Комментарий к Федеральному закону от 14.04.1995 г. № 41-ФЗ «О государственном регулировании тарифов на электрическую и тепловую энергию в РФ»

Всего в настоящее время действует восемь таких методических указаний, и все они утверждены ФСТ.

1. Методические указания по расчету сбытовых надбавок гарантирующих поставщиков электрической энергии, утвержденные приказом ФСТ от 24 ноября 2006 г. № 302-э/5.

Данные методические указания определяют основные положения расчета сбытовых надбавок гарантирующих поставщиков электрической энергии (далее – ГП), и предназначены для использования органами исполнительной власти субъектов Российской Федерации в области государственного регулированию тарифов (далее – региональными органами) и гарантирующими поставщиками.

Размер сбытовой надбавки ГП рассчитывается исходя из необходимости компенсации ГП расходов, связанных с регулируемой деятельностью – поставкой электрической энергии потребителям и обеспечения экономически обоснованной прибылью.

Вслучае если ГП кроме регулируемой деятельности осуществляет иные виды деятельности, расходы на их осуществление и полученные доходы от этой деятельности не учитываются при расчете размера сбытовой надбавки.

Вслучае если по итогам расчетного периода регулирования выявлены необоснованные расходы ГП за счет осуществления функций гарантирующего поставщика, регулирующие органы обязаны принять решение об исключении этих расходов из суммы расходов, учитываемых при установлении сбытовой надбавки ГП на следующий расчетный период регулирования.

Вслучае если ГП в течение расчетного периода регулирования понес экономически обоснованные расходы, не учтенные при установлении размера сбытовой надбавки на расчетный период регулирования, в том числе расходы, связанные с объективным и незапланированным принятием на обслуживание новых потребителей в силу публичности договорных отношений с ними, и (или) с ростом цен на продукцию, потребляемую в течение расчетного периода регулирования, эти расходы учитываются регулирующим органом при установлении размера сбытовой надбавки на последующий расчетный период регулирования (включая расходы, связанные с обслуживанием заемных средств, привлекаемых для покрытия недостатка средств).

Выявленные по данным отчетности, не использованные в течение базового периода регулирования средства по отдельным статьям расходов, учитываются регулирующими органами при установлении сбытовой надбавки на следующий период регулирования в качестве источника покрытия расходов следующего периода регулирования.

Регулирующий орган на основе предварительно согласованных с ним мероприятий по сокращению расходов ГП обязан в течение 2 лет после окончания срока окупаемости затрат на

61

проведение этих мероприятий сохранять расчетный уровень удельных расходов, сложившихся в период, предшествующий сокращению расходов.

Необходимая валовая выручка (далее – НВВ) ГП на период регулирования для покрытия обоснованных расходов, связанных с осуществлением регулируемой деятельности с учетом корректировки по избытку (исключению необоснованных расходов) средств и возмещению недостатка средств рассчитывается по специальной формуле:

НВВ = НВВр + / - Дельта НВВ, где НВВр – необходимый доход организации, осуществляющей регулируемую

деятельность, в расчетном периоде, обеспечивающий компенсацию экономически обоснованных расходов на реализацию сжиженного газа и получение прибыли.

Дельта НВВ – экономически обоснованные расходы организации, осуществляющей регулируемую деятельность, подлежащие возмещению (со знаком «+») и исключению из НВВ р (со знаком «-») по статьям расходов в соответствии с пунктами 3.8 и 3.9 настоящей Временной методики.

