присоединении к торговой системе оптового рынка, исходя из суммы уплаченного налога на имущество в отношении соответствующего генерирующего объекта и (или) информации об удельной расчетной величине расходов, связанных с уплатой налога на имущество организаций, представленной поставщиком мощности в соответствии с абзацем седьмым пункта 115.4 Правил оптового рынка, которая с 1-го по 180-й месяц поставки мощности не может превышать величину, определяемую по формуле:

13. Договором купли-продажи (поставки) мощности определяется выплачиваемая поставщиком мощности сумма в случае, если предельный объем поставки мощности генерирующего объекта меньше объема, равного 95 процентам объема мощности, составляющего обязательства по поставке мощности по договорам купли-продажи (поставки) мощности, размер которой не может быть меньше величины , определяемой по формуле (рублей):

где:

- цена на мощность генерирующего объекта, определяемая по формуле (рублей/МВт):

- объем мощности, составляющий обязательства по поставке мощности с использованием генерирующего объекта (МВт);

- предельный объем мощности генерирующего объекта, определенный в отношении месяца m по результатам аттестации (в случае задержки начала поставки мощности показатель равен нулю) (МВт).

14. Договором купли-продажи (поставки) мощности определяется выплачиваемая поставщиком мощности неустойка в случае представления поставщиком мощности недостоверных заверений, предусмотренных абзацами шестым и (или) седьмым пункта 115.4 Правил оптового рынка, размер которой не может быть меньше величины, равной 25 процентам годовой стоимости мощности генерирующего объекта.

15. Особенности определения отдельных составляющих, используемых для расчета цен на мощность и суммы штрафа в соответствии с настоящей методикой, могут быть определены договором о присоединении к торговой системе оптового рынка.

(Дополнение приложением - Постановление Правительства Российской Федерации от 30.09.2025 № 1504)

______________

ПРИЛОЖЕНИЕ № 8 к Правилам оптового рынка электрической энергии и мощности

ПОЛОЖЕНИЕ о порядке определения величины спроса на мощность для проведения на оптовом рынке электрической энергии и мощности долгосрочного конкурентного отбора мощности

(В редакции Постановления Правительства Российской Федерации от 01.11.2024 № 1472)

1. Настоящее Положение устанавливает порядок определения системным оператором величины спроса на мощность для проведения на оптовом рынке электрической энергии и мощности долгосрочного конкурентного отбора мощности в соответствии с Правилами оптового рынка электрической энергии и мощности, утвержденными постановлением Правительства Российской Федерации от 27 декабря 2010 г. № 1172 "Об утверждении Правил оптового рынка электрической энергии и мощности и о внесении изменений в некоторые акты Правительства Российской Федерации по вопросам организации функционирования оптового рынка электрической энергии и мощности" (далее соответственно - конкурентный отбор мощности, Правила оптового рынка).

2. Величина спроса на мощность () определяется отдельно в каждой ценовой зоне по следующей формуле:

где:

z - номер ценовой зоны (для первой ценовой зоны - 1, для второй ценовой зоны - 2);

- требуемый объем мощности в ценовой зоне, определяемый в соответствии с пунктом 3 настоящего Положения;

- объем электрической энергии, соответствующий объему поставки мощности в зарубежные энергосистемы из соответствующей ценовой зоны, определяемый в соответствии с пунктом 11 настоящего Положения;

- объем мощности генерирующих объектов, функционирующих на розничных рынках на территориях субъектов Российской Федерации, объединенных в соответствующую ценовую зону, определяемый в соответствии с пунктом 10 настоящего Положения.

Для целей настоящего Положения под зимним периодом понимается период, состоящий из 3 последовательных полных месяцев с декабря по февраль, заканчивающийся не позднее чем за 45 дней до даты публикации информации для проведения конкурентного отбора мощности.

3. Для определения требуемого объема мощности в ценовой зоне формируется функция распределения суммы 2 независимых случайных величин, определенных в соответствии с настоящим Положением, - прогнозируемого в год поставки максимального объема потребления мощности в ценовой зоне с учетом влияния температурного фактора и вероятного объема снижения доступной мощности генерирующего оборудования.

