таманцев а.в. фст россии 18.12.13 г. часть2

Приказ Федеральной службы по тарифам от 13.06.2013 № 760-Э

«Об утверждении методических указаний по расчету регулируемых цен (тарифов) в сфере теплоснабжения»

Федеральная служба по тарифам

2013 г.

Декабрь

Методические указания по расчету регулируемых цен (тарифов) в сфере теплоснабжения применяются при установлении тарифов на 2014 и последующие годы, за исключением тарифов на теплоноситель, поставляемый теплоснабжающими организациями потребителям, другим теплоснабжающим организациям, платы за услуги по поддержанию резервной тепловой мощности при отсутствии потребления тепловой энергии, платы за подключение к системе теплоснабжения, а также регулируемых цен (тарифов), установленных для реорганизованной организации, в случаях их применения теплоснабжающей (теплосетевой) организацией, которая в порядке правопреемства приобрела права и обязанности организации, осуществляющей регулируемые виды деятельности, в отношении источников тепловой энергии и (или) тепловых сетей;

решения об установлении тарифов на теплоноситель, поставляемый теплоснабжающими организациями потребителям, другим теплоснабжающим организациям, платы за услуги по поддержанию резервной тепловой мощности при отсутствии потребления тепловой энергии, а также платы за подключение к системе теплоснабжения на 2013 год принимаются органами регулирования в течение одного месяца со дня вступления в силу методических указаний.

2

Нормативная правовая база тарифного регулирования в сфере теплоснабжения

Регулируемые цены (тарифы) в сфере теплоснабжения

3

Выбор одноставочного или двухставочного тарифа

4

• Тарифы на тепловую энергию (мощность), тарифы на услуги по передаче тепловой энергии, теплоносителя могут устанавливаться органом регулирования в виде одноставочного или двухставочного тарифа по решению органа регулирования.

• Тарифы на теплоноситель устанавливаются органом регулирования в виде одноставочного тарифа.

• Рекомендации для органов регулирования:

одноставочный – для сокращения потребления, если мощности используются оптимально

двухставочный – для оптимизации объема присоединённой тепловой нагрузки и долгосрочного достижения экономически эффективного объёма потребления

• В случае увеличения совокупного платежа для какой-либо категории (группы) потребителей на величину более чем 20% при изменении вида тарифа (одноставочный или двухставочный) органом регулирования устанавливается переходный период на срок не более пяти лет:

Платеж – произведение единого тарифа на т/э (мощность) и объема потребления т/э (тепловой нагрузки)

Категория (группа) потребителей – совокупность потребителей со сходным соотношением объема т/э и величины тепловой нагрузки

Механизм поэтапного роста платежа – посредством применения коэффициентов к ставке за содержание мощности и расчета ставки за энергию по остаточному принципу, чтобы компенсировать НВВ регулируемой организации:

Понижающий коэффициент – при переходе к одноставочному тарифу

Повышающий коэффициент – при переходе к двухставочному тарифу

Дифференциация тарифов в сфере теплоснабжения

5

Общие принципы формирования цен (тарифов)

• Тарифы рассчитываются на основании необходимой валовой выручки и расчетного объема полезного отпуска соответствующего вида продукции (услуг) на расчетный период регулирования

• Регулирование цен (тарифов) основывается на принципе обязательности ведения раздельного учета объема тепловой энергии, теплоносителя, доходов и расходов, связанных с осуществлением регулируемых видов деятельности

• Экономия расходов (в том числе связанная с сокращением потерь в тепловых сетях), достигнутая регулируемой организацией в течение расчетного периода регулирования, учитывается в составе необходимой валовой выручки в течение 5 лет

• Экономически обоснованные расходы регулируемой организации включаются органом регулирования в необходимую валовую выручку независимо от достигнутого ею финансового результата (начиная с периода, следующего за периодом, в котором указанные расходы были документально подтверждены на основании годовой бухгалтерской и статистической отчетности, но не позднее чем на 3-й расчетный период регулирования, в полном объеме). При этом расходы, связанные с обслуживанием заемных средств, учитываются в размере фактически понесенных расходов, не превышающем величину, равную ставке рефинансирования Центрального банка Российской Федерации, увеличенной на 4 процентных пункта

