Последние новости промышленности

Aвтoр:
Vegas LEX
спeциaльнo для
BigpowerNews

BigpowerNews
в Telegram

https://t.me/Bigpowernews

!!! JOIN BIGPOWER channel
!!!

МOСКВA, 31 дeкaбря (BigpowerNews) -

№
Нaзвaниe зaкoнa/дoкумeнтa
Oписaниe
Нaчaлo дeйствия / Вступлeниe

в силу

1.

Фeдeрaльный зaкoн oт 27.12.2019 № 471−ФЗ «O внeсeнии
измeнeний в Фeдeрaльный зaкoн „Oб элeктрoэнeргeтикe“ в чaсти рaзвития
микрoгeнeрaции»
Oпубликoвaнным 28.12.2019 фeдeрaльным зaкoнoм внeсeны слeдующиe
измeнeния:

1. Ввeдeнo пoнятиe
«oбъeкт микрoгeнeрaции», пoд кoтoрым пoнимaeтся oбъeкт пo прoизвoдству
элeктричeскoй энeргии, принaдлeжaщий нa прaвe сoбствeннoсти или инoм зaкoннoм
oснoвaнии пoтрeбитeлю элeктричeскoй энeргии, энергопринимающие устройства
которого технологически присоединены к объектам электросетевого хозяйства с
уровнем напряжения до 1000 вольт, функционирующий в том числе на основе
использования возобновляемых источников энергии и используемый указанным
потребителем для производства электрической энергии в целях удовлетворения
собственных бытовых и (или) производственных нужд, а также в целях продажи в
порядке, установленном основными положениями функционирования розничных рынков,
в случае, если объем выдачи электрической энергии таким объектом по
производству электрической энергии в электрическую сеть не превышает величину
максимальной присоединенной мощности энергопринимающих устройств указанного
потребителя и составляет не более 15 киловатт и если для выдачи электрической
энергии такого объекта в электрическую сеть не используется электрическое
оборудование, предназначенное для обслуживания более одного помещения в здании,
в том числе входящее в состав общего имущества многоквартирного дома.

2. Статья 37 Закона об
электроэнергетике дополнена пунктом 2.1, согласно которому:

—  Электрическая
энергия, произведенная на объектах микрогенерации и не потребленная их
собственниками и иными законными владельцами в целях удовлетворения собственных
бытовых и (или) производственных нужд, реализуется на розничных рынках в
порядке, установленном основными положениями функционирования розничных
рынков.

—  Реализация
физическими лицами электрической энергии, произведенной на объектах
микрогенерации, не является предпринимательской деятельностью.

—  Заключение
договора купли-продажи электрической энергии, произведенной на объектах
микрогенерации, расположенных в зоне деятельности гарантирующего поставщика, с
обратившимися к гарантирующему поставщику собственником или иным законным
владельцем объектов микрогенерации является обязательным для гарантирующего
поставщика.

—  Гарантирующий
поставщик, функционирующий в ценовых и неценовых зонах оптового рынка,
приобретает на розничных рынках у собственников и иных законных владельцев
объектов микрогенерации электрическую энергию, произведенную на объектах
микрогенерации, по ценам, не превышающим цен на приобретаемые на оптовом рынке
гарантирующими поставщиками электрическую энергию и мощность.

3. Пункт 3 статьи 37
Закона об электроэнергетике дополнен абзацами следующего содержания:

—  «порядок
взаимодействия собственников и иных законных владельцев объектов
микрогенерации, осуществляющих продажу электрической энергии, произведенной на
объектах микрогенерации, с гарантирующими поставщиками и субъектами розничных
рынков, в том числе порядок определения цены на электрическую энергию,
произведенную на объектах микрогенерации и приобретаемую гарантирующими
поставщиками, и особенности осуществления коммерческого учета электрической
энергии (мощности), произведенной на объектах микрогенерации;

—  порядок
заключения сетевыми организациями договоров купли-продажи электрической
энергии, произведенной на квалифицированных генерирующих объектах,
функционирующих на основе использования возобновляемых источников энергии или
торфа, в целях компенсации потерь в электрических сетях, а также существенные
условия указанных договоров.».

4. Абзац второй пункта 5
статьи 41 изложен в следующей редакции:

«В случаях, установленных основными положениями функционирования розничных
рынков, сетевые организации обязаны осуществлять компенсацию потерь в
электрических сетях в первую очередь за счет приобретения электрической
энергии, произведенной на функционирующих на основе использования
возобновляемых источников энергии или торфа квалифицированных генерирующих
объектах.»

Документ вступил в силу 28.12.2019

2.

Постановление Правительства РФ от 12.12.2019 № 1654 «О
внесении изменения в пункт 40 Правил оптового рынка электрической энергии и
мощности»
Постановлением Правительства внесены изменения в
пункт 40 Правил оптового рынка электрической энергии и мощности, утвержденных
Постановлением Правительства Российской Федерации от 27.12.2010 № 1172 (далее
по тексту – Правила оптового рынка электрической энергии и мощности).

Согласно изменениям указанные Правила после подпункта 39 дополнены подпунктами
40 и 41 следующего содержания:

«40) основания расторжения договоров купли-продажи (поставки) мощности, в
соответствии с которыми осуществляется торговля мощностью на оптовом рынке с
использованием способов, предусмотренных пунктом 4 настоящих Правил,
включающие:

соглашение сторон договора;

исключение стороны договора из реестра субъектов оптового рынка и (или)
прекращение участия в торговле на оптовом рынке с использованием группы точек
поставки субъекта оптового рынка, в отношении которой осуществляется поставка
(покупка) мощности;

исключение генерирующего объекта из перечня генерирующих объектов,
определяемого Правительством Российской Федерации в соответствии с подпунктами
10 и 15 пункта 4, пунктом 114 настоящих Правил и пунктом 8 статьи 23.1
Федерального закона „Об электроэнергетике“;

основания, предусмотренные пунктами 120, 120(1), 121 и 281 настоящих
Правил;

41) порядок расторжения договоров купли-продажи (поставки) мощности, в
соответствии с которыми осуществляется торговля мощностью на оптовом рынке с
использованием способов, предусмотренных пунктом 4 настоящих
Правил.»

Документ вступил

в силу 24.12.2019

3.

Постановление Правительства РФ от 12.12.2019 № 1655 «О
внесении изменения в пункт 278 Правил оптового рынка электрической энергии и
мощности»
Постановлением Правительства внесены изменения в
абзац 6 пункта 278 Правил оптового рынка электрической энергии и
мощности.

