|
НАЦІОНАЛЬНА КОМІСІЯ, ЩО ЗДІЙСНЮЄ ДЕРЖАВНЕ РЕГУЛЮВАННЯ У СФЕРАХ ЕНЕРГЕТИКИ ТА КОМУНАЛЬНИХ ПОСЛУГ |
ПОСТАНОВА |
30.09.2015 № 2517 |
Про затвердження Методики визначення та розрахунку тарифів на послуги транспортування природного газу для точок входу і точок виходу на основі багаторічного стимулюючого регулювання
{Із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної
комісії, що здійснює державне регулювання
у сферах енергетики та комунальних послуг
№ 2845 від 26.11.2015}
Відповідно до статті 4 Закону України «Про ринок природного газу» та абзацу п’ятого підпункту 5 пункту 4 Положення про Національну комісію, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг, затвердженого Указом Президента України від 10 вересня 2014 року № 715 Національна комісія, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг, ПОСТАНОВЛЯЄ:
1. Затвердити Методику визначення та розрахунку тарифів на послуги транспортування природного газу для точок входу і точок виходу на основі багаторічного стимулюючого регулювання, що додається.
2. Департаменту із регулювання відносин у нафтогазовій сфері забезпечити подання цієї постанови на державну реєстрацію до Міністерства юстиції України.
3. Ця постанова набирає чинності з дня її офіційного опублікування.
ЗАТВЕРДЖЕНО |
МЕТОДИКА
визначення та розрахунку тарифів на послуги транспортування природного газу для точок входу і точок виходу на основі багаторічного стимулюючого регулювання
1. Ця Методика розроблена відповідно до Законів України «Про природні монополії», «Про ринок природного газу», «Про ціни і ціноутворення», «Про трубопровідний транспорт» та Указу Президента України від 10 вересня 2014 року № 715 «Про затвердження Положення про Національну комісію, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг».
2. Дія цієї Методики поширюється на суб’єктів господарювання (далі - газотранспортне підприємство, ліцензіат), що здійснюють діяльність з транспортування природного газу газотранспортною системою (далі - транспортування природного газу).
3. Ця Методика установлює механізм формування тарифів на послуги транспортування природного газу від точки (точок) входу до точки (точок) виходу та параметрів регулювання, що мають довгостроковий період дії для цілей стимулюючого регулювання та забезпечення:
отримання необхідного доходу та прибутку на регуляторну базу активів;
дотримання регуляторної бази активів та регуляторної норми доходу.
4. У цій Методиці терміни вживаються в таких значеннях:
амортизація - систематичний розподіл вартості регуляторної бази активів, що амортизується, протягом строку їх корисного використання (експлуатації) для здійснення діяльності з транспортування природного газу;
базовий рік - рік, що передує першому року регуляторного періоду;
виробничо-технологічні витрати та нормовані втрати природного газу (далі - технологічні витрати та нормовані втрати) - витрати та втрати природного газу, пов'язані з технологічним процесом транспортування природного газу, обсяг яких встановлюється з урахуванням розмірів, визначених Кабінетом Міністрів України або іншим органом, визначеним законодавством України;
встановлення тарифів - затвердження (перегляд, уточнення, коригування) для ліцензіата тарифів, розрахованих відповідно до цієї Методики, згідно з рішенням, яке приймається на засіданні Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг;
довгострокові параметри регулювання - параметри регулювання необхідного доходу ліцензіата, що мають довгостроковий період дії і залишаються незмінними протягом регуляторного періоду;
загальний показник ефективності - цільове галузеве завдання щодо щорічного скорочення операційних контрольованих витрат у відсотках;
інвестиційна програма - окремий розділ плану розвитку газотранспортної системи на наступні 10 років, що затверджується НКРЕКП, яким передбачено план використання коштів для підвищення рівня надійності та економічності роботи активів та містить комплекс зобов'язань ліцензіата на період її виконання щодо розвитку підприємства, покращення показників якості надання послуг споживачам з відповідними розрахунками та обґрунтуваннями, що підтверджують доцільність здійснення інвестиційної діяльності, джерела її фінансування та графік виконання;
коригування тарифів - встановлення тарифів на кожен рік регуляторного періоду на підставі розрахованого необхідного доходу з урахуванням фактичних даних за попередній рік;
необхідний дохід - дохід, що визначається на підставі параметрів регулювання, що мають довгостроковий період дії згідно з цією Методикою, та має забезпечувати здійснення діяльності з транспортування природного газу у кожному році регуляторного періоду;
операційні витрати - витрати, пов’язані з операційною діяльністю (транспортуванням природного газу) ліцензіата;
операційні контрольовані витрати - операційні витрати, розмір яких залежить від управлінських рішень ліцензіата;
операційні неконтрольовані витрати - операційні витрати, на які ліцензіат не має безпосереднього впливу (податки, збори, обов’язкові платежі, розмір яких установлюється відповідно до законодавства України);
перегляд тарифів - встановлення тарифів на підставі розрахованого необхідного доходу на наступний регуляторний період з урахуванням зміни довгострокових параметрів регулювання;
прогнозні значення (рівень) - значення величини (витрат, обсягів тощо), що враховуються при розрахунку тарифів на наступний рік до його початку;
регуляторний період - період часу між двома послідовними переглядами тарифів та змінами параметрів регулювання, що мають довгостроковий період дії, який становить 5 років, за винятком першого регуляторного періоду, який установлюється окремим рішенням НКРЕКП;
тариф на послуги транспортування природного газу для точок входу і точок виходу (далі - тариф для точок входу, тариф для точок виходу) - виражена у грошовій формі вартість забезпечення у планованому періоді замовнику обсягу замовленої потужності, вираженої в 1000 м3 (одиницях енергії) до одиниці часу в точках входу в газотранспортну систему та точках виходу з газотранспортної системи;
точка виходу з газотранспортної системи (точка виходу) - визначена точка у газотранспортній системі, в якій оператор газотранспортної системи доставляє природний газ, що знаходиться у газотранспортній системі, до іншої газотранспортної або газорозподільної системи, газосховища, установки LNG або споживача, приєднаного до газотранспортної системи, або до об'єкта, пов'язаного із видобутком природного газу;
точка входу до газотранспортної системи (точка входу) - визначена точка у газотранспортній системі, в якій природний газ надходить до газотранспортної системи від об'єктів, пов'язаних із видобутком природного газу, газосховища, установки LNG, а також від інших газотранспортних або газорозподільних систем;
уточнення тарифів - встановлення тарифів на кожен рік регуляторного періоду, крім першого, на підставі розрахованого необхідного доходу з урахуванням уточнених прогнозованих значень індексу споживчих цін, індексу цін виробників промислової продукції, індексу зростання номінальної середньомісячної заробітної плати, інвестиційної програми на цей рік тощо.
