Об утверждении Методических указаний по установлению цен (тарифов) и (или) предельных (минимальных и (или) максимальных) уровней цен (тарифов) на электрическую энергию (мощность), произведенную на функционирующих на основе использования возобновляемых источников энергии квалифицированных генерирующих объектах и приобретаемую в целях компенсации потерь в электрических сетях

ФЕДЕРАЛЬНАЯ АНТИМОНОПОЛЬНАЯ СЛУЖБА ПРИКАЗ Москва 30 сентября 2015 г. № 900/15 Об утверждении Методических указаний по установлению цен (тарифов) и (или) предельных (минимальных и (или) максимальных) уровней цен (тарифов) на электрическую энергию (мощность), произведенную на функционирующих на основе использования возобновляемых источников энергии квалифицированных генерирующих объектах и приобретаемую в целях компенсации потерь в электрических сетях Зарегистрирован Минюстом России 28 января 2016 г. Регистрационный № 40882 В соответствии с Федеральным законом от 26 марта 2003 года № 35-ФЗ "Об электроэнергетике" (Собрание законодательства Российской Федерации, 2003, № 13, ст. 1177; 2004, № 35, ст. 3607; 2005, № 1 (часть 1), ст. 37; 2006, № 52 (часть 1), ст. 5498; 2007, № 45, ст. 5427; 2008, № 29 (часть 1), ст. 3418; № 52 (часть 1), ст. 6236; 2009, № 48, ст. 5711; 2010, № 11, ст. 1175; № 31, ст. 4156, ст. 4157, ст. 4158, ст. 4160; 2011, № 1, ст. 13; № 7, ст. 905; № 11, ст. 1502; № 23, ст. 3263; № 30 (часть 1), ст. 4590, ст. 4596; № 50, ст. 7336, ст. 7343; 2012, № 26, ст. 3446; № 27, ст. 3587; № 53 (часть 1), ст. 7616; 2013, № 14, ст. 1643; № 45, ст. 5797; № 48, ст. 6165; 2014, № 16, ст. 1840; № 30 (часть 1), ст. 4218; № 42, ст. 5615; 2015, № 1 (часть 1), ст. 19), Положением о Федеральной антимонопольной службе, утвержденным постановлением Правительства Российской Федерации от 30 июня 2004 года № 331 (Собрание законодательства Российской Федерации, 2004, № 31, ст. 3259; 2006, № 45, ст. 4706; 2006, № 49 (2 ч.), ст. 5223; 2007, № 7, ст. 903; 2008, № 13, ст. 1316; 2008, № 44, ст. 5089; 2008, № 46, ст. 5337; 2009, № 3, ст. 378; 2009, № 2, ст. 248; 2009, № 39, ст. 4613; 2010, № 9, ст. 960; 2010, № 25, ст. 3181; 2010, № 26, ст. 3350; 2012, № 39, ст. 5283; 2012, № 52, ст. 7518; 2013, № 35, ст. 4514; 2013, № 36, ст. 4578; 2013, № 45, ст. 5822; 2014, № 35, ст. 4774; 2015, № 1 (часть II), ст. 279; 2015, № 10, ст. 1543); постановлением Правительства Российской Федерации от 29 декабря 2011 года № 1178 "О ценообразовании в области регулируемых цен (тарифов) в электроэнергетике" (Собрание законодательства Российской Федерации, 2012, № 4, ст. 504; № 16, ст. 1883; № 20, ст. 2539; № 23, ст. 2647; № 22, ст. 2817; № 26, ст. 3337; № 27, ст. 3602; № 31, ст. 4216, ст. 4234; № 35, ст. 4528; № 44, ст. 5754; № 47, ст. 6105; 2014, № 2 (часть 1), ст. 89, ст. 131; № 8, ст. 813; № 9, ст. 919; № 11, ст. 1156; № 23, ст. 2994; № 25, ст. 3311, № 28, ст. 4050; № 32, ст. 4521; № 33, ст. 4596; № 34, ст. 4659, ст. 4677; № 35, ст. 4769; № 44, ст. 6078; № 50, ст. 7094; 2015, № 1 (часть 2), ст. 259; № 2, ст. 474, ст. 477, № 5, ст. 827; № 8, ст. 1167; № 9, ст. 1324; № 10, ст. 1541; официальный интернет-портал правовой информации http://www.pravo.gov.ru, 17.02.2015, № 0001201502170010), постановлением Правительства Российской Федерации от 23 января 2015 года № 47 "О внесении изменений в некоторые акты Правительства Российской Федерации по вопросам стимулирования использования возобновляемых источников энергии на розничных рынках электрической энергии", приказываю: 1. Утвердить Методические указания по установлению цен (тарифов) и (или) предельных (минимальных и (или) максимальных) уровней цен (тарифов) на электрическую энергию (мощность), произведенную на функционирующих на основе использования возобновляемых источников энергии квалифицированных генерирующих объектах и приобретаемую в целях компенсации потерь в электрических сетях, согласно приложению к настоящему приказу. 2. Настоящий приказ вступает в силу в установленном порядке. 3. Контроль за исполнением настоящего приказа возложить на заместителя руководителя ФАС России А.Н.Голомолзина. Руководитель И.Ю.Артемьев Приложение к приказу ФАС России от 30 сентября 2015 г. № 900/15 МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ по установлению цен (тарифов) и (или) предельных (минимальных и (или) максимальных) уровней цен (тарифов) на электрическую энергию (мощность), произведенную на функционирующих на основе использования возобновляемых источников энергии квалифицированных генерирующих объектах и приобретаемую в целях компенсации потерь в электрических сетях I. Общие положения 1. Настоящие Методические указания по установлению цен (тарифов) и (или) предельных (минимальных и (или) максимальных) уровней цен (тарифов) на электрическую энергию (мощность), произведенную на функционирующих на основе использования возобновляемых источников энергии квалифицированных генерирующих объектах и приобретаемую в целях компенсации потерь в электрических сетях (далее - Методические указания) разработаны в соответствии с Федеральным законом от 26 марта 2003 г. № 35-ФЗ "Об электроэнергетике", "Основами ценообразования в области регулируемых цен (тарифов) в электроэнергетике" (далее - Основы ценообразования) и "Правилами государственного регулирования (пересмотра, применения) цен (тарифов) в электроэнергетике" (далее - Правила регулирования), утвержденными постановлением Правительства Российской Федерации от 29 декабря 2011 г. № 1178 "О ценообразовании в области регулируемых цен (тарифов) в электроэнергетике", постановлением Правительства Российской Федерации от 23 января 2015 г. № 47 "О внесении изменений в некоторые акты Правительства Российской Федерации по вопросам стимулирования использования возобновляемых источников энергии на розничных рынках электрической энергии". 2. Методические указания предназначены для использования органами исполнительной власти субъектов Российской Федерации в области государственного регулирования тарифов (далее - регулирующие органы), а также производителями электрической энергии (мощности) на розничных рынках электрической энергии, осуществляющими производство электрической энергии (мощности) (далее - производители) на квалифицированных генерирующих объектах, функционирующих на основе использования возобновляемых источников энергии (далее - квалифицированный генерирующий объект ВИЭ), для расчета долгосрочных цен (тарифов) и (или) предельных (минимальных и (или) максимальных) цен (тарифов) и (или) предельных (минимальных и (или) максимальных) уровней цен (тарифов) на электрическую энергию (мощность), произведенную на квалифицированных генерирующих объектах ВИЭ и приобретаемую в целях компенсации потерь в электрических сетях (далее - долгосрочная цена (тариф): 1) на срок возврата инвестированного капитала квалифицированного генерирующего объекта ВИЭ - методом долгосрочной индексации необходимой валовой выручки; 2) по истечении срока возврата инвестированного капитала квалифицированного генерирующего объекта ВИЭ, а также квалифицированного генерирующего объекта ВИЭ, введенного в эксплуатацию до 1 января 2017 года - методом экономически обоснованных расходов (затрат). 3. Методические указания определяют порядок формирования необходимой валовой выручки, принимаемой к расчету при установлении долгосрочных цен (тарифов), и включают в себя правила расчета нормы доходности инвестированного капитала, правила определения размера инвестированного капитала и ведения его учета, а также правила определения долгосрочных параметров регулирования. 4. При применении метода долгосрочной индексации необходимой валовой выручки долгосрочные цены (тарифы) устанавливаются на основе долгосрочных параметров регулирования, отдельно на каждый расчетный период регулирования в течение долгосрочного периода регулирования. 5. Для производителя, для которого производство электрической энергии на генерирующих объектах ВИЭ (также - регулируемая деятельность) не является основным видом деятельности, распределение косвенных расходов между производством и иными видами деятельности по решению регулирующего органа производится в соответствии с одним из нижеследующих методов: - согласно учетной политике, принятой производителем; - пропорционально прямым расходам. II. Расчет необходимой валовой выручки методом долгосрочной индексации необходимой валовой выручки 6. Расчет долгосрочной цены (тарифа) методом долгосрочной индексации необходимой валовой выручки (до истечения срока возврата инвестированного капитала генерирующего объекта ВИЭ) осуществляется на основании следующих долгосрочных параметров регулирования: - базовый размер инвестированного капитала; - размер приведенного инвестированного капитала; - базовый уровень доходности долгосрочных государственных обязательств; - базовый уровень нормы доходности капитала, инвестированного в квалифицированный генерирующий объект ВИЭ; - срок возврата инвестированного капитала. 