Приложение 19.6. Регламент определения параметров
advertisement
Регламент определения параметров, необходимых для расчета цены по договорам о предоставлении мощности Приложение № 19.6 к Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка РЕГЛАМЕНТ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ПАРАМЕТРОВ, НЕОБХОДИМЫХ ДЛЯ РАСЧЕТА ЦЕНЫ ПО ДОГОВОРАМ О ПРЕДОСТАВЛЕНИИ МОЩНОСТИ утвержден 18 марта 2011 года (Протокол № 8/2011 заседания Наблюдательного совета НП «Совет рынка»), с изменениями от 1 апреля 2011 года (Протокол № 9-III/2011 заседания Наблюдательного совета НП «Совет рынка»), с изменениями от 8 апреля 2011 года (Протокол № 10/2011 заседания Наблюдательного совета НП «Совет рынка»), с изменениями от 28 апреля 2011 года (Протокол № 12/2011 заседания Наблюдательного совета НП «Совет рынка»), с изменениями от 26 мая 2011 года (Протокол № 15-I/2011 заседания Наблюдательного совета НП «Совет рынка»), с изменениями от 24 июня 2011 года (Протокол № 19/2011 заседания Наблюдательного совета НП «Совет рынка»), с изменениями от 29 июля 2011 года (Протокол № 22/2011 заседания Наблюдательного совета НП «Совет рынка»), с изменениями от 29 сентября 2011 года (Протокол № 29/2011 заседания Наблюдательного совета НП «Совет рынка»), с изменениями от 28 октября 2011 года (Протокол № 35/2011 заседания Наблюдательного совета НП «Совет рынка»), с изменениями от 9 декабря 2011 года (Протокол № 39/2011 заседания Наблюдательного совета НП «Совет рынка»), с изменениями от 27 января 2012 года (Протокол № 5/2012 заседания Наблюдательного совета НП «Совет рынка»), с изменениями от 16 марта 2012 года (Протокол № 12/2012 заседания Наблюдательного совета НП «Совет рынка»), с изменениями от 13 апреля 2012 года (Протокол № 15/2012 заседания Наблюдательного совета НП «Совет рынка»), с изменениями от 27 апреля 2012 года (Протокол № 17/2012 заседания Наблюдательного совета НП «Совет рынка»), с изменениями от 27 июля 2012 года (Протокол № 24/2012 заседания Наблюдательного совета НП «Совет рынка»), с изменениями от 14 сентября 2012 года (Протокол № 28/2012 заседания Наблюдательного совета НП «Совет рынка»), с изменениями от 28 сентября 2012 года (Протокол № 30/2012 заседания Наблюдательного совета НП «Совет рынка»), с изменениями от 6 ноября 2012 года (Протокол № 34/2012 заседания Наблюдательного совета НП «Совет рынка») Регламент определения параметров, необходимых для расчета цены по договорам о предоставлении мощности ОГЛАВЛЕНИЕ 1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ .................................................................................................................................... 3 2. ПАРАМЕТРЫ, НЕОБХОДИМЫЕ ДЛЯ РАСЧЕТА ЦЕНЫ ПО ВСЕМ ОБЪЕКТАМ ДПМ ........................ 4 3. ПАРАМЕТРЫ, ОПРЕДЕЛЯЕМЫЕ В СООТВЕТСТВИИ С ДПМ ................................................................ 13 4. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ВЕЛИЧИНЫ КАПИТАЛЬНЫХ ЗАТРАТ ........................................................................ 14 5. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ДОЛИ ЗАТРАТ, ОТРАЖАЮЩЕЙ ПРОГНОЗНУЮ ПРИБЫЛЬ ОТ ПРОДАЖИ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ ................................................................................................................................ 18 6. ПОРЯДОК ВЗАИМОДЕЙСТВИЯ С КО ПО ПРЕДОСТАВЛЕНИЮ ПАРАМЕТРОВ РАСЧЕТА ЦЕНЫ МОЩНОСТИ ПО ДПМ............................................................................................................................................. 21 7. ПОРЯДОК ПУБЛИКАЦИИ ПАРАМЕТРОВ, НЕОБХОДИМЫХ ДЛЯ РАСЧЕТА ЦЕНЫ ПО ДПМ ...... 22 8. ВНЕСЕНИЕ АТС ИЗМЕНЕНИЙ В ПРИЛОЖЕНИЯ К ДОГОВОРАМ О ПРЕДОСТАВЛЕНИИ МОЩНОСТИ И АГЕНТСКИМ ДОГОВОРАМ В ОДНОСТОРОННЕМ ВНЕСУДЕБНОМ ПОРЯДКЕ В СЛУЧАЕ ПРИНЯТИЯ НАБЛЮДАТЕЛЬНЫМ СОВЕТОМ НП «СОВЕТ РЫНКА» РЕШЕНИЯ ОБ УСТАНОВЛЕНИИ ПАРАМЕТРОВ, НЕОБХОДИМЫХ ДЛЯ РАСЧЕТА ЦЕНЫ МОЩНОСТИ ..................... 23 2 Регламент определения параметров, необходимых для расчета цены по договорам о предоставлении мощности 1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ 1.1 Предмет Данный Регламент устанавливает порядок определения параметров, необходимых для определения цены и расчетной цены по договорам о предоставлении мощности (далее – ДПМ). Настоящий Регламент регулирует отношения между Советом рынка (далее – СР), коммерческим оператором (далее – КО), системным оператором (далее – СО) и участниками оптового рынка, связанные: с определением параметров, необходимых для определения цены и расчетной цены по ДПМ; с порядком взаимодействия между СР, КО, СО и участниками оптового рынка. Термины и определения, используемые в настоящем Регламенте, приведены в том значении, в котором они использованы в Правилах оптового рынка и в Договоре о присоединении к торговой системе оптового рынка. 1.2 Сфера действия Положения настоящего Регламента распространяются: 1) на поставщиков электрической энергии и мощности – участников оптового рынка, 2) СО, 3) СР, 4) КО. Параметры, определенные в соответствии с настоящим Регламентом, применяются для расчета стоимости мощности по ДПМ участника оптового рынка, владеющего на праве собственности или на ином законном основании объектом генерации по ДПМ, или участника оптового рынка, который приобрел объект генерации по ДПМ, в том числе в порядке правопреемства, а также для определения расчетной цены, используемой в целях расчета штрафов по ДПМ (далее – расчетной цены). Параметры, определенные в соответствии с настоящим Регламентом, применяются для расчета стоимости мощности по ДПМ в отношении участника оптового рынка – продавца по ДПМ, а также для определения расчетной цены и в случае смены собственника объекта генерации по ДПМ при условии сохранения права продажи мощности за продавцом по ДПМ. Участник оптового рынка вправе направлять в адрес КО и СР документы, предусмотренные настоящим Регламентом, и совершать действия, предусмотренные настоящим Регламентом, и, в свою очередь, КО и СР вправе направлять документы в адрес данного участника оптового рынка, предусмотренные настоящим Регламентом, и совершать действия, предусмотренные настоящим Регламентом, в том числе определять все параметры, необходимые для расчета цены по ДПМ и расчетной цены в отношении объекта генерации по ДПМ в случае, если на момент направления соответствующих документов или совершения соответствующих действий, предусмотренных настоящим Регламентом, данный участник оптового рынка является продавцом по ДПМ в отношении данного объекта генерации по ДПМ. 3 Регламент определения параметров, необходимых для расчета цены по договорам о предоставлении мощности 2. ПАРАМЕТРЫ, НЕОБХОДИМЫЕ ДЛЯ РАСЧЕТА ЦЕНЫ ПО ВСЕМ ОБЪЕКТАМ ДПМ 2.1 Определение величин ставок налога на прибыль и налога на имущество, используемых при определении цены мощности по ДПМ При определении цены мощности объекта генерации по ДПМ КО, на основании решения Правления КО, использует величины ставок налога на прибыль и налога на имущество, указанные продавцом по соответствующему ДПМ в Уведомлении о налоговых ставках, действующих в субъектах Российской Федерации, в которых расположены объекты генерации поставщика по ДПМ (далее – Уведомление), с учетом пунктов 2.1.1–2.1.8 настоящего Регламента. При этом при расчете цены мощности объекта генерации по ДПМ КО ставка налога на прибыль принимается равной сумме значения ставки налога на прибыль, подлежащей зачислению в бюджет субъекта РФ, указанной участником в Уведомлении, и значения ставки, подлежащей зачислению в федеральный бюджет в соответствии с Налоговым кодексом РФ (в отношении 2011 года принимается равной значению ставки, указанной участником в Уведомлении). 2.1.1 Уведомление составляется в соответствии с приложением 4 к настоящему Регламенту и направляется в КО официально за подписью уполномоченного лица продавца. 2.1.2 Уведомление должно содержать в отношении каждого объекта генерации, мощность которого будет поставляться по ДПМ в году i, значения: - ставки налога на прибыль, подлежащего зачислению продавцом в году i в бюджет субъекта Российской Федерации, в котором расположен указанный объект генерации (в отношении 2011 года – значение суммы региональной ставки налога на прибыль и федеральной составляющей налога на прибыль); - ставки налога на имущество (без учета специальных льгот по налогу на имущество организаций), которая будет действовать в году i в субъекте РФ, в котором расположен указанный объект генерации. Указанные налоговые ставки должны находиться в пределах интервалов, допустимых в соответствии с Налоговым кодексом Российской Федерации. 2.1.3 Уведомление должно быть получено КО не позднее 18 часов (время московское) 15 декабря года i-1 (за исключением Уведомления и приложенных актов в отношении 2011 года). 2.1.4 В отношении 2011 года Уведомление должно быть получено КО до 18 часов (время московское) 14 января 2011 года. 2.1.5 До 18:00 1 сентября года i+1 участник оптового рынка обязан предоставить следующие документы: - оригинал письма из налогового органа субъекта РФ, в котором находится генерирующий объект (или налогового органа по месту учета организации в качестве крупнейшего налогоплательщика), подтверждающего значение ставки, по которой был исчислен налог на прибыль в отношении данного генерирующего объекта за отчетный период – год i, в бюджет субъекта Российской Федерации, на территории которого он расположен (далее – письмо налогового органа). В письме налогового органа должно быть указано: 1) наименование участника оптового рынка – продавца мощности по ДПМ; 2) наименование обособленного генерирующий объект – объект ДПМ; подразделения (филиала), к которому относится 3) наименование генерирующего объекта – объекта ДПМ, относящегося к обособленному подразделению (филиалу); 4 Регламент определения параметров, необходимых для расчета цены по договорам о предоставлении мощности 4) значение налоговой ставки, по которой был исчислен налог на прибыль в отношении объекта ДПМ (обособленного подразделения, к которому относится объект ДПМ), в федеральный бюджет и в бюджет субъекта РФ. В случае если письмо налогового органа не соответствует предъявленным к нему настоящим Регламентом требованиям либо указанные в нем сведения не позволяют Правлению КО принять решение о подтверждении значения ставки, по которой был исчислен налог на прибыль в отношении конкретного генерирующего объекта за год i в бюджет субъекта Российской Федерации, на территории которого он расположен: 1) КО вправе до 1 октября года i+1 запросить у участника оптового рынка дополнительные сведения (документы) для подтверждения значения ставки, по которой был исчислен налог на прибыль; 2) Участник оптового рынка обязан до 1 ноября года i+1 предоставить КО запрашиваемые им сведения (документы). Данные сведения должны быть предоставлены участником оптового рынка официальным письмом, подписанным уполномоченным должностным лицом (к письму должны быть приложены заверенные в установленном порядке копии или оригиналы документов, подтверждающих полномочия лица на подписание письма: доверенность, оформленная в установленном порядке, или документы, подтверждающие полномочия единоличного исполнительного органа, подписавшего письмо); - копию законодательного акта субъекта Российской Федерации, содержащего значение региональной ставки налога на имущество на год i, в редакции, действующей в году i. 2.1.6 Если в отношении какого-либо объекта генерации участником оптового рынка не представлено в КО Уведомление в порядке и сроки, предусмотренные подпунктами 2.1.1–2.1.4 настоящего Регламента, либо Уведомление представлено с нарушением требований, установленных подпунктами 2.1.1–2.1.4 настоящего Регламента (в том числе представленное Уведомление не содержит данных о величине какой-либо из налоговых ставок на год i для этого объекта), при расчете цены мощности данного объекта генерации в году i применяются следующие значения налоговых ставок, соответственно: ставка налога на прибыль, равная 15,5 процентов; ставка налога на имущество, равная 0,5 процента. 2.1.7 Если в отношении какого-либо объекта генерации Уведомление, представленное участником оптового рынка на год i, содержало значения ставки налога на прибыль, подлежащей зачислению в бюджет субъекта Российской Федерации (для 2011 года – значение суммы ставок налога на прибыль, подлежащего зачислению в бюджет субъекта РФ и в федеральный бюджет), и ставки налога на имущество, превышающие величины, указанные в документах, представленных участником оптового рынка в соответствии с пунктом 2.1.5 настоящего Регламента, то разница между соответствующими налоговыми ставками учитывается при определении налоговой ставки, применяемой при расчете цены мощности данного объекта генерации в году i+2, в следующем порядке: НП i 2, g max 13,5; НП iуведомл НП i , g НП iфед НП iподтв НП iфед 2, g ,g 2 , где НП i 2, g – ставка налога на прибыль, применяемая при расчете цены мощности объекта генерации g в году i+2; НП i , g – ставка налога на прибыль, которая применялась при расчете цены мощности объекта генерации g в году i; 5 Регламент определения параметров, необходимых для расчета цены по договорам о предоставлении мощности – ставка налога на прибыль, по которой исчисляется налог на прибыль в бюджет НПiуведомл 2, g субъекта РФ, на территории которого расположен объект генерации g, указанная в Уведомлении, представленном участником оптового рынка, в отношении объекта генерации g на год i+2; – ставка налога на прибыль, по которой исчислялся налог на прибыль в отношении НПiподтв ,g объекта генерации g за отчетный период – год i – в бюджет субъекта РФ, на территории которого он расположен, указанная в представленных участником оптового рынка документах, предусмотренных подпунктом 2.1.5 настоящего Регламента; НП iфед – ставка, по которой исчислялся налог на прибыль в федеральный бюджет в году i в соответствии с Налоговым кодексом Российской Федерации; НП iфед 2 – ставка, по которой исчисляется налог на прибыль в федеральный бюджет в году i+2 в соответствии с Налоговым кодексом Российской Федерации. При этом, если в представленных участником оптового рынка документах указано несколько значений ставок налога на прибыль, по которым в течение одного налогового периода исчислялся налог на прибыль в отношении объекта генерации g в бюджет субъекта РФ, на территории которого он расположен, то величина НПiподтв определяется (в процентах с точностью до 6 (шести) знаков ,g после запятой) по формуле: НП подтв i,g НП подтв i , g ,t t dt , Di где НПiподтв – ставка налога на прибыль, по которой исчислялся налог на прибыль в отношении , g ,t объекта генерации g за отчетный период d t в бюджет субъекта РФ, на территории которого он расположен, указанная в представленных участником оптового рынка документах, при этом продолжительность периода d t исчисляется в днях, а Di – число дней в году i; ст _ уведомл ст _ подтв НИ iст НИ iст 2, g max 0,5; НИ i 2, g , g НИ i , g , где НИ iст 2, g – ставка налога на имущество, применяемая при расчете цены мощности объекта генерации g в году i+2; НИ iст , g – ставка налога на имущество, которая применялась при расчете цены мощности объекта генерации g в году i; _ уведомл – ставка налога на имущество, указанная в Уведомлении, представленном НИ iст 2, g участником оптового рынка, в отношении объекта генерации g на год i+2; _ подтв – ставка налога на имущество, указанная в представленных участником оптового НИ iст ,g рынка документах, предусмотренных подпунктом 2.1.5 настоящего Регламента. Указанный в настоящем пункте порядок учета разницы между соответствующими налоговыми ставками не применяется в случаях, предусмотренных положениями подпункта 2.1.6 настоящего Регламента. 6 Регламент определения параметров, необходимых для расчета цены по договорам о предоставлении мощности 2.1.8 Если в отношении какого-либо объекта генерации участником оптового рынка не представлены документы в порядке и сроки, предусмотренные подпунктом 2.1.5 настоящего Регламента, либо указанные документы представлены с нарушением требований, установленных подпунктом 2.1.5 настоящего Регламента, при расчете цены мощности данного объекта генерации в году i+2 применяются следующие значения налоговых ставок, соответственно: o ставка налога на прибыль, равная 15,5 процентов; o ставка налога на имущество, равная 0,5 процента. 