Інші терміни вживаються у значеннях, наведених у Законах України «Про ринок природного газу», «Про природні монополії».
5. Початок першого регуляторного періоду відповідає даті запровадження НКРЕКП стимулюючого регулювання.
6. Розрахунок прогнозованого необхідного доходу від здійснення діяльності з транспортування природного газу здійснюється щорічно до початку кожного року регуляторного періоду на цей та всі наступні роки цього регуляторного періоду з урахуванням:
1) встановлених НКРЕКП параметрів регулювання, що мають довгостроковий період дії та є незмінними протягом цього регуляторного періоду:
регуляторної норми доходу для регуляторної бази активів, яка визначена на дату переходу до стимулюючого регулювання;
регуляторної норми доходу для частини регуляторної бази активів, яка створена після переходу до стимулюючого регулювання;
загального показника ефективності для контрольованих операційних витрат;
параметра коригування необхідного доходу у зв’язку з недотриманням цільових показників ефективності для обсягів технологічних витрат та нормованих втрат природного газу;
2) прогнозованих значень параметрів розрахунку необхідного доходу відповідно до прогнозу соціально-економічного розвитку України, основних макропоказників економічного і соціального розвитку України та основних напрямів бюджетної політики:
індексу цін виробників промислової продукції;
індексу зростання номінальної середньомісячної заробітної плати.
У разі відсутності зазначених прогнозованих значень на дату встановлення тарифів до розрахунку приймаються їх фактичні значення за останні 12 місяців;
3) інвестиційної програми ліцензіата.
7. Протягом регуляторного періоду щороку за фактичними даними попереднього року проводиться коригування необхідного доходу на поточний рік, яке враховує:
фактичні значення індексу споживчих цін, індексу цін виробників промислової продукції, індексу зростання номінальної середньомісячної заробітної плати;
зміни в чинному законодавстві України в частині розміру ставок податків, зборів, обов’язкових платежів;
зміну обсягів замовлених потужностей;
зобов’язання щодо витрат, пов’язаних із приєднанням, тощо.
ІІ. Визначення необхідного доходу від здійснення діяльності з транспортування природного газу
1. Прогнозований необхідний дохід від здійснення діяльності з транспортування природного газу на рік t розраховується на основі плати за пропускну потужність за формулою
де: |
| - | прогнозовані операційні контрольовані витрати з транспортування природного газу на рік t, примірний перелік яких наведено в додатку 1 до цієї Методики, тис. грн; |
| - | прогнозовані операційні неконтрольовані витрати з транспортування природного газу на рік t, примірний перелік яких наведено в додатку 2 до цієї Методики, тис. грн; | |
| - | прогнозовані витрати ліцензіата, пов’язані із закупівлею природного газу, що використовується для забезпечення виробничо-технологічних витрат, нормованих втрат природного газу на рік t, тис. грн; | |
| - | прогнозована амортизація на рік t, тис. грн; | |
| - | прогнозована рентна плата за транзитне транспортування трубопроводами природного газу територією України, визначена відповідно до Податкового кодексу України, тис. грн; | |
| - | прогнозований прибуток на регуляторну базу активів на рік t після оподаткування, тис. грн; | |
| - | прогнозований податок на прибуток на рік t, тис. грн. |
2. Прогнозовані операційні контрольовані витрати з транспортування природного газу розраховуються перед початком регуляторного періоду на кожний рік регуляторного періоду за формулою
де: |
| - | прогнозовані операційні контрольовані витрати у році t-1, тис. грн; |
| - | прогнозований фонд оплати праці у році t-1, що визначається відповідно до пункту 3 цього розділу, тис. грн; | |
| - | прогнозований фонд оплати праці у році t, що визначається відповідно до пункту 3 цього розділу, тис. грн; | |
| - | прогнозований індекс цін виробників промислової продукції для року t, %; | |
| - | встановлений НКРЕКП загальний показник ефективності для операційних контрольованих витрат, %. |
Базові рівні операційних контрольованих витрат для першого регуляторного періоду (ОКВ0) установлюються на рівні відповідних витрат, затверджених структурою тарифів на базовий рік.
Економія операційних контрольованих витрат протягом регуляторного періоду залишається у розпорядженні ліцензіата.
Базові рівні контрольованих операційних витрат на другий та наступні регуляторні періоди встановлюються з урахуванням частини економії контрольованих операційних витрат попереднього регуляторного періоду за формулою
де: |
| - | прогнозовані операційні контрольовані витрати в останньому році попереднього регуляторного періоду, тис. грн; |
| - | економія операційних контрольованих витрат за попередній регуляторний період (за винятком останнього року), що розраховується за формулою |
де: |
| - | прогнозовані операційні контрольовані витрати у році t, тис. грн; |
| - | фактичні операційні контрольовані витрати у році t, тис. грн; | |
| - | кількість років у попередньому періоді регулювання. |
3. Визначення прогнозованого ФОП для року t здійснюється за формулою
де: |
| - | прогнозований фонд оплати праці на рік t, тис. грн; |
| - | прогнозований фонд оплати праці на рік t-1, тис. грн; | |
| - | прогнозований індекс зростання номінальної середньомісячної заробітної плати в Україні для року t, %. |
4. До складу прогнозованих операційних неконтрольованих витрат мають бути включені тільки ті операційні неконтрольовані витрати, що безпосередньо пов'язані зі здійсненням ліцензованої діяльності з транспортування природного газу:
1) прогнозовані операційні неконтрольовані витрати з транспортування природного газу на рік t (ОНВnt) визначаються за формулою
де: |
| - | фактичний рівень єдиного внеску на загальнообов’язкове державне соціальне страхування за останній звітний рік, що передує року t, у відносних одиницях; |
| - | прогнозований індекс споживчих цін для року t, %; | |
| - | частка сплаченого (нарахованого) податку на додану вартість у році t під час придбання (ввезення) природного газу, що використовується на технологічні витрати та нормативні втрати, яка відповідає частці використання таких товарів, послуг у неоподатковуваних податком на додану вартість операціях з транспортування трубопроводами природного газу територією України від точок входу до точок виходу, визначена відповідно до норм Податкового кодексу України, тис. грн; |
2) за базові рівні неконтрольованих операційних витрат для першого регуляторного періоду (ОНВ0) приймаються витрати, затверджені структурою тарифів на базовий рік;
3) НФОП переглядається в разі зміни законодавчо встановленого рівня єдиного внеску на загальнообов’язкове державне соціальне страхування.
При збільшенні (зменшенні) рівня операційних неконтрольованих витрат базовий рівень операційних неконтрольованих витрат переглядається.
Підставою для перегляду базового рівня операційних неконтрольованих витрат є зміни у чинному законодавстві України в частині розміру ставок податків, зборів, обов’язкових платежів.
