цами вторым и (или) третьим настоящего пункта цена соответствующего вида топлива определяется равной нулю.
Значение удельного расхода условного топлива в целях определения переменных (топливных) затрат на выработку электрической энергии принимается равным нормативу удельного расхода топлива при производстве электрической энергии, установленному для соответствующего генерирующего объекта федеральным органом исполнительной власти, осуществляющим функции по выработке и реализации государственной политики и нормативно-правовому регулированию в сфере топливно-энергетического комплекса, и представленному поставщиком мощности коммерческому оператору оптового рынка в порядке и сроки, которые предусмотрены договором о присоединении к торговой системе оптового рынка, в отношении каждого года поставки мощности с использованием генерирующего объекта. В случае если поставщиком мощности не были направлены величины нормативов удельного расхода топлива при производстве электрической энергии, значения удельного расхода условного топлива в целях определения переменных (топливных) затрат на выработку электрической энергии принимаются равными:
240 граммам условного топлива на выработку 1 кВт·ч электрической энергии - для генерирующих объектов на базе парогазовых установок, а также иных типов генерирующих объектов, не относящихся к генерирующим объектам на базе газотурбинных установок и паросиловых установок;
320 граммам условного топлива на выработку 1 кВт·ч электрической энергии - для генерирующих объектов на базе паросиловых установок, использующих в качестве основного топлива природный газ;
346 граммам условного топлива на выработку 1 кВт·ч электрической энергии - для генерирующих объектов на базе газотурбинных установок;
353 граммам условного топлива на выработку 1 кВт·ч электрической энергии - для генерирующих объектов на базе паросиловых установок, использующих в качестве основного топлива уголь.
11. Удельная расчетная величина расходов, связанных с уплатой налога на прибыль организаций (
) , определяемая с учетом особенностей, предусмотренных договором о присоединении к торговой системе оптового рынка, исходя из суммы уплаченного налога на прибыль организаций, рассчитанной исходя из доли дохода от продажи электрической энергии и мощности на оптовом рынке с использованием соответствующего генерирующего объекта в доходе, полученном поставщиком мощности за налоговый период, и (или) информации об удельной величине расходов, связанных с уплатой налога на прибыль организаций, представленной поставщиком мощности в соответствии с абзацем шестым пункта 1154 Правил оптового рынка, которая с 1-го по 180-й месяц поставки мощности не может превышать величину, определяемую по формуле:
,
где:
te - плановый срок (в годах) полезного использования генерирующего объекта, равный 20 годам;
- налоговая ставка налога на прибыль организаций, равная величине, указанной в абзаце первом пункта 1 статьи 284 Налогового кодекса Российской Федерации (в редакции, действующей по состоянию на 1 января года, к которому относится месяц m) .
12. Удельная расчетная величина расходов, связанных с уплатой налога на имущество организаций (
) , определяемая с учетом особенностей, предусмотренных договором о присоединении к торговой системе оптового рынка, исходя из суммы уплаченного налога на имущество в отношении соответствующего генерирующего объекта и (или) информации об удельной расчетной величине расходов, связанных с уплатой налога на имущество организаций, представленной поставщиком мощности в соответствии с абзацем седьмым пункта 1154 Правил оптового рынка, которая с 1-го по 180-й месяц поставки мощности не может превышать величину, определяемую по формуле:
,
где 
- налоговая ставка налога на имущество организаций, равная величине, указанной в пункте 1 статьи 380 Налогового кодекса Российской Федерации (в редакции, действующей по состоянию на 1 января года, к которому относится месяц m) .
13. Договором купли-продажи (поставки) мощности определяется выплачиваемая поставщиком мощности сумма в случае, если предельный объем поставки мощности генерирующего объекта меньше объема, равного 95 процентам объема мощности, составляющего обязательства по поставке мощности по договорам купли-продажи (поставки) мощности, размер которой не может быть меньше величины 
, определяемой по формуле (рублей) :
,
где:
- цена на мощность генерирующего объекта, определяемая по формуле (рублей/МВт) :
,
- объем мощности, составляющий обязательства по поставке мощности с использованием генерирующего объекта (МВт) ;
- предельный объем мощности генерирующего объекта, определенный в отношении месяца m по результатам аттестации (в случае задержки начала поставки мощности показатель 
равен нулю) (МВт) .