7. На основе долгосрочных параметров регулирования и планируемых значений параметров расчета цен (тарифов), определяемых на долгосрочный период регулирования, регулирующие органы рассчитывают необходимую валовую выручку производителя отдельно на каждый год долгосрочного периода регулирования, составляющего не менее 3 (трех) лет по решению регулирующего органа в области регулирования тарифов. Необходимая валовая выручка, используемая при установлении долгосрочной цены (тарифа) на долгосрочный период регулирования, рассчитывается по формуле: где: i - номер расчетного года периода регулирования, i = 1, 2, 3... - необходимая валовая выручка, определяемая при установлении долгосрочной цены (тарифа) на год i; Р i - расходы, связанные с производством и реализацией продукции (услуг), определяемые на год i долгосрочного периода регулирования в соответствии с пунктом 9 Методических указаний (тыс. руб.); ВК i - возврат инвестированного капитала, определяемый на год i долгосрочного периода регулирования в соответствии с пунктом 12 Методических указаний (тыс. руб.); ДК i - доход на инвестированный капитал, определяемый на год i долгосрочного периода регулирования в соответствии с пунктом 13 Методических указаний (тыс. руб.); В i - расходы i-го года долгосрочного периода регулирования, связанные с компенсацией незапланированных расходов (со знаком "плюс") или полученного избытка (со знаком "минус"), выявленных по итогам последнего истекшего года долгосрочного периода регулирования, за который известны фактические значения параметров расчета тарифов. Величина В i определяется в соответствии с пунктом 15 Методических указаний. 8. Перед началом каждого года долгосрочного периода регулирования определяются планируемые значения параметров расчета цен (тарифов): - индекс потребительских цен, определенный в соответствии с прогнозом социально-экономического развития Российской Федерации (далее - индекс потребительских цен). В отсутствие одобренного прогноза социально-экономического развития Российской Федерации на очередной год долгосрочного периода регулирования в целях определения постоянных расходов применяются значения параметров прогноза социально-экономического развития Российской Федерации, соответствующие последнему году периода, на который был одобрен указанный прогноз; - размер активов, определяемый регулирующими органами; - величина переменных расходов; - объем выработки электрической энергии, производимой генерирующими объектами ВИЭ. 9. Расходы Р i , связанные с производством и реализацией продукции (услуг), определяются каждый i год долгосрочного периода регулирования и рассчитываются по формуле (тыс. руб.): Р i = ПО i + ПР i + НИ i где: i - номер расчетного года периода регулирования, i = 1, 2, 3... где, ПО i - постоянные эксплуатационные расходы на каждый i год долгосрочного периода регулирования, включаемые в необходимую валовую выручку в объеме, определяемом регулирующими органами. ПР i - переменные эксплуатационные расходы на год i долгосрочного периода регулирования, включаемые в необходимую валовую выручку в объеме, определяемом регулирующими органами (тыс. руб.). НИ i - налог на имущество на каждый i год долгосрочного периода регулирования, включаемый в необходимую валовую выручку в объеме, определяемом регулирующими органами в соответствии с Налоговым кодексом Российской Федерации (часть вторая) от 05.08.2000 № 117-ФЗ (Собрание законодательства Российской Федерации, 2000, № 32, ст. 3340; 2003, № 46 (ч. 1), ст. 4435; 2004, № 27, ст. 2711; 2006, № 3, ст. 280; № 23, ст. 2382; № 31 (1 ч.), ст. 3436; 2007, № 1 (1 ч.), ст. 31; № 21, ст. 2463; № 22, ст. 2564; № 31, ст. 4013; 2008, № 27, ст. 3126; 2009, № 44, ст. 5171; № 48, ст. 5733, 5734; 2010, № 32, ст. 4298; № 40, ст. 4969; № 48, ст. 6249; 2011, № 24, ст. 3357; № 45, ст. 6335; № 49 (ч. 1), ст. 7014, 7043; 2012, № 49, ст. 6747; 2013, № 23, ст. 2866; 2013, № 40 (часть III), ст. 5038; № 44, ст. 5646; 2014, № 14, ст. 1544; № 40 (Часть II), ст. 5315; № 45, ст. 6157; № 48, ст. 6647, 6657, 6660) (тыс. руб.); ПО i - определяются регулирующими органами по следующей формуле (тыс. руб.): где, n - число лет в периоде регулирования; r - количество периодов регулирования; ОР 0r - базовый уровень фиксируемых расходов, установленный на каждый первый год r-долгосрочного периода регулирования в соответствии с пунктом 10 настоящих Методических указаний (тыс. руб.); НР i - корректируемые расходы, включаемые в необходимую валовую выручку в объеме, определяемом регулирующими органами, в году i долгосрочного периода регулирования, устанавливаются в соответствии с пунктом 11 настоящих Методических указаний (тыс. руб.); ИПЦ j - индекс потребительских цен (далее - индекс потребительских цен), в соответствии с одобренным прогнозом социально-экономического развития Российской Федерации; Умощн ввод - установленная мощность квалифицированного генерирующего объекта ВИЭ (кВт); ПостР пред - предельная величина постоянных эксплуатационных затрат на обслуживание 1 кВт установленной мощности, установленная как минимум из следующих величин (тыс. руб.): предельной величины постоянных эксплуатационных затрат на обслуживание 1 кВт установленной мощности, установленный Правительством Российской Федерации для соответствующего вида квалифицированных генерирующих объектов ВИЭ, в отношении соответствующего календарного года ввода в эксплуатацию квалифицированного генерирующего объекта ВИЭ и диапазона установленной мощности, к которому относится квалифицированный генерирующий объект ВИЭ. Уровень переменных эксплуатационных затрат ПР i (тыс. руб.), определяемый при установлении долгосрочных цен (тарифов) на очередной i период регулирования, рассчитывается по формуле: ; ПерР i - уровень переменных эксплуатационных затрат, на i год регулирования (тыс. руб.); ПерР пред - предельная величина переменных эксплуатационных затрат на выработку 1 МВт·ч произведенной электрической энергии (тыс. руб.), установленная как минимум из следующих величин: предельной величины переменных эксплуатационных затрат, определенной по итогам конкурсного отбора проектов квалифицированных генерирующих объектов ВИЭ для соответствующего вида генерирующих объектов, проводимого в порядке, определенном постановлением Правительства Российской Федерации от 17 октября 2009 г. № 823 "О схемах и программах перспективного развития электроэнергетики" (Собрание законодательства РФ, 2009, № 43, ст. 5073; 2015, № 8, ст. 1175). предельной величины переменных эксплуатационных затрат, установленный Правительством Российской Федерации для соответствующего вида квалифицированных генерирующих объектов ВИЭ, в отношении соответствующего календарного года ввода в эксплуатацию генерирующего объекта и диапазона установленной мощности, к которому относится генерирующий объект. - объем полезного отпуска электрической энергии генерирующего объекта ВИЭ, (кВт*ч). Для квалифицированных генерирующих объектов ВИЭ, функционирующих на основе использования энергии потоков вод, к переменным эксплуатационным затратам относятся затраты по плате за использование соответствующих водных объектов или их частей без забора (изъятия) водных ресурсов для целей производства электрической энергии за соответствующий период. 10. Уровень фиксированных расходов на первый (базовый) год каждого r-долгосрочного периода регулирования (Р 0r ) устанавливается регулирующими органами методом экономически обоснованных расходов (затрат), при этом учитываются следующие статьи расходов (затрат): 1) покупная электрическая энергия, определяемая в соответствии с пунктом 22 Основ ценообразования; 2) ремонт основных средств, определяемый в соответствии с пунктом 25 Основ ценообразования; 3) оплата труда, определяемая в соответствии с пунктом 26 Основ ценообразования; 4) другие расходы, связанные с производством и (или) реализацией продукции, а именно: 4.1) экологический контроль производственных факторов на объекте; 4.2) страхование гражданской ответственности владельца ГЭС, страхование опасного объекта (при необходимости), страхование имущественных рисков; 4.3) расходные материалы на производственные нужды объекта; 4.4) расходные материалы на хозяйственные нужды объекта; 4.5) услуги связи и передачи данных; 4.6) охрана объекта; 4.7) обслуживание автоматической информационно-измерительной системы коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ); 4.8) сервисное обслуживание основного производственного оборудования (услуги, не связанные с ремонтом, осуществляемые на основании программы сервисного обслуживания, рекомендованной производителем оборудования, в том числе с целью поддержания действия гарантии на оборудование); 4.9) организация мероприятий по профилактике и устранению чрезвычайных ситуаций на объекте; 4.10) услуги сторонних организаций по уборке территорий (вывоз мусора, расчистка снега и тому подобное); 4.11) общепроизводственные и общехозяйственные фиксируемые расходы, относимые на объект; 4.12) прочие фиксируемые работы, услуги и материальные затраты производственного характера. 