6

Формирование расчетных объемов отпуска тепловой энергии в целях расчета тарифов в сфере теплоснабжения

• Расчетный объем полезного отпуска: Полезный отпуск: от источника тепловой энергии, используется объем отпуска тепловой энергии, поставляемой с

коллекторов источника тепловой энергии, уменьшенный на расход тепловой энергии на хозяйственные нужды

из тепловой сети, используется объем отпуска тепловой энергии в тепловые сети, уменьшенный на объем нормативных технологических потерь тепловой энергии в тепловых сетях

в соответствии со схемой теплоснабжения, а в случае ее отсутствия - на основании программы комплексного развития при отсутствии схемы теплоснабжения либо программы комплексного развития или при отсутствии в

указанных документах информации об объемах полезного отпуска тепловой энергии, или при отсутствии ежегодной актуализации указанных данных - в соответствии с принципами, изложенными в методических указаниях по расчету цен (тарифов) в сфере теплоснабжения, но не выше среднегодового фактического потребления т/э за 3 предыдущих расчетных периода регулирования:

для источников 25 МВт и более – в соответствии со сводным прогнозным балансом балансирование производства и потребления энергии (мощности) с учетом технологических

ограничений и заключения объемов долгосрочных договоров, а также:

• минимизации расходов на топливо (для систем без возможности перераспределения тепловой нагрузки )

• минимизации полных расходов в зависимости от конфигурации источников т/э (для систем с возможностью перераспределения тепловой нагрузки)

7

Методы регулирования тарифов в сфере теплоснабжения

8

Метод экономически обоснованных расходов

I. Расходы, связанные с производством и реализацией продукции (услуг) по регулируемым видам деятельности:-Топливо (с учетом доставки, транспортировки, хранения);-прочие покупаемые энергоресурсы, холодная вода, теплоноситель;-оплата услуг, оказываемых организациями, осуществляющими регулируемые виды деятельности в соответствии с законодательством РФ;-сырье и материалы;-ремонт основных средств;-оплата труда и отчисления на социальные нужды;-амортизация основных средств и нематериальных активов (переоценка как источник инвестиций);-расходы на приобретение работ и услуг по договорам (если можно выполнить хоз.способом, то детальная смета); -плата за негативное воздействие на окружающую среду;- арендная и концессионная плата, лизинговые платежи (амортизация, налог на имущество, земельный налог и пр.);- служебные командировки; -обучение персонала; -страхование производственных объектов; -другие расходы, в т.ч. налоги.

III. Внереализационные расходы:-расходы по сомнительным долгам (2% от НВВ, относимой на население);-расходы, связанные с созданием нормативных запасов топлива (включая расходы по обслуживанию заемных средств);-расходы на вывод из эксплуатации (в т.ч. консервацию) и вывод из консервации;-другие расходы, в т.ч. % по кредитам - не выше ставки рефинансирования ЦБ + 4%.

III. Расходы, не учитываемые при определении налоговой базы налога на прибыль (расходы относимые на прибыль после налогообложения) – определяются в соответствии с Налоговым кодексом Российской Федерации и составляют не более 7% от расходов, уменьшающих налоговую базу налога на прибыль:-капитальные вложения (в соответствии с инвестиционной программой);-прочие экономически обоснованные расходы (кроме дивидендов).

9

НВВ =

Расходы уменьшающие налоговую базу налога на прибыль (расходы, связанные с производством и реализацией + внереализационные расходы)

+

Расходы не учитываемые при определении налоговой базы налога на прибыль (расходы, относимые на прибыль после налогообложения)

Налог на прибыль

+ ± ∆НВВ

Возмещаются экономически обоснованные расходы / исключаются необоснованные расходы Если производственные объекты не были введены в эксплуатацию в предыдущем году и организация не осуществляет их использование – из НВВ исключаются расходы на их создание из тарифа. Повторное включение в тариф после их ввода в эксплуатацию.

Экономия от снижения потребления энергетических ресурсов, холодной воды, теплоносителя сохраняется 5 лет .