14. Договором купли-продажи (поставки) мощности определяется выплачиваемая поставщиком мощности неустойка в случае представления поставщиком мощности недостоверных заверений, предусмотренных абзацами шестым и (или) седьмым пункта 1154 Правил оптового рынка, размер которой не может быть меньше величины, равной 25 процентам годовой стоимости мощности генерирующего объекта.
15. Особенности определения отдельных составляющих, используемых для расчета цен на мощность и суммы штрафа в соответствии с настоящей методикой, могут быть определены договором о присоединении к торговой системе оптового рынка.
(Дополнение приложением - Постановление Правительства Российской Федерации от 30.09.2025 № 1504)
______________
ПРИЛОЖЕНИЕ № 8 к Правилам оптового рынкаэлектрической энергии и мощности
ПОЛОЖЕНИЕ о порядке определения величины спроса на мощность для проведения на оптовом рынке электрической энергии и мощности долгосрочного конкурентного отбора мощности
(В редакции Постановления Правительства Российской Федерации от 01.11.2024 № 1472)
1. Настоящее Положение устанавливает порядок определения системным оператором величины спроса на мощность для проведения на оптовом рынке электрической энергии и мощности долгосрочного конкурентного отбора мощности в соответствии с Правилами оптового рынка электрической энергии и мощности, утвержденными постановлением Правительства Российской Федерации от 27 декабря 2010 г. № 1172 "Об утверждении Правил оптового рынка электрической энергии и мощности и о внесении изменений в некоторые акты Правительства Российской Федерации по вопросам организации функционирования оптового рынка электрической энергии и мощности" (далее соответственно - конкурентный отбор мощности, Правила оптового рынка) .
2. Величина спроса на мощность (
) определяется отдельно в каждой ценовой зоне по следующей формуле:
,
где:
z - номер ценовой зоны (для первой ценовой зоны - 1, для второй ценовой зоны - 2) ;
- требуемый объем мощности в ценовой зоне, определяемый в соответствии с пунктом 3 настоящего Положения;
- объем электрической энергии, соответствующий объему поставки мощности в зарубежные энергосистемы из соответствующей ценовой зоны, определяемый в соответствии с пунктом 11 настоящего Положения;
- объем мощности генерирующих объектов, функционирующих на розничных рынках на территориях субъектов Российской Федерации, объединенных в соответствующую ценовую зону, определяемый в соответствии с пунктом 10 настоящего Положения.
Для целей настоящего Положения под зимним периодом понимается период, состоящий из 3 последовательных полных месяцев с декабря по февраль, заканчивающийся не позднее чем за 45 дней до даты публикации информации для проведения конкурентного отбора мощности.
3. Для определения требуемого объема мощности в ценовой зоне формируется функция распределения суммы 2 независимых случайных величин, определенных в соответствии с настоящим Положением, - прогнозируемого в год поставки максимального объема потребления мощности в ценовой зоне с учетом влияния температурного фактора и вероятного объема снижения доступной мощности генерирующего оборудования.
Значение требуемого объема мощности в ценовой зоне определяется на основании полученной функции распределения для нормативного значения (
) , соответствующего одному событию в рабочие дни последних 10 зимних периодов, определяемого по следующей формуле:
,
где D - количество рабочих суток в 10 последних зимних периодах.
Нормативное значение 
округляется до 5 знаков после запятой.
4. Максимальный объем потребления мощности в ценовой зоне, прогнозируемый на год поставки мощности, на который проводится конкурентный отбор мощности (далее - прогнозируемый максимальный объем потребления мощности) , определяется системным оператором на основе прогноза потребления мощности по территориям территориальных энергосистем, расположенных в пределах территории одного или нескольких субъектов Российской Федерации (далее - территориальная энергосистема) , учтенного при формировании прогнозных показателей потребления электрической энергии (мощности) , предусмотренных в последней утвержденной схеме и программе развития электроэнергетических систем России на соответствующий период (далее - прогноз потребления мощности) , с учетом влияния температурного фактора.
Прогноз потребления мощности определяется в отношении территории каждой территориальной энергосистемы в целом без выделения объемов мощности, соответствующих потерям электрической энергии в электрических сетях и объемам потребления электрической энергии для собственных и хозяйственных нужд производителей электрической энергии.