Расчет расходов ГП, связанных с осуществлением регулируемой деятельности производится по следующим составляющим:

материалы, используемые для хозяйственных нужд – исходя из действующих норм и цен, определяемых в соответствии с пунктом 36 Основ ценообразования;

покупная энергия всех видов, расходуемая на осуществление регулируемого вида деятельности, включая отопление зданий;

топливо и горюче-смазочные материалы для обеспечения работы транспорта;

амортизационные отчисления на реновацию основных фондов и нематериальных активов – по нормам амортизационных отчислений, утвержденным в установленном нормативными правовыми актами Российской Федерации порядке и в соответствии с принятым порядком начисления амортизации;

расходы на оплату труда персонала – в соответствии с пунктом 27 Основ ценообразования;

отчисления на социальные нужды – в размерах, установленных законодательством Российской Федерации;

расходы на ремонт основных средств – в соответствии с пунктами 14 и 36 Основ ценообразования;

оплата работ и услуг сторонних организаций (расходы на оплату услуг связи,

вневедомственной охраны, коммунального хозяйства, юридических, информационных,

аудиторских и консультационных услуг и др.) – исходя из необходимости проведения работ (оказания услуг) и цен и тарифов на указанные работы и услуги, определяемых в соответствии с пунктом 36 Основ ценообразования;

62

арендные платежи – исходя из состава арендованного имущества и ставок арендной платы, определяемых в соответствии с пунктом 36 Основ ценообразования;

расходы на служебные командировки – в соответствии с законодательством Российской Федерации;

расходы на обучение персонала – в соответствии с законодательством Российской Федерации;

расходы на страхование (имущества, ответственности, обеспечение обязательств и др.)

– в соответствии с законодательством Российской Федерации;

расходы на создание и функционирование филиалов и представительств, необходимых для обслуживания потребителей;

другие расходы – в соответствии с законодательством Российской Федерации.

Как видно, данный перечень не является исчерпывающим, и если какой-либо расход предусмотрен нормативно-правовым актом, то его можно включать в вышеуказанный перечень экономически обоснованных затрат.

Внереализационные расходы рассчитываются в соответствии с законодательством

Российской Федерации и включают в себя:

расходы по обслуживанию кредитов, выплату процентов по кредитам, привлекаемым ГП для поддержания необходимого оборотного капитала, для развития технологий ГП (закупка оборудования, программного обеспечения и создание баз данных о потребителях);

резерв по сомнительным долгам. В составе резерва по сомнительным долгам может учитываться дебиторская задолженность. Уплата сомнительных долгов, для погашения которых был создан резерв, включенный в сбытовую надбавку в предшествующий период регулирования, признается доходом и исключается из необходимой валовой выручки в следующем периоде регулирования с учетом уплаты налога на прибыль.

2.Методические указания по определению индикативных цен на электрическую энергию и мощность для покупателей – субъектов оптового рынка электрической энергии (мощности) в целях формирования регулируемых договоров, заключаемых в соответствующем периоде регулирования, утвержденные приказом ФСТ от 21 ноября 2006 г. № 297-э/12.

Данные методические указания определяют основные положения по расчету индикативных цен на электрическую энергию и мощность для покупателей – субъектов оптового рынка электрической энергии (мощности) в целях формирования регулируемых договоров, заключаемых в соответствующем периоде регулирования и предназначены для использования ФСТ и покупателями – субъектами оптового рынка при формировании стоимости приобретаемых в рамках регулируемого договора Покупателями объемов электрической энергии

имощности.

63

Индикативные цены определяются исходя из равенства суммарной стоимости покупаемой всеми субъектами оптового рынка и стоимости поставляемой всеми субъектами на оптовый рынок электрической энергии и мощности по регулируемым тарифам (ценам).

Объемы электрической энергии и мощности, учитываемые при расчете индикативных цен, соответствуют формируемому ФСТ сводному прогнозному балансу производства и поставок электрической энергии (мощности) в рамках ЕЭС по субъектам Российской Федерации.

Индикативные цены дифференцируются по регионам исходя из особенностей производства электрической и тепловой энергии в них.

Порядок применения тарифов (индикативных цен) на электрическую энергию (мощность) утвержден приказом ФСТ от 30 января 2007 г. № 11-э/11.