Определение расходов на топливо

10

•Равен нормативу условного расхода топлива, устанавливаемому: Минэнерго РФ – для ТЭЦ 25 МВт и более Органы исполнительной власти субъектов РФ – для прочих источников т/э

• Может быть дифференцирован по видам теплоносителя и по термодинамическим параметрам пара

• При изменении метода распределения удельного расхода топлива при производстве э/э и т/э в течение переходного периода t:

bt=btпл×Kt Понижающий коэффициент

Удельный расход условного топлива хОтпуск т/э с коллекторов источника

хПлановая (расчетная) цена на

условное топливо

• Определяется схемой теплоснабжения или регулирующими органами

Определяется с учетом:• остатков топлива • структуры топлива • стоимости доставки

топлива С учетом требований по п. 28 ПП 1075

Метод индексации установленных тарифов

11

Операционные расходы(экономия 5 лет)

Неподконтрольныерасходы

Расходы на энергоресурсы

(экономия 5 лет)

Прибыль

Базовый уровень ОР:1) сырье и материалы;2) ремонт основных средств;3) оплату труда;4) оплата работ и услуг, выполняемых по договорам со сторонними организациями;5) служебные командировки;6) обучение персонала;7) лизинговый платеж, арендная плата (непроизводственные объекты); 8) другие расходы

1) расходы на оплату услуг, оказываемых организациями, осуществляющими регулируемые виды деятельности;2) налоги, сборы и другие обязательных платежи;3) концессионная плата;4) арендная плата (производственные объекты);5) расходы по сомнительным долгам;6) отчисления на социальные нужды; 7) амортизация основных средств и нематериальных активов;8) расходы на выплаты по договорам займа и кредитным договорам, включая проценты по ним (не выше ставки рефинансирования ЦБРФ, увеличенной на 4 процентных пункта)

1) устанавливается равной норме прибыли × НВВ тек.расч.периода 2) норма прибыли ≤ норма доходности РЭК (или мин. ФСТ) 3) мин.норма прибыли – по предложению организации с обоснованием, не ниже 0,5% (если иное не предусмотрено предложением)

Долгосрочные параметры регулирования

1) базовый уровень операционных расходов; 2) индекс эффективности операционных расходов; 3) нормативный уровень прибыли; 4) уровень надежности теплоснабжения;

5) показатели энергосбережения и энергетической эффективности; 6) реализация программ в области энергосбережения и повышения энергетической эффективности; 7) динамика изменения расходов на топливо.

Ежегодная корректировка в соответствии с :

• фактическим ИПЦ• изменениями цен на неподконтрольные статьи

расходов• объемом фактически реализованной ИП• отклонением факт. отпуска т/э от планового

• выполнением программ в области энергосбер.и повышения

• энергоэффективности • выполнением показателей надежности теплоснабжения

НВВ =Операционные расходы

Амортизация Нормативная прибыль

++ +Неподконтрольныерасходы

Расходы на энергоресурсы

Метод обеспечения доходности инвестированного капитала

12

НВВ =Операционные расходы

Неподконтрольныерасходы+

Возвраткапитала

Доход на инвестируемый капитал

∆НВВ++ ±Расходы на энергоресурсы +

Операционные расходы(экономия 5 лет)

Неподконтрольныерасходы

Расходы на энергоресурсы

(экономия 5 лет)

Возвратинвестированног

о капитала

Доход на инвестированный

капитал

1) сырье и материалы; 2) ремонт основных средств;3) оплаты труда; 4) работы и услуги,

выполняемые по договорам; 5) служебные командировки; 6) обучение персонала; 7) лизинговый платеж, арендная

плата (непроизводственные объекты);

8) иные расходы.

1) оплата услуг регулир. организаций;

2) налоги, сборы и др. обязат.платежи;

3) концессионная плата; 4) арендная плата

(производств.объекты), амортизация;

5) расходы по сомнительным долгам;

6) отчисления на социальные нужды;

7) расходы по займам и кредитам, вкл. проценты.