11. Корректируемые расходы, определяемые методом экономически обоснованных расходов (затрат), соответственно для базового и i-го года долгосрочного периода регулирования, включают в себя: 1) расходы на аренду имущества, используемого для осуществления регулируемой деятельности в сфере электроэнергетики, определяемые в соответствии с абзацем 5 пункта 28 Основ ценообразования; 2) расходы, связанные с осуществлением коммерческого учета электроэнергии и расходы на оплату услуг организаций коммерческой инфраструктуры оптового рынка и Ассоциации "НП Совет рынка" при процедуре выдачи и погашении сертификатов, подтверждающих объем производства электрической энергии на основе использования возобновляемых источников энергии (сертификация); 3) оплату налогов на прибыль, и иных налогов (в соответствии с пунктами 20 и 28 Основ ценообразования), за исключением налога на имущество; 4) прочие расходы, учитываемые при установлении цен (тарифов) на i-й год долгосрочного периода регулирования, а именно: 4.1) коммунальные платежи (водоснабжение, водоотведение, теплоснабжение, обслуживание канализации); 4.2) общепроизводственные и общехозяйственные корректируемые расходы, относимые на объект; 4.3) прочие работы, услуги и материальные затраты производственного характера, не учтенные в других разделах корректируемые расходы. 12. В необходимую валовую выручку производителя для квалифицированных генерирующих объектов ВИЭ, находящихся в ценовых и неценовых зонах оптового рынка, на долгосрочный период регулирования включается возврат инвестированного капитала, рассчитываемый по следующей формуле: ВК i - возврат инвестированного капитала, на i-год долгосрочного периода регулирования: ; где: ПИК i - приведенный инвестированный капитал, определяемый на начало расчетного года i долгосрочного периода регулирования в соответствии с главой V (правила определения размера инвестированного капитала и ведения его учета) Методических указаний (тыс. руб.). СВК - срок возврата инвестированного капитала, определяемый в соответствии с пунктом 44 Методических указаний. 13. В необходимую валовую выручку производителя на i-год долгосрочного периода регулирования включается доход на инвестированный капитал ДК i (тыс. руб.), рассчитываемый по следующей формуле: ДК i = ОИК i * НД i где ОИК i - остаточная стоимость инвестированного капитала, определяемая на начало расчетного года i долгосрочного периода регулирования в соответствии с пунктом 38 Методических указаний (тыс. руб.); НД i - норма доходности инвестированного капитала рассчитывается регулирующими органами перед каждым годом i долгосрочного периода регулирования по формуле пунктом 35 Методических указаний. 14. Корректировка необходимой валовой выручки проводится по итогам текущего года на основании фактических данных за истекший отчетный период текущего года долгосрочного периода регулирования. Для целей корректировки по итогам текущего года индекс текущего года принимается равным i-1, фактические значения параметров расчета цен (тарифов) за год i-1 принимаются равными прогнозным годовым значениям, определяемым регулирующим органом на основании фактических данных за истекший отчетный период текущего (i-1) года. 15. Величина В i определяется в соответствии со следующей формулой: В i - расходы i-го года долгосрочного периода регулирования, связанные с компенсацией незапланированных расходов (со знаком "плюс") или полученного избытка (со знаком "минус"), выявленных по итогам последнего истекшего года долгосрочного периода регулирования, за который известны фактические значения параметров расчета тарифов. Указанные расходы определяются следующим образом: для первого года очередного долгосрочного периода регулирования: B i = OP 0r-2 + HP i для второго и последующих лет очередного долгосрочного периода регулирования: B i = HP i где HP i - изменение корректируемых расходов исходя из фактических значений указанного параметра (тыс. руб.) определяется по следующей формуле: где OP 0r-2 - корректировка фиксированных расходов в связи с изменением фактических значений указанного параметра по результатам (r-2) долгосрочного периода регулирования, определяемого в (r-1) на (r) долгосрочный период регулирования (тыс. руб.); , - фактическая и плановая величина корректируемых расходов (за исключением расходов на финансирование капитальных вложений) (тыс. руб.). 16. Ежегодно в течение долгосрочного периода регулирования регулирующими органами производится корректировка величины переменных расходов с учетом: отклонения фактического уровня переменных расходов от установленного уровня (с учетом документального подтверждения осуществления таких расходов); изменения законодательства Российской Федерации, приводящего к изменению уровня расходов производителя. При этом корректировка величины переменных расходов осуществляется с учетом исполнения решений судебных органов и (или) предписаний ФАС России и решений ФАС России по рассмотрению разногласий и (или) досудебного урегулирования споров. III. Расчет необходимой валовой выручки методом экономически обоснованных расходов (затрат) по истечении срока возврата инвестированного капитала квалифицированного генерирующего объекта ВИЭ и для объектов, введенных в эксплуатацию до 1 января 2017 года 17. Необходимая валовая выручка (далее - НВВ i ) квалифицированных генерирующих объектов ВИЭ на i-й расчетный период регулирования, определяемая в соответствии с методом экономически обоснованных расходов, рассчитывается по следующей формуле: НВВ i = Р 1,i + Р 2,i + Н i ± НВВ i (тыс. руб.) где: Р 1,i - планируемые на i-й расчетный период регулирования расходы, уменьшающие налоговую базу налога на прибыль организаций (расходы, связанные с производством и реализацией продукции (услуг), и внереализационные расходы), тыс. руб.; Р 2,i - планируемые на i-й расчетный период регулирования расходы, не учитываемые при определении налоговой базы налога на прибыль (расходы, относимые на прибыль после налогообложения), определяемые в соответствии с Налоговым кодексом Российской Федерации (часть вторая) от 05.08.2000 № 117-ФЗ (Собрание законодательства Российской Федерации, 2000, № 32, ст. 3340; 2001, № 49, ст. 4554; 2002, № 30, ст. 3027; 2003, № 46, ст. 4435; 2005, № 52, ст. 5581; 2007, № 31, ст. 4013; 2008, № 27, ст. 3126; 2009, № 48, ст. 5733; № 52, ст. 6444; 2012, № 49, ст. 6747; 2013, № 40, ст. 5038; 2014, № 14, ст. 1544; 2014, № 23, ст. 2930), тыс. руб.; Н i - планируемая на i-й расчетный период регулирования величина налога на прибыль, определяемая в соответствии с Налоговым кодексом Российской Федерации (часть вторая) от 05.08.2000 № 117-ФЗ (Собрание законодательства Российской Федерации, 2000, № 32, ст. 3340; 2001, № 49, ст. 4554; 2002, № 30, ст. 3027; 2003, № 46, ст. 4435; 2005, № 52, ст. 5581; 2007, № 31, ст. 4013; 2008, № 27, ст. 3126; 2009, № 48, ст. 5733; № 52, ст. 6444; 2012, № 49, ст. 6747; 2013, № 40, ст. 5038; 2014, № 14, ст. 1544; 2014, № 23, ст. 2930), тыс. руб.; НВВ i - величина, учитывающая экономически обоснованные расходы производителя (выпадающие доходы), подлежащие возмещению (со знаком "+") в i-м расчетном периоде регулирования, необоснованные расходы, подлежащие исключению из НВВ (со знаком "-") в i-м расчетном периоде регулирования, определяемые в соответствии с пунктом 10 Методических указаний. 18. Расходы, связанные с производством и реализацией продукции (услуг) по регулируемым видам деятельности, определяемые в соответствии с пунктами 18 - 32 Основ ценообразования, включают составляющие расходов, определенных в Приложении № 1 к Методическим указаниям. 19. Расходы, не учитываемые при определении налоговой базы налога на прибыль (относимые на прибыль после налогообложения), определяемые в соответствии с Налоговым кодексом Российской Федерации (часть вторая) от 05.08.2000 № 117-ФЗ (Собрание законодательства Российской Федерации, 2000, № 32, ст. 3340; 2001, № 49, ст. 4554; 2002, № 30, ст. 3027; 2003, № 46, ст. 4435; 2005, № 52, ст. 5581; 2007, № 31, ст. 4013; 2008, № 27, ст. 3126; 2009, № 48, ст. 5733; № 52, ст. 6444; 2012, № 49, ст. 6747; 2013, № 40, ст. 5038; 2014, № 14, ст. 1544; 2014, № 23, ст. 2930), включают в себя группы расходов, определенных в Приложении № 1 к Методическим указаниям. 20. Расходы, связанные с производством и реализацией продукции (услуг) по регулируемым видам деятельности, для квалифицированных генерирующих объектов ВИЭ, введенных в эксплуатацию до 1 января 2017 года, включают составляющие расходов, определенных в Приложении № 2 к Методическим указаниям. 21. Расходы, не учитываемые при определении налоговой базы налога на прибыль (относимые на прибыль после налогообложения), определяемые в соответствии с Налоговым кодексом Российской Федерации (часть вторая) от 05.08.2000 № 117-ФЗ (Собрание законодательства Российской Федерации, 2000, № 32, ст. 3340; 2001, № 49, ст. 4554; 2002, № 30, ст. 3027; 2003, № 46, ст. 4435; 2005, № 52, ст. 5581; 2007, № 31, ст. 4013; 2008, № 27, ст. 3126; 2009, № 48, ст. 5733; № 52, ст. 6444; 2012, № 49, ст. 6747; 2013, № 40, ст. 5038; 2014, № 14, ст. 1544; 2014, № 23, ст. 2930), для квалифицированных генерирующих объектов ВИЭ, введенных в эксплуатацию до 1 января 2017 года, включают в себя группы расходов, определенных в Приложении № 2 к Методическим указаниям. 