Порядок определяет процедуру рассмотрения вопросов, связанных с применением тарифов (индикативных цен) на электрическую энергию (мощность) в текущем периоде регулирования в

отношении организаций:

создаваемых в результате реорганизаций организаций, ставших участниками регулируемого сектора оптового рынка до 1 сентября 2006 года или приобретших права и обязанности этих организаций на оптовом рынке;

приобретших энергопринимающие устройства (генерирующее оборудование), ранее принадлежавшие субъекту оптового рынка, и (или) право покупки (продажи) электроэнергии (мощности) в отношении указанного оборудования;

которым присвоен в установленном порядке в текущем периоде регулирования статус ГП.

3.Методические указания по расчету тарифов на электрическую энергию и мощность по договорам купли-продажи по регулируемым тарифам (ценам) на оптовом рынке, утвержденные приказом ФСТ от 15 сентября 2006 г. № 199-э/6.

Данные методические указания предназначены для использования ФСТ, участниками договоров купли-продажи по регулируемым тарифам (ценам) на электрическую энергию (мощность) на оптовом рынке и определяют расчет тарифов на электрическую энергию (мощность) по договорам купли-продажи по регулируемым тарифам (ценам) на оптовом рынке.

В рамках договоров купли-продажи по регулируемым тарифам (ценам) на оптовом рынке электрической энергии (мощности) для поставщиков электрической энергии (мощности) ФСТ

устанавливаются двухставочные тарифы, включающие в себя ставку за 1 кВт/час электрической энергии (далее – ставка тарифа за электрическую энергию) и ставку за 1 кВт установленной генерирующей мощности (далее – ставка тарифа за мощность), учтенные в сводном балансе производства и поставок электрической энергии (мощности) в рамках ЕЭС по субъектам Российской Федерации.

64

Технологический резерв мощности включает в себя оперативный и стратегический резервы мощности. Данные виды технологического резерва мощности распределяются по отдельным электростанциям и генерирующему оборудованию (турбоагрегатам, гидроагрегатам) исходя из принципа минимизации суммарных расходов покупателей – участников оптового рынка на покупку электрической энергии и содержание мощности (производство электрической энергии).

Формирование двухставочных тарифов на электрическую энергию (мощность), поставляемую Росэнергоатомом, производится в соответствии с Временными методическими указаниями по формированию тарифов на электрическую мощность и электрическую энергию, утвержденными постановлением ФЭК от 21 ноября 2002 г. № 80-э/4.

В Методических указаниях в целях расчета тарифов на электрическую энергию (мощность) под поставщиками электрической энергии (мощности) понимаются организации, осуществляющие поставку электрической энергии (мощности) по договорам купли-продажи по регулируемым тарифам (ценам) на оптовом рынке, в том числе:

1-я Объединенная генерирующая компания (Далее – ОГК):

Веpхне-Тагильская ГРЭС – ОАО «РАО «ЕЭС России»;

Нижневартовская ГРЭС – ОАО «Тюменьэнерго»;

Уренгойская ГРЭС – ОАО «Тюменьэнерго»;

Ириклинская ГРЭС – ОАО «Оренбургэнерго»;

Пермская ГРЭС – ОАО «Пермская ГРЭС»;

ГРЭС-4 (Кашиpская) – ОАО «Мосэнерго»;

2-я ОГК:

Псковская ГРЭС – ОАО «Псковская ГРЭС»;

Ставропольская ГРЭС – ОАО «Ставропольская ГРЭС»;

Троицкая ГРЭС – ОАО «Троицкая ГРЭС»;

Сургутская ГРЭС-1 – ОАО «Тюменьэнерго»;

Сеpовская ГРЭС – ОАО «Свердловэнерго»;

3-я ОГК:

Костромская ГРЭС – ОАО «Костромская ГРЭС»;

Черепетская ГРЭС – ОАО «Черепетская ГРЭС»;

Печорская ГРЭС – ОАО «Печорская ГРЭС»;

Южноуpальская ГРЭС – ОАО «Челябэнерго»;

Харанорская ГРЭС – ОАО «Харанорская ГРЭС»;

Гусиноозерская ГРЭС – ОАО «ГО ГРЭС»;

4-я ОГК:

 Шатурская ГРЭС-5 – ОАО «Мосэнерго»;