2.2 Определение величины расходов по оплате технологического включенных в налогооблагаемую базу для исчисления налога на имущество присоединения, Для расчета цены по ДПМ в году i используется уведомление, полученное из Федеральной налоговой службы или иного уполномоченного органа, о включении в году (i-1) в налогооблагаемую базу для исчисления налога на имущество расходов (всех или в части) по оплате технологического присоединения к электрическим и газовым сетям объекта генерации, в отношении которого заключен ДПМ (с обязательным указанием указанного генерирующего объекта). CР при получении указанного уведомления передает в течение 3 (трех) рабочих дней в КО за подписью уполномоченного лица удельную величину включенных в налогооблагаемую базу для исчисления налога на имущество расходов по оплате технологического присоединения, в соответствии с приложением 5. Удельная величина включенных в налогооблагаемую базу для исчисления налога на имущество расходов по оплате технологического присоединения рассчитывается как отношение указанной в уведомлении величины, включенной в налогооблагаемую базу для исчисления налога на имущество расходов по оплате технологического присоединения, и величины установленной мощности, указанной в приложении 1 к Договору о предоставлении мощности (Приложение № Д 16, Приложение № Д 16.1 к Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка). До получения КО указанного значения удельной величины, включенной в налогооблагаемую базу для исчисления налога на имущество расходов по оплате технологического присоединения, используемая при расчете цены мощности объекта генерации удельная величина включенных в налогооблагаемую базу для исчисления налога на имущество расходов по оплате технологического ни ТП g присоединения принимается равной 0 (нулю). Для целей расчета размера штрафов (неустоек), взимаемых с продавца по ДПМ, удельная величина включенных в налогооблагаемую базу для исчисления налога на имущество расходов по оплате технологического присоединения ТП g ни принимается равной 0 (нулю). При получении КО в приложении 5 соответствующего значения удельной величины включенных в налогооблагаемую базу для исчисления налога на имущество расходов по оплате технологического присоединения до 2-го числа календарного месяца включительно КО учитывает указанное значение для расчета цены на мощность начиная с месяца, в котором оно было получено КО. При получении КО в приложении 5 соответствующего значения удельной величины включенных в налогооблагаемую базу для исчисления налога на имущество расходов по оплате технологического присоединения после 2-го числа календарного месяца КО учитывает указанное значение для расчета цены на мощность начиная с месяца, следующего за месяцем, в котором оно было получено КО. В случае получения КО двух или более приложений 5 в отношении одного и того же объекта генерации для одного и того же периода КО учитывает значения, указанные в решении Наблюдательного совета НП «Совет рынка», имеющем наиболее позднюю дату принятия. 2.3 Определение фактических генерации к электрическим сетям затрат на технологическое присоединение объекта 7 Регламент определения параметров, необходимых для расчета цены по договорам о предоставлении мощности Величина фактических затрат на технологическое присоединение объекта генерации к электрическим сетям для целей расчета цены поставляемой по ДПМ мощности принимается Наблюдательным советом НП «Совет рынка» равной: величине платы за технологическое присоединение к сетям ФСК и (или) к территориальным сетевым компаниям, созданным в результате реформирования акционерных обществ энергетики и электрификации, установленной федеральным органом исполнительной власти в области государственного регулирования тарифов и (или) органом исполнительной власти субъекта Российской Федерации в области государственного регулирования тарифов; и (или) величине платы за технологическое присоединение к прочим сетям в случае, если поставщиком оптового рынка доказано, что данное технологическое присоединение направлено на увеличение транзита электрической энергии (мощности) в сети ФСК или в территориальные сетевые компании, созданные в результате реформирования акционерных обществ энергетики и электрификации, установленной федеральным органом исполнительной власти в области государственного регулирования тарифов и (или) органом исполнительной власти субъекта Российской Федерации в области государственного регулирования тарифов. Для подтверждения указанных величин участник представляет: заверенную соответствующим органом выписку из решения или приказа (или заверенную участником копию приказа) органа исполнительной власти в области государственного регулирования тарифов и (или) органа исполнительной власти субъекта Российской Федерации в области государственного регулирования тарифов об установлении платы за технологическое присоединение к электрическим сетям в отношении соответствующего объекта; заверенную участником копию подписанного участником и соответствующей сетевой компанией акта, подтверждающего осуществление технологического присоединения объекта генерации к электрическим сетям, и заверенную участником копию подписанного участником и соответствующей сетевой компанией акта сверки расчетов, содержащего информацию о фактической оплате поставщиком оптового рынка указанной платы (указанных плат) по состоянию на дату представления в СР указанных документов. В случае если величина в акте выполненных работ или в акте сверки расчетов не совпадает с величиной, указанной в решении или приказе органа исполнительной власти в области государственного регулирования тарифов и (или) органа исполнительной власти субъекта Российской Федерации в области государственного регулирования тарифов, об установлении платы за технологическое присоединение к электрическим сетям, то Наблюдательным советом НП «Совет рынка» принимается минимальная из представленных величин. Для установления Наблюдательным советом НП «Совет рынка» величины фактических затрат на технологическое присоединение объекта генерации к электрическим сетям поставщик оптового рынка направляет в СР заявление величины фактических затрат на технологическое присоединение к электрическим сетям до 5-го числа месяца, предшествующего месяцу, для которого поставщик заявил величину фактических затрат на технологическое присоединение. СР в течение двух рабочих дней с момента установления Наблюдательным советом НП «Совет рынка» величины фактических затрат на технологическое присоединение к электрическим сетям, но не позднее 2-го числа календарного месяца, в котором указанная величина должна быть учтена для расчета цены на мощность, передает КО за подписью уполномоченного лица соответствующее значение, согласно приложению 5 к настоящему Регламенту. 8 Регламент определения параметров, необходимых для расчета цены по договорам о предоставлении мощности При получении КО в приложении 5 соответствующего значения величины затрат на технологическое присоединение до 2-го числа календарного месяца включительно КО рассчитывает удельную величину платы за технологическое присоединение объекта генерации к технологической инфраструктуре как отношение суммы платы за технологическое присоединение и величины установленной мощности, указанной в приложении 1 к Договору о предоставлении мощности (Приложение № Д 16, Приложение № Д 16.1 к Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка), и учитывает рассчитанное значение для расчета цены на мощность начиная с месяца, в котором оно было получено КО. При получении КО в приложении 5 соответствующего значения величины затрат на технологическое присоединение после 2-го числа календарного месяца КО рассчитывает удельную величину платы за технологическое присоединение объекта генерации к технологической инфраструктуре как отношение суммы платы за технологическое присоединение и величины установленной мощности, указанной в приложении 1 к Договору о предоставлении мощности (Приложение № Д 16, Приложение № Д 16.1 к Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка), и учитывает рассчитанное значение для расчета цены на мощность начиная с месяца, следующего за месяцем, в котором оно было получено КО. В случае получения КО двух или более приложений 5 в отношении одного и того же объекта генерации для одного и того же периода КО учитывает значения, указанные в решении Наблюдательного совета НП «Совет рынка», имеющем наиболее позднюю дату принятия. В случае если Наблюдательным советом СР для целей расчета цены поставляемой по ДПМ мощности не определена величина затрат на технологическое присоединение объекта генерации к электрическим сетям (в том числе по причине того, что поставщиком не представлены (представлены частично, ненадлежащим образом оформленные или с нарушением требований к порядку их предоставления) документы или обосновывающие документы) и (или) КО не получено от СР в приложении 5 соответствующее значение для целей расчета цены поставляемой по ДПМ мощности, величина затрат на технологическое присоединение объекта генерации к электрическим сетям не учитывается (при применении формул расчета цены мощности по ДПМ в соответствии с приложением 4 к ДПМ используется значение, равное 0 (нулю). 2.4 Определение затрат на технологическое присоединение объекта генерации к газовым сетям Величина затрат на технологическое присоединение объекта генерации к газовым сетям для целей расчета цены поставляемой по ДПМ мощности принимается Наблюдательным советом НП «Совет рынка» равной величине платы за технологическое присоединение к газовым сетям, установленной федеральным органом исполнительной власти в области государственного регулирования тарифов и (или) органом исполнительной власти субъекта Российской Федерации в области государственного регулирования тарифов. Для подтверждения указанной величины участник представляет: заверенную соответствующим органом выписку из решения или приказа (или заверенную участником копию приказа) органа исполнительной власти в области государственного регулирования тарифов и (или) органа исполнительной власти субъекта Российской Федерации в области государственного регулирования тарифов об установлении платы за технологическое присоединение к газовым сетям в отношении соответствующего объекта; заверенную участником копию подписанного участником и соответствующей компанией акта выполненных работ по технологическому присоединению объекта генерации к газовым сетям и заверенную участником копию подписанного участником и соответствующей организацией акта сверки расчетов, содержащего информацию о фактической оплате поставщиком оптового рынка указанной платы по состоянию на дату представления в СР указанных документов. В случае если величина, указанная в акте выполненных работ или акте сверки расчетов, не 9 Регламент определения параметров, необходимых для расчета цены по договорам о предоставлении мощности совпадает с величиной, указанной в решении или приказе органа исполнительной власти в области государственного регулирования тарифов и (или) органа исполнительной власти субъекта Российской Федерации в области государственного регулирования тарифов, об установлении платы за технологическое присоединение к газовым сетям, то Наблюдательным советом НП «Совет рынка» принимается минимальная из представленных величин. Для установления Наблюдательным советом НП «Совет рынка» величины фактических затрат на технологическое присоединение объекта генерации к газовым сетям поставщик оптового рынка направляет в СР заявление величины фактических затрат на технологическое присоединение к газовым сетям до 5-го числа месяца, предшествующего месяцу, для которого поставщик заявил величину фактических затрат на технологическое присоединение. СР в течение двух рабочих дней с момента установления Наблюдательным советом НП «Совет рынка» величины фактических затрат на технологическое присоединение к газовым сетям, но не позднее 2-го числа календарного месяца, в котором указанная величина должна быть учтена для расчета цены на мощность, передает КО за подписью уполномоченного лица соответствующее значение согласно приложению 5 к настоящему Регламенту. При получении КО в приложении 5 соответствующего значения величины затрат на технологическое присоединение до 2-го числа календарного месяца включительно КО учитывает указанное значение для расчета цены на мощность начиная с месяца, в котором оно было получено КО. При получении КО в приложении 5 соответствующего значения величины затрат на технологическое присоединение после 2-го числа календарного месяца КО учитывает указанное значение для расчета цены на мощность начиная с месяца, следующего за месяцем, в котором оно было получено КО. В случае получения КО двух или более приложений 5 в отношении одного и того же объекта генерации для одного и того же периода КО учитывает значения, указанные в решении Наблюдательного совета НП «Совет рынка», имеющем наиболее позднюю дату принятия. В случае если Наблюдательным советом СР для целей расчета цены поставляемой по ДПМ мощности не определена величина затрат на технологическое присоединение объекта генерации к газовым сетям (в том числе по причине того, что поставщиком не представлены (представлены частично, ненадлежащим образом оформленные или с нарушением требований к порядку их предоставления) документы или обосновывающие документы) и (или) КО не получено от СР в приложении 5 соответствующее значение для целей расчета цены поставляемой по ДПМ мощности, величина затрат на технологическое присоединение объекта генерации к газовым сетям не учитывается (при применении формул расчета цены мощности по ДПМ в соответствии с приложением 4 к ДПМ используется значение, равное 0 (нулю). 2.5 Определение коэффициента, отражающего наличие (отсутствие) резервного вида топлива или наличие независимых источников природного газа Коэффициент, отражающий наличие (отсутствие) резервного вида топлива или наличие независимых источников природного газа устанавливается в соответствии с приложением 4 к Договору о предоставлении мощности (Приложение № Д 16, Приложение № Д 16.1 к Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка). Наблюдательный совет НП «Совет рынка» для целей определения цены и расчетной цены поставляемой по ДПМ мощности для объектов газовой генерации определяет: отсутствие (наличие) технологической возможности выработки электрической энергии с использованием резервного вида топлива; 10 Регламент определения параметров, необходимых для расчета цены по договорам о предоставлении мощности наличие 2 магистральных трубопроводов от 2 независимых источников природного газа, каждый из которых способен полностью обеспечить 100-процентное максимальное потребление природного газа соответствующим генерирующим объектом. 2.5.1 Определение технологической использованием резервного вида топлива возможности выработки электрической энергии с Технологическая возможность выработки электрической энергии с использованием резервного вида топлива определяется в соответствии с документом, утвержденным Наблюдательным советом СР и (или) принятым уполномоченным федеральным органом исполнительной власти. До принятия указанного документа для целей определения цены и расчетной цены поставляемой по ДПМ мощности наличие (отсутствие) технологической возможности выработки электрической энергии с использованием резервного вида топлива, определяется Наблюдательным советом СР при получении от поставщика оптового рынка официально за подписью уполномоченного лица заявления о наличии технологической возможности выработки электрической энергии с использованием резервного вида топлива и копий следующих документов: проектной документации генерирующего объекта, разрешения на ввод в эксплуатацию генерирующего объекта, акта приемки законченного строительства объекта. на строительство (модернизацию, реконструкцию) Для принятия решения Наблюдательным советом НП «Совет рынка» о наличии технологической возможности выработки электрической энергии с использованием резервного вида топлива поставщик оптового рынка направляет в СР заявление и копии соответствующих документов до 5-го числа месяца, предшествующего месяцу, для которого поставщик заявил о наличии технологической возможности выработки электрической энергии с использованием резервного вида топлива. СР в течение двух рабочих дней с момента принятия решения Наблюдательным советом НП «Совет рынка» о наличии (отсутствии) технологической возможности выработки электрической энергии с использованием резервного вида топлива, но не позднее 2-го числа календарного месяца, в котором указанная величина должна быть учтена для расчета цены и расчетной цены на мощность, передает КО за подписью уполномоченного лица соответствующее решение согласно приложению 5 к настоящему Регламенту. При получении КО в приложении 5 соответствующего решения до 2-го числа календарного месяца включительно КО учитывает указанное решение для определения цены и расчетной цены на мощность начиная с месяца, в котором оно было получено КО. При получении КО в приложении 5 соответствующего решения после 2-го числа календарного месяца КО учитывает указанное решение для определения цены и расчетной цены на мощность начиная с месяца, следующего за месяцем, в котором оно было получено КО. В случае получения КО двух или более приложений 5 в отношении одного и того же объекта генерации для одного и того же периода КО учитывает значения, указанные в решении Наблюдательного совета НП «Совет рынка», имеющем наиболее позднюю дату принятия. 