22. При отсутствии нормативов по отдельным статьям расходов допускается использование в расчетах экспертных оценок, основанных на отчетных данных, а также иных обосновывающих необходимость осуществления расходов материалах, представляемых производителями. 23. Плановый на период регулирования размер постоянных эксплуатационных затрат (определяемых в соответствии с пунктом 9 Методических указаний) на обслуживание 1 кВт установленной мощности, за вычетом расходов на оплату налога на имущество производителей, учитываемый регулирующим органом при установлении долгосрочной цены (тарифа), не может превышать предельную величину постоянных эксплуатационных затрат на обслуживание 1 кВт установленной мощности, установленную Правительством Российской Федерации для соответствующего вида квалифицированных генерирующих объектов ВИЭ, в отношении соответствующего календарного года ввода в эксплуатацию квалифицированного генерирующего объекта ВИЭ и диапазона установленной мощности, к которому относится квалифицированный генерирующий объект ВИЭ. Плановый на период регулирования размер переменных эксплуатационных затрат (определяемых в соответствии с пунктом 9 Методических указаний) на выработку 1 МВт·ч произведенной электрической энергии, учитываемый регулирующим органом при установлении долгосрочной цены (тарифа), не может превышать предельную величину переменных эксплуатационных затрат на выработку 1 МВт·ч произведенной электрической энергии, установленную Правительством Российской Федерации для соответствующего вида квалифицированных генерирующих объектов ВИЭ, в отношении соответствующего календарного года ввода в эксплуатацию квалифицированного генерирующего объекта ВИЭ и диапазона установленной мощности, к которому относится квалифицированный генерирующий объект ВИЭ. IV. Расчет долгосрочной цены (тарифа) 24. Долгосрочные цены (тарифы) на электрическую энергию (мощность), произведенную на функционирующих квалифицированных генерирующих объектах ВИЭ, и приобретаемую в целях компенсации потерь в электрических сетях устанавливаются как: - двухставочная цена (тариф), включающая в себя ставку за 1 киловатт-час электрической энергии и ставку за 1 киловатт величины мощности. Экономически обоснованная двухставочная цена (тариф) продажи электрической энергии (мощности), поставляемой на розничные рынки от генерирующего объекта ВИЭ, рассчитывается по формуле: ставка платы за электрическую энергию: / (руб./кВт*ч) ставка платы за электрическую мощность (оплачивается ежемесячно, если иное не установлено в договоре): / (руб./кВт) Для расчета объема выработки электрической энергии, в отношении которого устанавливается такая долгосрочная цена (тариф), должна быть использована наибольшая величина из величины нормативного индикатора коэффициента использования установленной мощности (Коэфф КИУМ ) и величины проектного индикатора коэффициента использования установленной мощности (Коэфф ПИ ) для соответствующего квалифицированного генерирующего объекта ВИЭ. (кВт*ч) где: НВВ ВИЭ - необходимая валовая выручка на производство электрической энергии квалифицированного генерирующего объекта ВИЭ (тыс. руб.); - объем полезного отпуска электрической энергии квалифицированного генерирующего объекта ВИЭ в i-году регулирования (кВт*ч); i - год регулирования; Коэфф КИУМ - индикаторы коэффициента использования установленной мощности; ЧЧ i - число часов в i-м году, равное 8784 для високосных лет и 8760 для других лет; Умощн ввод - установленная мощность квалифицированного генерирующего объекта ВИЭ (кВт); П - прибыль генерирующего объекта ВИЭ, относимая на производство электрической энергии (мощности) (тыс. руб.); ПР - переменные расходы, включаемые в необходимую валовую выручку в объеме, определяемом региональными органами (тыс. руб.); М - число месяцев в периоде регулирования. Для квалифицированных генерирующих объектов ВИЭ устанавливаются следующие нормативные индикаторы коэффициента использования установленной мощности Коэфф КИУМ : 0,14 - в отношении генерирующих объектов солнечной генерации независимо от величины установленной мощности; 0,27 - в отношении генерирующих объектов ветровой генерации независимо от величины установленной мощности; 0,38 - в отношении генерирующих объектов гидрогенерации независимо от величины установленной мощности; 0,5 - в отношении генерирующих объектов на основе использования биомассы независимо от величины установленной мощности; 0,65 - в отношении генерирующих объектов на основе использования биогаза независимо от величины установленной мощности; 0,65 - в отношении генерирующих объектов на основе использования газа, выделяемого отходами производства и потребления на свалках таких отходов, независимо от величины установленной мощности. V. Правила определения размера инвестированного капитала и ведения его учета 25. Размер инвестированного капитала устанавливается на начало первого долгосрочного периода регулирования в соответствии с правилами определения размера инвестированного капитала и ведения его учета, предусмотренными настоящими Методическими указаниями, за исключением установления размера инвестированного капитала для объектов, введенных в эксплуатацию до 1 января 2017 года. Размер инвестированного капитала и срок возврата инвестированного капитала для объектов, введенных в эксплуатацию до 1 января 2017 года, устанавливаются в соответствии с решениями уполномоченного органа, определившими срок возврата и размер инвестированного капитала, а также правила ведения его учета, принятыми при первоначальном установлении тарифа для квалифицированного генерирующего объекта ВИЭ. 26. Инвестированный капитал включает в себя заемный и собственный капитал. Собственный капитал включает в себя капитал, использованный производителем для создания активов, необходимых для осуществления регулируемой деятельности, за вычетом заемного капитала. Заемный капитал включает в себя обязательства производителя перед кредиторами со сроком действия не менее чем один год. Доля заемного и собственного капитала определяется как отношение величины заемного и собственного капитала, соответственно, к величине инвестированного капитала. 27. Приведенная стоимость инвестированного капитала производителя определяется на начало первого и последующих лет долгосрочного периода регулирования как стоимость капитала, инвестированного и использованного для создания квалифицированного генерирующего объекта ВИЭ, применяемого для осуществления деятельности по производству и продаже возобновляемой электрической энергии (мощности). По согласованию с регулирующими органами при расчете скорректированной стоимости приведенного инвестированного капитала могут учитываться обязательства, возникшие в результате реализации согласованной регулирующими органами дополнительной инвестиционной программы, осуществляемой производителем после ввода в эксплуатацию и квалификации генерирующего объекта ВИЭ. 28. Учет размера приведенного инвестированного капитала производителя, утвержденного регулирующей организацией на начало первого долгосрочного периода регулирования, ведется раздельно от учета базы инвестированного капитала, сформированной после начала первого долгосрочного периода регулирования. 29. Приведенная стоимость инвестированного капитала производителя учитывается по первоначальной и остаточной стоимости и определяется на начало каждого года долгосрочного периода регулирования как изменение с первого года регулирования стоимости активов в эксплуатации, необходимых для осуществления деятельности по производству и продаже электрической энергии (мощности). 30. База инвестированного капитала ведется в отношении каждого квалифицированного генерирующего объекта ВИЭ, применяемого для осуществления деятельности по производству и продаже электрической энергии (мощности). 31. Остаточная стоимость приведенного инвестированного капитала производителя на начало второго и последующих лет долгосрочного периода регулирования ОИК i отражает полную величину приведенного инвестированного капитала на начало долгосрочного периода регулирования с учетом изменений за соответствующий долгосрочный период регулирования, уменьшенную на величину возврата инвестированного капитала. 32. Ежегодно, в течение долгосрочного периода регулирования регулирующими органами производится корректировка величины возврата и дохода на инвестированный капитал, устанавливаемой на очередной расчетный год периода регулирования, с учетом фактических данных о введенных в эксплуатацию и квалифицированных генерирующих объектах ВИЭ, а также с учетом корректировки утвержденного плана вводов, фактического изменения состава и стоимости активов. 