5. Прогнозовані витрати ліцензіата, пов’язані із закупівлею природного газу, що використовується для забезпечення виробничо-технологічних витрат та нормованих втрат природного газу (ВТВnt), визначаються перед початком регуляторного періоду на рік t за формулою
де: |
| - | прогнозовані обсяги виробничо-технологічних витрат та нормованих втрат природного газу на рік t, 1000 м3, визначаються за формулою |
де: |
| - | ціна природного газу, що використовується на виробничо-технологічні витрати та нормовані втрати у році t, грн за 1000 м3; |
| - | коефіцієнт, що враховує невідшкодований податок на додану вартість, який визначається з урахуванням норм пунктів 199.2-199.4 статті 199 Податкового кодексу України; | |
| - | встановлений НКРЕКП загальний показник ефективності для обсягів виробничо-технологічних витрат та нормованих втрат природного газу, %. Для першого регуляторного періоду показник ефективності для обсягів виробничо-технологічних витрат та нормованих втрат природного газу дорівнює 0. |
Прогнозовані обсяги виробничо-технологічних витрат та нормованих втрат природного газу визначаються перед початком регуляторного періоду як базові рівні обсягів виробничо-технологічних витрат та нормативних втрат природного газу (V0ВТВt) та не змінюються протягом регуляторного періоду.
За базові рівні обсягів виробничо-технологічних витрат та нормованих втрат природного газу (V0ВТВt) для першого регуляторного періоду приймаються питомі витрати, прийняті до розрахунку структури тарифів на базовий рік.
6. Ціна природного газу для забезпечення виробничо-технологічних витрат та нормованих втрат природного газу у році t визначається за формулою
де: |
| - | прогнозована ціна закупівлі природного газу у році t, грн за 1000 м3; |
| - | коефіцієнт, що враховує ставку збору у вигляді цільової надбавки до діючого тарифу на природний газ для споживачів усіх форм власності, який справляється на обсяги природного газу, що постачаються для промислових та інших суб’єктів господарювання, у році t, установлений відповідно до Податкового кодексу України, у відносних одиницях. |
7. Амортизація у році t регуляторного періоду визначається відповідно до розділів IV та V цієї Методики, окремо на активи, що створені на дату переходу до стимулюючого регулювання, та активи, створені після переходу на стимулююче регулювання, активи, що були отримані ліцензіатами на безоплатній основі, та активи, що були створені за рахунок отримання плати за приєднання об’єктів газоспоживання (газопостачання) замовників до газопроводів газотранспортного підприємства, за формулою
де: |
| - | річна амортизація на активи, що визначені на дату переходу до стимулюючого регулювання, тис. грн; |
| - | річна амортизація у році t на активи, що створені після переходу на стимулююче регулювання, відповідно до інвестиційної програми, тис. грн; | |
| - | річна амортизація на активи, що були отримані ліцензіатами на безоплатній основі після переходу до стимулюючого регулювання, крім активів (будівлі адміністративного призначення, транспортні засоби, меблі, інвентар, програмне забезпечення та інші активи) відповідно до розділу IV цієї Методики, тис. грн; | |
| - | річна амортизація на активи, що були створені за рахунок отримання плати за приєднання об’єктів газоспоживання (газопостачання) замовників до газопроводів газотранспортного підприємства, тис. грн; |
1) при визначенні суми амортизації (Аtнов) у році t у відповідних складових враховується прогнозована сума амортизації активів, що будуть створені у році t в рамках реалізації інвестиційної програми, у тому числі за рахунок отримання плати за приєднання об’єктів газоспоживання (газопостачання) замовників до газопроводів газотранспортного підприємства, або будуть отримані ліцензіатами на безоплатній основі;
2) прогнозована річна амортизація на активи, отримані ліцензіатом на безоплатній основі, які створені після переходу на стимулююче регулювання, або активи, створені за рахунок плати за підключення за споживання газу (Аtбо та Аtпр) на рік t,
Прогнозована амортизація на ці активи у першому році першого періоду регулювання дорівнює 0.
Зазначена амортизація нараховується, починаючи з кварталу, наступного після кварталу, в якому планується введення відповідного активу в експлуатацію.
8. Розрахунок прибутку на регуляторну базу активів (Пt) здійснюється таким чином:
для першого регуляторного періоду прибуток у році t визначається за формулою
де: |
| - | регуляторна база активів, що створена на дату переходу до стимулюючого регулювання на початок року t, тис. грн; |
| - | регуляторна база активів, що створена на дату переходу до стимулюючого регулювання на кінець року t, тис. грн; | |
| - | встановлена НКРЕКП регуляторна норма доходу на регуляторну базу активів, що створена на дату переходу до стимулюючого регулювання, у відносних одиницях; | |
| - | регуляторна база активів, що створена після переходу до стимулюючого регулювання на початок року t, тис. грн; | |
| - | регуляторна база активів, що створена після переходу до стимулюючого регулювання на кінець року t, тис. грн; | |
| - | встановлена НКРЕКП регуляторна норма доходу на регуляторну базу активів, що створена після переходу до стимулюючого регулювання, у відносних одиницях. |
9. На початок першого регуляторного періоду регуляторна база активів, яка створена до переходу до стимулюючого регулювання, дорівнює регуляторній базі активів, яка створена на дату переходу до стимулюючого регулювання (РБАcmnt = РБА0).
10. Регуляторна база активів, яка створена на дату переходу до стимулюючого регулювання (РБА0), та регуляторна база активів, яка створена після переходу на стимулююче регулювання, визначаються відповідно до розділу V цієї Методики.
11. Регуляторна база активів, яка створена на дату переходу до стимулюючого регулювання, може бути одноразово переглянута при коригуванні необхідного доходу на суму вартості активів, які були створені на дату переходу до стимулюючого регулювання, відповідно до інвестиційної програми, у році, який передував року впровадження стимулюючого регулювання, але на дату переходу до стимулюючого регулювання були відсутні дані щодо їх фактичної вартості.
На початок першого року першого періоду регулювання регуляторна база активів, яка створена після переходу до стимулюючого регулювання (РБАntнов), дорівнює 0.
12. Регуляторна база активів, яка створена після переходу до стимулюючого регулювання, на початок кожного наступного року регуляторного періоду встановлюється на рівні регуляторної бази активів, яка створена після переходу до стимулюючого регулювання, на кінець попереднього року (РБАntнов = РБАновkt-1).