2.5.2 Определение наличия независимых источников природного газа Наличие 2 магистральных трубопроводов от 2 независимых источников природного газа, каждый из которых способен полностью обеспечить 100-процентное максимальное потребление природного газа соответствующим генерирующим объектом для целей расчета цены поставляемой по ДПМ мощности определяется Наблюдательным советом СР при получении от поставщика оптового рынка заявления о наличии независимых источников природного газа и следующих документов: 11 Регламент определения параметров, необходимых для расчета цены по договорам о предоставлении мощности подписанные (заверенные) уполномоченным лицом документы собственников (владельцев) газопроводов, включая заверенные участником копии соответствующих договоров, подтверждающие, что каждый из указанных газопроводов является магистральным и обеспечивает непосредственную и независимую поставку газа от независимого источника природного газа; подписанные (заверенные) уполномоченным лицом документы поставщиков газа о том, что каждый из магистральных газопроводов от соответствующего источника способны полностью обеспечить 100-процентное максимальное потребление природного газа соответствующим генерирующим объектом ДПМ, включая заверенные участником копии соответствующих договоров. Для принятия решения Наблюдательным советом НП «Совет рынка» о наличии независимых источников природного газа поставщик оптового рынка направляет в СР заявление и соответствующие документы до 5-го числа месяца, предшествующего месяцу, для которого поставщик заявил о наличии независимых источников природного газа. СР в течение двух рабочих дней с момента принятия решения Наблюдательным советом НП «Совет рынка» о наличии (отсутствии) независимых источников природного газа, но не позднее 2-го числа календарного месяца, в котором указанная величина должна быть учтена для расчета цены и расчетной цены на мощность, передает КО за подписью уполномоченного лица соответствующее решение, согласно приложению 5 к настоящему Регламенту. При получении КО в приложении 5 соответствующего решения до 2-го числа календарного месяца включительно КО учитывает указанное решение для определения цены и расчетной цены на мощность начиная с месяца, в котором оно было получено КО. При получении КО в приложении 5 соответствующего решения после 2-го числа календарного месяца КО учитывает указанное решение для определения цены и расчетной цены на мощность начиная с месяца, следующего за месяцем, в котором оно было получено КО. В случае получения КО двух или более приложений 5 в отношении одного и того же объекта генерации для одного и того же периода КО учитывает значения, указанные в решении Наблюдательного совета НП «Совет рынка», имеющем наиболее позднюю дату принятия. В случае если Наблюдательным советом СР для объектов газовой генерации для целей расчета цены мощности поставляемой по ДПМ не определены отсутствие (наличие) технологической возможности выработки электрической энергии с использованием резервного вида топлива и отсутствие (наличие) 2 магистральных трубопроводов от 2 независимых источников природного газа, каждый из которых способен полностью обеспечить 100-процентное максимальное потребление природного газа соответствующим генерирующим объектом (в том числе по причине того, что поставщиком не представлены (представлены частично, ненадлежащим образом оформленные или с нарушением требований к порядку их предоставления) документы или обосновывающие документы) и (или) КО не получены от СР в приложении 5 соответствующие решения, для расчета цены по ДПМ для таких объектов принимается значение равное 0,95, соответствующее отсутствию технологической возможности выработки электрической энергии с использованием резервного вида топлива и отсутствию 2 магистральных трубопроводов от 2 независимых источников природного газа, каждый из которых способен полностью обеспечить 100-процентное максимальное потребление природного газа соответствующим генерирующим объектом. 2.6 Определение фактического значения индекса потребительских цен При расчете цен поставляемой по ДПМ мощности на год i КО используются данные о фактическом значении индекса потребительских цен на основании официального письма федерального органа исполнительной власти, осуществляющего функции по формированию официальной статистической информации. 2.7 Определение прогнозной величины индекса потребительских цен 12 Регламент определения параметров, необходимых для расчета цены по договорам о предоставлении мощности При расчете цен поставляемой по ДПМ мощности КО использует плановые величины индекса потребительских цен на 6 (шесть) календарных лет в соответствии с официальным прогнозом индекса потребительских цен федерального органа исполнительной власти в сфере социально-экономической политики в соответствии с приложением 4 к Договору о предоставлении мощности (Приложение № Д 16, Приложение № Д 16.1 к Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка). Указанные величины (информация об отсутствии прогноза на все или некоторые годы) определяются КО на основании официального письма федерального органа исполнительной власти в сфере социально-экономической политики. Если указанное письмо не поступило в КО до 15 декабря года i-1, соответствующий прогноз считается отсутствующим. 2.8 Определение отчетного периода и соответствующего календарного года для вычисления величины возмещаемых затрат, используемой при определении цены мощности по ДПМ В целях расчета цены мощности по ДПМ КО для каждого объекта генерации определяет номер текущего отчетного периода Y, к которому относится расчетный месяц. При вычислении величины возмещаемых затрат в отношении текущего отчетного периода Y, за исключением первого (Y = 1), КО определяет календарный год i, к которому относится расчетный месяц, и использует соответствующие фактические нормы доходности инвестированного капитала НД ;i-1 и НД ;i-2 , согласно п. 9 приложения 4 к Договору о предоставлении мощности (Приложение № Д 16, Приложение № Д 16.1 к Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка). При вычислении величин возмещаемых затрат в отношении предшествующих отчетных периодов Y-k (k = 1, 2, …), кроме первого (Y-k = 1), КО определяет календарный год i-k и в качестве НД ;i-1 и НД ;i-2 , согласно п. 9 приложения 4 к Договору о предоставлении мощности (Приложение № Д 16, Приложение № Д 16.1 к Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка), использует соответствующие фактические нормы доходности инвестированного капитала НД ;i-k-1 и НД ;i-k-2 . Порядок определения номера текущего отчетного периода и фактических норм доходности инвестированного капитала устанавливается приложением 4 к Договору о предоставлении мощности (Приложение № Д 16, Приложение № Д 16.1 к Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка). 2.9 Определение величины возмещаемых затрат, используемой при определении цены мощности по ДПМ При определении величины возмещаемых затрат в соответствии с пунктом 9 приложения 4 к Договору о предоставлении мощности (Приложение № Д 16, Приложение № Д 16.1 к Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка) величина ( R1, g , m ТПg , m Крсвg,m ТПg ,m ) принимается равной 1 (единице) в R1, g , m К Y -1,g,m R1, g , m следующих случаях: 3. 3.1 на дату расчета не определена хотя бы одна из величин R1, g ,m , Крсв g,m , К Y-1,g,m ; на дату расчета величина R1, g ,m равна 0 (нулю); на дату расчета величина К Y-1,g,m равна 0 (нулю). ПАРАМЕТРЫ, ОПРЕДЕЛЯЕМЫЕ В СООТВЕТСТВИИ С ДПМ Определение средней доходности долгосрочных государственных обязательств Величина доходности долгосрочных государственных обязательств, выраженных в рублях, со сроком до погашения не менее 8 лет и не более 10 лет, рассчитывается в соответствии с приложением 4 к 13 Регламент определения параметров, необходимых для расчета цены по договорам о предоставлении мощности Договору о предоставлении мощности (Приложение № Д 16, Приложение № Д 16.1 к Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка) на основании информации, полученной КО от ЗАО «ММВБ» по результатам торгов облигациями федерального займа, допущенных к торгам в ЗАО ММВБ. Порядок получения указанной информации определяется договором между КО и ЗАО «ММВБ». 3.2 Определение величины эксплуатационных расходов Величина эксплуатационных расходов определяется в соответствии с приложением 4.1 к Договору о предоставлении мощности (Приложение № Д 16, Приложение № Д 16.1 к Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка). 3.3 Определение коэффициента, отражающего потребление мощности на собственные и (или) хозяйственные нужды Коэффициент, отражающий потребление мощности на собственные и (или) хозяйственные нужды электростанций, определяется в соответствии с приложением 4.1 к Договору о предоставлении мощности (Приложение № Д 16, Приложение № Д 16.1 к Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка). 3.4 Определение базового уровня нормы доходности инвестиций Базовый уровень нормы доходности инвестированного капитала, устанавливается в соответствии с приложением 4 к Договору о предоставлении мощности (Приложение № Д 16, Приложение № Д 16.1 к Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка) на основании значения Признака проведения Продавцом дополнительной эмиссии, указанного в приложении 4.1 к Договору о предоставлении мощности (Приложение № Д 16, Приложение № Д 16.1 к Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка). 3.5 Определение коэффициента, отражающего учет прибыли с оптового рынка электрической энергии (мощности) по истечении срока окупаемости и до окончания срока службы генерирующих объектов Коэффициент К терм , отражающий учет прибыли с оптового рынка электрической энергии (мощности) по истечении срока окупаемости и до окончания срока службы генерирующих объектов, устанавливается в соответствии с приложением 4 к Договору о предоставлении мощности (Приложение № Д 16, Приложение № Д 16.1 к Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка). g 3.6 Определение коэффициента климатических зон Коэффициент К g клим , отражающий принадлежность объекта генерации к климатической зоне, устанавливается в соответствии с приложением 4.1 к Договору о предоставлении мощности (Приложение № Д 16, Приложение № Д 16.1 к Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка). 3.7 Определение коэффициента сейсмического влияния Коэффициент К g сейсм , отражающий принадлежность объекта генерации к сейсмической зоне, устанавливается в соответствии с приложением 4.1 к Договору о предоставлении мощности (Приложение № Д 16, Приложение № Д 16.1 к Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка). 4. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ВЕЛИЧИНЫ КАПИТАЛЬНЫХ ЗАТРАТ Для определения цены и расчетной цены по ДПМ АТС использует величину капитальных затрат определяемую следующим образом: 4.1 Для объектов, отнесенных Наблюдательным модернизируемым объектам генерации советом НП «Совет рынка» к 14 Регламент определения параметров, необходимых для расчета цены по договорам о предоставлении мощности Для объектов отнесенных Наблюдательным советом НП «Совет рынка» к модернизируемым объектам генерации удельная величина капитальных затрат принимается равной: o в случае установления Наблюдательным советом НП «Совет рынка» экономической обоснованности удельной величины капитальных затрат до момента заключения Агентского договора, в соответствии с которым заключается соответствующий Договор о предоставлении мощности, и ее указания в приложении 4.1 к соответствующему Договору о предоставлении мощности (Приложение № Д 16, Приложение № Д 16.1 к Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка) – удельной величине капитальных затрат, указанной в приложении 4.1 к указанному Договору о предоставлении мощности (Приложение № Д 16, Приложение № Д 16.1 к Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка) в отношении объекта генерации g; o для остальных объектов генерации, отнесенных к модернизируемым объектам, величине полученной от СР, в отношении которой Наблюдательным советом НП «Совет рынка» установлена экономическая обоснованность в соответствии с приложением 1 настоящего Регламента. Для определения цены и расчетной цены по ДПМ СР рассчитывает удельную величину капитальных затрат следующим образом: СapEx t где max min N Scapex g пред_пост g,m ;N уст g,m ;0,9 N уст_ДПМ g К g клим К g сейсм , Scapex g – величина капитальных затрат для модернизируемого объекта g, полученная СР от участника в соответствии с приложением 1; N gуст_ДПМ – величина установленной мощности, указанная в приложении 1 к Договору о предоставлении мощности (Приложение № Д 16, Приложение № Д 16.1 к Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка); уст – величина установленной мощности, определенная СО в результате аттестации Ng,m генерирующего оборудования; N g,пред_пост m ― предельный объем мощности в месяце m, определяемый в соответствии с Регламентом аттестации генерирующего оборудования (Приложение № 19.2 к Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка). В отношении периода январь – июнь 2011 года для генерирующих объектов, фактическая дата начала исполнения обязательств по поставке мощности которых наступила (наступает) до 1 апреля 2011 года включительно, указанный объем принимается равным предельному объему мощности, определенному на апрель 2011 года. Для генерирующих объектов, в отношении которых предельный объем мощности в течение периода январь – апрель 2011 года снижался, указанный объем принимается равным предельному объему мощности, определенному на январь 2011 года. В отношении периода январь – июнь 2011 года для генерирующих объектов, фактическая дата начала исполнения обязательств по поставке мощности которых наступила (наступает) после 1 апреля 2011 года, указанный объем принимается равным предельному объему мощности, определенному на первый месяц исполнения обязательств по поставке мощности. Для установления Наблюдательным советом НП «Совет рынка» экономической обоснованности величины капитальных затрат и удельной величины капитальных затрат (экономическая обоснованность устанавливается одновременно для величины капитальных затрат, удельной величины капитальных затрат и доли затрат, отражающей прогнозную прибыль от продажи электрической энергии) поставщик оптового рынка направляет в СР: 15 Регламент определения параметров, необходимых для расчета цены по договорам о предоставлении мощности - заявление, содержащее величину капитальных затрат на модернизацию объекта генерации; - приложение 7 к ДПМ; - документы, подтверждающие факт выполнения работ по модернизации генерирующего оборудования, согласно утвержденному Наблюдательным советом НП «Совет рынка» приложению 7 к ДПМ. Сроки предоставления и порядок рассмотрения указанных документов для установления соответствия заявленной величины капитальных затрат требованиям экономической обоснованности определен в приложении 1 к настоящему Регламенту. СР в течение двух рабочих дней с момента установления Наблюдательным советом НП «Совет рынка» экономической обоснованности величины капитальных затрат и удельной величины капитальных затрат, но не позднее 2-го числа календарного месяца, в котором указанная величина должна быть учтена для расчета цены и расчетной цены на мощность, передает КО за подписью уполномоченного лица соответствующее значение согласно приложению 5 к настоящему Регламенту. При получении КО в приложении 5 соответствующего значения величины капитальных затрат до 2-го числа календарного месяца включительно КО учитывает указанное значение для определения цены и расчетной цены на мощность начиная с месяца, в котором оно было получено КО. При получении КО в приложении 5 соответствующего значения величины капитальных затрат после 2-го числа календарного месяца КО учитывает указанное значение для определения цены и расчетной цены на мощность начиная с месяца, следующего за месяцем, в котором оно было получено КО. В случае получения КО двух или более приложений 5 в отношении одного и того же объекта генерации для одного и того же периода КО учитывает значения, указанные в решении Наблюдательного совета НП «Совет рынка», имеющем наиболее позднюю дату принятия. 4.1.1 В случае если Наблюдательным советом СР не принято решение (в том числе по причине того, что поставщиком не представлены (представлены частично, ненадлежащим образом оформленные или с нарушением требований к порядку их предоставления) документы или обосновывающие документы) и (или) КО не получено от СР в приложении 5 соответствующее значение, для расчета цены по ДПМ принимается значение, равное 0 (нулю) рублей за 1 кВт. При этом для целей расчета размера штрафов (неустоек), взимаемых с продавца по ДПМ, величина удельных капитальных затрат в отношении данного объекта генерации принимается равной величине капитальных затрат на возведение 1 кВт мощности нового объекта генерации аналогичной установленной мощности, использующего тот же вид основного топлива (для объектов гидроэлектростанции равной значению, определенному для объектов газовой генерации), которая определяется в соответствии с пунктами 12, 13 Правил определения цены на мощность, продаваемую по договорам о предоставлении мощности, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 13.04.2010 года № 238. 