Данный пункт Правил дополнен предложением следующего содержания: «При
проведении отбора проектов модернизации с началом поставки мощности в 2025 году
объем мощности, в рамках которого Правительственной комиссией по вопросам
развития электроэнергетики принимается решение, может быть дополнительно
увеличен по решению указанной Комиссии для каждой ценовой зоны оптового рынка с
соблюдением условия о непревышении суммарного для 2 ценовых зон оптового рынка
объема мощности, в рамках которого этой Комиссией принимается решение, равного
2500 МВт.»

Документ вступил

в силу 24.12.2019

4.

Постановление Правительства РФ от 13.12.2019 № 1662 «О
внесении изменений в некоторые акты Правительства Российской Федерации в связи
с продлением особенностей функционирования оптового и розничных рынков на
территориях отдельных частей ценовых зон оптового
рынка»
Постановлением Правительства внесены изменения в
отдельные акты Правительства в связи с продлением особенностей функционирования
оптового и розничных рынков на территориях отдельных частей ценовых зон
оптового рынка.

В частности, изменения внесены в Правила оптового рынка электрической энергии и
мощности, в соответствии с которыми:

а) в пункте 72(1):

в подпункте «а» слова «в подпунктах „в“ — „е“ настоящего пункта» заменены
словами «в подпунктах „в“ — „з“ настоящего пункта»;

дополнен подпунктами «ж» — «з» следующего содержания:

«ж) наличие с 1 января 2020 г. утвержденной высшим исполнительным органом
государственной власти субъекта Российской Федерации, за исключением Республики
Бурятия и Республики Карелия, по согласованию с Министерством строительства и
жилищно-коммунального хозяйства Российской Федерации, Федеральной
антимонопольной службой, Министерством экономического развития Российской
Федерации, Министерством энергетики Российской Федерации и Министерством
финансов Российской Федерации комплексной программы модернизации объектов
коммунальной инфраструктуры, предусматривающей снижение потерь коммунальных
ресурсов, за исключением электрической энергии, установление экономически
обоснованных тарифов на жилищно-коммунальные услуги для ресурсоснабжающих
организаций жилищно-коммунального комплекса, доведение нормативов потребления
электрической энергии до уровня, соответствующего реальному объему потребления
коммунальных ресурсов, снижение накопленной задолженности и полной оплаты
энергоресурсов, потребленных в текущих расчетных периодах (далее в настоящем
разделе — комплексная программа);

з) исполнение с 1 января 2020 г. комплексной программы, указанной в подпункте
„ж“ настоящего пункта, в части снижения потерь коммунальных ресурсов, за
исключением электрической энергии, установления экономически обоснованных
тарифов на жилищно-коммунальные услуги для ресурсоснабжающих организаций
жилищно-коммунального комплекса, доведения нормативов потребления электрической
энергии до уровня, соответствующего реальному объему потребления коммунальных
ресурсов, снижения накопленной задолженности и полной оплаты энергоресурсов,
потребленных в текущих расчетных периодах.»;

б) в абзаце пятом пункта 72(2) слова «в подпунктах „д“ и „е“ пункта 72(1)
настоящих Правил» заменены словами «в подпунктах „д“ — „з“ пункта 72(1)
настоящих Правил»;

в) пункт 72(3) изложен в следующей редакции:

«72(3). Факты несоблюдения критериев, указанных в пункте 72(1) настоящих
Правил, устанавливаются федеральным органом исполнительной власти,
осуществляющим функции по выработке и реализации государственной политики и
нормативно-правовому регулированию в сфере топливно-энергетического комплекса
(в части критериев, указанных в подпунктах „а“ — „е“ пункта 72(1) настоящих
Правил), и федеральным органом исполнительной власти в области регулирования
тарифов (в части критериев, указанных в подпунктах „ж“ и „з“ пункта 72(1)
настоящих Правил) в порядке, предусмотренном пунктами 72(4), 72(10) — 72(12)
настоящих Правил, по итогам каждого квартала, начиная с даты, определенной
Правительством Российской Федерации, до даты, предусмотренной пунктом 6 статьи
36 Федерального закона „Об электроэнергетике“.

Информация о несоблюдении критериев, указанных в подпунктах „ж“ и „з“ пункта
72(1) настоящих Правил, направляется федеральным органом исполнительной власти
в области регулирования тарифов в федеральный орган исполнительной власти,
осуществляющий функции по выработке и реализации государственной политики и
нормативно-правовому регулированию в сфере топливно-энергетического комплекса,
не позднее 20−го числа 2−го месяца, следующего за соответствующим
кварталом.

Информация о несоблюдении критериев, указанных в пункте 72(1) настоящих Правил,
направляется федеральным органом исполнительной власти, осуществляющим функции
по выработке и реализации государственной политики и нормативно-правовому
регулированию в сфере топливно-энергетического комплекса, в организации
коммерческой инфраструктуры оптового рынка с уведомлением федерального органа
исполнительной власти в области регулирования тарифов не позднее последнего
числа 2−го месяца, следующего за соответствующим кварталом.

Дополнительное снижение долей, применяемых для определения объемов поставки
электрической энергии и мощности по регулируемым ценам (тарифам) для
покупателей, функционирующих в отдельных частях ценовых зон оптового рынка,
осуществляется с 1−го числа квартала, следующего за кварталом, в котором были
установлены факты несоблюдения критериев, указанных в пункте 72(1) настоящих
Правил, до конца соответствующего квартала.

Дополнительное снижение долей осуществляется путем умножения соответствующей
доли на коэффициент Кдоп сниж, который в случае установления фактов
несоблюдения критерия, указанного в подпункте „а“ и (или) „ж“ пункта 72(1)
настоящих Правил, устанавливается равным нулю, а в случае установления фактов
несоблюдения любого из критериев, указанных в подпунктах „б“ — „е“, „з“ пункта
72(1) настоящих Правил, определяется по формуле:

Кдоп сниж = 1 — (1 — Ккритерии) x
Кпериод,

где:

Ккритерии — один из следующих коэффициентов в зависимости от того,
факт несоблюдения какого из критериев, указанных в пункте 72(1) настоящих
Правил, был установлен:

при несоблюдении критерия, указанного в подпункте „б“ пункта 72(1) настоящих
Правил, — 0,5;

при несоблюдении критерия, указанного в подпункте „в“ пункта 72(1) настоящих
Правил, — 0,8;

при несоблюдении критерия, указанного в подпункте „г“ пункта 72(1) настоящих
Правил, — 0,8;

при несоблюдении критерия, указанного в подпункте „д“ пункта 72(1) настоящих
Правил, — 0,95;

при несоблюдении критерия, указанного в подпункте „е“ пункта 72(1) настоящих
Правил, — 0,9;

при несоблюдении критерия, указанного в подпункте „з“ пункта 72(1) настоящих
Правил, — 0,8.