13. РБАновkt та РБАcmkt визначаються за формулами:
де: |
| - | первісна вартість активів, створених у році t згідно з інвестиційною програмою, тис. грн; |
| - | вартість активів, які були списані протягом року t та створені після переходу до стимулюючого регулювання згідно з інвестиційною програмою, тис. грн; |
14. Податок на прибуток у році t розраховується за формулою
де: |
| - | ставка податку на прибуток підприємств у році t , установлена відповідно до Податкового кодексу України, у відносних одиницях. |
15. Прогнозовані амортизація, прибуток на регуляторну базу активів та податок на прибуток розраховуються відповідно до пунктів 7-14 цього розділу з урахуванням прогнозних значень амортизації, суми інвестицій, індексу споживчих цін тощо.
прогнозована амортизація на активи регуляторної бази активів, що були отримані ліцензіатами на безоплатній основі після переходу до стимулюючого регулювання, у році t розраховується на активи, отримані до року t-1 включно;
прогнозована амортизація на активи регуляторної бази активів, що були сформовані за рахунок отримання плати від приєднання об’єктів газоспоживання (газопостачання) замовників до газопроводів газотранспортного підприємства, у році t розраховується на активи, сформовані до року t-1 включно.
16. При визначенні прогнозованого необхідного доходу від транспортування природного газу транскордонними газопроводами застосовується метод співвідношення вантажообігу при транспортуванні природного газу транскордонними газопроводами та необхідного доходу від транспортування природного газу транскордонними газопроводами до загального вантажообігу природного газу та загального необхідного доходу з транспортування природного газу:
1) прогнозований необхідний дохід від транспортування природного газу транскордонними газопроводами (НДпt tr) визначається за формулою
де: |
| - | невідшкодований податок на додану вартість, який визначається з урахуванням норм пунктів 199.2-199.4 статті 199 Податкового кодексу України, тис. грн; |
| - | коефіцієнт розподілу необхідного доходу від транспортування природного газу транскордонними газопроводами, який розраховується за формулою |
де: |
| - | середня відстань транспортування природного газу транскордонними газопроводами, км; |
| - | прогнозований обсяг договірних замовлених потужностей в точках виходу для транспортування природного газу транскордонними газопроводами на рік t, 1000 м3; | |
| - | середня відстань транспортування природного газу для споживачів України, км; | |
| - | прогнозований обсяг договірних замовлених потужностей в точках виходу для транспортування газу для споживачів України на рік t, 1000 м3; |
{Підпункт 1 пункту 16 розділу ІІ із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 2845 від 26.11.2015}
2) прогнозований необхідний дохід від транспортування природного газу для споживачів України (НДnt Укр) на рік t визначається за формулою
де: |
| - | коефіцієнт розподілу необхідного доходу від транспортування природного газу для споживачів України, який розраховується за формулою |
III. Коригування необхідного доходу від здійснення діяльності з транспортування природного газу на основі плати за пропускну потужність
1. Коригування необхідного доходу від здійснення діяльності з транспортування природного газу (НДtкор) на основі плати за пропускну потужність здійснюється за зверненням ліцензіата щороку на підставі фактичних даних за попередній рік за формулою
де: |
| - | відхилення уточненого необхідного доходу на рік регулювання t-1 від прогнозованого необхідного доходу на рік t-1, що визначається за формулою |
2. Уточнений необхідний дохід від здійснення діяльності з транспортування природного газу на рік t-1 розраховується за формулою
де: |
| - | уточнені витрати ліцензіата, пов’язані із закупівлею природного газу, що використовується для забезпечення виробничо-технологічних витрат та нормованих втрат природного газу на рік t-1, що визначаються за формулою |
де: |
| - | прогнозовані обсяги виробничо-технологічних витрат та нормованих втрат природного газу на рік t-1, 1000 м3; |
| - | фактична ціна природного газу, що використовується на виробничо-технологічні витрати, нормовані втрати у році t-1, грн за 1000 м3; | |
| - | уточнені операційні контрольовані витрати з транспортування природного газу на рік t-1, що визначаються за формулою |
де: |
| - | прогнозовані операційні контрольовані витрати, уточнені для років другого та наступних регуляторних періодів з урахуванням базового рівня операційних контрольованих витрат (для першого періоду регулювання - ОКВуt-2 = ОКВ0, що розраховується за формулою (3) з уточненням економії ЕОКВу за формулою |
де: |
| - | фактичний індекс зростання номінальної середньомісячної заробітної плати в Україні для року t, %; |
| - | уточнений фонд оплати праці у році t-1, що визначається аналогічно формулі (25), тис. грн; | |
| - | фактичний індекс цін виробників промислової продукції року t-1, %; | |
| - | уточнені операційні неконтрольовані витрати з транспортування природного газу на рік t-1, що визначаються за формулою |
де: |
| - | фактичний рівень операційних неконтрольованих витрат у році t-1, тис. грн; |
| - | фактичний фонд оплати праці у році t-1, тис. грн; | |
| - | фактичний розмір єдиного внеску на загальнообов’язкове державне соціальне страхування у році t-1, у відносних одиницях; | |
| - | фактична амортизація у році t-1, розрахована відповідно до пункту 7 розділу II цієї Методики з урахуванням фактичних даних щодо активів, утворених до та після переходу до стимулюючого регулювання; активів, що були отримані ліцензіатами на безоплатній основі, та активів, що були створені за рахунок отримання плати від приєднання об’єктів газоспоживання (газопостачання) замовників до газопроводів газотранспортного підприємства, тис. грн; | |
| - | уточнений прибуток у році t-1, розрахований відповідно до пункту 8 розділу IІ цієї Методики з урахуванням фактичних даних щодо активів, утворених до та після переходу до стимулюючого регулювання, вартості вибуття активів із регуляторної бази активів, яка сформована після переходу на стимулююче регулювання, суми інвестицій у році t-1 відповідно до інвестиційної програми, тис. грн; | |
| - | уточнений податок на прибуток у році t-1, розрахований відповідно до пункту 14 розділу IІ цієї Методики, тис. грн; | |
| - | коригування необхідного доходу у зв’язку зі зміною обсягів замовлених потужностей у році регулювання t-1, тис. грн, що визначається за формулою |
де: | p | - | охоплює всі види замовлених потужностей (річні, квартальні, місячні та безперервні); |
m | - | кількість змін тарифів за видами замовлених потужностей р протягом року регулювання t-1; | |
і | - | період у році t-1, протягом якого тарифи залишалися незмінними; | |
Dp,i | - | тривалість забезпечення потужності за видами замовлених потужностей р за період і; | |
| - | тариф за видами замовлених потужностей р, що діяв протягом періоду i у році t-1, грн за 1000 м3; | |
| - | різниця між фактичним та прогнозованим, передбаченим при розрахунку відповідного тарифу, обсягом замовлених потужностей транспортування природного газу за видами замовлених потужностей р протягом періоду i у році t-1, 1000 м3 /місяць, розраховується за формулою |
де: |
| - | фактичний обсяг замовленої потужності за видами замовлених потужностей р протягом періоду i у році t-1, 1000 м3 /добу; |
| - | прогнозований обсяг замовлених потужностей, передбачений при розрахунку відповідного тарифу за видами замовлених потужностей р, протягом періоду i у році t-1, 1000 м3 /місяць, що визначається за формулою |
де: |
| - | річний прогнозований обсяг замовлених потужностей за видами замовлених потужностей р на період і, передбачений при розрахунку відповідного тарифу у році t-1, 1000 м3 /місяць; |
| - | фактичний обсяг замовлених потужностей за видами замовлених потужностей р на період і у році t-1, 1000 м3 /місяць; | |
| - | ставка податку на прибуток у році t-1, у відносних одиницях; | |
| - | коригування необхідного доходу відповідно до зобов’язань щодо витрат, пов’язаних із приєднанням у році t-1, що визначаються за формулою |
де: |
| - | сума фактичних інвестицій у році t-1, пов’язана з приєднанням об’єктів газоспоживання (газопостачання) замовників до газопроводів газотранспортного підприємства, відповідно до інвестиційної програми, тис. грн без ПДВ; |
| - | сума отриманої у році t-1 плати за приєднання об’єктів газоспоживання (газопостачання) замовників до газопроводів газотранспортного підприємства, тис. грн без ПДВ; | |
| - | коригування необхідного доходу у зв’язку з виявленням та підтвердженням за результатами перевірки порушень у частині виявлення фактів недотримання вимог при формуванні переліку активів для проведення незалежної оцінки та визначення регуляторної бази активів, невиконання інвестиційної програми, виявленням за результатами планової або позапланової перевірки інших порушень Ліцензійних умов провадження діяльності з транспортування природного газу та помилок при розрахунку необхідного доходу тощо. |
3. Протягом першого регуляторного періоду ліцензіат має забезпечувати щорічне інвестування в обсягах не менших, ніж річна амортизація, згідно із затвердженою інвестиційною програмою.