• 1/20 от полной стоимости объектов, введённых в эксплуатацию

• база капитала (RAB) - остаточная стоимость объектов, введенных в эксплуатацию

• регуляторная норма доходности × RAB

• регул. норма доходности × нормативный оборотный капитал

Долгосрочные параметры регулирования

1) базовый уровень операционных расходов;2) индекс эффективности операционных расходов;3) норматив чистого оборотного капитала;4) размер инвестированного капитала;5) норма доходности инвестированного капитала;6) срок возврата инвестированного капитала (20 лет)

7) уровень надежности теплоснабжения;8) показатели энергосбережения и энергетической эффективности;9) реализация программ в области энергосбережения и повышения энергетической эффективности;10) динамика изменения расходов на топливо.

Ежегодная корректировка в соответствии с :

• отклонения объема товаров (услуг);• отклонения фактических значений индекса

потребительских цен;• отклонения уровня неподконтрольных расходов;• изменения уровня доходности долгосрочных

государственных долговых обязательств;

• отклонения фактических значений показателей надежности и качества;

• отклонения сроков реализации программы в области энергосбережения и повышения энергетической эффективности.

Особенности регулирования тарифов в теплоснабжении методом RAB

• Учитываются только производственные объекты;• Не учитывается:

стоимость объектов и имущества не связанных с процессом производства и/или передачи тепловой энергии и теплоносителя;

стоимость объектов незавершенного строительства; размер арендных или концессионных платежей; капитал, возвращенный в полном объеме.

• При первом применении метода RAB устанавливается на уровне, не превышающем предельный размер инвестированного капитала.

Возврат инвестированного

капитала

•Определяется, как сумма величины возврата инвестиций, осуществленных до перехода к RAB регулированию и величины возврата инвестиций, осуществленных после перехода к RAB.

Доход на инвестированный

капитал

• Определяется на основании размера инвестированного капитала, фактически осуществленных новых инвестиций и чистого оборотного капитала с учетом нормы доходности инвестированного капитала.

Размер инвестированного

капитала

13

Размер инвестированного капитала

14

На начало первого ДПР •В размер инвестированного капитала включается стоимость следующих объектов: объекты принадлежат регулируемой организации на праве собственности объекты эксплуатируются на основании договора аренды или концессионного соглашения, и улучшения производились за счет нетарифных источников Объекты по договору лизинга,включаются в размере выкупной цены с учетом накопленной амортизации

•Размер инвестированного капитала:

Остаточная стоимость производственных объектов, принадлежащих регулируемой организации на праве собственности, по данным бух.учета на 1 января 2010г + Стоимость введенных в эксплуатацию производственных объектов, без учета % по кредитам, за исключением объектов ДПМ -Амортизация -Остаточная стоимость произв.объектов, выбывших из эксплуатации -Плата за подключение, надбавки к тарифам, бюджетные средства, средства гос.корпораций • Не учитывается Стоимость производственных объектов, приобретенных после 1.01.2010г. и в отношении которых отсутствует

документальное подтверждение их стоимости на 1 января 2012 г. стоимость объектов незавершенного строительства арендная плата и концессионная плата стоимость административных, жилых зданий, культурно-бытовых объектов, легковых автомобилей и иных объектов

движимого и недвижимого имущества не связанных с процессом производства и (или) передачи т/э (мощности) и теплоносителя.

На второй ДПР и далее Размер инвестированного капитала равен базе инвестированного капитала на конец предыдущего ДПР

Не учитываются также в базе

ИК

С 1 января 2010 до начала

1-го ДПР

База инвестированного капитала

15

•База инвестированного капитала устанавливается ежегодно по формуле:

+ стоимость создания (реконструкции, модернизации) производственных объектов - величина возврата инвестированного капитала -выбытие -плата за подключение -бюджетные средства, средства гос.корпораций +/- корректировка на изменение уровня доходности ДГО (1-й ДПР – только для «нового» капитала, со 2-го ДПР – для всего капитала)

•Удельная стоимость объектов ограничена укрупненными сметными нормативами

Расчет нормы доходности

НД = К/(К+1) × (ДГО+РискЗК) + 1/(К+1) × (ДГО+РискСК)

стоимость заемного капитала

стоимость собственного капитала

ДГО – безрисковая ставка, определяется в соответствии с методикой Минэкономразвития России от 26.07.2010 № 239, рассчитывается как средняя доходность государственных обязательств сроком погашения 8-10 лет, размещается на сайте коммерческого оператора оптового рынка электрической энергии и мощности в сети Интернет не позднее 1 марта года принятия решения об установлении цен (тарифов).

