Постановление Правительства РФ № 238 от 13 апреля 2010 года, определяющее ценовые параметры долгосрочного рынка мощности (ДРМ) - Часть 2

б) генерирующий объект тепловой электростанции, выработка
электрической энергии которым осуществляется с использованием угля (далее
- генерирующий объект угольной генерации);
в) модернизированный генерирующий объект газовой генерации;
г) модернизированный генерирующий объект угольной генерации.
4. Цена на мощность генерирующего объекта определяется исходя из
условия компенсации установленной в соответствии с пунктами 6 — 9
настоящих Правил доли суммарных затрат поставщика в отношении данного
генерирующего объекта, включающих:
а) капитальные затраты генерирующего объекта соответствующего вида,
определенные в соответствии с пунктами 12 и 13 настоящих Правил, без
учета затрат на технологическое присоединение этого объекта к
электрическим сетям и источникам топлива;
б) эксплуатационные затраты генерирующего объекта соответствующего
вида, определенные в соответствии с пунктом 16 настоящих Правил;
в) сумму налога на имущество организаций, рассчитанную по ставке,
действующей в соответствующем субъекте Российской Федерации;
г) фактически понесенные поставщиком затраты на технологическое
присоединение генерирующего объекта к электрическим и газовым сетям.
5. Порядок предоставления коммерческому оператору оптового рынка
документов, подтверждающих предусмотренные подпунктами «в» и «г» пункта 4
настоящих Правил затраты, и определения соответствующих величин
устанавливаются договором о присоединении к торговой системе оптового
рынка.
6. Цена на мощность генерирующих объектов газовой генерации,
находящихся в первой ценовой зоне оптового рынка, определяется исходя из
условия компенсации поставщику мощности следующей доли затрат, отражающей
прогнозную прибыль от продажи электрической энергии, производимой с
использованием этого генерирующего объекта:
а) для затрат, предусмотренных подпунктами «а» — «в» пункта 4
настоящих Правил:
доля, равная 71 проценту затрат, — для генерирующего объекта
мощностью более 250 МВт;
доля, равная 75 процентам затрат, — для генерирующего объекта
мощностью не более 250 МВт и не менее 150 МВт;
доля, равная 79 процентам затрат, — для генерирующего объекта
мощностью менее 150 МВт;
б) для затрат, предусмотренных подпунктом «г» пункта 4 настоящих
Правил, — доля, равная 100 процентам затрат.
7. Цена на мощность генерирующих объектов угольной генерации,
находящихся в первой ценовой зоне оптового рынка, определяется исходя из
условия компенсации поставщику мощности следующей доли затрат, отражающей
прогнозную прибыль от продажи электрической энергии, производимой с
использованием этого генерирующего объекта:
для затрат, предусмотренных подпунктами «а» — «в» пункта 4 настоящих
Правил, — доля, равная 80 процентам затрат;
для затрат, предусмотренных подпунктом «г» пункта 4 настоящих
Правил, — доля, равная 100 процентам затрат.
8. Цена на мощность генерирующих объектов газовой генерации,
находящихся во второй ценовой зоне оптового рынка, определяется исходя из
условия компенсации поставщику мощности следующей доли затрат, отражающей
прогнозную прибыль от продажи электрической энергии, производимой с
использованием этого генерирующего объекта:
для затрат, предусмотренных подпунктами «а» — «в» пункта 4 настоящих
Правил, — доля, равная 90 процентам затрат;
для затрат, предусмотренных подпунктом «г» пункта 4 настоящих
Правил, — доля, равная 100 процентам затрат.
9. Цена на мощность генерирующих объектов угольной генерации,
находящихся во второй ценовой зоне оптового рынка, определяется исходя из
условия компенсации поставщику мощности следующей доли затрат, отражающей
прогнозную прибыль от продажи электрической энергии, производимой с
использованием этого генерирующего объекта:
для затрат, предусмотренных подпунктами «а» — «в» пункта 4 настоящих
Правил, — доля, равная 95 процентам затрат;
для затрат, предусмотренных подпунктом «г» пункта 4 настоящих
Правил, — доля, равная 100 процентам затрат.
10. По истечении 3 лет и 6 лет с начала поставки мощности на
основании методики расчета значения доли компенсируемых затрат,
отражающей прогнозную прибыль от продажи электрической энергии, для
поставщиков электрической энергии (мощности), утвержденной в
установленном порядке федеральным органом исполнительной власти,