65

Смоленская ГРЭС – ОАО «Смоленскэнерго»;

Яйвинская ГРЭС-16 – ОАО «Пермэнерго»;

Сургутская ГРЭС-2 – ОАО «Тюменьэнерго»;

Березовская ГРЭС-1 – ОАО «Березовская ГРЭС-1»;

5-я ОГК:

Невинномысская ГРЭС – ОАО «НГРЭС»;

Рефтинская ГРЭС – ОАО «РАО «ЕЭС России»;

Сpеднеуpальская ГРЭС – ОАО «РАО «ЕЭС России»;

Конаковская ГРЭС – ОАО «Конаковская ГРЭС»;

6-я ОГК:

Рязанская ГРЭС – ОАО «Рязанская ГРЭС»;

ГРЭС-24 – ОАО «Мосэнерго»;

Новочеркасская ГРЭС-1 – ОАО «Новочеркасская ГРЭС»;

Киришская ГРЭС – ОАО «Киришская ГРЭС»;

Красноярская ГРЭС-2 – ОАО «КГРЭС-2»;

Чеpеповецкая ГРЭС – ОАО «Вологдаэнерго»;

7-я ОГК:

Волжская ГЭС – ОАО «Волжская ГЭС»;

Нижегородская ГЭС – ОАО «РАО «ЕЭС России»;

Рыбинская ГЭС – ОАО «Каскад Верхневолжских ГЭС»;

Угличская ГЭС – ОАО «Каскад Верхневолжских ГЭС»;

Волжская ГЭС – ОАО «ВоГЭС (им. Ленина)»;

Саратовская ГЭС – ОАО «РАО «ЕЭС России»;

Чебоксарская ГЭС – ОАО «Чувашэнерго»;

Камская ГЭС – ОАО «Камская ГЭС»;

Воткинская ГЭС – ОАО «Воткинская ГЭС»;

Саяно-Шушенская ГЭС – ОАО «СШ ГЭС имени П.С. Непорожнего»;

Новосибирская ГЭС – ОАО «РАО «ЕЭС России»;

Зейская ГЭС – ОАО «Зейская ГЭС»;

Бурейская ГЭС – ОАО «Бурейская ГЭС»;

Богучанская ГЭС – ОАО «Богучанская ГЭС»;

Чиркейская ГЭС – ОАО «Дагэнерго»;

Чирюртская ГЭС-1 – ОАО «Дагэнерго»;

Чирюртская ГЭС-2 – ОАО «Дагэнерго»;

Миатлинская ГЭС – ОАО «Дагэнерго»;

Гергебильская ГЭС – ОАО «Дагэнерго»;

66

Малая Курушская ГЭС - ОАО «Дагэнерго»;

Малая Ахтынская ГЭС – ОАО «Дагэнерго»;

Ирганайская ГЭС – ОАО «Сулакэнерго»;

Баксанская ГЭС – ОАО «Каббалкэнерго»;

Советская ГЭС – ОАО "Каббалкэнерго";

Мухольская ГЭС – ОАО «Каббалкэнерго»;

Акбашская ГЭС – ОАО «Каббалкэнерго»;

МГЭС-3 на канале – ОАО «Каббалкэнерго» «Баксан-Малка»;

Аушигерская ГЭС (каскада Нижне-Черекских ГЭС - объект, не завершенный строительством;

Советская ГЭС (каскада Нижне-Черекских ГЭС) – объект, не завершенный строительством;

Садовая ГЭС – ОАО «Карачаево-Черкесскэнерго»;

Учкуланская ГЭС – ОАО «Карачаево-Черкесскэнерго»;

Эшкаконская ГЭС – ОАО «Карачаево-Черкесскэнерго»;

Зеленчукские ГЭС – ОАО «Зеленчукские ГЭС»;

Дзау ГЭС – ОАО «Севкавказэнерго»;

Гизельдонская ГЭС – ОАО «Севкавказэнерго»;

Эзминская ГЭС – ОАО «Севкавказэнерго»;