Після першого регуляторного періоду ліцензіат має забезпечувати інвестування в обсягах не менших, ніж річна амортизація, проіндексована на індекс цін виробників промислової продукції, згідно із затвердженою інвестиційною програмою.
ІV. Визначення регуляторної бази активів, яка створена на дату переходу до стимулюючого регулювання
1. Регуляторна база активів ліцензіата, яка сформована на дату переходу до стимулюючого регулювання (РБА), визначається на підставі висновку про вартість активів, що є невід’ємною частиною звіту про оцінку таких активів, проведену відповідно до Методики оцінки активів суб’єктів природних монополій, суб’єктів господарювання на суміжних ринках у сфері комбінованого виробництва електричної та теплової енергії, затвердженої наказом Фонду державного майна України від 12 березня 2013 року № 293, зареєстрованої в Міністерстві юстиції України 29 березня 2013 року за № 522/23054 (далі - Методика оцінки активів), за умови отримання позитивного висновку рецензента, який працює в органі державної влади, що здійснює державне регулювання оціночної діяльності, щодо відповідності звіту про оцінку активів вимогам Методики оцінки та Національним стандартам оцінки, та визначається за такою формулою:
де: |
| - | регуляторна база активів, визначена на підставі переоціненої вартості активів за результатами незалежної оцінки, проведеної згідно з Методикою оцінки, з урахуванням пункту 3 цього розділу, визначається за такою формулою: |
РБАiв | - | залишкова вартість заміщення активів за результатами витратного підходу, визначена на основі результатів здійсненої незалежної оцінки вартості активів станом на 30 червня 2014 року, тис. грн; | |
Кдол | - | коефіцієнт курсу, що відображає співвідношення офіційного курсу гривні до долара США, встановленого Національним банком України станом на дату встановлення тарифів до офіційного курсу гривні до долара США, встановленого Національним банком України станом на 30 червня 2014 року, визначається за такою формулою: |
де: | n | - | дата встановлення тарифів; |
| - | офіційний курс гривні до долара США, встановлений Національним банком України станом на дату встановлення тарифів (n); | |
| - | офіційний курс гривні до долара США, встановлений Національним банком України станом на 30 червня 2014 року. |
2. Якщо перехід до стимулюючого регулювання відбувся пізніше ніж через квартал після дати оцінки активів ліцензіата, регуляторна база активів, яка створена на дату переходу до стимулюючого регулювання (РБА0), визначається з урахуванням вартості активів, створених згідно з інвестиційною програмою і прийнятих на баланс, та з урахуванням вибуття активів та амортизації за формулою
де: | І | - | первісна вартість активів, створених за період від дати оцінки активів до дати переходу до стимулюючого регулювання відповідно до інвестиційної програми, тис. грн; |
ВА | - | вартість активів, обчислена відповідно до Методики оцінки вартості активів щодо активів, які були списані протягом періоду з дати оцінки активів на дату переходу до стимулюючого регулювання, тис. грн; | |
| - | щорічна амортизація на активи, що були створені на дату переходу до стимулюючого регулювання під час періоду від дати оцінки активів до дати переходу до стимулюючого регулювання, розрахована відповідно до пункту 7 цього розділу, тис. грн; | |
Анов | - | амортизація на активи, що були створені за період від дати оцінки активів до дати переходу до стимулюючого регулювання, розрахована відповідно до пунктів 4 та 5 розділу V цієї Методики, тис. грн. |
3. До складу регуляторної бази активів, яка створена на дату переходу до стимулюючого регулювання, включаються активи, що безпосередньо використовуються для здійснення ліцензованої діяльності з транспортування природного газу.
Активи, що використовуються також в інших, крім транспортування природного газу, видах діяльності (адміністративні будівлі, програмне забезпечення, автотранспорт, системи зв'язку, офісна, комп'ютерна техніка тощо), належать до загальновиробничих. Загальновиробничі активи розподіляються пропорційно штатній чисельності персоналу, задіяного у відповідному виді діяльності. Базою розподілу загальновиробничих активів, що використовуються в транспортуванні природного газу, є штатна чисельність персоналу, задіяного у діяльності з транспортування природного газу.
4. Не включаються до складу регуляторної бази активів, яка створена на дату переходу до стимулюючого регулювання:
об’єкти соціально-культурного призначення;
об’єкти інших необоротних матеріальних активів, які не використовуються для надання послуг транспортування газу територією України;
об’єкти незавершених капітальних інвестицій;
довгострокові фінансові інвестиції;
довгострокові біологічні активи;
довгострокова дебіторська заборгованість;
5. Не включаються до складу регуляторної бази активів:
частина активів, що перевищують встановлені обмеження, - будівлі адміністративного призначення площею понад 15 м2 на одного працюючого в ній за штатним розписом;
активи, для яких встановлені обмеження, - легкові автомобілі, крім спеціалізованих, первісною вартістю понад 200 тис. грн за одиницю та легкові автомобілі, крім спеціалізованих, кількість яких перевищує 3 на 100 працівників.