осуществляющим функции по выработке и реализации государственной политики
и нормативно-правовому регулированию в сфере топливно-энергетического
комплекса, коммерческим оператором оптового рынка производится расчет
уточненного значения доли компенсируемых затрат, отражающей прогнозную
прибыль от продажи электрической энергии.
В случае отличия уточненного значения доли затрат, отражающей
прогнозную прибыль от продажи электрической энергии, от значения доли
затрат, используемой при определении цены на мощность, более чем на
10 процентов применяемая при определении цены на мощность доля
компенсируемых затрат принимается равной уточненной величине с 1 января
4-го года и с 1 января 7-го года поставки мощности соответственно.
11. По истечении 6 лет с начала поставки мощности при расчете цены
на мощность на текущий год учитывается разница цены на мощность,
рассчитанной в соответствии с пунктом 4 Правил расчета составляющей цены
на мощность, обеспечивающей возврат капитальных и эксплуатационных
затрат, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от
13 апреля 2010 г. N 238, с учетом прогноза цен на электрическую энергию
на год поставки мощности по результатам конкурентного отбора мощности
текущего года, и цены на мощность, определенной по результатам
конкурентного отбора мощности текущего года. Указанная разница приводится
в цены текущего года на основании индекса, равного величине доходности,
определенной в соответствии с указанными Правилами расчета составляющей
цены на мощность, обеспечивающей возврат капитальных и эксплуатационных
затрат.
12. Капитальные затраты на возведение 1 кВт мощности генерирующего
объекта газовой генерации принимаются равными следующим величинам:
для генерирующего объекта мощностью более 250 МВт — 28770 рублей;
для генерирующего объекта мощностью не более 250 МВт и не менее
150 МВт — 34440 рублей;
для генерирующего объекта мощностью менее 150 МВт — 41850 рублей.
13. Капитальные затраты на возведение 1 кВт мощности генерирующего
объекта угольной генерации принимаются равными следующим величинам:
для генерирующего объекта мощностью не более 225 МВт — 53450 рублей;
для генерирующего объекта мощностью более 225 МВт — 49175 рублей.
14. Для генерирующих объектов, указанных в подпунктах «в» и «г»
пункта 3 настоящих Правил, в отношении которых проводится модернизация,
реконструкция, техническое перевооружение, экономическая обоснованность
заявленных участниками оптового рынка капитальных затрат на указанные
мероприятия, а также доля затрат, отражающая прогнозную прибыль от
продажи электрической энергии, устанавливаются договором о присоединении
к торговой системе оптового рынка.
15. Для расчета цены на мощность к величине капитальных затрат
применяются коэффициенты согласно приложениям N 1 и 2, а также следующие
коэффициенты:
0,95 — для генерирующего объекта газовой генерации при отсутствии
технологической возможности выработки электрической энергии с
использованием резервного вида топлива или 0,98 — для генерирующих
объектов, которые имеют 2 магистральных трубопровода от 2 независимых
источников природного газа, каждый из которых способен полностью
обеспечить 100-процентное максимальное потребление природного газа
соответствующим генерирующим объектом, и срок ввода которых по договору о
предоставлении мощности определен не позднее 31 декабря 2011 г. Порядок
соответствия генерирующих объектов указанным критериям определяется в
договоре о присоединении к торговой системе оптового рынка;
0,9 — для генерирующих объектов, находящихся в первой ценовой зоне
оптового рынка (отражает учет прибыли с оптового рынка электрической
энергии (мощности) по истечении срока окупаемости и до окончания срока
службы генерирующего объекта), или 0,95 — для генерирующих объектов,
находящихся во второй ценовой зоне оптового рынка.
Соответствие каждого генерирующего объекта климатической и
сейсмической зоне подтверждается федеральным органом исполнительной
власти, осуществляющим функции по выработке и реализации государственной
политики в сфере топливно-энергетического комплекса.

Еще записи на эту же тему:



Страницы: 1 2 3 4 5

Оставить комментарий (Зарегистрируйтесь и пишите коментарии без CAPTCHи !)

 
© 2008-2020 EnergyFuture.RU Профессионально об энергетике. All rights reserved. Перепечатка материалов разрешается при условии установки активной гиперссылки на EnergyFuture.RU.