В случае установления фактов несоблюдения двух или более критериев, указанных в
подпунктах „б“ — „е“, „з“ пункта 72(1) настоящих Правил, Ккритерии
определяется как произведение соответствующих коэффициентов.

Кпериод — коэффициент, равный 0,2 в 2020 году, 0,25 в 2021 году, 0,3
в 2022 году, 0,4 в 2023 году, 0,5 в 2024 году, 0,6 в 2025 году, 0,8 в 2026
году, 1 в 2027 году.

Информация о дополнительном снижении долей, указанных в пункте 8 статьи 36
Федерального закона „Об электроэнергетике“, публикуется ежеквартально
коммерческим оператором на его официальном сайте в сети Интернет.»;

г) в пункте 72(4):

в абзаце первом слова «пункте 72(1)» заменить словами «подпунктах „а“ — „е“
пункта 72(1)»;

в последнем абзаце подпункта «е» слова «пункте 72(1)» заменить словами
«подпунктах „а“ — „е“ пункта 72(1)»;

д) в пункте 72(6):

в абзаце первом слова «подпунктами „в“ — „е“ пункта 72(1)» заменены словами
«подпунктами „в“ — „з“ пункта 72(1)»;

дополнен подпунктом «и» следующего содержания:

«и) обязанность высшего исполнительного органа государственной власти субъекта
Российской Федерации утвердить по согласованию с Министерством строительства и
жилищно-коммунального хозяйства Российской Федерации, Федеральной
антимонопольной службой, Министерством экономического развития Российской
Федерации, Министерством энергетики Российской Федерации и Министерством
финансов Российской Федерации комплексную программу и обеспечить ее
исполнение.»;

е) дополнен пунктом 72(12) следующего содержания:

«72(12). Федеральный орган исполнительной власти в области регулирования
тарифов при установлении фактов несоблюдения критериев, указанных в подпунктах
„ж“ — „з“ пункта 72(1) настоящих Правил, руководствуется следующими
положениями:

критерий, указанный в подпункте „ж“ пункта 72(1) настоящих Правил, считается
несоблюденным в случае, если на 1−е число соответствующего квартала отсутствует
утвержденная высшим исполнительным органом государственной власти субъекта
Российской Федерации по согласованию с Министерством строительства и
жилищно-коммунального хозяйства Российской Федерации, Федеральной
антимонопольной службой, Министерством экономического развития Российской
Федерации, Министерством энергетики Российской Федерации и Министерством
финансов Российской Федерации комплексная программа;

критерий, указанный в подпункте „з“ пункта 72(1) настоящих Правил, считается
несоблюденным в случае, если в соответствующем квартале уровень потерь
коммунальных ресурсов, за исключением электрической энергии, и (или) тарифов на
жилищно-коммунальные услуги для ресурсоснабжающих организаций
жилищно-коммунального комплекса, и (или) нормативов потребления электрической
энергии, и (или) накопленной задолженности и оплаты энергоресурсов,
потребленных в текущих расчетных периодах, в субъекте Российской Федерации не
соответствует уровню, предусмотренному комплексной программой.

Информация, необходимая для установления фактов несоблюдения критериев,
указанных в подпунктах „ж“ и „з“ пункта 72(1) настоящих Правил, представляется
высшим исполнительным органом государственной власти субъекта Российской
Федерации в федеральный орган исполнительной власти в области регулирования
тарифов в порядке, определенном федеральным органом исполнительной власти в
области регулирования тарифов.».

Кроме того, в пункте 7 постановления Правительства Российской Федерации от 30
апреля 2018 г. № 534 «О внесении изменений в некоторые акты Правительства
Российской Федерации в связи с продлением особенностей функционирования
оптового и розничных рынков на территориях отдельных частей ценовых зон
оптового рынка»:

а) в абзаце четвертом слова «пункте 72(1)» заменены словами «подпунктах „а“ — 
„е“ пункта 72(1)»;

б) дополнен абзацем следующего содержания:

«Федеральная антимонопольная служба устанавливает факты несоблюдения критерия,
указанного в подпункте „ж“ пункта 72(1) Правил оптового рынка электрической
энергии и мощности, с 1 января 2020 г., факты несоблюдения критерия, указанного
в подпункте „з“ пункта 72(1) Правил оптового рынка электрической энергии и
мощности, — с 1 января 2021 г.»

Документ вступил

в силу 17.12.2019

5.

Постановление Правительства РФ от 19.12.2019 № 1712 «О
внесении изменения в пункт 116 Правил оптового рынка электрической энергии и
мощности»
Постановлением Правительства внесены изменения в
пункт 116 Правил оптового рынка электрической энергии и мощности. В частности,
после абзаца шестнадцатого пункта 116 указанные Правила дополнены абзацем
следующего содержания: «Положения абзаца шестнадцатого настоящего пункта не
применяются к участникам оптового рынка в отношении генерирующих объектов,
отнесенных на 1 января 2010 г. и (или) на 1 января 2008 г. к группам точек
поставки, зарегистрированным за участниками оптового рынка, заключившими
договоры о предоставлении мощности, со дня начала фактической поставки мощности
по договорам о предоставлении мощности с использованием последнего введенного в
эксплуатацию генерирующего объекта, указанного в отношении таких участников
оптового рынка в перечне генерирующих объектов, утверждаемом распоряжением
Правительства Российской Федерации для заключения договоров о предоставлении
мощности.». Настоящее постановление применяется к отношениям по определению
требований и обязательств участников оптового рынка по покупке (продаже)
мощности на оптовом рынке, возникшим после вступления его в силу
Документ вступил

в силу 20.12.2019

6.