6. Об’єкти незавершених капітальних інвестицій, вартість виконання робіт за якими була оплачена в межах виконання інвестиційної програми у році, що передував року впровадження стимулюючого регулювання, але при цьому не були включені до складу регуляторної бази активів, яка створена на дату переходу до стимулюючого регулювання, можуть бути включені до неї у році, наступному після року їх введення в експлуатацію.
Об’єкти незавершених капітальних інвестицій, вартість виконання робіт за якими була оплачена в межах виконання інвестиційної програми у роках, що передували року впровадження стимулюючого регулювання, можуть бути включені до складу регуляторної бази активів, яка створена на дату переходу до стимулюючого регулювання, у році, наступному після року їх введення в експлуатацію, з урахуванням висновку про вартість активів, що є невід'ємною частиною звіту про оцінку таких активів, проведену відповідно до Методики оцінки.
7. Річна амортизація на активи, які включені до складу регуляторної бази активів, що створена на дату переходу до стимулюючого регулювання (Асm), розраховується за формулою
де: | С | - | строк корисного використання активів, які включені до складу регуляторної бази активів, що створена на дату переходу до стимулюючого регулювання, років. |
Оператор газотранспортної системи, враховуючи результати здійсненої незалежної оцінки вартості активів та на підставі довгострокових планів замовлення потужностей, щороку надає НКРЕКП розрахунки амортизації на активи, які включені до складу регуляторної бази активів, що створена на дату переходу до стимулюючого регулювання. У разі необхідності коригування строків корисного використання таких активів таке коригування та розрахунок амортизації підлягають обов’язковому узгодженню Оператором з власником цих активів та центральним органом виконавчої влади, що забезпечує формування та реалізацію державної політики в нафтогазовому комплексі.
8. Амортизація на активи, які включені до складу регуляторної бази активів на дату переходу до стимулюючого регулювання, нараховується щокварталу із застосуванням прямолінійного методу.
9. Після переходу на стимулююче регулювання у разі відчуження активів, що включені до складу регуляторної бази активів, яка створена на дату переходу до стимулюючого регулювання, регуляторна норма доходу на таку регуляторну базу та амортизація на суму вартості цих активів з дати їх відчуження не нараховуються.
V. Визначення регуляторної бази активів, яка створена після переходу до стимулюючого регулювання
1. До складу регуляторної бази активів, яка створена після переходу до стимулюючого регулювання, включаються активи, що були створені (придбані) відповідно до інвестиційної програми.
2. Об’єкти незавершених капітальних інвестицій, вартість виконання робіт за якими була оплачена в межах виконання інвестиційної програми у роках, наступних за роками після впровадження стимулюючого регулювання, можуть бути включені до складу регуляторної бази активів, яка створена після переходу до стимулюючого регулювання, у році, наступному після року їх введення в експлуатацію.
3. Не включаються до складу регуляторної бази активів, яка створена після переходу до стимулюючого регулювання, активи, що були створені за рахунок плати за приєднання об'єктів замовників до газопроводів, та активи, для яких пунктом 4 розділу IV цієї Методики встановлені обмеження.
4. Амортизація на активи, які включені до складу регуляторної бази активів, що створена після переходу до стимулюючого регулювання, нараховується із застосуванням прямолінійного методу щокварталу з урахуванням строків їх корисного використання згідно з додатком 3 до цієї Методики.
5. Нарахування амортизації на активи, які включені до складу регуляторної бази активів, що створена після переходу до стимулюючого регулювання, призупиняється на період виведення їх з експлуатації, що перевищує 3 місяці (з метою реконструкції, модернізації, добудови, дообладнання, консервації тощо), на підставі документів, які свідчать про виведення таких основних засобів з експлуатації. Нарахування амортизації відновлюється з місяця, наступного за місяцем введення в експлуатацію таких активів.
VІ. Формування тарифу на послуги транспортування природного газу транскордонними газопроводами та тарифу для точок входу до газотранспортної системи
1. Тариф на послуги транспортування природного газу транскордонними газопроводами та для споживачів України для всіх точок входу Твх установлюється в однаковому розмірі та розраховується за формулою
{Формула 35 пункту 1 розділу VI в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 2845 від 26.11.2015}
де: |
| - | загальний прогнозований необхідний дохід від транспортування природного газу на рік t, тис. грн; |
| - | загальний прогнозний обсяг замовленої потужності в точках входу в газотранспортну систему на рік t, 1000 м3; | |
| - | коефіцієнт розподілу операційних витрат газотранспортного підприємства для визначення тарифу на послуги транспортування природного газу для точок входу в газотранспортну систему України, в умовних одиницях. |
Для визначення тарифу на послуги транспортування природного газу для точок входу в газотранспортну систему на перший регуляторний період kOB приймається у розмірі 0,3.
2. Питомий тариф на послуги транспортування природного газу транскордонними газопроводами (Тп) розраховується за формулою
{Формула 36 пункту 2 розділу VI в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 2845 від 26.11.2015}
де: |
| - | прогнозований необхідний дохід від транспортування природного газу транскордонними газопроводами на рік t, тис. грн; |
| - | - загальний річний прогнозований обсяг замовленої потужності транспортування природного газу транскордонними газопроводами в році t, 1000 м3; | |
| - | прогнозований загальний вантажообіг при транспортуванні природного газу транскордонними газопроводами в році t, 1000 м3 на 100 км на рік. |
3. Прогнозований загальний вантажообіг (ВОtпі) при транспортуванні природного газу транскордонними газопроводами в році t розраховується за формулою
4. Прогнозований вантажообіг по кожному і-му маршруту транспортування в році t (ВОtп і) розраховується за формулою
де: |
| - | прогнозований обсяг замовленої потужності транспортування природного газу в точці входу по і-му маршруту в році t, 1000 м3 на рік; |
| - | протяжність (довжина) і -го маршруту транспортування, км. |
5. Тариф на послуги транспортування природного газу для g-ї точки виходу з різними точками входу розраховується за формулою
{Абзац другий пункту 5 розділу VI із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 2845 від 26.11.2015}
6. Вартість послуг транспортування природного газу в точці виходу складається з двох частин: перша - виражена у грошовій формі (визначається з урахуванням тарифів у точках виходу та замовленої потужності в цих точках); друга - у натуральному виразі обсягів природного газу для забезпечення витрат на технологічні витрати та нормативні втрати газотранспортного підприємства для точок виходу (визначається у відсотках до обсягу протранспортованого газу в точках виходу), що передаються замовником послуг газотранспортному підприємству.