В соответствии с проектом методики расчета тарифов в сфере теплоснабжения:

Соотношение заемного и собственного капитала = 0,3/0,7 (для 1го ДПР)

Рисковая премия: заемный капитал (РискЗК) - min 3%; собственный капитал (РискСК )- min 6%

1 и 2 год ДПР – норма доходности отдельно для «старого» и «нового» капитала

Норма доходности инвестированного капитала (НД) устанавливается РЭК

Минимальная норма доходности устанавливается ФСТ России

Рассчитывается в соответствии с Формулой:

Особенности регулирования тарифов в теплоснабжении методом RAB

16

Заемный капитал/Собственный

капитал

Метод сравнения аналогов

Основные принципы метода:

сбор и анализ показателей деятельности регулируемых организаций, осуществляющих

аналогичный регулируемый вид деятельности;

формирование представительных выборок регулируемых организаций, осуществляющих

деятельность в сопоставимых условиях функционирования:

Критерии сопоставимости для «сетей»: диаметр трубопроводов, тип прокладки и др.,

для «источников»: структура топлива, режим выработки, установленная мощность и др.

проведение сравнительного анализа расходов регулируемых организаций в каждой выборке;

определение средних значений удельных расходов по каждой выборке;

применение «средних» расходов при определении базового уровня расходов для

организаций, чьи расходы оказались выше средних (с учетом коэффициентов сопоставимости);

определение для каждой организации индекса снижения расходов (от 1 до 10%) из расчета

отклонения удельных расходов регулируемой организации от значений, определенных как средние

в выборке.

17

Метод сравнения аналогов

18

Базовый уровень расходов Индекс снижения расходов

Источники:

Сети:

На уровне от 1 до 10 процентов в зависимости от отклонения удельных базовых расходов от значений, определенных как лучшие среди сравниваемых (среднее из 25% лучших)

Долгосрочные параметры регулирования

1) базовый уровень расходов;2) индекс снижения расходов.

Ежегодная корректировка:

• с учетом отклонения фактических значений индекса потребительских цен от значений, учтенных при установлении тарифов

Периодичность анализа

• Орган регулирования каждые 5 лет в рамках субъекта Российской Федерации проводит сравнительный анализ расходов организаций, осуществляющих аналогичный регулируемый вид деятельности в сопоставимых условиях функционирования

Предмет сравнения СЕТИ: по показателю полных расходов на километр сетей в 2-трубном исчислении ИСТОЧНИКИ: по показателю полных расходов на 1 Гкал отпуска тепловой энергии информация за последний расчетный период регулирования, на который имеются отчетные данные

НВВ =Базовый уровень расходов

Индекс снижения расходов ± ∆НВВ+ +ИПЦ

Метод сравнения аналогов

19

Среднее значение Принцип исключения экстремумов из расчетов среднего значения. В расчете среднего значения не учитываются показатели регулируемой организации, если: - удельные расходы рег. организации отличаются в 2 и более раза от среднего значения удельных расходов, рассчитанного с учетом показателей такой организации; - протяженность тепловых сетей - менее 5 км в 2-трубном исчислении; - установленная тепловая мощность источников - менее 1 Гкал/ч; фактические расходы организации за последний расчетный период более чем в 2 раза превышают величину, учтенную при установлении цен (тарифов).

Сопоставимость Достигается посредством использования органом регулирования коэффициентов сопоставимости (k), а также, при необходимости, за счет дополнительного разделения организаций по группам в рамках одного регулируемого вида деятельности в целях достижения сопоставимости по природно-климатическим и территориальным условиям функционирования.

Коэффициенты сопоставимости

Сети учет технических характеристик тепловой сети (протяженность, диаметр трубопроводов, тип прокладки трубопроводов и др.): - сопоставление по стоимости тепловой сети исходя из типовых расценок строительства ФЕР; сопоставление по количеству условных единиц, относимых к активам организации, осуществляющим деятельность по передаче; иным способом.

Источники учет технических и технологических характеристик (структура топлива, режим выработки тепловой энергии, установленная тепловая мощность и др.)