Постановление Правительства № 1857 от 26.12.2019
«О внесении изменений в некоторые акты Правительства Российской Федерации по
вопросам компенсации расходов на приобретение электрической энергии (мощности)
в целях компенсации потерь электрической энергии собственникам или иным
законным владельцам объектов электросетевого хозяйства, понесенных ими в связи
с обеспечением перетока электрической энергии в энергопринимающие устройства
потребителей электрической энергии»
Вступающим в силу с 01 января 2020 г.
постановлением Правительства внесены изменения в некоторые акты Правительства
по вопросам компенсации расходов на приобретение электрической энергии
(мощности) в целях компенсации потерь электрической энергии собственникам или
иным законным владельцам объектов электросетевого хозяйства, понесенных ими в
связи с обеспечением перетока электрической энергии в энергопринимающие
устройства потребителей электрической энергии. В частности, изменения внесены в
пункт 6 Правил недискриминационного доступа к услугам по передаче электрической
энергии и оказания этих услуг, утвержденных постановлением от 27.12.2004
№ 861 (далее – ПНД № 861). В рамках изменений начиная с 1 января 2020 года
фактические расходы собственника или иного законного владельца объектов
электросетевого хозяйства, не оказывающего услуги по передаче электрической
энергии на территории соответствующего субъекта Российской Федерации на
приобретение электрической энергии (мощности) в целях компенсации потерь
электрической энергии в объеме технологических потерь электрической энергии,
возникших в его объектах электросетевого хозяйства в связи с обеспечением
перетока электрической энергии в энергопринимающие устройства потребителей
электрической энергии, которые присоединены к таким объектам электросетевого
хозяйства на основании договора об осуществлении технологического
присоединения, заключенного такими собственниками или иными законными
владельцами объектов электросетевого хозяйства в соответствии с Правилами
технологического присоединения энергопринимающих устройств потребителей
электрической энергии, объектов по производству электрической энергии, а также
объектов электросетевого хозяйства, принадлежащих сетевым организациям и иным
лицам, к электрическим сетям, в период, в котором указанный собственник или
иной законный владелец объектов электросетевого хозяйства оказывал с их
использованием услуги по передаче электрической энергии на территории
соответствующего субъекта Российской Федерации, подлежат компенсации
территориальной сетевой организацией, к электрическим сетям которой
присоединены такие объекты электросетевого хозяйства, по заявлению указанного
собственника или иного законного владельца объектов электросетевого хозяйства.
В случае если объекты электросетевого хозяйства, с использованием которых
осуществляется переток электрической энергии, присоединены к электрическим
сетям двух и более территориальных сетевых организаций, расходы на приобретение
электрической энергии (мощности) в целях компенсации потерь электрической
энергии в объеме технологических потерь электрической энергии, возникших в
таких объектах электросетевого хозяйства, подлежат компенсации каждой
территориальной сетевой организацией пропорционально опущенному объему
электрической энергии в объекты электросетевого хозяйства, с использованием
которых осуществляется переток электрической энергии. Не подлежат компенсации
расходы на приобретение электрической энергии (мощности) в целях компенсации
потерь электрической энергии в объеме технологических потерь электрической
энергии, возникших в объектах электросетевого хозяйства, с использованием
которых осуществляется переток электрической энергии, указанных в пунктах
816 и 817 Основ ценообразования в области регулируемых
цен (тарифов) в электроэнергетике. Пунктами 61 и 62 ПНД №
861 определен порядок обращения собственника объектов электросетевого хозяйства
в сетевую организацию для целей получения компенсации указанных выше расходов,
процедура рассмотрения сетевой организацией указанного обращения, условия
выплаты или отказа в компенсации расходов такому собственнику. В частности,
выплата производится в течение 30 календарных дней со дня начала действия цен
(тарифов) на услуги по передаче электрической энергии, при установлении которых
органом исполнительной власти субъекта Российской Федерации в области
государственного регулирования цен (тарифов) учтены в необходимой валовой
выручке территориальной сетевой организации расходы, подлежащие компенсации
такому собственнику или иному законному владельцу объектов электросетевого
хозяйства.
Документ вступает

в силу 01.01.2020

7.