33. В составе предложений по установлению тарифов, формируемом в соответствии с Правилами государственного регулирования (пересмотра, применения) цен (тарифов) в электроэнергетике, утвержденными постановлением Правительства Российской Федерации от 29 декабря 2011 г. № 1178 "О ценообразовании в области регулируемых цен (тарифов) в электроэнергетике" (Собрание законодательства Российской Федерации, 2012, № 4, ст. 504; № 16, ст. 1883; № 20, ст. 2539; № 23, ст. 3008; № 24, ст. 3185; № 28, ст. 3897; № 41, ст. 5636, 2013, № 1, ст. 68; № 21, ст. 2647; № 22, ст. 2817; № 26, ст. 3337; № 27, ст. 3602; № 31, ст. 4216, ст. 4234; № 35, ст. 4528; № 44, ст. 5754; № 47, ст. 6105; 2014, № 2 (часть 1), ст. 89, ст. 131; № 8, ст. 813; № 9, ст. 919; № 11, ст. 1156; № 23, ст. 2994; № 25, ст. 3311, № 28, ст. 4050; № 32, ст. 4521; № 33, ст. 4596; № 34, ст. 4659, ст. 4677; № 35, ст. 4769; № 44, ст. 6078; № 50, ст. 7094; 2015, № 1 (часть 2), ст. 259; № 2, ст. 474, ст. 477, № 5, ст. 827; № 8, ст. 1167; № 9, ст. 1324; № 10, ст. 1541; официальный интернет-портал правовой информации http://www.pravo.gov.ru, 17.02.2015, № 0001201502170010), производитель направляет в регулирующие органы предложения по установлению значений приведенной и остаточной стоимости инвестированного капитала на начало очередного расчетного периода долгосрочного периода регулирования. Предложения направляются с приложением реестра (перечня) и стоимости всех активов, используемых для осуществления деятельности по производству и продаже электрической энергии (мощности) (приложение к Методическим указаниям). Также предоставляется информация о запланированных изменениях величины инвестированного капитала и возврате капитала за период с последней отчетной даты до начала долгосрочного периода регулирования. 34. Базовый размер инвестированного капитала (БИК) определяется регулирующим органом при установлении долгосрочной цены (тарифа), как величина, равная минимуму из: Затр факт - сумма прямых и косвенных затрат на строительство квалифицированного генерирующего объекта ВИЭ, включая расходы на проектно-изыскательские работы и технологическое присоединение к электрическим сетям; - произведение величины установленной мощности квалифицированного генерирующего объекта ВИЭ (Умощн ввод , кВт) и величины капитальных затрат на возведение 1 кВт установленной мощности квалифицированного генерирующего объекта ВИЭ (, тыс. руб.), определенной по итогам конкурсного отбора проектов квалифицированных генерирующих объектов ВИЭ для соответствующего вида квалифицированных генерирующих объектов ВИЭ, проводимого в порядке, определенном постановлением Правительства Российской Федерации от 17 октября 2009 г. № 823 "О схемах и программах перспективного развития электроэнергетики" (Собрание законодательства РФ, 2009, № 43, ст. 5073; 2015, № 8, ст. 1175); - произведение величины установленной мощности квалифицированного генерирующего объекта ВИЭ (Умощн ввод , кВт) и величины капитальных затрат на возведение 1 кВт установленной мощности квалифицированного генерирующего объекта ВИЭ (, тыс. руб.), установленной Правительством Российской Федерации для соответствующего вида квалифицированных генерирующих объектов ВИЭ, в отношении соответствующего календарного года ввода в эксплуатацию квалифицированного генерирующего объекта ВИЭ в соответствующем диапазоне установленной мощности, к которому относится квалифицированный генерирующий объект ВИЭ. 35. Размер приведенного инвестированного капитала (ПИК) определяется с учетом базового размера инвестированного капитала на 1 января года, начиная с которого устанавливается долгосрочная цена (тариф), по формуле: ПИК 1 = БИК * (1 + НД -1 ) cn , где: БИК - базовый размер инвестированного капитала, для квалифицированных генерирующих объектов ВИЭ, введенных в эксплуатацию до 1 января 2017 года, определяется в соответствии с настоящим пунктом (тыс. руб.); БИК - базовый размер инвестированного капитала, для квалифицированных генерирующих объектов ВИЭ, введенных в эксплуатацию с 1 января 2017 года, определяется в соответствии с пунктом 34 Методических указаний (тыс. руб.); НД -1 - определяемая в процентах в соответствии с настоящим пунктом норма доходности инвестированного капитала за год, предшествующий году, начиная с которого устанавливается долгосрочная цена (тариф); cn - показатель приведения, равный: 1,5 - для квалифицированных генерирующих объектов ВИЭ, функционирующих на основе использования энергии потоков воды; 1 - для остальных генерирующих объектов ВИЭ. Норма доходности инвестированного капитала по результатам года i (НД i ) рассчитывается регулирующим органом при установлении долгосрочной цены (тарифа) в соответствии с постановлением Правительства Российской Федерации от 13 апреля 2010 г. № 238 "Об определении ценовых параметров торговли мощностью на оптовом рынке электрической энергии и мощности" (Собрание законодательства Российской Федерации, 2010, № 16, ст. 1922, № 42, ст. 5397; 2011, № 14, ст. 1916; 2012, № 4, ст. 504; 2014, № 23, ст. 2994; № 34, ст. 467; 2015, № 36, ст. 5034) по формуле: , где: НД баз - базовый уровень нормы доходности инвестированного в квалифицированный генерирующий объект ВИЭ капитала, определяемый в процентах и равный: 14 процентам - для квалифицированных генерирующих объектов ВИЭ, введенных в эксплуатацию в период до 1 января 2017 г.; 12 процентам - для квалифицированных генерирующих объектов ВИЭ, введенных в эксплуатацию с 1 января 2017 г.; ДГО баз - базовый уровень доходности долгосрочных государственных обязательств, устанавливаемый в размере 8,5 процента; ДГО i - средняя доходность долгосрочных государственных обязательств, выраженная в рублях, со сроком до погашения не менее 8 лет и не более 10 лет, определяемая по результатам года i коммерческим оператором оптового рынка электрической энергии и мощности в порядке, установленном федеральным органом исполнительной власти, осуществляющим функции по выработке государственной политики и нормативно-правовому регулированию в сфере анализа и социально-экономического развития, с учетом особенностей, предусмотренных договором о присоединении к торговой системе оптового рынка. Информация о значении средней доходности долгосрочных государственных обязательств, выраженных в рублях, со сроком до погашения не менее 8 лет и не более 10 лет, по результатам года i направляется коммерческим оператором оптового рынка электрической энергии и мощности в регулирующие органы не позднее 1 июля года i+1. 36. Для расчета регулируемой цены (тарифа) на электрическую энергию (мощность) квалифицированного генерирующего объекта ВИЭ, введенного в эксплуатацию с 1 января 2017 г. на розничных рынках электрической энергии (мощности), к плановой величине капитальных затрат, заявленной в отношении данного квалифицированного генерирующего объекта ВИЭ, применяется коэффициент Коэфф лок , отражающий выполнение целевого показателя степени локализации: БИК корр = БИК * Коэфф лок Коэфф лок - коэффициент, отражающий выполнение целевого показателя степени локализации, определяется в следующем порядке: 1 - для квалифицированного генерирующего объекта ВИЭ, степень локализации по которому, определенная в соответствии с Правилами квалификации генерирующего объекта, функционирующего на основе использования возобновляемых источников энергии, утвержденными постановлением Правительства Российской Федерации от 3 июня 2008 г. № 426 "О квалификации генерирующего объекта, функционирующего на основе использования возобновляемых источников энергии" (Собрание законодательства РФ, 2008, № 23, ст. 2716; 2014, № 9, ст. 907) (далее - Правила квалификации), превышает или равна значению целевого показателя степени локализации на территории Российской Федерации производства основного и (или) вспомогательного генерирующего оборудования, применяемого при производстве электрической энергии с использованием возобновляемых источников энергии, установленного Правительством Российской Федерации (далее - целевой показатель локализации) в отношении квалифицированных генерирующих объектов ВИЭ соответствующего вида и в отношении года начала поставки электрической энергии указанного генерирующего объекта ВИЭ по договорам, предусмотренным пунктом 64 Основных положений функционирования розничных рынков электрической энергии, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 4 мая 2012 г. № 442 "О функционировании розничных рынков электрической энергии, полном и (или) частичном ограничении режима потребления электрической энергии" (Собрание законодательства РФ, 2012, № 23, ст. 3008; 2015, № 37, ст. 5153; Официальный интернет-портал правовой информации http://www.pravo.gov.ru, 18.11.2015) (далее - Основные положения функционирования розничных рынков электрической энергии); 0,35 - для генерирующего объекта солнечной генерации, степень локализации по которому, определенная в соответствии с Правилами квалификации, ниже значения целевого показателя локализации, установленного в отношении генерирующих объектов солнечной генерации и в отношении года начала поставки электрической энергии указанного генерирующего объекта по договорам, предусмотренным пунктом 64 Основных положений функционирования розничных рынков электрической энергии; 0,45 - для генерирующего объекта ветровой генерации, степень локализации по которому, определенная в соответствии с Правилами квалификации, ниже значения целевого показателя локализации, установленного в отношении генерирующих объектов ветровой генерации и в отношении года начала поставки электрической энергии указанного генерирующего объекта по договорам, предусмотренным пунктом 64 Основных положений функционирования розничных рынков электрической энергии; 0,45 - для генерирующего объекта гидрогенерации, степень локализации по которому, определенная в соответствии с Правилами квалификации, ниже значения целевого показателя локализации, установленного в отношении генерирующих объектов гидрогенерации и в отношении года начала поставки электрической энергии указанного генерирующего объекта по договорам, предусмотренным пунктом 64 Основных положений функционирования розничных рынков электрической энергии. 