4.1.2 В случае если Наблюдательным советом СР принято решение о несоответствии требованию экономической обоснованности заявленной поставщиком величины капитальных затрат (плановой величины капитальных затрат) на модернизацию 1 кВт объекта генерации g и доли затрат, отражающей прогнозную прибыль от продажи электрической энергии, и (или) КО не получено от СР в приложении 5 соответствующее значение, для расчета цены по ДПМ принимается значение, равное 0 (нулю) рублей за 1 кВт. При этом для целей расчета размера штрафов (неустоек), взимаемых с продавца по ДПМ, величина удельных капитальных затрат в отношении данного объекта генерации принимается равной величине капитальных затрат на возведение 1 кВт мощности нового объекта генерации аналогичной установленной мощности, использующего тот же вид основного топлива (для объектов гидроэлектростанции равной значению, определенному для объектов газовой генерации), которая 16 Регламент определения параметров, необходимых для расчета цены по договорам о предоставлении мощности определяется в соответствии с пунктами 12, 13 Правил определения цены на мощность, продаваемую по договорам о предоставлении мощности, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 13.04.2010 года № 238. 4.1.3 В отношении объектов генерации, для которых в соответствующих ДПМ указана дата начала исполнения обязательств до 1 апреля 2012 г., не позднее 36 (тридцати шести) месяцев с момента принятия Наблюдательным советом СР решения о соответствии требованию экономической обоснованности заявленной поставщиком величины капитальных затрат на модернизацию указанных объектов генерации (доли затрат, отражающей прогнозную прибыль от продажи электрической энергии) НП «Совет рынка» готовит для Наблюдательного совета СР заключение о проверке (в том числе выездной) величины капитальных затрат (доли затрат, отражающей прогнозную прибыль от продажи электрической энергии). По итогам рассмотрения заключения о проверке Наблюдательный совет СР имеет право установить величину капитальных затрат, удельную величину капитальных затрат и долю затрат, отражающую прогнозную прибыль от продажи электрической энергии, которые соответствуют требованиям экономической обоснованности. В случае принятия соответствующего решения, СР в порядке и в сроки, предусмотренные настоящим Регламентом, передает КО соответствующие значения ценовых параметров согласно приложению 5 к настоящему Регламенту, а КО учитывает их для определения цены и расчетной цены на мощность в порядке и в сроки, установленные настоящим Регламентом. 4.1.4 В случае если Наблюдательным советом CР принято решение о несоответствии требованию экономической обоснованности заявленной поставщиком величины капитальных затрат (плановой величины капитальных затрат) на модернизацию данного объекта генерации, в отношении которой ранее Наблюдательным советом CР было принято решение о соответствии указанной величины требованию экономической обоснованности, то СР в течение двух рабочих дней передает в соответствии с приложением 5 в КО величину, равную 0 (нулю) рублей за 1 кВт. В случае если указанное в приложении 5 соответствующее значение получено КО: до 5 (пятого) числа соответствующего месяца включительно величина, равная 0 (нулю) рублей, используется для целей расчета цены на мощность с 1 (первого) числа месяца, следующего за месяцем принятия вышеуказанного решения о несоответствии; после 5 (пятого) числа соответствующего месяца величина, равная 0 (нулю) рублей, используется для целей расчета цены на мощность с 1 (первого) числа второго месяца, следующего за месяцем принятия вышеуказанного решения о несоответствии. При этом для целей расчета размера штрафов (неустоек), взимаемых с продавца по ДПМ, величина удельных капитальных затрат в отношении данного объекта генерации принимается равной величине капитальных затрат на возведение 1 кВт мощности нового объекта генерации аналогичной установленной мощности, использующего тот же вид основного топлива (для объектов гидроэлектростанции – равной значению, определенному для объектов газовой генерации), которая определяется в соответствии с пунктами 12, 13 Правил определения цены на мощность, продаваемую по договорам о предоставлении мощности, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 13.04.2010 года № 238. При определении экономической обоснованности заявленной поставщиком скорректированной величины капитальных затрат и доли затрат, отражающей прогнозную прибыль от продажи электрической энергии, участник оптового рынка при заявлении указанных величин рассчитывает и указывает величину излишне полученных средств в составе платы за мощность к моменту рассмотрения Наблюдательным советом СР данного вопроса из-за применения при расчете цены на мощность первоначальной величины капитальных затрат и доли затрат, отражающей прогнозную прибыль от продажи электрической энергии. В случае если участником оптового рынка не представлена величина излишне полученных средств, Наблюдательный совет СР может принять решение о соответствии заявленной участником 17 Регламент определения параметров, необходимых для расчета цены по договорам о предоставлении мощности величины капитальных затрат и доли затрат, отражающей прогнозную прибыль от продажи электрической энергии, требованиям экономической обоснованности без учета величины излишне полученных средств на период до утверждения указанной величины Наблюдательным советом СР. 4.1.5. В случае если Наблюдательным советом НП «Совет рынка» принято решение, в соответствии с действующей на дату принятия такого решения редакцией пункта 6.6 ДПМ, о снижении величины капитальных затрат на модернизацию объекта генерации за 1 кВт установленной мощности, СР передает КО в течение 2 (двух) рабочих дней приложение 5 в отношении расчетных периодов, для которых Наблюдательным советом НП «Совет рынка» было принято решение об изменении цены и финансовых обязательств/требований по ДПМ с указанием установленного процента снижения величины капитальных затрат для соответствующих объектов генерации. При этом в случае, если в отношении объекта генерации было принято решение о снижении величины капитальных затрат за 1 кВт установленной мощности и для данного объекта за соответствующие периоды была определена цена на мощность по ДПМ, соответствующая минимальному значению, установленному в приложении 4 к ДПМ, СР не передает КО в приложении 5 процент снижения величины капитальных затрат за 1 кВт установленной мощности в отношении данного объекта генерации и КО не производит изменение цены и финансовых обязательств/требований по ДПМ с учетом принятого для указанного объекта решения Наблюдательного совета НП «Совет рынка». 4.2 Для остальных объектов ДПМ Величина капитальных затрат определяется равной: o размеру капитальных затрат, указанному в приложении 4.1 к Договору о предоставлении мощности (Приложение № Д 16, Приложение № Д 16.1 к Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка); o величине капитальных затрат для расчета цены на мощность, определенную ФСТ России (со 2-го месяца, следующего за месяцем представления федеральным органом исполнительной власти в области государственного регулирования тарифов указанной величины в ОАО «АТС»). 5. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ДОЛИ ЗАТРАТ, ОТРАЖАЮЩЕЙ ПРОГНОЗНУЮ ПРИБЫЛЬ ОТ ПРОДАЖИ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ Для определения цены и расчетной цены по ДПМ КО использует величину доли затрат отражающей прогнозную прибыль от продажи электрической энергии определяемую следующим образом: 5.1 Для объектов, отнесенных Наблюдательным модернизируемым объектам генерации советом НП «Совет рынка» к Для объектов отнесенных Наблюдательным советом НП «Совет рынка» к модернизируемым объектам генерации величина доли затрат, отражающей прогнозную прибыль от продажи электрической энергии, принимается равной: o при установлении экономической обоснованности указанной величины Наблюдательным советом и ее указании в приложении 4.1 к Договору о предоставлении мощности (Приложение № Д 16, Приложение № Д 16.1 к Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка) – величине, указанной в приложении 4.1 к Договору о предоставлении мощности (Приложение № Д 16, Приложение № Д 16.1 к Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка); o для остальных объектов генерации, отнесенных к модернизируемым объектам, величине полученной от СР, в отношении которой Наблюдательным советом НП «Совет рынка» установлена экономическая обоснованность в соответствии с приложением 2 настоящего Регламента. 18 Регламент определения параметров, необходимых для расчета цены по договорам о предоставлении мощности СР в течение двух рабочих дней с момента установления Наблюдательным советом НП «Совет рынка» экономической обоснованности величины капитальных затрат, удельной величины капитальных затрат и доли затрат, отражающей прогнозную прибыль от продажи электрической энергии, но не позднее 2-го числа календарного месяца, в котором указанная величина должна быть учтена для расчета цены и расчетной цены на мощность, передает КО за подписью уполномоченного лица соответствующее значение доли затрат, отражающей прогнозную прибыль от продажи электрической энергии, согласно приложению 5 к настоящему Регламенту. При получении КО в приложении 5 соответствующего значения доли затрат, отражающей прогнозную прибыль от продажи электрической энергии, до 2-го числа календарного месяца включительно КО учитывает указанное значение для определения цены и расчетной цены на мощность начиная с месяца, в котором оно было получено КО. При получении КО в приложении 5 соответствующего значения доли затрат, отражающей прогнозную прибыль от продажи электрической энергии, после 2-го числа календарного месяца КО учитывает указанное значение для определения цены и расчетной цены на мощность начиная с месяца следующего за месяцем, в котором оно было получено КО. В случае получения КО двух или более приложений 5 в отношении одного и того же объекта генерации для одного и того же периода КО учитывает значения, указанные в решении Наблюдательного совета НП «Совет рынка», имеющем наиболее позднюю дату принятия. 5.1.1 В случае если Наблюдательным советом СР не принято решение (в том числе по причине того, что поставщиком не представлены (представлены частично, ненадлежащим образом оформленные или с нарушением требований к порядку их предоставления) документы или обосновывающие документы) и (или) КО не получено от СР в приложении 5 соответствующее значение, используемая для расчета цены на мощность доля затрат, отражающая прогнозную прибыль от продажи электрической энергии, принимается равной значению доли затрат нового объекта генерации аналогичной установленной мощности, использующего тот же вид основного топлива (для объектов гидроэлектростанции – равной значению, определенному для объектов газовой генерации), определенной в соответствии с пунктами 6– 9 Правил определения цены на мощность, продаваемую по договорам о предоставлении мощности, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 13.04.2010 года № 238). При этом для целей расчета размера штрафов (неустоек), взимаемых с продавца по ДПМ, доля затрат, отражающая прогнозную прибыль от продажи электрической энергии в отношении данного объекта генерации принимается равной доле затрат, отражающей прогнозную прибыль от продажи электрической энергии нового объекта генерации аналогичной установленной мощности, использующего тот же вид основного топлива (для объектов гидроэлектростанции – равной значению, определенному для объектов газовой генерации), которая определяется в соответствии с пунктами 6–9 Правил определения цены на мощность, продаваемую по договорам о предоставлении мощности, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 13.04.2010 года № 238. 5.1.2 В случае если Наблюдательным советом СР принято решение о несоответствии требованию экономической обоснованности заявленной поставщиком величины доли затрат, отражающей прогнозную прибыль от продажи электрической энергии, и (или) КО не получено от СР в приложении 5 соответствующее значение, доля затрат, отражающая прогнозную прибыль от продажи электрической энергии, принимается равной значению доли затрат нового объекта генерации аналогичной установленной мощности, использующего тот же вид основного топлива (для объектов гидроэлектростанции – равной значению, определенному для объектов газовой генерации), определенной в соответствии с пунктами 6–9 Правил определения цены на мощность, продаваемую по договорам о предоставлении мощности, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 13.04.2010 года № 238). При этом для целей расчета размера штрафов (неустоек), взимаемых с продавца по ДПМ, доля затрат, отражающая прогнозную прибыль от продажи электрической энергии) в отношении данного объекта генерации принимается равной доле затрат, отражающей прогнозную прибыль от продажи электрической энергии) нового объекта генерации аналогичной установленной мощности, использующего тот же вид основного топлива (для объектов гидроэлектростанции равной значению, определенному для объектов газовой генерации), которая определяется в соответствии с пунктами 6–9 19 Регламент определения параметров, необходимых для расчета цены по договорам о предоставлении мощности Правил определения цены на мощность, продаваемую по договорам о предоставлении мощности, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 13.04.2010 года № 238. 5.1.3 В отношении объектов генерации, для которых в соответствующих ДПМ указана дата начала исполнения обязательств до 1 апреля 2012 г., не позднее 36 (тридцати шести) месяцев с момента принятия Наблюдательным советом СР решения о соответствии требованию экономической обоснованности заявленной поставщиком величины капитальных затрат на модернизацию указанных объектов генерации (доли затрат, отражающей прогнозную прибыль от продажи электрической энергии) НП «Совет рынка» готовит для Наблюдательного совета СР заключение о проверке (в том числе выездной) величины капитальных затрат (доли затрат, отражающей прогнозную прибыль от продажи электрической энергии). По итогам рассмотрения заключения о проверке Наблюдательный совет СР имеет право установить величину капитальных затрат, удельную величину капитальных затрат и долю затрат, отражающую прогнозную прибыль от продажи электрической энергии, которые соответствуют требованиям экономической обоснованности. В случае принятия соответствующего решения, СР в порядке и в сроки, предусмотренные настоящим Регламентом, передает КО соответствующие значения ценовых параметров согласно приложению 5 к настоящему Регламенту, а КО учитывает их для определения цены и расчетной цены на мощность в порядке и в сроки, установленные настоящим Регламентом. 5.1.4 В случае если Наблюдательным советом CР принято решение о несоответствии требованию экономической обоснованности заявленной поставщиком величины доли затрат, отражающей прогнозную прибыль от продажи электрической энергии, в отношении которых ранее Наблюдательным советом CР было принято решение о соответствии указанной величины требованию экономической обоснованности, то СР передает в КО в соответствии с приложением 5 величину доли затрат, отражающей прогнозную прибыль от продажи электрической энергии равную величине доли затрат, отражающей прогнозную прибыль от продажи электрической энергии) нового объекта генерации аналогичной установленной мощности, использующего тот же вид основного топлива (для объектов гидроэлектростанции – равной значению, определенному для объектов газовой генерации), которая определяется в соответствии с пунктами 6–9 Правил определения цены на мощность, продаваемую по договорам о предоставлении мощности, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 13.04.2010 года № 238. В случае если указанное в приложении 5 соответствующее значение получено КО: до 5 (пятого) числа соответствующего месяца включительно – указанная величина доли затрат, отражающей прогнозную прибыль от продажи электрической энергии, используется для целей расчета цены на мощность с 1 (первого) числа месяца, следующего за месяцем принятия вышеуказанного решения о несоответствии; после 5 (пятого) числа соответствующего месяца – указанная величина доли затрат, отражающей прогнозную прибыль от продажи электрической энергии, используется для целей расчета цены на мощность с 1 (первого) числа второго месяца, следующего за месяцем принятия вышеуказанного решения о несоответствии. При этом для целей расчета размера штрафов (неустоек), взимаемых с продавца по ДПМ, доля затрат, отражающая прогнозную прибыль от продажи электрической энергии) в отношении данного объекта генерации принимается равной доле затрат, отражающей прогнозную прибыль от продажи электрической энергии) нового объекта генерации аналогичной установленной мощности, использующего тот же вид основного топлива (для объектов гидроэлектростанции равной значению, определенному для объектов газовой генерации), которая определяется в соответствии с пунктами 6–9 Правил определения цены на мощность, продаваемую по договорам о предоставлении мощности, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 13.04.2010 года № 238. При определении экономической обоснованности заявленной поставщиком скорректированной величины капитальных затрат и доли затрат, отражающей прогнозную прибыль от продажи электрической