Приказ Минэкономразвития России от 11.11.2019 № 747 «Об
утверждении методики определения величины средней доходности долгосрочных
государственных обязательств, используемой при расчете цены на мощность для
поставщиков мощности»
Зарегистрированным в Минюсте России 13.12.2019 за
№ 56795 Приказом Минэкономразвития: (1) утверждена Методика определения
величины средней доходности долгосрочных государственных обязательств,
используемой при расчете цены на мощность для поставщиков мощности, а также (2)
признан утратившим силу приказ Минэкономразвития России от 12.03.2018 № 116 «Об
утверждении Методики определения величины средней доходности долгосрочных
государственных обязательств, используемой при расчете цены на мощность для
поставщиков мощности» (зарегистрирован Минюстом России 28.05.2018,
регистрационный № 51189). Методика определения
величины средней доходности долгосрочных государственных обязательств,
используемой при расчете цены на мощность для поставщиков мощности, определяет
порядок расчета величины средней доходности долгосрочных государственных
обязательств, выраженных в рублях, со сроком до погашения не менее 7 лет и не
более 11 лет (далее – величина средней доходности ДГО), используемой при
определении нормы доходности инвестированного капитала и составляющей цены на
мощность, обеспечивающей возврат капитальных и эксплуатационных затрат в
соответствии с Правилами расчета составляющей цены на мощность, обеспечивающей
возврат капитальных и эксплуатационных затрат, утвержденными постановлением
Правительства Российской Федерации от 13.04.2010 № 238 «Об определении ценовых
параметров торговли мощности на оптовом рынке электрической энергии и
мощности» (далее – Правила расчета составляющей цены на мощность), и с
приказом Федеральной службы по тарифам от 13.10.2010 № 486−э «Об утверждении
Порядка определения цены на мощность вводимых в эксплуатацию новых атомных и
гидроэлектростанций (в том числе гидроаккумулирующих электростанций)» (далее –
Порядок определения цены на мощность новых АЭС и ГЭС) с изменениями, внесенными
приказами Федеральной антимонопольной службы от 19.12.2016 № 1794/16
(зарегистрирован Минюстом России 29.12.2016, регистрационный № 45060) и от
11.04.2017 № 475/17 (зарегистрирован Минюстом России 12.05.2017,
регистрационный № 46705). Величина средней доходности ДГО за год «i»
(ДГОi) рассчитывается: для целей Правил расчета составляющей цены на
мощность – за период с 1 января по 31 декабря года «i»; для целей Порядка
определения цены на мощность новых АЭС и ГЭС – за период с 1 января по 30
ноября года «i». В случае если количество дней «ni» за
соответствующий период года «i», в отношении которых на официальном сайте ПАО
«Московская биржа ММВБ-РТС» в информационно-телекоммуникационной сети
«Интернет» (далее соответственно – Московская биржа, сеть «Интернет»)
опубликовано значение Yi,j(10) Кривой бескупонной доходности
облигаций федерального займа (G-кривой) (зависимости бескупонной доходности
государственных обязательств от их дюрации в годах), соответствующее сроку до
погашения в 10 лет, рассчитанное Московской биржей за день с номером «j», в
течение которого осуществлялись торги с использованием системы организованных
торгов Московской биржи, равно или превышает 50% от общего количества торговых
дней в этом периоде, то величина ДГОi рассчитывается по следующей
формуле: , где: j — индекс дня, принимающий значения от 1 до
«ni». В иных случаях величина ДГОi рассчитывается по
следующему алгоритму 1) в случае наличия облигаций федерального займа,
включенных в котировальный список Московской биржи, срок до погашения (срок
обязательной оферты) которых составляет не менее 7 лет и не более 11 лет по
состоянию на последнюю дату соответствующего периода года «i», итоговый
удельный вес которых по результатам торгов на Московской бирже за III квартал
года «i» превышает 10% (далее – облигация «о»), по следующей формуле: ,
где: – средняя доходность к погашению облигации «о» за период года
«i»; – средневзвешенный за период года «i» объем выпуска облигации «о» по
состоянию на каждый день торгов на Московской бирже, в котором осуществлялись
торги хотя бы одной облигацией. Средняя доходность к погашению облигации «о» за
соответствующий период года «i» рассчитывается по следующей формуле: ,
где: nd – число дней в соответствующем периоде года «i»; j – индекс дня,
принимающий значения от 1 до «nd»; – объем сделок с облигацией «о» за
день торгов «j» года «i»; – доходность к погашению облигации «о» за день
торгов «j» года «i». определяется путем решения следующего уравнения:
, где: ; ; – средневзвешенная цена
облигации «о» по объему за день торгов «j» в году «i»; – накопленный
доход облигации «о» в день торгов «j» в году «i»; – число дней до выплаты
купона «l» облигации «о» по состоянию на день торгов «j» в году «i»; –
величина выплаты купона «l» облигации «о» по состоянию на день торгов «j» в
году «i». При «l» = 1 величина соответствует выплате величине ближайшего купона
облигации «о» по состоянию на день торгов «j» в году «i»; – количество
купонов облигации «о», не погашенных на день торгов «j» в году «i»; –
размер «q» выплаты номинальной стоимости облигации «о» по состоянию на день
торгов «j» в году «i»; – число дней до «q» выплаты номинальной стоимости
облигации «о» по состоянию на день торгов «j» в году «i»; – количество
платежей по основной сумме долга облигации «о», не погашенных по состоянию на
день торгов «j» в году «i»; – величина ближайшего купона облигации «о» по
состоянию на день торгов «j» в году «i»; – длительность текущего
купонного периода (дни) облигации «о» по состоянию на день торгов «j» в году
«i»; – число дней до выплаты ближайшего купона облигации «о» по состоянию
на день торгов «j» в году «i»; – номинальная стоимость/непогашенная часть
номинальной стоимости облигации «о» перед выплатой купона «l» по состоянию на
день торгов «j» в году «i»; – длительность купонного периода «l» (в днях)
облигации «о» по состоянию на день торгов «j» в году «i»; – размер
купонной ставки «l» облигации «о» по состоянию на день торгов «j». По выпускам
облигаций федерального займа с переменным купонным доходом для целей расчета
доходности купонные ставки по неизвестным купонам принимаются равными последней
известной ставке по данному выпуску в году «i». При определении величины
ДГОi: используются данные торгов облигациями федерального займа на
Московской бирже, срок до погашения (срок обязательной оферты) которых
составляет не менее 7 лет и не более 11 лет по состоянию на последнюю дату
соответствующего периода, указанного в пункте 1 настоящей Методики, года «i»,
включенными в котировальный список Московской биржи, итоговый удельный вес
которых по результатам торгов на Московской бирже за III квартал года «i»
превышает 10 процентов; удельный вес облигации федерального займа по количеству
сделок по результатам торгов на Московской бирже за III квартал года «i»
рассчитывается как умноженное на 100% отношение показателя суммарного
количества сделок по результатам торгов на Московской бирже за III квартал года
«i» в отношении соответствующей облигации федерального займа к показателю
суммарного количества сделок по результатам торгов на Московской бирже за III
квартал года «i» в отношении ценной бумаги, которая имеет наибольший показатель
суммарного количества сделок по результатам торгов на Московской бирже за III
квартал года «i»; удельный вес облигации федерального займа по объему торгов по
результатам торгов на Московской бирже за III квартал года «i» рассчитывается
как умноженное на 100% отношение показателя суммарного объема торгов по
результатам торгов на Московской бирже за III квартал года «i» в отношении
соответствующей облигации федерального займа к показателю суммарного объема
торгов по результатам торгов на Московской бирже за III квартал года «i» в
отношении ценной бумаги, которая имеет наибольший показатель суммарного объема
торгов по результатам торгов на Московской бирже за III квартал года «i»;
удельный вес облигации федерального займа по количеству участников торгов по
результатам торгов на Московской бирже за III квартал года «i» рассчитывается
как умноженное на 100% отношение показателя суммарного количества участников
торгов в отношении соответствующей облигации федерального займа по результатам
торгов на Московской бирже за III квартал года «i» к показателю суммарного
количества участников торгов в отношении ценной бумаги по результатам торгов на
Московской бирже за III квартал года «i», которая имеет наибольший показатель
суммарного количества участников торгов по результатам торгов на Московской
бирже за III квартал года «i»; итоговый удельный вес облигации федерального
займа по результатам торгов на Московской бирже за III квартал года «i»
рассчитывается как деленная на пять сумма удельного веса облигации федерального
займа по количеству сделок на Московской бирже за III квартал года «i»,
умноженного на два, удельного веса облигации федерального займа по объему
торгов на Московской бирже за III квартал года «i», умноженного на два, и
удельного веса облигации федерального займа по количеству участников торгов на
Московской бирже за III квартал года «i»; 2) в случае отсутствия облигаций «о»
по следующей формуле: , где: СКлючi – средневзвешенное
по сроку действия за соответствующий период года «i» значение ключевой ставки
Банка России; СКлючi-1 – средневзвешенное по сроку действия за
соответствующий период года «i-1» значение ключевой ставки Банка России;
ДГОi-1 – величина средней доходности ДГО за год «i-1», рассчитанная
в соответствии с настоящей Методикой
Документ вступил