5. Прогнозируемые максимальные объемы потребления мощности территориальных энергосистем с учетом влияния температурного фактора определяются исходя из значений прогноза потребления мощности по каждой территориальной энергосистеме, приведенных к среднесуточным температурам наружного воздуха в соответствующих территориальных энергосистемах в каждых сутках 20 последних зимних периодов с учетом характеристик зависимости максимальной электрической нагрузки территориальных энергосистем от фактической температуры наружного воздуха.
Характеристики зависимости максимальной электрической нагрузки территориальных энергосистем от фактической температуры наружного воздуха рассчитываются на основании статистических данных фактической зависимости максимума электрической нагрузки территориальной энергосистемы от температуры наружного воздуха во всем диапазоне температур, определяемой фактической на момент выполнения расчетов структурой потребителей территориальной энергосистемы за каждые сутки 3 лет, предшествующих году проведения конкурентного отбора мощности, при этом последний из которых заканчивается не ранее чем за 45 дней до даты публикации информации для проведения конкурентного отбора мощности.
6. Величина прогнозируемого максимального объема потребления мощности по ценовой зоне определяется как сумма величин прогнозируемого максимального объема потребления мощности по территориальным энергосистемам, отнесенным к этой ценовой зоне, в целом и долей величин прогнозируемого максимального объема потребления мощности по территориальным энергосистемам, если территориальная энергосистема отнесена к 2 ценовым зонам. При этом величины (доли величин) прогнозируемого максимального объема потребления мощности по территориальным энергосистемам умножаются на соответствующий коэффициент регионального совмещения максимума потребления территориальной энергосистемы.
Доля прогнозируемого максимального объема потребления мощности территориальной энергосистемы, относимая к ценовой зоне, определяется путем умножения прогнозируемого максимального объема потребления мощности по территориальной энергосистеме на коэффициент, формируемый на основании данных замера потокораспределения на час максимума зимнего замерного дня года, информация о котором представлена системному оператору до даты публикации информации для проведения конкурентного отбора мощности в соответствии с порядком представления информации, необходимой для осуществления оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике, утверждаемым федеральным органом исполнительной власти, осуществляющим функции по выработке и реализации государственной политики и нормативно-правовому регулированию в сфере топливно-энергетического комплекса (далее - уполномоченный орган) .
Коэффициент регионального совмещения максимума потребления территориальной энергосистемы определяется на основании суточных профилей потребления мощности территориальной энергосистемы и ценовой зоны, к которой отнесена такая территориальная энергосистема, как среднее за 3 последних зимних периода из значений, рассчитанных как отношение среднего значения потребления территориальной энергосистемы за час максимального потребления мощности в ценовой зоне, к которой отнесена территориальная энергосистема, определенный на основании суточного профиля потребления мощности в ценовой зоне в рабочие дни зимнего периода, к среднему значению потребления территориальной энергосистемы за час максимального потребления мощности на территории этой территориальной энергосистемы, определенный на основании суточного профиля потребления мощности этой территориальной энергосистемы в рабочие дни зимнего периода.
7. Вероятность снижения доступной мощности генерирующего оборудования при совмещении ремонтов определяется для каждой ценовой зоны на основании моделирования вероятного объема снижения мощности генерирующего оборудования с применением метода математического моделирования случайных величин на основе частотных характеристик, проведенного на основании статистических данных об объемах неплановых снижений мощности генерирующего оборудования тепловых, атомных и гидроэлектростанций и плановых снижений мощности атомных электростанций, функционирующих в ценовой зоне, относительно объемов располагаемой мощности соответствующих объектов, определенных в соответствии с требованиями Правил оптового рынка для дневных часов (с 8 до 22 часов московского времени для генерирующих объектов, расположенных в первой ценовой зоне, с 8 до 22 часов 6-й часовой зоны (московское время плюс 4 часа) для генерирующих объектов, расположенных во второй ценовой зоне) рабочих суток 10 последних зимних периодов.
Для целей определения неплановых снижений мощности генерирующего оборудования тепловых, атомных и гидроэлектростанций учитываются объемы снижения максимальной мощности, определенные в порядке, установленном договором о присоединении к торговой системе оптового рынка, в связи с невыполнением требований, установленных в подпунктах 3, 4, 6 - 8 пункта 50 Правил оптового рынка, а для целей определения плановых снижений мощности генерирующего оборудования атомных электростанций учитываются объемы снижений максимальной мощности, определенные в порядке, установленном договором о присоединении к торговой системе оптового рынка для целей установления выполнения требований подпункта 1 пункта 50 Правил оптового рынка (далее - показатели неготовности) .