7. Обсяги технологічних витрат та нормативних втрат на транспортування природного газу транскордонними газопроводами від точок входу до точок виходу (VtrВТВ) визначаються за такою формулою:
8. Питомі витрати природного газу на одиницю товаротранспортної роботи (VпитВТВ tr) розраховуються за такою формулою:
9. Забезпечення витрат на технологічні витрати та нормативні втрати у відсотках до обсягу замовленої потужності природного газу для однієї g-ї точки виходу (Pmp g) розраховуються за такою формулою:
10. Тарифи на послуги транспортування природного газу для g-ї точки виходу і-го маршруту без урахування забезпечення витрат газу на технологічні витрати та нормативні втрати для точок виходу (Тівихtrg) розраховуються за такою формулою:
11. Вартість природного газу для забезпечення технологічних витрат та нормативних втрат оператор може стягувати як плату на основі ринкової ціни на природний газ.
12. Необхідний дохід від закупівлі природного газу для забезпечення технологічних витрат та нормативних втрат, що оператор має право отримувати, ВТВt розраховуються за формулою
де: | ND | - | кількість днів у році t; |
| - | обсяг газу, придбаного оператором на добу d, 1000 м3; | |
| - | ціна, що стягується оператором за газ, який він закуповує на добу d, грн за 1000 м3, визначається за формулою |
де: |
| - | ціна на природний газ у році t, грн за 1000 м3; |
| - | коефіцієнт, що враховує ставку збору у вигляді цільової надбавки до діючого тарифу на природний газ для споживачів усіх форм власності, який справляється на обсяги природного газу, що постачаються для промислових та інших суб’єктів господарювання, у році t, установлений відповідно до Податкового кодексу України, у відносних одиницях. |
13. Середньозважений тариф на транспортування природного газу для споживачів України для всіх точок виходу (ТУкрсер.вих) розраховується за формулою
{Формула 46 пункту 13 розділу VI в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 2845 від 26.11.2015}
де: |
| - | прогнозований необхідний дохід від транспортування природного газу для споживачів України в році t, розрахований відповідно до пункту 16 розділу ІІ цієї Методики, тис. грн; |
| - | прогнозована замовлена потужність транспортування природного газу для всіх точок виходу в році t, 1000 м3. |
14. Тарифи і-х точок виходу (TУкрвих і), розташованих на території України, встановлюються відповідно до території ліцензованої діяльності газорозподільних підприємств та розраховуються за формулою
де: |
| - | загальний тариф на транспортування природного газу замовлених потужностей для споживачів України, який розраховується за формулою |
де: |
| - | установлений тариф на послуги розподілу природного газу відповідного (і-го) газорозподільного підприємства, грн за 1000 м3; |
| - | загальна планована річна замовлена потужність розподільних трубопроводів (і-го) газорозподільного підприємства в точках виходу з газотранспортної системи та/або в точках, де здійснюється передача природного газу в газорозподільні мережі, прийнята до розрахунку відповідного тарифу на послуги розподілу природного газу 1000 м3. |
{Пункт 14 розділу VI із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 2845 від 26.11.2015}
15. У разі транспортування природного газу для замовників, власні газопроводи яких безпосередньо підключені до магістральних газопроводів газотранспортного підприємства (споживач на прямій трубі), за точку виходу приймається точка, розташована в місці фізичного з’єднання трубопроводу газотранспортного підприємства з трубопроводом замовника.
Тариф на послуги транспортування природного газу для точки виходу з газотранспортної системи для споживачів на прямій трубі визначається з урахуванням положень Порядку формування тарифів на послуги з транспортування, розподілу, постачання, закачування, зберігання та відбору природного газу, затвердженого постановою НКРЕ від 28 липня 2011 року № 1384.
16. Тарифи на послуги транспортування природного газу для точок входу та точок виходу, що розташовані на державному кордоні України, встановлюються в доларах США або в іншій іноземній валюті за курсом Національного банку України на дату їх установлення НКРЕКП.
17. Тарифи на щоквартальні, щомісячні та добові потужності в точках виходу з газотранспортної системи на території України визначаються за формулою
{Формула 49 пункту 17 розділу VI в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 2845 від 26.11.2015}
де: | s | - | термін замовлення потужності (квартал, місяць або доба); |
| - | коефіцієнт, який враховує термін замовлення потужності і може приймати будь-яке значення від 0,5 до 1,5 для щомісячної та щоквартальної потужністі та від 0,2 до 1,5 для добової потужності. Коефіцієнт не може перевищувати значення 1,0, якщо є перевантаження у відповідній точці виходу; | |
| - | тариф на послуги транспортування природного газу замовленої потужності в точках виходу на території України, розрахований відповідно до пункту 14 цього розділу. |
18. Тарифи на щоквартальній, щомісячній та добовій потужності в точках входу на території України визначаються за формулою
{Формула 50 пункту 18 розділу VI в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 2845 від 26.11.2015}
де: | s | - | термін замовлення потужності (квартал, місяць або доба); |
| - | коефіцієнт, який враховує термін замовлення потужності і може приймати будь-яке значення від 0,5 до 1,5 для щомісячної та щоквартальної потужністі та від 0,2 до 1,5 для добової потужності. Коефіцієнт не може перевищувати значення 1,0, якщо є перевантаження у відповідній точці входу; | |
| - | тариф на послуги транспортування природного газу замовленої потужності в точках входу на території України, розрахований відповідно до пункту 1 цього розділу. |
19. Тарифи на щоквартальну, щомісячну та добову потужність у точках виходу, розташованих на кордоні України, визначаються за формулою:
{Формула 51 пункту 19 розділу VI в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 2845 від 26.11.2015}
де: | s | - | термін замовлення потужності (квартал, місяць або доба); |
| - | коефіцієнт, який враховує термін замовлення потужності і може приймати будь-яке значення від 0,5 до 1,5 для щомісячної та щоквартальної потужністі та від 0,2 до 1,5 для добової потужності. Коефіцієнт не може перевищувати значення 1,0, якщо є перевантаження у відповідній точці виходу; | |
| - | тариф на послуги транспортування природного газу замовленої потужності в точках виходу, розташованих на кордоні України. |
20. Оператор самостійно визначає коефіцієнти, які враховують терміни замовлення потужності, відповідно для кожного кварталу, місяця або дня і повинен надати НКРЕКП обгрунтування для зміни коефіцієнтів для кожного періоду (квартал, місяць або доба) протягом одного року.
21. НКРЕКП затверджує запропоновані коефіцієнти або корегує їх з метою дотримання оператором планового необхідного доходу на період регулювання.
22. У разі замовлення потужності на термін більше одного регуляторного періоду тариф для такого замовлення на наступний регуляторний період переглядається на загальних підставах відповідно до цієї Методики.