в силу 27.12.2019

8.
Приказ Минэнерго России от 16.08.2019 №
854 «Об утверждении требований к графическому исполнению нормальных (временных
нормальных) схем электрических соединений объектов электроэнергетики и порядку
их согласования с диспетчерскими центрами субъекта оперативно-диспетчерского
управления в электроэнергетике»
Зарегистрированным в Минюсте России 05.12.2019 за
№ 56709 Приказом Минэнерго России утверждены требования к графическому
исполнению нормальных (временных нормальных) схем электрических соединений
объектов электроэнергетики и порядку их согласования с диспетчерскими центрами
субъекта оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике. Данные
требования к графическому исполнению нормальных (временных нормальных) схем
электрических соединений объектов электроэнергетики и порядку их согласования с
диспетчерскими центрами субъекта оперативно-диспетчерского управления в
электроэнергетике (далее – требования) устанавливают требования к графическому
исполнению нормальных схем электрических соединений объектов электроэнергетики
(далее – нормальные схемы) и временных нормальных схем электрических соединений
объектов электроэнергетики (далее – временные нормальные схемы) и их
согласованию с диспетчерскими центрами субъекта оперативно-диспетчерского
управления в электроэнергетике (далее – диспетчерские центры). Требования
распространяются на: —  системного оператора и
субъектов оперативно-диспетчерского управления в технологически изолированных
территориальных электроэнергетических системах; — 
субъектов электроэнергетики и потребителей электрической энергии, владеющих на
праве собственности или ином законном основании электростанциями, подстанциями,
входящими в состав Единой энергетической системы России или технологически
изолированных территориальных электроэнергетических систем (далее
соответственно – владельцы объектов электроэнергетики, объекты
электроэнергетики). Разработка, утверждение, введение в действие нормальных
(временных нормальных) схем объектов электроэнергетики, направление в
диспетчерские центры утвержденных схем осуществляются владельцами объектов
электроэнергетики в сроки и порядке, установленные правилами технической
эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации, утверждаемыми
Минэнерго России в соответствии с пунктом 3 постановления Правительства
Российской Федерации от 13.08.2018 № 937 «Об утверждении Правил
технологического функционирования электроэнергетических систем и о внесении
изменений в некоторые акты Правительства Российской Федерации». При разработке
нормальной схемы (временной нормальной схемы) графическое исполнение нормальной
схемы (временной нормальной схемы) должно соответствовать требованиям,
предусмотренным разделами 4 и 5 национального стандарта Российской Федерации
ГОСТ Р 56303−2014 «Единая энергетическая система и изолированно работающие
энергосистемы. Оперативно-диспетчерское управление. Нормальные схемы
электрических соединений объектов электроэнергетики. Общие требования к
графическому исполнению», утвержденному и введенному в действие приказом
Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 12.12.2014
№ 1984−ст (Стандартинформ, 2015) (далее – ГОСТ Р 56303), а также приложениями А
и Б к ГОСТ Р 56303. Для обозначения объектов электроэнергетики, оборудования на
нормальной схеме (временной нормальной схеме) должны использоваться
диспетчерские наименования в соответствии с требованиями, предусмотренными
национальным стандартом Российской Федерации ГОСТ Р 56302−2014 «Единая
энергетическая система и изолированно работающие энергосистемы.
Оперативно-диспетчерское управление. Диспетчерские наименования объектов
электроэнергетики и оборудования объектов электроэнергетики. Общие требования»,
утвержденным и введенным в действие приказом Федерального агентства по
техническому регулированию и метрологии от 12.12.2014 № 1983−ст
(Стандартинформ, 2015). В случае если оборудование объекта электроэнергетики
относится к объектам диспетчеризации, владелец объекта электроэнергетики обязан
согласовать проект нормальной (временной нормальной) схемы такого объекта
электроэнергетики с диспетчерскими центрами, в диспетчерском управлении
(ведении) которых находится оборудование объекта электроэнергетики.
Согласование проекта нормальной (временной нормальной) схемы с диспетчерскими
центрами осуществляется в электронном виде, а при отсутствии технической
возможности — на бумажном носителе. Взаимодействие
владельца объекта электроэнергетики с диспетчерскими центрами при разработке и
согласовании проектов нормальных (временных нормальных) схем, включая
определение уровня диспетчерских центров, в которые должны направляться схемы,
порядка и сроков прохождения нормальных (временных нормальных) схем между
диспетчерскими центрами разных уровней при их согласовании, определение
должностных лиц владельцев объектов электроэнергетики и диспетчерских центров
субъекта оперативно-диспетчерского управления, уполномоченных на утверждение и
согласование нормальных (временных нормальных) схем, должно осуществляться в
соответствии с пунктом 42 Правил технологического функционирования
электроэнергетических систем, утвержденных постановлением Правительства
Российской Федерации от 13.08.2018 № 937, с соблюдением настоящих требований.
Нормальная (временная нормальная) схема должна быть исполнена владельцем
объекта электроэнергетики на бумажном носителе или в электронном виде при
соблюдении условий ведения документации в электронном виде, установленных
требованиями к ведению и хранению документации, необходимой для осуществления
оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике и
оперативно-технологического управления, утверждаемыми Минэнерго России в
соответствии с подпунктом «в» пункта 2 постановления Правительства Российской
Федерации от 13.08.2018 № 937 «Об утверждении Правил технологического
функционирования электроэнергетических систем и о внесении изменений в
некоторые акты Правительства Российской Федерации».
Документ вступает

в силу 05.01.2020

9.
Приказ Минэнерго России от 28.10.2019 №
1145 «Об утверждении значений планового коэффициента резервирования,
используемого при проведении конкурентного отбора мощности для зоны (группы
зон) свободного перетока, на 2025 г.»
Зарегистрированным в Минюсте России 04.12.2019 за
№ 56680 Приказом Минэнерго России в соответствии с пунктом 107 Правил оптового
рынка электрической энергии и мощности утверждены значения планового
коэффициента резервирования, используемого при проведении конкурентного отбора
мощности для зоны (группы зон) свободного перетока, на 2025 год согласно
приложению. Приложение к приказу Минэнерго России от 28.10.2019 № 1145
ЗНАЧЕНИЯ ПЛАНОВОГО КОЭФФИЦИЕНТА
РЕЗЕРВИРОВАНИЯ, ИСПОЛЬЗУЕМОГО ПРИ ПРОВЕДЕНИИ КОНКУРЕНТНОГО ОТБОРА
МОЩНОСТИ ДЛЯ ЗОНЫ (ГРУППЫ ЗОН) СВОБОДНОГО ПЕРЕТОКА, НА 2025 ГОД