Беканская ГЭС – ОАО «Севкавказэнерго»;

Кора-Урсдонская ГЭС – ОАО «Севкавказэнерго»;

Зарамагские ГЭС – ОАО «Зарамагские ГЭС»;

ГЭС-1 каскада Кубанских ГЭС – ОАО «Ставропольэнерго»;

ГЭС-2 каскада Кубанских ГЭС – ОАО «Ставропольэнерго»;

ГЭС-3 каскада Кубанских ГЭС – ОАО «Ставропольэнерго»;

ГЭС-4 каскада Кубанских ГЭС – ОАО «Ставропольэнерго»;

ГАЭС каскада Кубанских ГЭС – ОАО «Ставропольэнерго»;

Сенгилеевская ГЭС каскада Кубанских ГЭС – ОАО «Ставропольэнерго»;

Егорлыкская ГЭС каскада Кубанских ГЭС – ОАО «Ставропольэнерго»;

Новотроицкая ГЭС каскада Кубанских ГЭС – ОАО «Ставропольэнерго»;

Свистухинская ГЭС – ОАО «Ставропольэнерго»;

Загорская ГАЭС – ОАО «Мосэнерго»;

иные поставщики электрической энергии и мощности, включая электростанции,

принадлежащие акционерным обществам энергетики и электрификации, отвечающие требованиям, изложенным в Правилах оптового рынка.

67

Ставки тарифов за электрическую энергию и мощность по договорам купли-продажи по регулируемым тарифам (ценам) на оптовом рынке, рассчитывается исходя из необходимости компенсации поставщику расходов, связанных с производством электрической энергии

(мощности) и обеспечения экономически обоснованной прибыли. В случае если Поставщик,

помимо производства энергии (мощности) осуществляет иные виды деятельности, расходы на их осуществление и полученные доходы (убытки) от этой деятельности не учитываются при расчете размера тарифа на энергию и (мощность).При установлении регулируемых тарифов

(цен) ФСТ принимает меры, направленные на исключение из расчетов экономически необоснованных расходов Поставщиков.

В случае, если по итогам расчетного периода регулирования на основании данных статистической и бухгалтерской отчетности и иных материалов выявлены необоснованные расходы Поставщиков за счет поступлений от регулируемой деятельности, ФСТ принимает

решение об исключении этих расходов из суммы расходов, учитываемых при установлении тарифов на следующий расчетный период регулирования.

ФСТ на основе предварительно согласованных с ней мероприятий по сокращению расходов организаций, осуществляющих регулируемую деятельность, обязана в течение 2 лет после окончания срока окупаемости расходов на проведение этих мероприятий сохранять расчетный уровень расходов, учтенных при регулировании тарифов на период, предшествующий сокращению расходов.

В случае если Поставщик в течение расчетного периода регулирования понес экономически обоснованные расходы, не учтенные при установлении регулируемых тарифов

(цен) на расчетный период регулирования, в том числе расходы, связанные с объективным и незапланированным ростом цен на продукцию (работы, услуги), потребляемую в течение расчетного периода регулирования, эти расходы учитываются при установлении регулируемых тарифов (цен) на последующий расчетный период регулирования (включая расходы, связанные с обслуживанием заемных средств, привлекаемых для покрытия недостатка средств).

При определении необходимой валовой выручки для целей установления регулируемых тарифов (цен) на электрическую энергию (мощность) на оптовом рынке не учитываются

результаты торговли электрической энергией (мощностью) по свободным (нерегулируемым)

ценам с учетом особенностей, предусмотренных пунктом 39 Основ ценообразования в отношении электрической энергии, производимой на гидроэлектростанциях.

НВВ на расчетный период регулирования для покрытия экономически обоснованных расходов рассчитывается как прямые расходы, которые относятся непосредственно на производство электрической энергии (мощности) и косвенные расходы организации,

представляющие собой часть общехозяйственных расходов.