37. Размер приведенного инвестированного капитала (ПИК i , тыс. руб.) на начало очередного долгосрочного периода регулирования устанавливается регулирующими органами в соответствии со следующей формулой: где: i - номер расчетного года периода регулирования, i = 1, 2, 3... При этом, если i = 1, 2, то Икорр i-2 = 0. при i = 1: ПИК 1 - приведенная стоимость инвестированного капитала производителя на начало первого долгосрочного периода регулирования, установленная регулирующими органами долгосрочного периода регулирования в соответствии с пунктом 12 Методических указаний (тыс. руб.); - объем дополнительных инвестиций, запланированный к осуществлению в году i долгосрочного периода регулирования (тыс. руб.); Икорр i-2 - величина, корректирующая первоначальную стоимость инвестированного капитала исходя из фактической стоимости произведенных инвестиций, определяется в соответствии со следующей формулой (тыс. руб.): , где: i - номер расчетного года периода регулирования, i = 1, 2, 3... При этом, не может быть больше , где - объем дополнительных инвестиций, фактически осуществленных в году i, долгосрочного периода регулирования (тыс. руб.); - произведение величины установленной мощности квалифицированного генерирующего объекта ВИЭ (Умощн ввод , кВт) и величины капитальных затрат на возведение 1 кВт установленной мощности квалифицированного генерирующего объекта ВИЭ (, тыс. руб.), определенной по итогам конкурсного отбора проектов квалифицированных генерирующих объектов ВИЭ для соответствующего вида квалифицированных генерирующих объектов, проводимого в порядке, определенном постановлением Правительства Российской Федерации от 17 октября 2009 г. № 823 "О схемах и программах перспективного развития электроэнергетики"; - произведение величины установленной мощности квалифицированного генерирующего объекта ВИЭ (Умощн ввод , кВт) и величины капитальных затрат на возведение 1 кВт установленной мощности квалифицированного генерирующего объекта ВИЭ (, тыс. руб.), установленной Правительством Российской Федерации для соответствующего вида квалифицированных генерирующих объектов ВИЭ, в отношении соответствующего календарного года ввода в эксплуатацию квалифицированного генерирующего объекта ВИЭ в соответствующем диапазоне установленной мощности, к которому относится квалифицированный генерирующий объект ВИЭ. 38. Значение остаточной стоимости - инвестированного капитала (тыс. руб.) производителя на начало i года долгосрочного периода регулирования определяется как: где: i - номер года долгосрочного периода регулирования. СВК - срок возврата инвестированного капитала, определяемый в соответствии с пунктом 44 Методических указаний. При i = 1:

ОИК 1 = ПИК 1 - приведенной стоимости инвестированного капитала регулируемой организации на начало первого года долгосрочного периода регулирования, установленной регулирующими органами в соответствии с пунктом 12 Методических указаний (тыс. руб.) 39. Объем дополнительных инвестиций на модернизацию, реконструкцию или расширение квалифицированного генерирующего объекта ВИЭ, не связанный с увеличением его установленной генерирующей мощности, запланированный к осуществлению в году i долгосрочного периода регулирования для производителя, определяется как объем инвестиций, предусмотренных утвержденным инвестиционным планом и предусмотренных программой развития энергетики субъекта Российской Федерации на год i долгосрочного периода регулирования, без учета НДС. 40. Приведенная стоимость инвестированного капитала (ПИК i ) и стоимость дополнительных инвестиций (), запланированных в году i регулирования, включают в себя затраты на строительство квалифицированного генерирующего объекта ВИЭ, включая расходы на проектно-изыскательские работы и технологическое присоединение к электрическим сетям, и определяются в соответствии с Приложением к Методическим указаниям. 41. В течение долгосрочного периода регулирования ежегодно проводится корректировка приведенной и остаточной стоимости инвестированного капитала с учетом корректировки на основе фактических данных об осуществленных инвестициях. 42. Объем инвестиций, не предусмотренный утвержденным инвестиционным планом, учитывается при определении приведенной и остаточной стоимости базы инвестированного капитала производителя при условии их согласования регулирующими органами. Стоимость объектов, принятых на баланс организации, с целью ликвидации последствий аварий, чрезвычайных ситуаций и стихийных бедствий учитываются при расчете размера инвестированного капитала в объеме, установленном регулирующими органами на основе данных бухгалтерского учета. При определении стоимости объектов для целей учета приведенной и остаточной стоимости инвестированного капитала не учитываются: - выплаты по кредитам (займам) и иные платежи, произведенные в связи с привлечением заемного капитала; - средства, безвозмездно полученные из бюджетов бюджетной системы Российской Федерации; - объем инвестиций, учтенных в размере инвестированного капитала в качестве объектов незавершенного строительства. При определении объема инвестиций для целей учета приведенной и остаточной стоимости инвестированного капитала учитываются средства, полученные в качестве бюджетных инвестиций, влекущих за собой возникновение права государственной или муниципальной собственности на эквивалентную часть уставных (складочных) капиталов юридических лиц. 43. При переходе в собственность производителя активов, необходимых для осуществления деятельности по производству и продаже электрической энергии (мощности), ранее учитывавшихся при определении размера или базы инвестированного капитала другого производителя, полная и остаточная стоимость базы инвестированного капитала, относящаяся к этим активам, устанавливаются равными приведенной и остаточной стоимости базы инвестированного капитала, относящейся к этим активам, производителя, передавшего указанные активы. 44. Срок возврата инвестированного капитала (СВК), учитываемый регулирующим органом при установлении долгосрочной цены (тарифа), составляет 15 лет с момента начала действия долгосрочной цены (тарифа), установленной в отношении указанного квалифицированного генерирующего объекта ВИЭ, за исключением СВК для объектов, введенных в эксплуатацию до 1 января 2017 года. 45. Производитель ежегодно, не позднее 1 декабря - за истекший отчетный период текущего года, и не позднее 1 мая - за предыдущий год, предоставляет информацию о движении инвестированного капитала (приложения к настоящим Методическим указаниям), а также предложения по установлению приведенной и остаточной стоимости базы инвестированного капитала на начало очередного года долгосрочного периода регулирования. 46. Производитель ежегодно, не позднее 1 декабря - за отчетный период текущего года и не позднее 1 мая - за предыдущий год предоставляет отчет о фактической стоимости квалифицированных генерирующих объектов ВИЭ, по которым были произведены дополнительные инвестиции. Отчет предоставляется в электронном виде (приложение к Методическим указаниям). 47. По запросу регулирующего органа производителем предоставляется вся детализирующая информация (приложения к Методическим указаниям). Регулирующие органы определяют срок представления материалов, который не может быть менее 7 дней со дня поступления запроса в организацию. Регулирующие органы осуществляют проверку представленных данных на предмет их достоверности. 48. Регулирующие органы ежегодно на основе данных, представляемых производителем (приложения к Методическим указаниям), ведут учет инвестированного капитала и активов, стоимость которых учитывается при определении стоимости базы инвестированного капитала. VI. Предложения по установлению цены (тарифа) 49. Предложения по установлению долгосрочных цен (тарифов) на электрическую энергию (мощность) включают в себя: экономическое обоснование общей потребности в финансовых средствах по видам регулируемой деятельности на долгосрочный период регулирования; виды и объемы продукции в натуральном выражении; распределение общей финансовой потребности по видам регулируемой деятельности; расчет средних и дифференцированных цен (тарифов) по видам регулируемой деятельности. 