Наименование ценовой зоны (группы зон свободного
перетока)
Перечень зон свободного перетока, входящих в
группу
Значения планового коэффициента
резервирования

Первая ценовая зона
FZUROE07, FZURTU08, FZURNT09, FZURKR12, FZVLOE13,
FZVLBS15, FZYUOE16, FZYUVG17, FZYUAS18, FZYUKU20, FZYUDA23, FZZNOE24, FZZMSK26,
FZSZOE27, FZSZKO28
18,4

Вторая ценовая зона
FZSBOE01, FZSBKZ02, FZSBOM03, FZSBCH04,
FZSBBB06
18,0

Документ вступил

в силу 15.12.2019

10.
Приказ ФАС России от 15.11.2019 № 1515/19 «Об
утверждении цен на электрическую энергию и мощность, производимые с
использованием генерирующих объектов, поставляющих мощность в вынужденном
режиме, на 2020 год»
Зарегистрированным в Минюсте России 10.12.2019 за
№ 56756 Приказом ФАС России утверждены цены на электрическую энергию и
мощность, производимые с использованием генерирующих объектов, поставляющих
мощность в вынужденном режиме, на 2020 г., в частности: 1. В соответствии с
приложением № 1 к настоящему приказу утверждены на 2020 год цены на
электрическую энергию и мощность, производимые с использованием генерирующего
оборудования, отнесенного к генерирующим объектам, мощность которых
поставляется в вынужденном режиме, в целях обеспечения надежного
электроснабжения потребителей. 2. В соответствии с приложением № 2 к
настоящему приказу утверждены на 2020 год цены на электрическую энергию и
мощность, производимые с использованием генерирующего оборудования, отнесенного
к генерирующим объектам, мощность которых поставляется в вынужденном режиме,
в целях обеспечения надежного теплоснабжения потребителей.
Приложение № 1 к приказу ФАС России от 15.11.2019 № 1515/19 ЦЕНЫ НА ЭЛЕКТРИЧЕСКУЮ ЭНЕРГИЮ И МОЩНОСТЬ,
ПРОИЗВОДИМЫЕ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ ГЕНЕРИРУЮЩЕГО ОБОРУДОВАНИЯ,
ОТНЕСЕННОГО К ГЕНЕРИРУЮЩИМ ОБЪЕКТАМ, МОЩНОСТЬ КОТОРЫХ ПОСТАВЛЯЕТСЯ
В ВЫНУЖДЕННОМ РЕЖИМЕ, В ЦЕЛЯХ ОБЕСПЕЧЕНИЯ НАДЕЖНОГО ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ
ПОТРЕБИТЕЛЕЙ НА 2020 ГОД

№ п/п
Субъект оптового рынка электрической энергии и
мощности
Наименование генерирующих объектов
Блок/ТГ
I полугодие
II полугодие

Цена на электрическую энергию, руб./МВт.ч (без НДС)
Цена на мощность, руб./МВт. в месяц (без НДС)
Цена на электрическую энергию, руб./МВт.ч (без НДС)
Цена на мощность, руб./МВт. в месяц (без НДС)

1
ГЭП «Вологдаоблкоммунэнерго»
Красавинская ГТ-ТЭЦ
ГТ-3, ПТ-4
1 134,43
608 708,27
1 134,43
608 708,27

2
ПАО «Фортум»
Аргаяшская ТЭЦ
ТГ-1, 2, 3, 5, 7
1 047,55
209 664,47
1 077,59
209 664,47

3
ПАО «Передвижная энергетика»
Казымская ГТЭС
ТГ-1, 2, 3, 4, 5, 6
1 793,75
226 142,89
2 073,75
226 142,89

4
ПАО «ТГК-1»
Василеостровская ТЭЦ-7
ТГ-5
931,73
83 428,58
963,88
83 428,58

Автовская ТЭЦ-15
ТГ-2, 3
891,95
113 248,09
925,42
113 248,09

Петрозаводская ТЭЦ
ТГ-1, 2, 3
929,84
118 254,58
956,78
118 254,58

5
АО «ОТЭК»
ТЭЦ СХК
ТГ-10, 11
1 243,35
284 042,07
1 316,69
284 042,07

6
АО «КРЫМТЭЦ»
Симферопольская ТЭЦ
ТГ-1, 2
2 299,30
290 324,53
2 299,30
337 571,93

Камыш-Бурунская ТЭЦ
ТГ-1, 2, 3
2 226,51
438 246,52
2 453,88
592 837,66

Сакские тепловые сети
ТГ-1, 2, 3
1 630,15
679 622,23
1 630,15
805 969,21

7
АО «Мобильные ГТЭС»
Мобильная ГТЭС «Кирилловская»
ТГ-1
10 335,27
402 037,59
10 335,27
402 037,59

8
АО «Салехардэнерго»
ТЭС-14
ТГ-1 — 8
861,87
392 480,58
1 030,64
392 480,58

ГТЭС
ТГ-1, 2, 3
793,33
580 532,60
814,91
580 532,60

9
ПАО «ОГК-2»
Новочеркасская ГРЭС
Бл-1
1 327,39
132 999,00
1 396,41
132 999,00

Новочеркасская ГРЭС
Бл-2
1 327,39
132 000,00
1 396,41
132 000,00

Новочеркасская ГРЭС
Бл-3
1 327,39
131 000,00
1 396,41
131 000,00

Новочеркасская ГРЭС
Бл-4
1 327,39
129 000,00
1 396,41
129 000,00

Новочеркасская ГРЭС
Бл-5
1 327,39
124 051,00
1 396,41
124 051,00

10
ООО «Курганская ТЭЦ»
Курганская ТЭЦ-2
Бл-1, 2
831,94
617 666,56
855,68
617 666,56

11
ООО «Ноябрьская ПГЭ»
Ноябрьская ПГЭ
Бл-1, 2
593,59
824 738,00
601,09
824 738,00