Значение требуемого объема мощности в ценовой зоне определяется на основании полученной функции распределения для нормативного значения (), соответствующего одному событию в рабочие дни последних 10 зимних периодов, определяемого по следующей формуле:

где D - количество рабочих суток в 10 последних зимних периодах.

Нормативное значение округляется до 5 знаков после запятой.

4. Максимальный объем потребления мощности в ценовой зоне, прогнозируемый на год поставки мощности, на который проводится конкурентный отбор мощности (далее - прогнозируемый максимальный объем потребления мощности), определяется системным оператором на основе прогноза потребления мощности по территориям территориальных энергосистем, расположенных в пределах территории одного или нескольких субъектов Российской Федерации (далее - территориальная энергосистема), учтенного при формировании прогнозных показателей потребления электрической энергии (мощности), предусмотренных в последней утвержденной схеме и программе развития электроэнергетических систем России на соответствующий период (далее - прогноз потребления мощности), с учетом влияния температурного фактора.

Прогноз потребления мощности определяется в отношении территории каждой территориальной энергосистемы в целом без выделения объемов мощности, соответствующих потерям электрической энергии в электрических сетях и объемам потребления электрической энергии для собственных и хозяйственных нужд производителей электрической энергии.

5. Прогнозируемые максимальные объемы потребления мощности территориальных энергосистем с учетом влияния температурного фактора определяются исходя из значений прогноза потребления мощности по каждой территориальной энергосистеме, приведенных к среднесуточным температурам наружного воздуха в соответствующих территориальных энергосистемах в каждых сутках 20 последних зимних периодов с учетом характеристик зависимости максимальной электрической нагрузки территориальных энергосистем от фактической температуры наружного воздуха.

Характеристики зависимости максимальной электрической нагрузки территориальных энергосистем от фактической температуры наружного воздуха рассчитываются на основании статистических данных фактической зависимости максимума электрической нагрузки территориальной энергосистемы от температуры наружного воздуха во всем диапазоне температур, определяемой фактической на момент выполнения расчетов структурой потребителей территориальной энергосистемы за каждые сутки 3 лет, предшествующих году проведения конкурентного отбора мощности, при этом последний из которых заканчивается не ранее чем за 45 дней до даты публикации информации для проведения конкурентного отбора мощности.

6. Величина прогнозируемого максимального объема потребления мощности по ценовой зоне определяется как сумма величин прогнозируемого максимального объема потребления мощности по территориальным энергосистемам, отнесенным к этой ценовой зоне, в целом и долей величин прогнозируемого максимального объема потребления мощности по территориальным энергосистемам, если территориальная энергосистема отнесена к 2 ценовым зонам. При этом величины (доли величин) прогнозируемого максимального объема потребления мощности по территориальным энергосистемам умножаются на соответствующий коэффициент регионального совмещения максимума потребления территориальной энергосистемы.

Доля прогнозируемого максимального объема потребления мощности территориальной энергосистемы, относимая к ценовой зоне, определяется путем умножения прогнозируемого максимального объема потребления мощности по территориальной энергосистеме на коэффициент, формируемый на основании данных замера потокораспределения на час максимума зимнего замерного дня года, информация о котором представлена системному оператору до даты публикации информации для проведения конкурентного отбора мощности в соответствии с порядком представления информации, необходимой для осуществления оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике, утверждаемым федеральным органом исполнительной власти, осуществляющим функции по выработке и реализации государственной политики и нормативно-правовому регулированию в сфере топливно-энергетического комплекса (далее - уполномоченный орган).

Коэффициент регионального совмещения максимума потребления территориальной энергосистемы определяется на основании суточных профилей потребления мощности территориальной энергосистемы и ценовой зоны, к которой отнесена такая территориальная энергосистема, как среднее за 3 последних зимних периода из значений, рассчитанных как отношение среднего значения потребления территориальной энергосистемы за час максимального потребления мощности в ценовой зоне, к которой отнесена территориальная энергосистема, определенный на основании суточного профиля потребления мощности в ценовой зоне в рабочие дни зимнего периода, к среднему значению потребления территориальной энергосистемы за час максимального потребления мощности на территории этой территориальной энергосистемы, определенный на основании суточного профиля потребления мощности этой территориальной энергосистемы в рабочие дни зимнего периода.