68

Распределение косвенных расходов между электрической энергией, вырабатываемых Поставщиком, и другими видами деятельности по решению ФСТ производится в соответствии с одним из нижеследующих способов:

согласно учетной политике соответствующего поставщика электрической энергии

(мощности);

пропорционально расходам условного топлива на выработку электрической и тепловой энергии;

пропорционально прямым расходам по регулируемым видам деятельности.

Расчет расходов, связанных с производством электрической энергии (мощности)

производится по следующим составляющим:

1)расходы на сырье и материалы, используемые для производственных и хозяйственных

нужд;

2)расходы на топливо на технологические цели при производстве электрической энергии

(мощности), определяемые на основе:

а) нормативов удельного расхода топлива (за исключением ядерного),

дифференцированных по типам генерирующего оборудования и видам топлива, на производство

1 кВт/часа электрической энергии, утверждаемых Минпромэнерго по согласованию с ФСТ, с

учетом фактического удельного расхода топлива в предыдущих периодах регулирования;

б) цен на топливо, определяемых в соответствии с п. 36 Основ ценообразования;

в) расчетных объемов потребления топлива (за исключением ядерного) с учетом структуры его использования, сложившейся за последние 3 года;

г) нормативов создания запасов топлива (за исключением ядерного), рассчитываемых в соответствии с методикой, утверждаемой Минпромэнерго по согласованию с ФСТ, с учетом фактических запасов топлива в предыдущие периоды регулирования;

д) расходы на покупаемую электроэнергию, определяемые на основе п. 23 Основ ценообразования;

е) расходы на оплату услуг, оказываемых организациями, осуществляющими регулируемую деятельность, определяемые на основе п. 24 Основ ценообразования;

ж) расходы на ремонт основных средств, определяемые на основе п. 26 Основ ценообразования;

з) расходы на оплату труда, определяемые на основе п. 27 Основ ценообразования;

и) отчисления на социальные нужды – в размерах, установленных действующим законодательством Российской Федерации;

к) амортизация основных средств и нематериальных активов, определяемая на основе п. 28

Основ ценообразования;

л) прочие расходы, в том числе:

69

расходы на оплату работ и услуг производственного характера, выполняемых по договорам с организациями на проведение регламентных работ (определяется в соответствии с п. 36 Основ ценообразования);

расходы на оплату работ и услуг непроизводственного характера, выполняемых по договорам с организациями, включая расходы на оплату услуг связи, вневедомственной охраны, коммунальных услуг, юридических, информационных, аудиторских и консультационных услуг и др. (определяются в соответствии с п. 36 Основ ценообразования);

плата за предельно допустимые выбросы (сбросы) загрязняющих веществ в окружающую среду;

плата за аренду имущества;

водный налог (для ГЭС);

расходы на служебные командировки, включая оформление виз и сборов;

расходы на обучение персонала;

расходы на страхование;

расходы на обеспечение безопасности электрических станций и других объектов электроэнергетики, согласованные с соответствующим регулирующим органом;

внереализационные расходы, определяемые на основании п. 30 Основ ценообразования. При отсутствии нормативов по отдельным статьям расходов до их утверждения

допускается в соответствии с главой 25 НК использовать экспертные оценки на основе отчетных данных и результатах энергетических обследований, проводимых в установленном порядке.

При расчете тарифов на электрическую энергию (мощность) расходы, не учитываемые при определении налоговой базы налога на прибыль (относимые на прибыль после налогообложения), включают в себя следующие основные группы расходов:

капитальные вложения (инвестиции) на расширенное воспроизводство, определяемые в соответствии с п. 32 Основ ценообразования;

выплата дивидендов и других доходов из прибыли после уплаты налогов, определяемая в соответствии с п. 33 Основ ценообразования;

взносы в уставные (складочные) капиталы организаций, определяемые в соответствии с п. 34 Основ ценообразования;

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.

4.Методические указания по расчету тарифов на услуги по передаче электрической энергии по единой национальной (общероссийской) электрической сети (с изменениями от 22 декабря 2006 г.), утвержденные приказом ФСТ от 21 марта 2006 г. № 56-э/1.

70