Особенности расчета НВВ, относимой на производство тепловой энергии (мощности) в режиме комбинированной выработки

20

•Расчет полной НВВ по всем видам деятельности: НВВ по теплоносителю, прочей продукции – по данным раздельного учета НВВ по э/э и т/э – по остаточному принципу

•Выделение НВВ по т/э из суммарной НВВ по э/э и т/э: Расходы на топливо – в соответствии с распределением удельных расходов топлива между производством т/э и э/э (пропорциональный или физический метод) Прочие прямые расходы – по учетной политике организации

Косвенные расходы – предлагается 3 метода распределения: пропорционально расходам на топливо пропорционального отпуску с шин, коллекторов согласно учетной политике

Для инвестиционных расходов (особенно актуально для RAB): Определение активов и инвестиций, относящихся непосредственно к т/э Остальные активы и инвестиции – в пропорции к разделению косвенных расходов

(без увеличения мощности) и пропорционально тепловой и электрической мощности (при увеличении мощности)

Для новых мощностей – пропорционально приросту мощностей

Расчет цен (тарифов) на тепловую энергию (мощность) без учета стоимости услуг на передачу тепловой энергии(Для теплоснабжающих организаций, владеющих источниками т/э)

21

• Тарифы покрывают: расходы на топливо расходы на содержание установленной тепловой мощности, включенной в схему теплоснабжения основываются на полном возврате теплоносителя на источник

• Тарифы дифференцируются по источникам т/э, НО! могут быть без такой дифференциации, если рег.организация владеет несколькими источниками в пределах одной системы теплоснабжения – на основании предложения организации или по решению органа регулирования

• Тарифы могут быть дифференцированы по видам теплоносителя (вода, пар), по параметрам теплоносителя

• Тарифы могут быть одноставочными или двухставочными

• Одноставочный тариф : в руб. за 1 Гкал отпуска т/э от источника (с публикацией топливной составляющей)

• Двухставочный тариф: ставка за т/э – в руб. за 1 Гкал отпуска т/э от источника и ставка за содержание тепловой мощности – в тыс. руб. за 1 Гкал/час в мес. договорной тепловой нагрузки (с публикацией соотношения установленной мощности и договорной тепловой нагрузки)

• Если в отношении источника т/э одновременно заключен нерегулируемый договор: Ставка за т/э – исходя из полного объема отпуска т/э от источника (с учетом нерегулируемого договора) Ставка за содержание тепловой мощности – первые 10 лет без учета объемов нерегулируемого договора Одноставочный тариф – по тем же принципам

Расчет цен (тарифов) на услуги по передаче тепловой энергии, теплоносителя(Для теплосетевых организаций, теплоснабжающих организаций, оказывающих услуги по передаче т/э)

22

•Тарифы дифференцируются по виду теплоносителя (вода, пар)

•Тарифы могут быть дифференцированы:по системам теплоснабжения по схемам подключения теплопотребляющих установок потребителей (ДО тепловых пунктов, ПОСЛЕ тепловых пунктов (на них)

•Тарифы могут быть одноставочными (ТОЛЬКО в руб./Гкал) или двухставочными (ставка за т/э = 0, ставка за мощность в тыс.руб./Гкал/ч в мес.)

•Тарифы покрывают: расходы на содержание, ремонт, эксплуатацию сетей, в том числе бесхозяйных расходы на приобретение воды, э/э и т/э на тех. цели, в том числе на компенсацию нормативных* потерь т/э, теплоносителя, и затраты э/э на привод насосов, др. оборудования расходы на содержание бесхозяйных сетей – по стоимости содержания аналогичных сетей или удельная стоимость содержания собственных сетей, обязателен раздельный учет

•Тариф ДО тепловых пунктов - НЕ учитывает расходы на содержание тепловых пунктов, сетей после них и потери в таких сетях

•Тариф ПОСЛЕ тепловых пунктов (на них) - учитывает расходы на содержание тепловых пунктов, сетей после них и потери в таких сетях Расходы на содержание тепловых пунктов и сетей после них определяются ~ У.Е., относящимся к таким тепловым пунктам и сетям

*за исключением «амнистии потерь» (при 75% «оприборенности» вкл. факт. потери)