энергии, участник оптового рынка при заявлении указанных величин рассчитывает и 20 Регламент определения параметров, необходимых для расчета цены по договорам о предоставлении мощности указывает величину излишне полученных средств в составе платы за мощность к моменту рассмотрения Наблюдательным советом СР данного вопроса из-за применения при расчете цены на мощность первоначальной величины капитальных затрат и доли затрат, отражающей прогнозную прибыль от продажи электрической энергии. В случае если участником оптового рынка не представлена величина излишне полученных средств, Наблюдательный совет СР может принять решение о соответствии заявленной участником величины капитальных затрат и доли затрат, отражающей прогнозную прибыль от продажи электрической энергии, требованиям экономической обоснованности без учета величины излишне полученных средств на период до утверждения указанной величины Наблюдательным советом СР. 5.2 Для остальных объектов ДПМ Величина доли затрат, отражающей прогнозную прибыль от продажи электрической энергии принимается равной: o в случае если дата начала фактической поставки мощности по ДПМ наступает после 31 декабря 2013 года, ОАО «АТС» рассчитывает в соответствии с методикой, утвержденной федеральным органом исполнительной власти, осуществляющим функции по выработке и реализации государственной политики и нормативноправовому регулированию в сфере топливно-энергетического комплекса, уточненное значение компенсируемой доли затрат (в случае отсутствия указанной методики на момент расчета уточненного значения компенсируемой доли затрат данное уточненное значение принимается равным величине компенсируемой доли затрат, указанной в приложении 4.1 к Договору о предоставлении мощности (Приложение № Д 16, Приложение № Д 16.1 к Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка). В случае отличия рассчитанной уточненной величины компенсируемой доли затрат более чем на 10 процентов от величины, указанной в приложении 4.1 к Договору о предоставлении мощности (Приложение № Д 16, Приложение № Д 16.1 к Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка), равной уточненной величине; o в случае если дата начала фактической поставки мощности по ДПМ наступает до 31 декабря 2013 года включительно – величине, определенной в приложении 4.1 к Договору о предоставлении мощности (Приложение № Д 16, Приложение № Д 16.1 к Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка). При этом в соответствии с приложением 4 к Договору о предоставлении мощности (Приложение № Д 16, Приложение № Д 16.1 к Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка) величина доли затрат, отражающей прогнозную прибыль от продажи электрической энергии, подлежит пересмотру по истечении 3 (трех) и 6 (шести) лет поставки мощности согласно методике, утвержденной федеральным органом исполнительной власти, осуществляющим функции по выработке и реализации государственной политики и нормативно-правовому регулированию в сфере топливно-энергетического комплекса. 6. ПОРЯДОК ВЗАИМОДЕЙСТВИЯ С КО ПО ПРЕДОСТАВЛЕНИЮ ПАРАМЕТРОВ РАСЧЕТА ЦЕНЫ МОЩНОСТИ ПО ДПМ В отношении периода январь – апрель 2011 года КО при расчетах цены на мощность для указанного периода учитывает значения параметров расчета цен на мощность по ДПМ, указанные СР в приложении 5 и полученные 1 апреля 2011 года. В отношении периода май – июнь 2011 года КО при определении цены на мощность и расчетной цены на мощность для указанного периода учитывает значения параметров расчета цен на мощность по ДПМ, указанные СР в приложении 5 и полученные в сроки, установленные пп. 2.2, 2.3, 2.4, 2.5.1, 2.5.2, 4.1, 5.1 настоящего Регламента. В случае повторного получения от СР в приложении 5 значений параметров цен на мощность по ДПМ в отношении одних и тех же генерирующих объектов КО учитывает данные значения не ранее 1 21 Регламент определения параметров, необходимых для расчета цены по договорам о предоставлении мощности июля 2011 года. В случае непредоставления в указанный срок в приложении 5 соответствующих значений параметров расчета цены мощности по ДПМ, КО использует значения параметров, определенные для соответствующих случаев в пп. 2.2, 2.3, 2.4, 2.5.1, 2.5.2, 4.1, 5.1 настоящего Регламента. Параметры расчета цены мощности, установленные Наблюдательным советом НП «Совет рынка» 1 апреля 2011 года, используются для определения расчетной цены мощности в целях расчета штрафа и внесения КО изменений в приложение 4.1 к Договорам о предоставлении мощности, начиная с 1 января 2011 года. СР в срок, установленный настоящим Регламентом для предоставления КО приложения 5, передает КО на бумажном носителе с подписью уполномоченного лица выписку из протокола Наблюдательного совета НП «Совет рынка», содержащую информацию об утверждении передаваемых в приложении 5 значений параметров цен на мощность по ДПМ. 7. ПОРЯДОК ПУБЛИКАЦИИ ПАРАМЕТРОВ, НЕОБХОДИМЫХ ДЛЯ РАСЧЕТА ЦЕНЫ ПО ДПМ Для объектов генерации, в отношении которых в приложении 4.1 к соответствующим ДПМ указан признак «новый», КО не позднее шестого числа расчетного месяца, начиная с месяца даты начала фактической поставки мощности по ДПМ, рассчитывает цену на поставляемую по ДПМ мощность генерирующего объекта, определенную исходя из переданных СР в установленные настоящим Регламентом сроки значений параметров, необходимых для расчета цены по ДПМ (ценовых параметров), а в случае непредоставления СР ценовых параметров в срок – исходя из значений, определенных для соответствующих случаев настоящим Регламентом, и публикует указанную цену на своем официальном сайте в персональном разделе поставщика оптового рынка, а также значения указанных ценовых параметров, исходя из которых была рассчитана публикуемая цена. Для объектов генерации, в отношении которых решением Наблюдательного совета НП «Совет рынка» и соответствующими изменениями в ДПМ были изменены технические характеристики (параметры) объекта генерации (пределы регулировочного диапазона мощности) на месяц m, вследствие чего СО направил в КО скорректированный Реестр предельных объемов поставки мощности не позднее 25-го числа месяца поставки мощности m, на который сформирован указанный реестр, КО не позднее шестого числа месяца, следующего за расчетным: рассчитывает цену на поставляемую по ДПМ мощность на расчетный месяц, исходя из переданных СР в установленные настоящим Регламентом сроки значений ценовых параметров; публикует указанную цену на своем официальном сайте в персональном разделе поставщика оптового рынка, а также значения указанных ценовых параметров, исходя из которых была рассчитана публикуемая цена. Для объектов генерации, в отношении которых в приложении 4.1 к соответствующим ДПМ указан признак «модернизируемый»: для расчетных периодов, соответствующих первому и второму месяцу фактической поставки мощности, КО рассчитывает цену на поставляемую по ДПМ мощность генерирующего объекта не позднее шестого числа месяца, следующего за соответствующим расчетным периодом, исходя из ценовых параметров, переданных СР не позднее последнего дня первого и второго месяца фактической поставки соответственно, а в случае непредоставления СР ценовых параметров в срок – исходя из значений, определенных для соответствующих случаев настоящим Регламентом, и публикует указанную цену на своем официальном сайте в персональном разделе поставщика оптового рынка, а также значения указанных ценовых параметров, исходя из которых была рассчитана публикуемая цена; для расчетных периодов, начиная с третьего месяца фактической поставки мощности по ДПМ, КО не позднее шестого числа расчетного месяца рассчитывает цену на поставляемую по ДПМ мощность генерирующего объекта, определенную исходя из переданных СР в установленные 22 Регламент определения параметров, необходимых для расчета цены по договорам о предоставлении мощности настоящим Регламентом сроки значений параметров, необходимых для расчета цены по ДПМ (ценовых параметров), а в случае непредоставления СР ценовых параметров в срок – исходя из значений, определенных для соответствующих случаев настоящим Регламентом, и публикует указанную цену на своем официальном сайте в персональном разделе поставщика оптового рынка, а также значения указанных ценовых параметров, исходя из которых была рассчитана публикуемая цена. 8. ВНЕСЕНИЕ АТС ИЗМЕНЕНИЙ В ПРИЛОЖЕНИЯ К ДОГОВОРАМ О ПРЕДОСТАВЛЕНИИ МОЩНОСТИ И АГЕНТСКИМ ДОГОВОРАМ В ОДНОСТОРОННЕМ ВНЕСУДЕБНОМ ПОРЯДКЕ В СЛУЧАЕ ПРИНЯТИЯ НАБЛЮДАТЕЛЬНЫМ СОВЕТОМ НП «СОВЕТ РЫНКА» РЕШЕНИЯ ОБ УСТАНОВЛЕНИИ ПАРАМЕТРОВ, НЕОБХОДИМЫХ ДЛЯ РАСЧЕТА ЦЕНЫ МОЩНОСТИ В случае утверждения Наблюдательным советом НП «Совет рынка» параметров (значений, показателей и т.п.), необходимых для заполнения граф, либо изменения в установленных настоящим Регламентом, Договорами о предоставлении мощности (Приложение № Д 16, Приложение № Д 16.1 к Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка) и Агентскими договорами (Приложение № Д 15, Приложение № Д 15.1 к Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка) случаях значений величины капитальных затрат на модернизацию генерирующих объектов (удельной величины капитальных затрат на модернизацию генерирующих объектов) и доли затрат, отражающей прогнозную прибыль от продажи электрической энергии, указанных в приложениях к Договорам о предоставлении мощности (Приложение № Д 16, Приложение № Д 16.1 к Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка) и Агентским договорам (Приложение № Д 15, Приложение № Д 15.1 к Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка), содержащих характеристики объектов генерации, необходимые для расчета цены мощности, КО не позднее 10 (десяти) рабочих дней с даты принятия Наблюдательным советом НП «Совет рынка» соответствующего решения в одностороннем внесудебном порядке вносит значения параметров в графы соответствующих приложений к Договорам о предоставлении мощности и Агентским договорам следующим образом: – направляет продавцу и покупателю в электронном виде с ЭЦП Уведомление о внесении в одностороннем внесудебном порядке параметров в приложение 4.1 к Договору о предоставлении мощности / Договору о предоставлении мощности введенных в эксплуатацию генерирующих объектов (приложение 7 к настоящему Регламенту) с указанием новых значений параметров, необходимых для расчета цены мощности; – направляет продавцу в электронном виде с ЭЦП Уведомление о внесении в одностороннем внесудебном порядке параметров в приложение 19.1 к Агентскому договору, обеспечивающему реализацию инвестиционных программ ОГК/ТГК, / приложение 5.1 к Агентскому договору, обеспечивающему заключение и исполнение договоров о предоставлении мощности введенных в эксплуатацию генерирующих объектов (приложение 7.1 к настоящему Регламенту), с указанием новых значений параметров, необходимых для расчета цены мощности; – направляет ОАО «ЦФР» как агенту в электронном виде с ЭЦП Уведомление о внесении в одностороннем внесудебном порядке параметров в приложение 19.1 к Агентскому договору, обеспечивающему реализацию инвестиционных программ ОГК/ТГК, / приложение 5.1 к Агентскому договору, обеспечивающему заключение и исполнение договоров о предоставлении мощности введенных в эксплуатацию генерирующих объектов (приложение 7.1 к настоящему Регламенту), с указанием новых значений параметров, необходимых для расчета цены мощности; – направляет СР и СО как сторонам по договорам о предоставлении мощности и агентским договорам в электронном виде с ЭЦП Уведомление о внесении в одностороннем внесудебном порядке параметров в приложение 4.1 к Договору о предоставлении мощности / Договору о предоставлении мощности введенных в эксплуатацию генерирующих объектов и Уведомление о внесении в одностороннем внесудебном порядке параметров в приложение 19.1 к Агентскому договору, обеспечивающему реализацию инвестиционных программ ОГК/ТГК, / приложение 5.1 к Агентскому договору, обеспечивающему заключение и исполнение договоров о предоставлении мощности введенных в эксплуатацию генерирующих объектов (приложения 7, 23 Регламент определения параметров, необходимых для расчета цены по договорам о предоставлении мощности 7.1 к настоящему Регламенту), с указанием новых значений параметров, необходимых для расчета цены мощности. Указанное в настоящем пункте внесение КО в одностороннем внесудебном порядке параметров в графы соответствующих приложений к договорам о предоставлении мощности и агентским договорам не применяется в случае установления Наблюдательным советом НП «Совет рынка» экономической обоснованности величины капитальных затрат на модернизацию генерирующих объектов (удельной величины капитальных затрат на модернизацию генерирующих объектов) и доли затрат, отражающей прогнозную прибыль от продажи электрической энергии, до момента заключения Агентского договора (Приложение № Д 15, Приложение № Д 15.1 к Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка), в соответствии с которым заключены Договоры о предоставлении мощности (Приложение № Д 16, Приложение № Д 16.1 к Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка). 24 Регламент определения параметров, необходимых для расчета цены по договорам о предоставлении мощности Приложение 1 Порядок проверки экономической обоснованности заявленных поставщиками оптового рынка капитальных затрат на модернизацию генерирующих объектов Экономическая обоснованность величины капитальных затрат в отношении объектов генерации, отнесенных Наблюдательным советом НП «Совет рынка» к модернизируемым объектам, устанавливается Наблюдательным советом НП «Совет рынка» на основании: заявления величины капитальных затрат на модернизацию объекта генерации, направленного поставщиком оптового рынка в НП «Совет рынка» в соответствии с требованиями настоящего Регламента (далее – Заявление); утвержденного Наблюдательным советом НП «Совет рынка» приложения 7 к ДПМ; документов, представленных поставщиком оптового рынка для подтверждения факта выполнения работ по модернизации генерирующего оборудования, согласно утвержденному Наблюдательным советом НП «Совет рынка» приложению 7 к ДПМ. Вопрос об установлении соответствия требованиям экономической обоснованности величины капитальных затрат на модернизацию выносится НП «Совет рынка» на заседание Наблюдательного совета НП «Совет рынка» в течение: месяца, к которому относится дата начала исполнения обязательств по поставке мощности, определенная в соответствии с ДПМ (с учетом возможного изменения указанной даты в соответствии с пунктами 3.5 и 3.7 настоящего ДПМ) независимо от наличия Заявления от поставщика оптового рынка; первого месяца фактической поставки мощности, для которого СО определен предельный объем поставки мощности (при наличии Заявления от поставщика оптового рынка). После начала фактической поставки мощности объектом ДПМ поставщик оптового рынка имеет право заявлять скорректированную величину капитальных затрат. Порядок и сроки установления соответствия требованиям экономической обоснованности заявленной скорректированной величины капитальных затрат определяются настоящим Регламентом. Для расчета цены мощности для первого и второго месяца фактической поставки используется величина капитальных затрат, соответствие требованиям экономической обоснованности которой установлено Наблюдательным советом НП «Совет рынка» не позднее последнего дня календарного месяца первого и второго месяца фактической поставки соответственно. Для расчета цены мощности для последующих расчетных периодов используется величина капитальных затрат, экономическая обоснованность которой была установлена не позднее 2-го числа соответствующего расчетного периода. Порядок проверки экономической обоснованности – В сроки, установленные Договором о предоставлении мощности (Приложение № Д 16 к Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка), поставщиком оптового рынка в НП «Совет рынка» предоставляется приложение 7 к ДПМ. Порядок формирования, рассмотрения и утверждения приложения 7 к ДПМ определен в приложении 6 к настоящему Регламенту. – В соответствии с утвержденным приложением 7 к ДПМ и в указанные в нем сроки поставщиком оптового рынка в НП «Совет рынка» предоставляются документы, подтверждающие факт выполнения работ по модернизации генерирующего объекта. 