12
ПАО «Квадра»
Ефремовская ТЭЦ
ТГ-6
2 055,22
210 409,05
2 069,53
210 409,05

Тамбовская ТЭЦ
ТГ-8
1 480,46
136 888,75
1 480,46
136 888,75

Приложение № 2 к приказу ФАС России от 15.11.2019 № 1515/19
ЦЕНЫ НА ЭЛЕКТРИЧЕСКУЮ ЭНЕРГИЮ И
МОЩНОСТЬ, ПРОИЗВОДИМЫЕ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ ГЕНЕРИРУЮЩЕГО ОБОРУДОВАНИЯ,
ОТНЕСЕННОГО К ГЕНЕРИРУЮЩИМ ОБЪЕКТАМ, МОЩНОСТЬ КОТОРЫХ ПОСТАВЛЯЕТСЯ
В ВЫНУЖДЕННОМ РЕЖИМЕ, В ЦЕЛЯХ ОБЕСПЕЧЕНИЯ НАДЕЖНОГО ТЕПЛОСНАБЖЕНИЯ
ПОТРЕБИТЕЛЕЙ НА 2020 ГОД

№ п/п
Субъект оптового рынка электрической
энергии и мощности
Наименование генерирующих
объектов
Блок/ТГ
I полугодие
II полугодие

Цена на электрическую энергию, руб./МВт.ч (без
НДС)
Цена на мощность, руб./МВт. в месяц (без НДС)
Цена на электрическую энергию, руб./МВт.ч (без
НДС)
Цена на мощность, руб./МВт. в месяц (без НДС)

1
ООО «Шахтинская Газотурбинная Электростанция»
Шахтинская ГТЭС
ТГ-1, 2, 3, 4, 5
1 841,47
776 409,12
1 897,28
776 409,12

Шахтинская ГТЭС
ТГ-6
1 841,47
693 203,46
1 897,28
693 203,46

2
ПАО «Мосэнерго»
ТЭЦ-17
ТГ-1, 3, 6
1 233,10
194 507,44
1 276,35
194 507,44

3
ГЭП «Вологдаоблкоммунэнерго»
Красавинская ГТ-ТЭЦ
ГТ-1, 2
1 134,43
608 708,27
1 134,43
608 708,27

4
ООО «Башкирская генерирующая компания»
Салаватская ТЭЦ
ТГ-7, 9, 10
1 349,70
162 373,68
1 392,40
162 373,68

5
АО «ОТЭК»
ТЭЦ СХК
ТГ-1, 2, 6, 7, 9, 15
1 243,35
284 042,07
1 316,69
284 042,07

6
ООО «Дорогобужская ТЭЦ»
Дорогобужская ТЭЦ
ТГ-4, ГТУ-1, 2
1 732,05
114 801,40
1 800,99
114 801,40

7
АО «Томская генерация»
Томская ТЭЦ-3
ТГ-1
1 055,30
231 572,30
1 075,83
231 572,30

Томская ГРЭС-2
ТГ-6
1 056,37
212 908,86
1 088,94
212 908,86

8
ПАО «ОГК-2»
Череповецкая ГРЭС
Бл-1, 2, 3
1 549,53
132 997,00
1 594,09
132 997,00

9
ПАО «КГК»
Курганская ТЭЦ
ТГ-6, 7, 8, 9
1 267,58
329 938,83
1 305,77
329 938,83

10
АО «СИБЭКО»
Барабинская ТЭЦ
ТГ-2, 3, 4
1 087,89
256 110,68
1 127,96
256 110,68

11
ПАО «ТГК-14»
Улан-Удэнская ТЭЦ-1
ТГ-1, 3
942,95
296 623,37
953,00
296 623,37

12
ПАО «ТГК-1»
Апатитская ТЭЦ
ТГ-6, 7, 8
689,18
133 000,00
848,52
133 000,00

Автовская ТЭЦ-15
ТГ-6
891,95
113 248,09
925,42
113 248,09

Василеостровская ТЭЦ-7
ТГ-4
931,73
83 428,58
963,88
83 428,58

Северная ТЭЦ-21
Бл-1−5
834,31
90 542,27
859,93
90 542,27

13
АО «ГСР ТЭЦ»
ТЭЦ ПГУ «ГСР Энерго»
Бл-1
958,42
717 886,00
976,13
717 886,00

14
АО «Юго-Западная ТЭЦ»
Юго-Западная ТЭЦ
ГТ-1, 2, ПТ
1 031,66
414 782,49
1 047,93
414 782,49

15
АО «Барнаульская генерация»
Барнаульская ТЭЦ-2
ТГ-6, 7
829,61
299 818,48
833,42
299 818,48

16
АО «Кузнецкая ТЭЦ»
Кузнецкая ТЭЦ
ТГ-3, 4, 6, 9, 11, 12, 13
720,65
291 997,25
750,51
291 997,25

17
АО «Енисейская ТГК (ТГК-13)»
Минусинская ТЭЦ
ТГ-1
542,44
209 896,59
564,35
209 896,59

18
ПАО «Квадра»
Белгородская ТЭЦ
ТГ-1, 2
1 013,18
124 051,00
1 043,69
124 051,00

ГТ-ТЭЦ «Луч»
ТГ-1, 2
1 083,88
124 051,00
1 116,52
124 051,00

Тамбовская ТЭЦ
ТГ-5, 7
1 480,46
136 888,75
1 480,46
136 888,75

Алексинская ТЭЦ
ТГ-2
2 519,28
124 051,00
2 595,20
124 051,00

Новомосковская ГРЭС
ТГ-4, 7
3 231,71
124 051,00
3 329,14
124 051,00

Елецкая ТЭЦ
ТГ-4
2 043,38
124 051,00
2 105,07
124 051,00

Ливенская ТЭЦ
ТГ-1
2 423,86
322 996,77
2 423,86
322 996,77

Ефремовская ТЭЦ
ТГ-5, 7
2 055,22
210 409,05
2 069,53
210 409,05

Калужская ТЭЦ-1
ТГ-2, 3
2 714,32
533 282,25
2 795,10
533 282,25

Дягилевская ТЭЦ
ТГ-3, 4
1 364,15
166 108,15
1 368,76
166 108,15

Липецкая ТЭЦ-2
ТГ-1, 3, 5
1 318,27
140 455,73
1 327,15
140 455,73

Губкинская ТЭЦ
ТГ-1, 2, 3
1 711,11
853 139,05
1 759,20
853 139,05

19
АО «Ново-Кемеровская ТЭЦ»
Ново-Кемеровская ТЭЦ
ТГ-7, 9, 10, 11, 12, 13, 14
768,29
303 741,25
800,17
303 741,25

20
АО «Кемеровская генерация»
Кемеровская ТЭЦ
ТГ-2, 3, 4, 7
820,67
1 104 916,56
868,98
1 104 916,56

Документ вступил

в силу 22.12.2019

Комментарии закрыты.