Расчет цен (тарифов) на тепловую энергию (мощность), поставляемую теплоснабжающими организациями другим теплоснабжающим организациям, теплосетевым организациям

(Для теплосетевых организаций, теплоснабжающих организаций, приобретающих т/э)

23

• Приобретение т/э у ЕТО • Стоимость приобретения зависит от целей приобретения:

С целью компенсации потерь в тепловых сетях• Тариф = средневзвешенная стоимость единицы т/э (мощности) (за

исключением долгосрочных договоров), производимой: источниками т/э, которые принадлежат ЕТО и (или) источниками т/э, которые принадлежат иным теплоснабжающим

организациям, у которых ЕТО приобретает т/э (мощность) • Тарифы могут быть дифференцированы по виду теплоносителя (вода, пар)• Тарифы могут быть одноставочными (в руб./Гкал) или двухставочными

(ставка за т/э в руб./Гкал, ставка за мощность в тыс.руб./Гкал/ч в мес.)

Для прочих теплоснабжающих организаций: • Тариф = единый тариф на т/э (мощность), поставляемую потребителям, к

категории (группе) которых относятся потребители, обслуживаемые указанной организацией

Расчет цен (тарифов) на тепловую энергию (мощность), поставляемую потребителям(Для ЕТО)

24

• Устанавливаются на едином уровне в зоне деятельности ЕТО по категориям потребителей (за исключением потребителей, заключивших нерегулируемые и регулируемые долгосрочные договоры) как сумма:

средневзвешенной стоимости производства и (или) приобретения т/э средневзвешенной стоимости передачи т/э, теплоносителя

• Тарифы могут быть дифференцированы: по видам теплоносителя (вода, пар) по параметрам теплоносителя по системам теплоснабжения по схемам подключения теплопотребляющих установок потребителей (на коллекторах

источников т/э, ДО тепловых пунктов, ПОСЛЕ тепловых пунктов (на них) по категориям (группам) потребителей

• Тарифы могут быть одноставочными или двухставочными

• Долгосрочные тарифы по долгосрочным договорам: Стоимость т/э, поставляемой от источника т/э, в отношении которого заключен договор Средневзвешенная стоимость передачи т/э по используемым теплосетям

• РЭК должны установить повышающие коэффициенты к тарифам при сверхдоговорном потреблении, безучетном потреблении, нарушении режима потребления

Расчет цен (тарифов) на теплоноситель

25

Производимый источниками т/э Поставляемый потребителям

Для теплоснабжающих организаций, владеющих источниками т/э

Для теплоснабжающих организаций, для ЕТО

• Тариф = стоимость производства 1 м3 воды на ВПУ и (или) приобретаемой у других организаций, учитываемая в тарифах на т/э

• Расходы на производство воды на ВПУ (расходы, относящиеся на водоподготовку в соответствии с учетной политикой и раздельным учетом):

Стоимость исходной воды Стоимость материалов Э/э и т/э Зарплата Амортизация Транспортировка и очистка сточных вод Прочее

• Тариф = средневзвешенная стоимость производимого и (или) приобретаемого теплоносителя

• Для ЕТО – единый тариф в зоне ее деятельности по категориям потребителей (кроме потребителей, заключивших долгосрочный договор)

• Тариф на теплоноситель по долгосрочным договорам = тарифу на теплоноситель, производимому источниками т/э, в отношении которых заключен такой договор

• Только в одноставочном выражении • Дифференцируется по виду теплоносителя (вода, пар) и параметрам теплоносителя (способу

очистки воды на ВПУ) • Способы очистки воды – по предложению регулируемой организации в соответствии с проектной

документацией источника или технологической схемой водоподготовки • Применяется к объему невозврата теплоносителя на источник (в сеть) в соответствии со

схемой теплоснабжения

Расчет цен (тарифов) на горячую воду в открытых системах теплоснабжения

26

Компонент на теплоноситель Компонент на тепловую энергию

= =

Тарифу на теплоноситель, установленному для теплоснабжающей организации, поставляющей ГВ

или Тарифу на теплоноситель, по которому такая организация приобретает теплоноситель у других организаций