25 Регламент определения параметров, необходимых для расчета цены по договорам о предоставлении мощности Порядок проверки документов, представленных поставщиком оптового рынка согласно утвержденному Наблюдательным советом НП «Совет рынка» приложению 7 к ДПМ для подтверждения факта выполнения работ, определен в приложении 6 к настоящему Регламенту. Заявленная величина капитальных затрат признается соответствующей требованиям экономической обоснованности только в той части, которая подтверждена документами, представленными поставщиком оптового рынка согласно утвержденному Наблюдательным советом приложению 7 к ДПМ. Документы, представляемые поставщиком оптового рынка в соответствии с утвержденным приложением 7 к ДПМ, направляются участником оптового рынка в НП «Совет рынка» не менее чем за 2 месяца до начала расчетного периода, для которого поставщиком оптового рынка заявлена величина капитальных затрат в целях установления ее соответствия требованиям экономической обоснованности. – НП «Совет рынка» проводит проверку указанных документов в полном объеме в срок до 15-го числа месяца, для которого поставщиком оптового рынка заявлена величина капитальных затрат в целях установления ее соответствия требованиям экономической обоснованности. В случае если часть подтверждающих документов направлена участником оптового рынка в НП «Совет рынка» менее чем за 2 месяца до начала расчетного периода, для которого поставщиком оптового рынка заявлена величина капитальных затрат, соответствие требованиям экономической обоснованности устанавливается только для той части величины капитальных затрат, в отношении которой НП «Совет рынка» была проведена проверка подтверждающих документов и соответствующая часть капитальных затрат подтверждена документально в срок до 15-го числа месяца, для которого поставщиком оптового рынка заявлена величина капитальных затрат. Часть документов, представленных для подтверждения факта выполнения работ, в отношении которых НП «Совет рынка» не была проведена проверка, могут быть учтены в полном объеме для подтверждения величины капитальных затрат начиная с расчетного периода, дата начала которого наступает не ранее чем через 2 месяца после даты предоставления документов при условии подтверждения этими документами соответствующих видов работ и наличия фактической поставки мощности. – НП «Совет рынка» проводит экспертную оценку величины капитальных затрат на модернизацию объекта генерации в отношении перечня работ, выполнение которых подтверждено по итогам проведенной НП «Совет рынка» проверки документов, предоставленных поставщиком оптового рынка в соответствии с утвержденным приложением 7 к ДПМ. Превышение общей величины капитальных затрат, полученной по итогам проверки подтверждающей документации, уменьшенной на величины, соответствующие подпунктам 2 и 7 пункта 5 настоящего приложения, над величиной экспертной оценки является основанием для признания Наблюдательным советом НП «Совет рынка» капитальных затрат на модернизацию объекта генерации, заявленных в соответствии с настоящим пунктом, экономически необоснованными. – Заявление величины капитальных затрат представляется поставщиком оптового рынка до 5-го числа месяца, предшествующего месяцу, для которого поставщик заявляет параметры для расчета цены на мощность по ДПМ только в отношении генерирующих объектов, отнесенных к модернизируемым объектам, введенных в эксплуатацию или в отношении объектов планируемых к вводу в эксплуатацию (после ввода в эксплуатацию соответствующего генерирующего объекта участник обязан при необходимости актуализировать представленную информацию). Подача Заявления означает в том числе принятие на себя поставщиком оптового рынка ответственности за указание в Заявлении недостоверных сведений и (или) предоставление документов, не соответствующих требованиям действующего законодательства Российской Федерации и (или) Договора о присоединении к торговой системе оптового рынка. Требования к Заявлению: 26 Регламент определения параметров, необходимых для расчета цены по договорам о предоставлении мощности 1. Заявление должно быть подписано уполномоченным должностным лицом участника – поставщиком оптового рынка. К Заявлению должны быть приложены заверенные в установленном порядке копии или оригиналы документов, подтверждающих полномочия лица на подписание Заявления: доверенность, оформленная в установленном порядке, или документы, подтверждающие полномочия единоличного исполнительного органа, подписавшего Заявление. Все листы Заявления должны быть прошиты, пронумерованы и скреплены круглой печатью участника – поставщика оптового рынка. Все прилагаемые к Заявлению документы подлежат объединению с указанным Заявлением единой нумерацией листов и скреплению с Заявлением единой прошивкой. 2. В Заявлении участник – поставщик оптового рынка должен выразить намерение заявить указанную в приложении 1 к Заявлению величину капитальных затрат как экономически обоснованную величину капитальных затрат на модернизацию объекта генерации (при указании экономически обоснованной величины капитальных затрат участник учитывает в том числе затраты указанные в пункте 5 настоящего приложения). 3. В Заявлении должны быть указаны следующие сведения: сокращенное наименование модернизируемого объекта генерации, в отношении которого подается Заявление (далее – объект генерации); наименование объект генерации, указанное в перечне генерирующих объектов, с использованием которых будет осуществляться поставка мощности по договорам о предоставлении мощности, утвержденном распоряжением Правительства Российской Федерации от 11.08.2010 года № 1334-р; сокращенное фирменное наименование заявителя. 4. В приложении 1 к Заявлению должны быть указаны: 1) сокращенное наименование объекта генерации; 2) установленная мощность объекта генерации; 3) общая величина капитальных затрат на модернизацию объекта генерации (в тысячах рублей) (без НДС); 4) капитальные затраты на модернизацию объекта генерации, в отношении которых необходимо установление экономической обоснованности (в тысячах рублей) (без НДС), с указанием начала расчетного периода, для которого поставщиком оптового рынка заявлена указанная величина капитальных затрат. Величина капитальных затрат на модернизацию объекта генерации, в отношении которых необходимо установление экономической обоснованности, в обязательном порядке не должна включать затраты соответствующие подпунктам 1, 2, 3 и 7 пункта 5 настоящего приложения и в отношении указанной величины должны быть представлены мотивированные пояснения и расчеты. Также указанная величина не должна включать затраты осуществленные до 2006 года и в отношении учета затрат осуществленных в 2006 году должны быть представлены мотивированные пояснения и расчеты. В отношении учета в величине капитальных затрат на модернизацию объекта генерации, в отношении которых необходимо установление экономической обоснованности, величин, указанных в подпунктах 4, 5 и 6 пункта 5 настоящего приложения должны быть представлены мотивированные пояснения и расчеты. 27 Регламент определения параметров, необходимых для расчета цены по договорам о предоставлении мощности 5. В приложении 2 к Заявлению должна быть представлена общая величина капитальных затрат. При этом должны быть выделены в отдельные строки следующие статьи затрат с указанием года их осуществления: 1) учтенная в тарифах поставщика оптового рынка инвестиционная составляющая, предназначенная для финансирования модернизации объекта генерации (начиная с 2006 года для объектов в отношении которых не учтены затраты осуществленные до 2006 года, начиная с 2007 года для объектов в отношении которых не учтены затраты осуществленные до 2007 года); 2) проценты по заимствованиям в период строительства; 3) затраты в отношении работ, выполненных хозяйственным способом; 4) расходы на строительство (модернизацию, реконструкцию, техническое перевооружение) распределительного устройства и (или) линий электропередач, включенные в капитальные затраты на модернизацию объекта генерации; 5) средства, полученные в составе амортизации на указанный генерирующий объект (начиная с 2006 года для объектов в отношении которых не учтены затраты осуществленные до 2006 года, начиная с 2007 года для объектов в отношении которых не учтены затраты осуществленные до 2007 года); 6) величина платы за мощность модернизируемого объекта генерации, полученная поставщиком за предшествующий вводу объекта в эксплуатацию период (начиная с 2006 года для объектов в отношении которых не учтены затраты осуществленные до 2006 года, начиная с 2007 года для объектов в отношении которых не учтены затраты осуществленные до 2007 года), во время которого указанный объект генерации находился в ремонте; 7) затраты на технологическое присоединение объекта генерации к электрическим и газовым сетям. Затраты (капитальные и на присоединение к электрическим и газовым сетям) указываются участником оптового рынка без НДС и в ценах года, в котором указанные затраты были понесены. СР в отношении величин соответствующих подпункту 1 настоящего пункта проверяет указанную Заявителем информацию на основании соответствующих данных, полученных от ФСТ России. СР в отношении величин соответствующих подпункту 6 настоящего пункта проверяет указанную Заявителем информацию в части длительности проведения соответствующего ремонта на основании информации, полученной от СО. 6. В приложении 3 к Заявлению необходимо указать основные технико-экономические характеристики объекта генерации в соответствии со стандартной формой, предусмотренной приложением 3 к настоящему Регламенту. 7. В приложении 5 к Заявлению должен быть указан перечень выполненных работ, а также описание объемов реконструкции, модернизации или расширения (с указанием объема работ). 8. Помимо указанных выше приложений к Заявлению, заявитель также должен приложить к Заявлению акты приемки законченного строительством объекта (по типовой межотраслевой форме № КС-14 и (или) по типовой межотраслевой форме № КС-11) в отношении объекта генерации. Совет рынка имеет право потребовать дополнительные документы, необходимые для проверки экономической обоснованности заявленных величин капитальных затрат и доли, отражающей прибыль от продажи электрической энергии. Дополнительные документы представляются участником сопроводительным письмом, подписанным уполномоченным лицом в виде заверенных участником надлежащим образом копий, в сшитом и пронумерованном виде. 28 Регламент определения параметров, необходимых для расчета цены по договорам о предоставлении мощности Приложение 2 Порядок проверки экономической обоснованности заявленной поставщиками оптового рынка доли затрат, отражающей прибыль от продажи электрической энергии 1. Для определения доли затрат, отражающей прибыль от продажи электрической энергии, в отношении объектов генерации, отнесенных Наблюдательным советом НП «Совет рынка» к модернизируемым объектам, поставщик оптового рынка направляет в СР расчет указанной доли. 2. В приложении 4 к Заявлению, указанному в приложении 1 к настоящему Регламенту, требуется привести произведенный участником расчет доли затрат, отражающей прибыль от продажи электрической энергии, а также значения величин, учтенных при проведении указанного расчета. 3. В Заявлении, указанном в приложении 1 к настоящему Регламенту, поданном в отношении объекта генерации, для которого в соответствующих ДПМ указана дата начала исполнения обязательств не позднее 1 октября 2011 года, указываются значения следующих величин: 1) удельный расход условного топлива на производство 1 (одного) МВт*ч электрической энергии объекта генерации; 2) рассчитанная исходя из понесенных в 2010 году расходов стоимость всех видов натурального топлива, используемого электростанцией, к которой относится объект генерации, для выработки электрической энергии; 3) установленная уполномоченным органом в области регулирования тарифов на 2010 год оптовая цена на газ, добываемый ОАО «Газпром» и его аффилированными лицами, реализуемый потребителям в субъекте Российской Федерации, в котором расположен объект генерации (для объектов газовой генерации); 4) величина платы за снабженческо-сбытовые услуги, оказываемые поставщику оптового рынка в отношении объекта генерации, установленной уполномоченным органом в области регулирования тарифов на 2010 год (для объектов газовой генерации); 5) установленный уполномоченным органом в области регулирования тарифов тариф на услугу по транспортировке газа по газораспределительным сетям в целях газоснабжения объекта генерации в 2010 году (для объектов газовой генерации); 6) регулируемая цена на электрическую энергию, установленная для электростанции, к которой относится объект генерации, на 2010 год; 7) регулируемая цена на электрическую энергию (в целях поставки электрической энергии населению), установленная для электростанции, к которой относится объект генерации, на 2011 год (если для указанной электростанции установлена соответствующая регулируемая цена); 8) коэффициент использования установленной мощности, сложившийся для объекта генерации за период с 1 (первого) января 2010 года по 31 (тридцать первое) декабря 2010 года включительно; 9) коэффициент использования установленной мощности, предусмотренный для объекта генерации прогнозным балансом на 2011 год; 10) для объектов генерации, в отношении которых по состоянию на 1 июля 2010 года не была зарегистрирована отдельная ГТП генерации, – средневзвешенная по всем часам периода с 1 (первого) января 2010 года по 31 (тридцать первое) декабря 2010 года включительно цена РСВ в ГТП генерации электростанции, к которой относится объект генерации (если в отношении электростанции зарегистрировано несколько ГТП генерации, используется средневзвешенная 29 Регламент определения параметров, необходимых для расчета цены по договорам о предоставлении мощности по полным плановым объемам производства электроэнергии в соответствующих ГТП генерации цена РСВ); для прочих объектов генерации – средневзвешенная цена РСВ за период с 1 (первого) января 2010 года по 31 (тридцать первое) декабря 2010 включительно в ГТП генерации соответствующего объекта; 11) прогноз среднегодовых цен РСВ на 2011, 2012 и 2013 годы, определенных исходя из цены РСВ объекта генерации 2010 года и темпов роста цены РСВ в соответствующей ценовой зоне оптового рынка, предусмотренных пунктом 5 настоящего приложения. В отношении величины, указанной в подпункте 2 настоящего пункта, должны быть представлены мотивированные пояснения и расчеты. В отношении величин, указанных в подпунктах 3–5 настоящего пункта, должна быть представлена копия приказа ФСТ России с указанием источника и даты его опубликования. 4. Расчет доли затрат, отражающей прибыль от продажи электрической энергии, в отношении объекта генерации, для которого в соответствующих ДПМ указана дата начала исполнения обязательств не позднее 1 октября 2011 года, проводится заявителем в следующем порядке: 1) для объектов газовой генерации стоимость условного топлива в 2010 году определяется как произведение соотношения между натуральным и условным топливом (7/7.9) и минимума из величины, указанной в подпункте 2 пункта 3 настоящего приложения, и суммы значений, указанных в подпунктах 3, 4 и 5 пункта 3 настоящего приложения; для объектов угольной генерации стоимость условного топлива определяется как произведение соотношения между натуральным и условным топливом (заявляется участником) и значения, указанного в подпункте 2 пункта 3 настоящего приложения; 2) стоимость выработки объектом генерации 1 (одного) МВт*ч электрической энергии в 2010 году определяется как минимум из двух величин: величины, указанной в подпункте 6 пункта 3 настоящего приложения; расчетной стоимости выработки, вычисляемой как произведение величины, определенной в соответствии с подпунктом 1 пункта 4 настоящего приложения, и минимума из значения, указанного в подпункте 1 пункта 3 настоящего приложения, и значения удельного расхода условного топлива объекта генерации, определенного исходя из величины электрического КПД, указанной в перечне генерирующих объектов по договорам о предоставлении мощности с техническими характеристиками и ценовыми параметрами, утвержденном Наблюдательным советом НП «Совет рынка» 21 сентября 2010 года (с изменениями и дополнениями); 3) стоимость выработки объектом генерации 1 (одного) МВт*ч электрической энергии в 2011 году определяется следующим образом: если для генерирующего объекта (электростанции, к которой относится объект) установлена регулируемая цена на электрическую энергию на 2011 год – как минимум из величины, указанной в подпункте 7 пункта 3 настоящего приложения, и произведения темпа роста цены соответствующего топлива в соответствующей ценовой зоне оптового рынка в 2011 году к 2010 году, предусмотренного пунктом 5 настоящего приложения, и расчетной стоимости выработки, определенной согласно третьему абзацу подпункта 2 пункта 4 настоящего приложения; если указанная регулируемая цена не установлена – как произведение темпа роста цены соответствующего топлива в соответствующей ценовой зоне оптового рынка в 2011 году к 2010 году, предусмотренного пунктом 5 настоящего приложения, и стоимости выработки 30 Регламент определения параметров, необходимых для расчета цены по договорам о предоставлении мощности объектом генерации 1 (одного) МВт*ч электрической энергии в 2010 году, определенной согласно подпункту 2 пункта 4 настоящего приложения; стоимость выработки 1 (одного) МВт*ч электрической энергии в 2011 году объектом генерации, являющимся гидроэлектростанцией (частью гидроэлектростанции), принимается равной минимуму из величины, указанной в подпункте 2 пункта 3 настоящего приложения, и произведения величины, указанной в подпункте 6 пункта 3 настоящего приложения, и плановой величины индекса потребительских цен по итогам 2010 года в соответствии с официальным прогнозом индекса потребительских цен федерального органа исполнительной власти в сфере социально-экономической политики; 4) стоимость выработки объектом генерации 1 (одного) МВт*ч электрической энергии в 2012 