8. Показатели неготовности учитываются в отношении генерирующих объектов - электростанций как сумма показателей неготовности, определенных для каждого часа периода, указанного в пункте 7 настоящего Положения, по всем группам точек поставки, зарегистрированным в отношении генерирующего оборудования соответствующей электростанции, с учетом следующих особенностей:
а) показатели неготовности по группам точек поставки не включаются в почасовую сумму показателей неготовности электростанции при выполнении в отношении всего генерирующего оборудования, входящего в состав соответствующей группы точек поставки в течение всего периода, указанного в пункте 7 настоящего Положения, одного из следующих условий:
генерирующее оборудование выведено из эксплуатации либо в отношении генерирующего оборудования в соответствии с Правилами вывода объектов электроэнергетики в ремонт и из эксплуатации, утвержденными постановлением Правительства Российской Федерации от 30 января 2021 г. № 86 "Об утверждении Правил вывода объектов электроэнергетики в ремонт и из эксплуатации, а также о внесении изменений в некоторые акты Правительства Российской Федерации по вопросу совершенствования порядка вывода объектов электроэнергетики в ремонт и из эксплуатации", уполномоченным органом принято решение о согласовании вывода из эксплуатации с даты, наступающей не позднее 1 января года, на который проводится конкурентный отбор мощности (за исключением генерирующего оборудования, вывод которого предусмотрен в перечне генерирующих объектов, мощность которых поставляется по договорам купли-продажи (поставки) мощности модернизированных генерирующих объектов, утвержденном Правительством Российской Федерации на основании результатов отбора проектов модернизации генерирующих объектов тепловых электростанций, в целях его замены на аналогичное генерирующее оборудование без перевода в работу с использованием парогазового цикла за счет надстройки генерирующего объекта газовой турбиной (газовыми турбинами) ;
в отношении генерирующего оборудования в соответствии с Правилами вывода объектов электроэнергетики в ремонт и из эксплуатации, указанными в абзаце втором настоящего подпункта, и Правилами оптового рынка по решению уполномоченного органа проведен конкурентный отбор мощности генерирующих объектов для целей вывода данного генерирующего оборудования из эксплуатации со сроком ввода в эксплуатацию нового генерирующего объекта не позднее 1 января года, на который проводится конкурентный отбор мощности;
в отношении генерирующего оборудования в перечне генерирующих объектов, мощность которых поставляется по договорам купли-продажи (поставки) мощности модернизированных генерирующих объектов, утвержденном Правительством Российской Федерации на основании результатов отбора проектов модернизации генерирующих объектов тепловых электростанций, предусмотрены вывод из эксплуатации не позднее 1 января года, на который проводится конкурентный отбор мощности, и перевод генерирующего объекта, работающего с использованием паросилового цикла, в работу с использованием парогазового цикла за счет надстройки генерирующего объекта газовой турбиной (газовыми турбинами) ;
б) по условным группам точек поставки, зарегистрированным на 1 декабря года, предшествующего году проведения конкурентного отбора мощности, в отношении генерирующего оборудования, дата начала поставки мощности которых в соответствии с договорами, указанными в подпунктах 4, 10 и 15 пункта 4 Правил оптового рынка, наступает не позднее 1 января года, на который проводится конкурентный отбор мощности, либо группам точек поставки мощности, аттестация которых осуществлена позднее 1 декабря года, предшествовавшего году проведения конкурентного отбора мощности, показатели неготовности определяются на основании статистических данных о показателях неготовности, определенных для генерирующих объектов соответствующего типа (атомные электростанции, гидроэлектростанции, гидроаккумулирующие электростанции, генерирующие объекты тепловых электростанций, работающие с использованием паросилового цикла на газовом топливе; генерирующие объекты тепловых электростанций, работающие с использованием паросилового цикла на угольном топливе; генерирующие объекты тепловых электростанций, работающие с использованием парогазового цикла; газотурбинные установки) , за исключением условных групп точек поставки, зарегистрированных в отношении генерирующих объектов, мощность которых поставляется по договорам, указанным в подпункте 15 пункта 4 Правил оптового рынка, для ко