или Двухставочный компонент = двухставочный тариф на т/э (мощность) Одноставочный компонент

Тарифу на т/э, поставляемую потребителям

Одноставочный компонент = одноставочный тариф на т/э (мощность)

Плата за подключение

27

Платы за подключение определяется в зависимости от величины подключаемой тепловой нагрузки:

1)если подключаемая тепловая нагрузка объекта капитального строительства заявителя, в том числе застройщика, не превышает 0,1 Гкал/ч;

2)если подключаемая тепловая нагрузка объекта заявителя более 0,1 Гкал/ч и не превышает 1,5 Гкал/ч (в тыс. руб./Гкал/ч);

3)если подключаемая тепловая нагрузка объекта заявителя превышает 1,5 Гкал/ч при наличии технической возможности подключения (в тыс. руб./Гкал/ч);

4)плата за подключение в индивидуальном порядке, в случае если подключаемая тепловая нагрузка объекта заявителя превышает 1,5 Гкал/ч при отсутствии технической возможности подключения (в тыс. руб.).

Плата за подключение дифференцируется:•по диапазонам диаметров тепловых сетей: 50-250 мм, 251-400 мм, 401-550 мм, 551-700 мм,

701 мм и выше;•по типу прокладки тепловых сетей: подземная (канальная и бесканальная) или надземная

(наземная).Плата за подключение может быть утверждена в разбивке по муниципальным

образованиям и по районам.

Стоимость мероприятий, включаемых в состав платы за подключение не должна превышать укрупненные сметные нормативы для объектов непроизводственной сферы и инженерной инфраструктуры.

Плата за подключениев расчете на единицу мощности подключаемой тепловой нагрузки

28

1) Плановые расходы П1 на проведение мероприятий по подключению объекта к системе теплоснабжения (тыс.руб/Гкал/ч)

П1 считается для конкретной организации по плановым расходам и плановым подключаемым нагрузкам по ВСЕМ заявителям

+

2) Плановые расходы П2.1 на создание (реконструкцию) тепловых сетей (за исключением создания (реконструкции) тепловых пунктов) от существующих сетей или источников т/э до точек подключения (тыс.руб/Гкал/ч)

П2.1 дифференцируется по диапазонам диаметров и по типу прокладки -П2.1 и П2.2 считаются для конкретной организации по плановым расходам и плановым подключаемым нагрузкам соответственно заявителей с нагрузкой более 0,1 и не превышающей 1,5 Гкал/ч и заявителей с нагрузкой превышающей 1,5 Гкал/ч при наличии технической возможности

+

3) Плановые расходы П2.2 на создание (реконструкцию) тепловых пунктов от существующих сетей или источников т/э до точек подключения (тыс.руб/Гкал/ч)

+

4) Налог на прибыль (тыс.руб/Гкал/ч) Считается исходя из фактического налога на прибыль, отнесенного на деятельность по подключению по данным раздельного учета в предшествующем периоде регулирования

Плата за подключениерасчитываемая в индивидуальном порядке

29

1) 1) Плановые расходы П1 на проведение мероприятий по подключению объекта к системе теплоснабжения (тыс.руб./Гкал/ч) x нагрузка заявителя (Гкал/ч)

(П1 считается для конкретной организации по плановым расходам и плановым подключаемым нагрузкам по ВСЕМ заявителям)

+

2) Плановые расходы П2 на создание (реконструкцию) сетей от существующих сетей или источников т/э до точек подключения (тыс.руб.)

(П2 считается в соответствии со сметной стоимостью создания (реконструкции) тепловых сетей организации для конкретного заявителя)

+

3) Плановые расходы П3 на создание (реконструкцию) источников т/э и (или) развитие существующих источников т/э и (или) тепловых сетей, необходимых для создания тех.возможности (тыс.руб

(П3 считается в соответствии со сметной стоимостью создания (реконструкции, модернизации) тепловых сетей и источников т/э для конкретного заявителя )

+

4) Налог на прибыль (тыс.руб./Гкал/ч) x нагрузка заявителя (Гкал/ч)

(Считается исходя из фактического налога на прибыль, отнесенного на деятельность по подключению по данным раздельного учета в предшествующем периоде регулирования)