году определяется как произведение величины, определенной в соответствии с подпунктом 3 пункта 4 настоящего приложения и значения темпа роста цены соответствующего топлива в соответствующей ценовой зоне оптового рынка в 2012 году к 2011 году, предусмотренного пунктом 5 настоящего приложения; стоимость выработки 1 (одного) МВт*ч электрической энергии в 2012 году объектом генерации, являющимся гидроэлектростанцией (частью гидроэлектростанции), определяется как произведение величины, определенной в соответствии с подпунктом 3 пункта 4 настоящего приложения, и плановой величина индекса потребительских цен по итогам 2011 года в соответствии с официальным прогнозом индекса потребительских цен федерального органа исполнительной власти в сфере социально-экономической политики; 5) стоимость выработки объектом генерации 1 (одного) МВт*ч электрической энергии в 2013 году определяется как произведение величины, определенной в соответствии с подпунктом 4 пункта 4 настоящего приложения и значения темпа роста цены соответствующего топлива в соответствующей ценовой зоне оптового рынка в 2013 году к 2012 году, предусмотренного пунктом 5 настоящего приложения; стоимость выработки 1 (одного) МВт*ч электрической энергии в 2013 году объектом генерации, являющимся гидроэлектростанцией (частью гидроэлектростанции), определяется как произведение величины, определенной в соответствии с подпунктом 4 пункта 4 настоящего приложения, и плановой величина индекса потребительских цен по итогам 2012 года в соответствии с официальным прогнозом индекса потребительских цен федерального органа исполнительной власти в сфере социально-экономической политики; 6) удельная (в расчете на 1 МВт) годовая прибыль от продажи электроэнергии в каждом из 2011–2013 годов вычисляется как произведение числа часов использования установленной мощности, определенного как произведение числа часов в соответствующем году на максимальное из значений, указанных в подпунктах 8 и 9 пункта 3 настоящего приложения, коэффициента, отражающего долю поставки электрической энергии по регулируемым договорам в текущем периоде, и разности цены РСВ соответствующего года, указанной в подпункте 11 пункта 3 настоящего приложения, сниженной с учетом коэффициента собственных нужд, указанного в отношении объекта генерации в приложении 4.1 к соответствующему ДПМ, и стоимости выработки объектом генерации 1 (одного) МВт*ч электрической энергии в соответствующем году, определенной в соответствии с подпунктами 3–5 пункта 4 настоящего приложения; 7) прогноз удельной (в расчете на 1 МВт) годовой необходимой валовой выручки объекта генерации для каждого из 2011–2013 годов определяется путем расчета в соответствии с приложением 4 к ДПМ цены на мощность объекта генерации при условии использования в расчете доли затрат, отражающей прибыль от продажи электроэнергии, равной 1; 8) доля затрат, отражающая прибыль от продажи электрической энергии, объекта генерации определяется как минимум из 1 (единицы) и величины, равной разности 1 (единицы) и отношения суммы величин, определенных для каждого из 2011–2013 годов в соответствии с подпунктом 6 пункта 4 настоящего приложения, к сумме значений, определенных для 31 Регламент определения параметров, необходимых для расчета цены по договорам о предоставлении мощности каждого из 2011–2013 годов в соответствии с подпунктом 7 пункта 4 настоящего приложения. 5. Для расчета доли затрат, отражающей прибыль от продажи электрической энергии, в отношении объекта генерации, для которого в соответствующих ДПМ указана дата начала исполнения обязательств не позднее 1 октября 2011 года, используются следующие прогнозы цен на электрическую энергию, газ и уголь: прогноз роста цен на электроэнергию для 1-й ценовой зоны: o на 2011 год – рост 15% от уровня 2010 года; o на 2012 год – рост 15% от уровня 2011 года; o на 2013 год – рост 15% от уровня 2012 года; прогноз роста цен на электроэнергию для 2-й ценовой зоны: o на 2011 год – рост 10,9% от уровня 2010 года; o на 2012 год – рост 7,0% от уровня 2011 года; o на 2013 год – рост 6,6% от уровня 2012 года; прогноз роста цен на газ: o на 2011 год – рост 15% от уровня 2010 года; o на 2012 год – рост 15% от уровня 2011 года; o на 2013 год – рост 15% от уровня 2012 года; прогноз роста цен на уголь: o на 2011 год – рост 10,9% от уровня 2010 года; o на 2012 год – рост 7,0% от уровня 2011 года; o на 2013 год – рост 6,6% от уровня 2012 года. 6. В Заявлении, указанном в приложении 1 к настоящему Регламенту, поданном в отношении объекта генерации, для которого в соответствующих ДПМ указана дата начала исполнения обязательств после 1 октября 2011 года, указываются значения следующих величин: 1) удельный расход условного топлива на производство 1 (одного) МВт*ч электрической энергии объекта генерации; 2) рассчитанная исходя из понесенных в 2011 году (для объектов генерации, вводимых в эксплуатацию не позднее 31 декабря 2011 года включительно, исходя из понесенных за 11 месяцев 2011 года) расходов стоимость всех видов натурального топлива, используемого станцией, к которой относится объект генерации, для выработки электрической энергии; 3) установленная на 2011 год уполномоченным органом в области регулирования тарифов оптовая цена на газ, добываемый ОАО «Газпром» и его аффилированными лицами, реализуемый потребителям в субъекте Российской Федерации, в котором расположен объект генерации (для объектов газовой генерации); 32 Регламент определения параметров, необходимых для расчета цены по договорам о предоставлении мощности 4) величина платы за снабженческо-сбытовые услуги, оказываемые поставщику оптового рынка в отношении объекта генерации, установленной уполномоченным органом в области регулирования тарифов на 2011 год (для объектов газовой генерации); 5) установленный уполномоченным органом в области регулирования тарифов тариф на услугу по транспортировке газа по газораспределительным сетям в целях газоснабжения объекта генерации в 2011 году (для объектов газовой генерации); 6) регулируемая цена на электрическую энергию (в целях поставки электрической энергии населению), установленная для электростанции, к которой относится объект генерации, на 2011 год; 7) коэффициент использования установленной мощности, сложившийся для объекта генерации за период с 1 (первого) января 2011 года по 31 (тридцать первое) декабря 2011 года включительно (для объектов генерации, вводимых в эксплуатацию не позднее 31 декабря 2011 года включительно, за период с 1 декабря 2010 года по 30 ноября 2011 года); 8) коэффициент использования установленной мощности, предусмотренный для объекта генерации прогнозным балансом на 2012 год; 9) средневзвешенная по всем часам периода с 1 (первого) января 2011 года по 31 (тридцать первое) декабря 2011 года включительно (для объектов генерации, вводимых в эксплуатацию не позднее 31 декабря 2011 года включительно, с 1 (первого) декабря 2010 года по 30 (тридцатое) ноября 2011 года) цена РСВ в ГТП генерации электростанции, к которой относится объект генерации (если в отношении электростанции зарегистрировано несколько ГТП генерации, используется средневзвешенная по полным плановым объемам производства электроэнергии в соответствующих ГТП генерации цена РСВ); 10) прогноз среднегодовых цен РСВ на 2012, 2013 и 2014 годы, определенных исходя из значения, указанного в подпункте 9 пункта 6 настоящего приложения, и темпов роста цены РСВ в соответствующей ценовой зоне оптового рынка, предусмотренных пунктом 8 настоящего приложения. В отношении величины, указанной в подпункте 2 настоящего пункта, должны быть представлены мотивированные пояснения и расчеты. В отношении величин, указанных в подпунктах 3–5 настоящего пункта, должна быть представлена копия приказа ФСТ России с указанием источника и даты его опубликования. 7. Расчет доли затрат, отражающей прибыль от продажи электрической энергии, в отношении объекта генерации, для которого в соответствующих ДПМ указана дата начала исполнения обязательств после 1 октября 2011 года, проводится заявителем в следующем порядке: 1) для объектов газовой генерации стоимость условного топлива в 2011 году определяется как произведение соотношения между натуральным и условным топливом (7/7.9) и минимума из величины, указанной в подпункте 2 пункта 6 настоящего приложения, и суммы значений, указанных в подпунктах 3, 4 и 5 пункта 6 настоящего приложения; для объектов угольной генерации стоимость условного топлива в 2011 году определяется как произведение соотношения между натуральным и условным топливом (заявляется участником) и значения, указанного в подпункте 2 пункта 6 настоящего приложения; 2) стоимость выработки объектом генерации 1 (одного) МВт*ч электрической энергии в 2011 году определяется как минимум из двух величин: величины, указанной в подпункте 6 пункта 6 настоящего приложения; расчетной стоимости выработки, вычисляемой как произведение величины, определенной в соответствии с подпунктом 1 пункта 7 настоящего приложения, и минимума из значения, 33 Регламент определения параметров, необходимых для расчета цены по договорам о предоставлении мощности указанного в подпункте 1 пункта 6 настоящего приложения, и значения удельного расхода условного топлива объекта генерации, определенного исходя из величины электрического КПД, указанной в перечне генерирующих объектов по договорам о предоставлении мощности с техническими характеристиками и ценовыми параметрами, утвержденном Наблюдательным советом НП «Совет рынка» 21 сентября 2010 года (с изменениями и дополнениями); 3) стоимость выработки объектом генерации 1 (одного) МВт*ч электрической энергии в 2012 году определяется как произведение темпа роста цены соответствующего топлива в соответствующей ценовой зоне оптового рынка в 2012 году к 2011 году, предусмотренного пунктом 8 настоящего приложения, и стоимости выработки объектом генерации 1 (одного) МВт*ч электрической энергии в 2011 году, определенной согласно подпункту 2 пункта 7 настоящего приложения; стоимость выработки 1 (одного) МВт*ч электрической энергии в 2012 году объектом генерации, являющимся гидроэлектростанцией (частью гидроэлектростанции), принимается равной минимуму из величины, указанной в подпункте 2 пункта 6 настоящего приложения, и произведения величины, указанной в подпункте 6 пункта 6 настоящего приложения, и плановой величины индекса потребительских цен по итогам 2011 года в соответствии с официальным прогнозом индекса потребительских цен федерального органа исполнительной власти в сфере социально-экономической политики; 4) стоимость выработки объектом генерации 1 (одного) МВт*ч электрической энергии в 2013 году определяется как произведение величины, определенной в соответствии с подпунктом 3 пункта 7 настоящего приложения и значения темпа роста цены соответствующего топлива в соответствующей ценовой зоне оптового рынка в 2013 году к 2012 году, предусмотренного пунктом 8 настоящего приложения; стоимость выработки 1 (одного) МВт*ч электрической энергии в 2013 году объектом генерации, являющимся гидроэлектростанцией (частью гидроэлектростанции), определяется как произведение величины, определенной в соответствии с подпунктом 3 пункта 7 настоящего приложения, и плановой величины индекса потребительских цен по итогам 2012 года в соответствии с официальным прогнозом индекса потребительских цен федерального органа исполнительной власти в сфере социально-экономической политики; 5) стоимость выработки объектом генерации 1 (одного) МВт*ч электрической энергии в 2014 году определяется как произведение величины, определенной в соответствии с подпунктом 4 пункта 7 настоящего приложения и значения темпа роста цены соответствующего топлива в соответствующей ценовой зоне оптового рынка в 2014 году к 2013 году, предусмотренного пунктом 8 настоящего приложения; стоимость выработки 1 (одного) МВт*ч электрической энергии в 2014 году объектом генерации, являющимся гидроэлектростанцией (частью гидроэлектростанции), определяется как произведение величины, определенной в соответствии с подпунктом 4 пункта 7 настоящего приложения, и плановой величины индекса потребительских цен по итогам 2013 года в соответствии с официальным прогнозом индекса потребительских цен федерального органа исполнительной власти в сфере социально-экономической политики; 6) удельная (в расчете на 1 МВт) годовая прибыль от продажи электроэнергии в каждом из 2012–2014 годов вычисляется как произведение числа часов использования установленной мощности, определенного как произведение числа часов в соответствующем году на максимальное из значений, указанных в подпунктах 7 и 8 пункта 6 настоящего приложения, коэффициента, отражающего долю поставки электрической энергии по регулируемым договорам в текущем периоде, и разности цены РСВ соответствующего года, указанной в подпункте 10 пункта 6 настоящего приложения, сниженной с учетом коэффициента собственных нужд, указанного в отношении объекта генерации в приложении 4.1 к соответствующему ДПМ, и стоимости выработки объектом генерации 1 (одного) МВт*ч 34 Регламент определения параметров, необходимых для расчета цены по договорам о предоставлении мощности электрической энергии в соответствующем году, определенной в соответствии с подпунктами 3–5 пункта 7 настоящего приложения; 7) прогноз удельной (в расчете на 1 МВт) годовой необходимой валовой выручки объекта генерации для каждого из 2012–2014 годов определяется путем расчета в соответствии с приложением 4 к ДПМ цены на мощность объекта генерации при условии использования в расчете доли затрат, отражающей прибыль от продажи электроэнергии, равной 1; 8) доля затрат, отражающая прибыль от продажи электрической энергии, объекта генерации определяется как минимум из 1 (единицы) и величины, равной разности 1 (единицы) и отношения суммы величин, определенных для каждого из 2012–2014 годов в соответствии с подпунктом 6 пункта 7 настоящего приложения, к сумме значений, определенных для каждого из 2012–2014 годов в соответствии с подпунктом 7 пункта 7 настоящего приложения. 8. Для расчета доли затрат, отражающей прибыль от продажи электрической энергии, в отношении объекта генерации, для которого в соответствующих ДПМ указана дата начала исполнения обязательств после 1 октября 2011 года, используются следующие прогнозы цен на электрическую энергию, газ и уголь: 9. прогноз роста цен на электроэнергию для 1-й ценовой зоны оптового рынка: o на 2012 год – рост 7,5% от уровня 2011 года; o на 2013 год – рост 15% от уровня 2012 года; o на 2014 год – рост 14,2% от уровня 2013 года; прогноз роста цен на электроэнергию для 2-й ценовой зоны оптового рынка: o на 2012 год – рост 7,0% от уровня 2011 года; o на 2013 год – рост 6,6% от уровня 2012 года; o на 2014 год – рост 6% от уровня 2013 года; прогноз роста цен на газ: o на 2012 год – рост 7,5% от уровня 2011 года; o на 2013 год – рост 15% от уровня 2012 года; o на 2014 год – рост 14,2% от уровня 2013 года; прогноз роста цен на уголь: o на 2012 год – рост 7,0% от уровня 2011 года; o на 2013 год – рост 6,6% от уровня 2012 года; o на 2014 год – рост 6% от уровня 2013 года. НП «Совет рынка» для утверждения на Наблюдательном совете готовит информацию о проверке заявленного участником значения доли затрат, отражающей прогнозную прибыль от продажи электрической энергии, с учетом требований пунктов 3–8 настоящего приложения. 