50. Для расчета долгосрочных цен (тарифов) используются следующие материалы: баланс мощности ПЭ в годовом совмещенном максимуме графика электрической нагрузки ОЭС (Таблицы 1, 2); расчет полезного отпуска электрической энергии по ПЭ (Таблицы 2, 3); расчет стоимости покупной энергии и топлива на технологические цели (Таблица П4); расчет суммы платы за использование соответствующих водных объектов или их частей без забора (изъятия) водных ресурсов для целей производства электрической энергии за соответствующий период (Таблица 5); смета расходов (Таблица 6); расчет расходов на оплату труда (Таблица 7); расчет амортизационных отчислений на восстановление основных производственных фондов (Таблица 8); калькуляция расходов, связанных с производством и продажей электрической энергии (Таблица 9); расчет источников финансирования капитальных вложений (Таблица 10); справка о финансировании и освоении капитальных вложений по источникам электроэнергии (производство электроэнергии) (Таблица 11); расчет балансовой прибыли, принимаемой при установлении тарифов на электрическую и тепловую энергию (Таблицы 12); расчет экономически обоснованного тарифа продажи ПЭ (Таблица 13); программу производственного развития (план капвложений), согласованную в установленном порядке; расчет размера выпадающих доходов или дополнительно полученной выгоды в предшествующий период регулирования, выявленных на основании официальной отчетности или по результатам проверки хозяйственной деятельности; бухгалтерскую и статистическую отчетность на последнюю отчетную дату; другие дополнительные материалы в соответствии с формой и требованиями, предъявляемыми регулирующим органом. 51. При заполнении таблиц указываются отчетные (ожидаемые) показатели базового периода, определяемые по текущим показателям года, предшествующего расчетному, а также, при необходимости, фактические данные за предыдущий год. 52. При комплексном энергоснабжении, когда выработка электрической энергии (мощности) квалифицированными генерирующими объектами ВИЭ и другими способами производства энергии, ее передача, распределение и реализация производится одним юридическим лицом, не относящимся к электроэнергетике, расчеты тарифов на электрическую энергию (мощность) и платы за ее передачу по решению регулирующего органа могут осуществляться по упрощенной методике с сокращением объема информационных и обосновывающих материалов и без представления данных раздельного учета расходов на производство, передачу, распределение и реализацию электрической энергии (мощности). Приложение № 1 к Методическим указаниям Состав расходов, для квалифицированных генерирующих объектов, введенных в эксплуатацию после 01 января 2017 года Расходы, связанные с производством и реализацией продукции (услуг) по регулируемым видам деятельности, определяемые в соответствии с пунктами 18 - 32 Основ ценообразования, включают следующие основные составляющие расходов: 1) расходы на покупку электрической и тепловой энергии (мощности), определяемые на основе пункта 22 Основ ценообразования; 2) расходы на оплату услуг, оказываемых производителями, определяемые на основе пункта 23 Основ ценообразования; 3) расходы на сырье и материалы, определяемые на основе пункта 24 Основ ценообразования; 4) расходы на ремонт основных средств, определяемые на основе пункта 25 Основ ценообразования; 5) расходы на оплату труда и страховые взносы, определяемые на основе пункта 26 Основ ценообразования; 6) расходы на оплату услуг организаций коммерческой инфраструктуры оптового рынка и Ассоциации "НП Совет рынка" при процедуре выдачи и погашении сертификатов, подтверждающих объем производства электрической энергии на квалифицированных генерирующих объектах ВИЭ; 7) оплату налогов на прибыль, налога на имущество и иных налогов (в соответствии с пунктами 20 и 28 Основ ценообразования); 8) расходы на обслуживание кредитов и займов, являющихся источником финансирования капитальных вложений в квалифицированные генерирующие объекты ВИЭ; Расходы на обслуживание кредитов, учитываются исходя из процентной ставки, не превышающей среднюю ключевую ставку, рассчитанную на основании установленных Центральным банком Российской Федерации на год, предшествующий расчетному периоду регулирования, увеличенную на 4 процентных пункта. 9) прочие расходы, определяемые на основе пункта 28 Основ ценообразования. Расходы, не учитываемые при определении налоговой базы налога на прибыль (относимые на прибыль после налогообложения), определяемые в соответствии с Налоговым кодексом Российской Федерации (часть вторая) от 05.08.2000 № 117-ФЗ (Собрание законодательства Российской Федерации, 2000, № 32, ст. 3340; 2001, № 49, ст. 4554; 2002, № 30, ст. 3027; 2003, № 46, ст. 4435; 2005, № 52, ст. 5581; 2007, № 31, ст. 4013; 2008, № 27, ст. 3126; 2009, № 48, ст. 5733; № 52, ст. 6444; 2012, № 49, ст. 6747; 2013, № 40, ст. 5038; 2014, № 14, ст. 1544; 2014, № 23, ст. 2930), включают в себя следующие основные группы расходов: 1) капитальные вложения (инвестиции) на расширенное воспроизводство; 2) другие расходы из прибыли после уплаты налогов; 3) прочие экономически обоснованные расходы, относимые на прибыль после налогообложения, включая затраты организаций на предоставление работникам льгот, гарантий и компенсаций в соответствии с отраслевыми тарифными соглашениями. Приложение № 2 к Методическим указаниям Состав расходов, для квалифицированных генерирующих объектов введенных в эксплуатацию до 01 января 2017 года Расходы, связанные с производством и реализацией продукции (услуг) по регулируемым видам деятельности, для квалифицированных генерирующих объектов ВИЭ, введенных в эксплуатацию до 01 января 2017 года, включают следующие основные составляющие расходов: 1) расходы на покупку электрической и тепловой энергии (мощности), определяемые в соответствии с пунктом 22 Основ ценообразования; 2) расходы на оплату услуг, оказываемых производителями, определяемые в соответствии с пунктом 23 Основ ценообразования; 3) расходы на сырье и материалы, определяемые в соответствии с пунктом 24 Основ ценообразования; 4) расходы на ремонт основных средств, определяемые в соответствии с пунктом 25 Основ ценообразования; 5) расходы на оплату труда и страховые взносы, определяемые в соответствии с пунктом 26 Основ ценообразования; 6) расходы на оплату услуг организаций коммерческой инфраструктуры оптового рынка и Ассоциации "НП Совет рынка" при процедуре выдачи и погашении сертификатов, подтверждающих объем производства электрической энергии на квалифицированных генерирующих объектах ВИЭ; 7) оплату налогов на прибыль, налога на имущество и иных налогов (в соответствии с пунктами 20 и 28 Основ ценообразования); 8) расходы на обслуживание кредитов и займов, являющихся источником финансирования капитальных вложений в квалифицированные генерирующие объекты ВИЭ; Расходы на обслуживание кредитов, учитываются исходя из процентной ставки, не превышающей среднюю ключевую ставку, рассчитанную на основании установленных Центральным банком Российской Федерации на год, предшествующий расчетному периоду регулирования, увеличенную на 4 процентных пункта. 9) прочие расходы, определяемые в соответствии с пунктом 28 Основ ценообразования. Расходы, не учитываемые при определении налоговой базы налога на прибыль (относимые на прибыль после налогообложения), определяемые в соответствии с Налоговым кодексом Российской Федерации (часть вторая) от 05.08.2000 № 117-ФЗ (Собрание законодательства Российской Федерации, 2000, № 32, ст. 3340; 2001, № 49, ст. 4554; 2002, № 30, ст. 3027; 2003, № 46, ст. 4435; 2005, № 52, ст. 5581; 2007, № 31, ст. 4013; 2008, № 27, ст. 3126; 2009, № 48, ст. 5733; № 52, ст. 6444; 2012, № 49, ст. 6747; 2013, № 40, ст. 5038; 2014, № 14, ст. 1544; 2014, № 23, ст. 2930), для квалифицированных генерирующих объектов ВИЭ, введенных в эксплуатацию до 01 января 2017 года, включают следующие основные группы расходов: 1) возврат капитала, инвестированного в создание квалифицированного генерирующего объекта ВИЭ, с учетом возврата капитала, произведенного в предыдущие периоды регулирования соответствующего объекта; 2) другие расходы из прибыли после уплаты налогов; 3) прочие экономически обоснованные расходы, относимые на прибыль после налогообложения, включая затраты организаций на предоставление работникам льгот, гарантий и компенсаций в соответствии с отраслевыми тарифными соглашениями. Приложение № 3 к Методическим указаниям Расчет экономически обоснованной цены (тарифа) на электрическую энергию (мощность), реализуемую на розничных рынках квалифицированными генерирующими объектами ВИЭ (объекты гидрогенерации) № ппСтатьяЕд. изм.