35 Регламент определения параметров, необходимых для расчета цены по договорам о предоставлении мощности Совет рынка имеет право потребовать дополнительные документы, необходимые для проверки экономической обоснованности заявленных величин капитальных затрат и доли, отражающей прибыль от продажи электрической энергии. Дополнительные документы представляются участником сопроводительным письмом, подписанным уполномоченным лицом в виде заверенных участником надлежащим образом копий, в сшитом и пронумерованном виде. 36 Регламент определения параметров, необходимых для расчета цены по договорам о предоставлении мощности Приложение 3 Основные технико-экономические характеристики объекта генерации № п/п 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 Характеристики объекта генерации Наименование участника ОРЭМ Код субъекта ОРЭМ Наименование объекта генерации: Месторасположение объекта генерации Ценовая зона оптового рынка Субъект РФ, в границах которого проводится модернизация объекта Ближайший населенный пункт (город) Технологическая концепция блока (ГТУ, ПГУ, ПСУ на газе (мазуте), ПСУ на угле) Тип объекта генерации Краткое описание проекта модернизации (осуществляется ли расширение или переустройство существующих зданий, сооружений, корпусов и объектов основного, вспомогательного и обслуживающего назначения) Установленная мощность объекта генерации, МВт Увеличение установленной мощности объекта генерации Основное топливо Резервное топливо Дата начала исполнения обязательства по поставке мощности по ДПМ (с учетом изменения срока ввода) Единица измерения Значение "1" или "2" МВт МВт число/месяц/год 37 Регламент определения параметров, необходимых для расчета цены по договорам о предоставлении мощности Приложение 4 Уведомление о налоговых ставках, действующих в субъектах Российской Федерации, в которых расположены объекты генерации поставщика по ДПМ Полное фирменное наименование поставщика оптового рынка: Идентификационный код участника оптового рынка: Календарный номер года, в отношении которого указаны налоговые ставки: Наименование объекта Местонахождение объекта генерации по ДПМ * генерации * Код ГТП Субъект РФ, в Ставка налога на прибыль, Ставка налога на котором расположен подлежащего зачислению в имущество объект генерации бюджеты субъектов Российской Федерации * Заполняется значениями, указанными в отношении генерирующих объектов в соответствующих столбцах Перечня генерирующих объектов, с использованием которых будет осуществляться поставка мощности по договорам о предоставлении мощности, утвержденного распоряжением Правительства РФ от 11.08.10 №1334-р. Подпись лица, осуществляющего функции единоличного исполнительного органа, или надлежащим образом уполномоченного представителя 38 Регламент определения параметров, необходимых для расчета цены по договорам о предоставлении мощности Приложение 5 Уведомление о параметрах для расчета цен по ДПМ на расчетный период __________ «___»_____________ 20__ г. Наимен ование участни ка Наименов ание объекта генерации Код ГТП Фактиче ский основно й вид топлива Величина затрат на технологическое присоединение, учтенное при определении величин налога на имущество, ни ТП g , руб./МВт Величина затрат Величина Решение о на затрат на технологическо технологическое технологическо й возможности присоединение е выработки к электрическим присоединение электрической сетям к газовым сетям энергии с э г использованием ЗТП g ЗТП g , , резервного вида руб. руб. топлива Решение о наличии независимых источников природного газа Величина капитальны х затрат для модернизир уемых объектов, руб./кВт Величина доли затрат отражающей прогнозную прибыль от продажи электрическо й энергии для модернизируе мых объектов Процент снижения величины капитальных затрат при наличии нарушения обязанности по представлению в НП «Совет рынка» документов, подтверждающих факт выполнения видов работ ________________/_________________________/ 39 Регламент определения параметров, необходимых для расчета цены по договорам о предоставлении мощности Приложение 6 ПОРЯДОК рассмотрения и утверждения приложения 7 к договорам о предоставлении мощности, а также проведения проверки документов, представленных для подтверждения факта выполнения работ по модернизации генерирующего оборудования, согласно приложению 7 к договорам о предоставлении мощности в целях определения ценовых параметров мощности, поставляемой по ДПМ 1. Общие положения В целях надлежащего исполнения Продавцом обязательств по Договору о предоставлении мощности НП «Совет рынка» осуществляет контроль за фактическим выполнением Продавцом в отношении Объектов генерации, отнесенных к числу модернизируемых объектов, видов работ по модернизации, указанных в приложениях 7 к договорам о предоставлении мощности. Настоящий Порядок определяет порядок рассмотрения заявляемых Продавцами приложений 7 к Договорам о предоставлении мощности, виды документов, подтверждающих выполнение Продавцом работ по модернизации объектов генерации, а также порядок проверки НП «Совет рынка» указанных документов, в целях определения ценовых параметров мощности, поставляемой по ДПМ. К работам по модернизации объектов генерации в целях исполнения Договоров о предоставлении мощности относится совокупность работ по усовершенствованию объекта генерации, состоящая как из работ по непосредственно модернизации, так и по расширению, реконструкции и техническому перевооружению объектов. К работам по непосредственно модернизации относятся работы, направленные на изменение технологического или служебного назначения объекта генерации, повышенными нагрузками и (или) другими новыми качествами (срок полезного использования, мощность, качество применения и т.п.). К реконструкции относится переустройство существующих объектов генерации, как правило, без расширения имеющихся зданий и сооружений основного назначения, связанное с совершенствованием производства и повышением его технико-экономических показателей и осуществляемое по проекту реконструкции в целях увеличения производственных мощностей и улучшения качества продукции. К техническому перевооружению относится комплекс мероприятий по повышению техникоэкономических показателей объектов генерации или их отдельных частей на основе внедрения передовой техники и технологии, механизации и автоматизации производства, замены морально устаревшего и физически изношенного оборудования новым, более производительным, а также по совершенствованию общезаводского хозяйства и вспомогательных служб. При техническом перевооружении могут осуществляться установка на существующих производственных площадях дополнительного оборудования и машин, внедрение автоматизированных систем управления и контроля, применение радио, телевидения и других современных средств в управлении производством, техническое переустройство природоохранных объектов, отопительных и вентиляционных систем, присоединение предприятий, цехов и установок к централизованным источникам тепло- и электроснабжения. К расширению относится строительство дополнительных производств на ранее созданном объекте генерации, возведение новых и расширение существующих отдельных цехов и объектов основного, подсобного и обслуживающего назначения на территории действующих предприятий или примыкающих к ним площадках в целях создания дополнительных или новых мощностей, а 40 Регламент определения параметров, необходимых для расчета цены по договорам о предоставлении мощности также производств, входящих в их состав, которые после ввода в эксплуатацию не будут находиться на самостоятельном балансе. К отдельным видам работ, выполняемых в целях модернизации объекта генерации, относятся как основные, так и вспомогательные работы, определенные сводным сметным расчетом в составе проекта или иным документом, которым определен перечень и виды работ по модернизации объекта генерации, и отвечающие одному из признаков непосредственно модернизации, расширения, реконструкции и технического перевооружения. Осуществление модернизации объекта генерации должно быть согласовано с уполномоченными органами государственной власти, что подтверждается государственной экспертизой проекта или разрешениями надзорных органов. Документами, подтверждающими факт выполнения работ по модернизации объектов генерации, являются документы, указанные в пункте 2.1 настоящего Порядка, а также первичные учетные документы, указанные в пункте 2.2 настоящего Порядка. Сроки представления документов в НП «Совет рынка», подтверждающих факт выполнения работ Продавцом, не должны быть позднее даты начала исполнения обязательств по поставке мощности с учетом условий п. 6.6 Договора о предоставлении мощности в отношении соответствующего объекта генерации. 2. Документы, подтверждающие работы по модернизации генерирующего оборудования, указанные в приложении 7 к договорам о предоставлении мощности 2.1. К документам, обосновывающим выполнение работ по модернизации объекта генерации, относятся: 2.1.1. положительное заключение Государственной экспертизы (в случае если модернизируемый объект является объектом капитального строительства) или положительное заключение экспертизы промышленной безопасности проектной документации (в случае если модернизируемый объект не является объектом капитального строительства); 2.1.2. акт приемки законченного строительством объекта с приложениями (формы КС11 и (или) КС-14) либо иные акты приемки-сдачи, свидетельствующие о завершении работ по модернизации объекта и соответствующие требованиям Федерального закона от 21.11.1996 № 129-ФЗ «О бухгалтерском учете»; 2.1.3. сводный сметный расчет стоимости строительства, выполненный в составе проекта, с указанием основных объектов строительства, или иной документ, которым определен перечень и виды работ по модернизации объекта генерации; 2.1.4. договоры на выполнение работ (оказания услуг) с подрядчиками и (или) субподрядчиками, договоры поставки оборудования (материалов) (требования настоящего пункта не распространяются на участников, в отношении которых приложения 7 утверждены до 1 октября 2011 года); 2.1.5. разрешение Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору (Ростехнадзор) на пуск газа; 2.1.6. разрешение Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору (Ростехнадзор) на допуск в эксплуатацию энергоустановки; 2.1.7. разрешение Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору (Ростехнадзор) на эксплуатацию объектов котлонадзора; 2.1.8. заключение Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору (Ростехнадзор) о соответствии объекта капитального строительства требованиям технических регламентов и проектной документации. Наличие документов, указанных в пунктах 2.1.1–2.1.4, является обязательным, в п. 2.1.4–2.1.8 определяется видом оборудования и требованиями нормативно-технической документации к нему. Состав документов, предоставляемых для подтверждения работ, определяется Продавцом и обосновывается в пояснительной записке. При этом решение о достаточности предоставленных 41 Регламент определения параметров, необходимых для расчета цены по договорам о предоставлении мощности иных актов приемки-сдачи кроме форм КС-11 и (или) КС-14, указанных в пункте 2.1.2, принимается Наблюдательным советом НП «Совет рынка». 2.2. В целях подтверждения факта выполнения отдельных видов рассматриваются следующие унифицированные формы первичной учетной документации, определенные статьей 9 ФЗ «О бухгалтерском учете» от 21.11.1996 № 129-ФЗ: 2.2.1. акты о приемке выполненных работ формы № КС-2, утвержденной Постановлением Госкомстата от 11.11.1999 г. № 100; 2.2.2. товарные накладные формы № ТОРГ-12, утвержденной Постановлением Госкомстата России от 25.12.1998 г . № 132; 2.2.3. иные акты приемки-сдачи, подтверждающие факт передачи товаров (выполнения работ, оказания услуг), информации и результатов интеллектуальной деятельности, в том числе исключительных прав на них в соответствии с законодательством Российской Федерации по форме, заполненной согласно положениям пункта 2 статьи 9 Федерального закона от 21.11.1996 № 129-ФЗ «О бухгалтерском учете». Виды работ, выполняемые в целях модернизации объекта генерации и указываемые участником оптового рынка в приложении 7 к Договорам о предоставлении мощности, рассматриваются в соответствии с главами сводного сметного расчета, выполненного в составе проекта, договорами на выполнение работ (оказания услуг) с подрядчиками и (или) субподрядчиками, договорами поставки оборудования (материалов), локальными сметами или иными документами, которыми определен перечень и виды работ по модернизации объекта генерации. 3. Порядок рассмотрения и утверждения приложения 7 к ДПМ, а также проверки НП «Совет рынка» документов, представленных с целью подтверждения факта выполнения работ 3.1. Для утверждения приложения 7 к ДПМ, предоставляемого для утверждения Наблюдательным советом НП «Совет рынка», НП «Совет рынка» проводит его проверку на предмет: - соблюдения сроков предоставления приложения 7; - соответствия указанных в приложении 7 к ДПМ сроков предоставления документов, подтверждающих выполнение работ, датам начала исполнения обязательств по поставке мощности по ДПМ; - правильности отнесения работ по усовершенствованию объекта основных средств, указанных участниками в приложениях 7 к договорам о предоставлении мощности, к модернизации генерирующего объекта. По результатам проведенной проверки в течение 15 рабочих дней НП «Совет рынка» готовит экспертное заключение для рассмотрения Наблюдательным советом НП «Совет рынка» вопроса об утверждении приложения 7 к договорам о предоставлении мощности. Вопрос об утверждении приложения 7 к договорам о предоставлении мощности рассматривается на очередном заседании Наблюдательного совета. 3.2. С целью определения цены мощности, продаваемой по договорам о предоставлении мощности НП «Совет рынка» проводит проверку представленных Продавцом в НП «Cовет рынка» по приложению 7 документов по каждому виду работ: - на соблюдение сроков предоставления подтверждающих документов, указанных в приложении 7; - на соответствие документов требованиям законодательства РФ и настоящего Порядка; 42 Регламент определения параметров, необходимых для расчета цены по договорам о предоставлении мощности - в части отнесения отдельных видов работ к работам по модернизации объекта генерации. Виды работ принимаются относящимися к модернизируемым при условии установления их соответствия сводному сметному расчету, локальным сметам или иным документам, устанавливающим перечень и виды работ по модернизации Объекта генерации, а также определениям, данным в разделе 1 настоящего Порядка. 3.3. С целью установления соответствия требованиям экономической обоснованности величины капитальных затрат и факта выполнения работ по модернизации НП «Совет рынка» проводит комплексную выездную проверку объекта генерации. НП «Совет рынка» в сроки, определенные настоящим Регламентом, готовит экспертное заключение и выносит на ближайшее заседание Наблюдательного совета НП «Совет рынка» вопрос о подтверждении факта выполнения продавцом работ, определенных приложением 7, и об установлении экономически обоснованной величины капитальных затрат на модернизацию объекта генерации. 43 Регламент определения параметров, необходимых для расчета цены по договорам о предоставлении мощности Приложение 7 Дата Уведомление о внесении в одностороннем внесудебном порядке параметров в приложение 4.1 к Договору о предоставлении мощности / Договору о предоставлении мощности введенных в эксплуатацию генерирующих объектов № __ от ДД.ММ.ГГГГ Продавец: Идентификационный код Продавца Покупатель: Идентификационный код Покупателя ОАО «АТС» настоящим уведомляет, что в связи с вступлением в силу решения Наблюдательного совета НП «Совет рынка» / распоряжения Правительства Российской Федерации __в приложение 4.1 к Договору о предоставлении мощности / Договору о предоставлении мощности введенных в эксплуатацию генерирующих объектов № __ от ДД.ММ.ГГГГ внесены следующие параметры: № Наименование объекта генерации Код группы точек поставки генерации Капитальные затраты, рублей на 1 кВт установленной мощности Компенсируемая доля затрат (Крсв) В соответствии с приложением 4.1 к указанному договору ОАО «АТС» в одностороннем внесудебном порядке вносит в данное приложение необходимые для заполнения его граф параметры в случае принятия Правительством Российской Федерации соответствующего решения или, в отсутствие такого решения, после утверждения Наблюдательным советом НП «Совет рынка» необходимых для заполнения граф приложения 4.1 параметров (значений, показателей и т.п.). Указанные в настоящем уведомлении параметры применяются в целях расчета цены мощности соответствующего объекта генерации в порядке, установленном Договором о присоединении к торговой системе оптового рынка. Решение Наблюдательного совета НП «Совет рынка» / распоряжение Правительства Российской Федерации __ вступает в силу __.__.____ года. 44 Регламент определения параметров, необходимых для расчета цены по договорам о предоставлении мощности Приложение 7.1 Дата Уведомление о внесении в одностороннем внесудебном порядке параметров в приложение 19.1 к Агентскому договору, обеспечивающему реализацию инвестиционных программ ОГК/ТГК, / приложение 5.1 к Агентскому договору, обеспечивающему заключение и исполнение договоров о предоставлении мощности введенных в эксплуатацию генерирующих объектов № __ от ДД.ММ.ГГГГ Агент: Открытое акционерное общество «Центр финансовых расчетов» Идентификационный код Агента Принципал: Идентификационный код Принципала ОАО «АТС» настоящим уведомляет, что в связи с вступлением в силу решения Наблюдательного совета НП «Совет рынка» / распоряжения Правительства Российской Федерации __в приложение 19.1 к Агентскому договору, обеспечивающему реализацию инвестиционных программ ОГК/ТГК, / приложение 5.1 к Агентскому договору, обеспечивающему заключение и исполнение договоров о предоставлении мощности введенных в эксплуатацию генерирующих объектов, № __ от ДД.ММ.ГГГГ внесены следующие параметры: № Наименование объекта генерации Код группы точек поставки генерации Капитальные затраты, рублей на 1 кВт установленной мощности Компенсируемая доля затрат (Крсв) В соответствии с приложением 19.1 / 5.1 к указанному договору ОАО «АТС» в одностороннем внесудебном порядке вносит в данное приложение необходимые для заполнения его граф параметры в случае принятия Правительством Российской Федерации соответствующего решения или, в отсутствие такого решения, после утверждения Наблюдательным советом НП «Совет рынка» необходимых для заполнения граф приложения 19.1 / 5.1 параметров (значений, показателей и т.п.). Указанные в настоящем уведомлении параметры применяются в целях расчета цены мощности соответствующего объекта генерации в порядке, установленном Договором о присоединении к торговой системе оптового рынка. Решение Наблюдательного совета НП «Совет рынка» / распоряжение Правительства Российской Федерации __ вступает в силу __.__.____ года. 45