Значение12341 Фиксированные расходытыс. руб.2 Корректируемые расходытыс. руб.3 Водный налогтыс. руб.4 Прибыль налогооблагаемаятыс. руб.4.1 Прибыль на возврат инвестированного капиталатыс. руб.4.2 Доход на инвестированный капиталтыс. руб.4.3 Прибыль на прочие целитыс. руб.4.4 Налог на прибыльтыс. руб.5 Экономически обоснованные расходы, не запланированные в предшествующем периоде регулированиятыс. руб.6 Доходы, связанные с эксплуатацией объектов регулирования, не запланированные в предшествующем периоде регулированиятыс. руб.7 Необходимая валовая выручка (п. 1 + п. 2 + п. 3 + п. 4 + п. 5 - п. 6)тыс. руб.8 Установленная мощностьМВт9 Располагаемая мощностьМВт 10 Отпуск энергииМВт·ч11 Средний одноставочный тариф продажи (п. 7 / п. 10)руб./МВт·ч12 Ставка платы за электрическую мощность ((п. 7 - п. 3 - 0,5 * п. 4) / п. 9 * 12)руб./МВт·мес13 Ставка платы за электрическую энергию ((п. 3 + 0,5 * п. 4) / п. 10)руб./МВт·ч Приложение № 4 к Методическим указаниям Статьи, составляющие базовую инвестиционную стоимость генерирующего объекта ВИЭ №Статьи1 Приобретение объекта (приобретение разрушенного объекта с целью реконструкции; незавершенного строительством объекта и тому подобное)2 Разработка ТЭО проекта и проведение предварительных экспертиз проекта3 Проектно-изыскательские работы, разработка рабочей проектной документации, экспертиза проектной документации4 Строительно-монтажные работы, включая стоимость гидротехнического, гидромеханического, грузоподъемного и прочего оборудования, по ГЭС (гидротехнические сооружения и вспомогательная инфраструктура)5 Строительно-монтажные работы по ЛЭП и иным объектам электросетевого хозяйства, включая стоимость оборудования6 Технологическое присоединение к сети7 Проценты и комиссии по заемным средствам за период с момента первого привлечения заемных денежных средств до даты ввода объекта в эксплуатацию8 Проценты и комиссии по аккредитиву, открытому с целью участия в конкурсном отборе инвестиционного проекта, за период с даты открытия аккредитива до даты ввода объекта в эксплуатацию9 Компенсация генеральному подрядчику затрат на поддержание банковской гарантии исполнения договора генерального подряда и возврата аванса по договору генерального подряда (при условии, что данные затраты не учтены в стоимости договора генерального подряда, а необходимость предоставления банковской гарантии обусловлена необходимостью исполнения требований банка-кредитора)10 Осуществление стороннего мониторинга реализации инвестиционного проекта (в случае отсутствия собственного персонала, допуска на проведение данных работ или необходимости исполнения требований банка-кредитора)11 Авторский и технический надзор за реализацией проектных решений12 Страхование строительно-монтажных работ13 Экологические платежи на период строительства14 Аренда земельных участков, на которых размещаться сооружения по проекту, за период с даты заключения договора аренды до даты сдачи объекта в эксплуатацию15 Расходы на управление инвестиционным проектом (командировочные расходы, связанные с реализацией проекта, часть оплаты труда инженерно-технического персонала, задействованного в проекте)16 Прочие экономически обоснованные расходы (охрана объекта, оборудование и сооружения для охраны, вывеска, выполнение кадастровых работ и межевание земельных участков, изготовление технических планов и паспортов, аренда жилья для сотрудников, метрологические испытания, агрохимические обследования почв и прочее) Приложение № 5 к Методическим указаниям Калькуляция расходов, связанных с производством и реализацией электрической энергии (мощности) на розничных рынках квалифицированными генерирующими объектами ВИЭ (тыс. руб.)№ п/пСтатья затратТипБазовый периодПериод регулирования123451 Заработная плата основного производственного персонала ПР* 2 Страховые взносы в государственные внебюджетные фонды НР3 Экологический контроль производственных факторовПР4 Страхование гражданской ответственности владельца ГЭС, страхование опасного объекта (при необходимости), страхование имущественных рисковПР5 Расходные материалы на производственные нужды объектаПР6 Расходные материалы на хозяйственные нужды объектаПР7 Услуги связи и передачи данныхПР8 Электроэнергия покупнаяПР9 Охрана объектаПР10 Обслуживание АИИС КУЭПР11 Содержание и обслуживание основных производственных фондовНР/ПР11.2 Сервисное обслуживание основного производственного оборудованияПР11.3 Ремонт и модернизация основных производственных фондовПР11.4 Прочие расходы по содержанию и эксплуатации производственного оборудования фиксированныеПР11.5 Прочие расходы по содержанию и эксплуатации производственного оборудования корректируемыеНР12 Арендная платаНР/ПР12.1 Аренда земельных (лесных) участков под размещение основных производственных фондовНР12.2 Аренда транспортных средств для хозяйственных нужд объектаПР12.3 Аренда прочего имущества для производственных и хозяйственных нужд объектаНР13 Организация мероприятий по профилактике и устранению чрезвычайных ситуацийПР14 Услуги сторонних организаций по уборке территорий (вывоз мусора, расчистка снега и тому подобное)ПР15 Коммунальные платежи (водоснабжение, водоотведение, теплоснабжение, обслуживание канализации)НР16 Работы и услуги производственного характера, не учтенные в других разделах, подконтрольныеПР17 Работы и услуги производственного характера, не учтенные в других разделах, неподконтрольныеНР18 Общепроизводственные и общехозяйственные фиксируемые расходы, относимые на объектПР19 Общепроизводственные и общехозяйственные корректируемые расходы, относимые на объектНР20 Налоги, включаемые в операционные расходыНР20.1 Налог на имуществоНР20.2 Налог на землюНР20.3 Водный налогНР20.4 Плата за негативное воздействие на окружающую средуНР21 Итого корректируемые расходы-22 Итого фиксируемые расходы- ______________________________ * "подконтрольные расходы" - расходы, связанные с производством и реализацией продукции (услуг) по регулируемым видам деятельности, за исключением расходов на финансирование капитальных вложений, расходов на амортизацию основных средств и нематериальных активов, расходов на возврат и обслуживание заемных средств, в том числе направленных на финансирование капитальных вложений, расходов, связанных с арендой имущества, используемого для осуществления регулируемой деятельности, лизинговых платежей, расходов на оплату услуг (продукции), оказываемых организациями, осуществляющими регулируемую деятельность, а также налогов и сборов, предусмотренных законодательством Российской Федерации о налогах и сборах, расходов на оплату нормативных технологических потерь в сетях (постановление Правительства Российской Федерации от 29.12.2011 № 1178 "О ценообразовании в области регулируемых цен (тарифов) в электроэнергетике") ** здесь и далее состав прочих расходов, включаемых в необходимую валовую выручку, и оценка их экономической обоснованности производятся в соответствии с законодательством Российской Федерации и нормативными правовыми актами, регулирующими отношения в сфере бухгалтерского учета Приложение № 6 к Методическим указаниям Расчет суммы платы за использование водных объектов или их частей без забора (изъятия) водных ресурсов для целей производства электрической энергии за соответствующий период № п/пПериодВыработка электроэнергии, тыс. кВт·чСтавка водного налога, руб./МВт·чСумма платы, тыс. руб.123451 Базовый период2 Период регулирования Приложение № 7 к Методическим указаниям Расчет полезного отпуска электрической энергии (мощности), вырабатываемой квалифицированными генерирующими объектами ВИЭ (объекты гидрогенерации) (тыс. кВт·ч)№ п/пПоказательБазовый периодПериод регулирования12341 Выработка электроэнергии2 Покупная электроэнергия от других собственников3 Расход электроэнергии на собственные нужды4 Отпуск электроэнергии с шин (п. 1 - п. 3)5 Расход электроэнергии на производственные и хозяйственные нужды объекта6 Потери электроэнергии в пристанционных узлах7 Полезный отпуск электроэнергии (п. 4 + п. 2 - п. 5 - п. 6) Приложение № 8 к Методическим указаниям Расчет амортизационных отчислений на восстановление основных производственных фондов (тыс. руб.)№ п/пПоказателиБазовый периодПериод регулирования12341 Балансовая стоимость основных производственных фондов на начало периода регулирования2 Ввод основных производственных фондов3 Выбытие основных производственных фондов4 Средняя за отчетный период стоимость основных производственных фондов5 Средняя норма амортизации6 Сумма амортизационных отчислений Приложение № 9 к Методическим указаниям Расчет балансовой прибыли, принимаемой при установлении долгосрочных цен(тарифов) на электрическую энергию(мощность), реализуемую на розничных рынках квалифицированными генерирующими объектами ВИЭ (объекты гидрогенерации) (тыс. руб.)№ п/пПоказательБазовый периодПериод регулирования12341 Прибыль на возврат инвестированного капитала2 Прибыль на развитие производства, в том числе:2.1 Капитальные вложения3 Прибыль на социальное развитие, в том числе:3.1 Капитальные вложения4 Прибыль на поощрение5 Дивиденды по акциям6 Прибыль на прочие цели, в том числе: -6.1 Проценты за пользование кредитом6.2 Услуги банка6.3 Прочие цели (с расшифровкой)7 Прибыль, облагаемая налогом, в том числе:7.1 Налог на прибыль Приложение № 10 к Методическим указаниям Расчет стоимости покупной электрической энергии (мощности) для производственных и хозяйственных нужд № п/пПериодОбъем покупной энергии, МВт·чРасчетная мощность, кВтТариф одноставочный руб./МВт·чЗатраты на покупку, тыс. руб.энергиимощностивсего1234589101 Базовый период 2 Период регулирования