VІI. Визначення та встановлення тарифів на транспортування природного газу для точок входу і виходу в/з газотранспортну(ої) систему(и) на перерваній основі
1. З метою визначення тарифів оператор щорічно подає до НКРЕКП розрахунки тарифів на транспортування природного газу замовленої потужності на перервній основі.
2. Розрахунки тарифів ґрунтуються на застосуванні понижуючих коефіцієнтів (дисконтів) до тарифів, визначених у розділі VI цієї Методики. Запропоновані понижуючі коефіцієнти визначаються на основі припущень, що замовлені потужності на перервній основі будуть перервані.
3. При визначенні знижувальних коефіцієнтів D оператор повинен враховувати, наскільки це технічно можливо, якою мірою запропоновані перервні потужності можуть бути недоступні. Вони розраховуються за формулою
де: | N | - | очікуване число переривань протягом відповідного періоду; |
Dint | - | очікувана тривалість кожного переривання; | |
s | - | термін замовлення потужності (квартал, місяць або доба); | |
ICAPint | - | очікуваний обсяг перерваної потужності; | |
ICAP | - | потужність, що переривається, яка є доступною. |
4. НКРЕКП затверджує запропоновані коефіцієнти або корегує їх з метою дотримання оператором планового необхідного доходу на період регулювання.
VIII. Окремі положення про розрахунок тарифів
1. Розмір податку на додану вартість, встановлений Податковим кодексом України, при розрахунку тарифів не враховується, а додається до нього.
2. Тарифи для точок входу та точок виходу з ПСГ можуть встановлюватися з коефіцієнтом від 0 до 0,5, який застосовується до тарифів, визначених відповідно до розділу VI цієї Методики.
3. Тимчасові тарифи на послуги транспортування природного газу для точок входу і точок виходу, передбачені пунктом 5 частини сьомою статті 4 Закону України «Про ринок природного газу», встановлюються відповідно до положень цієї Методики у разі, якщо оператор газотранспортної системи вчасно не надав розрахунки відповідних тарифів для їх встановлення.
IX. Процедура встановлення та перегляду тарифів на послуги транспортування природного газу для точок входу і точок виходу
1. Вимоги до оформлення заяви та документів, що додаються до неї
1. Для перегляду тарифів ліцензіат подає до НКРЕКП заяву за встановленою формою (додаток 4) і такі документи у друкованій та електронній формах в 1 примірнику:
1) загальну характеристику заявника та динаміку розвитку основних техніко-виробничих показників за останні 5 років (додаток 5);
2) розрахунок прогнозованого необхідного доходу ліцензіата для провадження ліцензованої діяльності з транспортування природного газу на кожен рік регуляторного періоду (додаток 6), у тому числі розрахунок операційних контрольованих витрат з транспортування природного газу на кожний рік регуляторного періоду (додаток 7), розрахунок фонду оплати праці ліцензіата з транспортування природного газу на кожний рік регуляторного періоду (додаток 8), розрахунок операційних неконтрольованих витрат з транспортування природного газу на кожний рік регуляторного періоду (додаток 9), розрахунок витрат, пов’язаних із виробничо-технологічними витратами, нормованими втратами природного газу, ліцензіата з транспортування природного газу на кожний рік регуляторного періоду (додаток 10), розрахунок прибутку на регуляторну базу активів, що використовуються при провадженні діяльності з транспортування природного газу (додаток 11) та прогнозованої амортизації (додатки 12-15);
3) джерела фінансування інвестиційної програми на кожен рік регуляторного періоду відповідно до Інвестиційної програми ліцензіата, затвердженої НКРЕКП (додаток 16);
4) розрахунок обсягів замовленої потужності транспортування природного газу відповідно до договорів в розрізі категорій споживачів (додаток 17);
{Підпункт 4 пункту 1 глави 1 розділу IX із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 2845 від 26.11.2015}
5) розрахунок тарифу на послуги транспортування природного газу для точок входу і точок виходу на прогнозований період (додаток 18);
6) інформація щодо переліку точок входу та точок виходу при транспортуванні природного газу транскордонними газопроводами та для споживачів України із зазначенням обсягів замовленої потужності по кожній точці, протяжності маршрутів транспортування природного газу транскордонними газопроводами та обсягів транспортування по кожному маршруту транспортування (додаток 19);
7) інформація щодо динаміки фактичних та граничних обсягів виробничо-технологічних витрат та нормованих втрат природного газу за 5 останніх років (додаток 20).
Крім того, на запит НКРЕКП ліцензіат має надавати форми статистичної звітності НКРЕКП (НКРЕ), форми фінансової звітності, податкову декларацію про оподаткування податком на прибуток підприємства (з додатками), звіт з праці (форма 1-ПВ) за видами діяльності та категоріями працюючих, копію договору на постачання природного газу для виробничо-технологічних потреб, укладеного між ліцензіатом та власником газу.
2. Для встановлення тарифу при переході на стимулююче регулювання ліцензіат подає до НКРЕКП заяву, документи, визначені у пункті 1 цього розділу, та додатково копії таких документів в 1 примірнику:
1) звіту про незалежну оцінку активів, проведену відповідно до Методики оцінки активів;
2) рецензії звіту про незалежну оцінку активів, зробленої рецензентами, які працюють в органі державної влади, який здійснює державне регулювання оціночної діяльності;
3) порядку розподілу активів, витрат та доходів між видами господарської діяльності і наказу про його затвердження та/або наказу про облікову політику та у друкованій та електронній формах в 1 примірнику:
1) розрахунок регуляторної бази активів, яка сформована на дату переходу до стимулюючого регулювання, з урахуванням пунктів 2 та 3 розділу IV цієї Методики;
2) розрахунок базових рівнів операційних контрольованих витрат та операційних неконтрольованих витрат;
3) динаміку обсягів замовлених потужностей та розрахунок прогнозованого обсягу замовлених потужностей за видами замовлених потужностей на кожен рік регуляторного періоду;
4) план заходів із забезпечення підвищення достовірності даних для здійснення моніторингу якості послуг.
3. Для уточнення тарифу ліцензіат подає до НКРЕКП заяву та документи, визначені у пункті 1 цього розділу, у друкованій та електронній формах в 1 примірнику з уточненням прогнозованих даних на рік регуляторного періоду, на який встановлюються тарифи.
4. Для коригування тарифів ліцензіат подає до НКРЕКП заяву за встановленою формою (додаток 4) та такі документи у друкованій та електронній формах в 1 примірнику:
1) розрахунок уточненого необхідного доходу для здійснення діяльності з транспортування природного газу за попередній рік, у тому числі розрахунок фактичної амортизації відповідно до пункту 2 розділу ІІІ цієї Методики;
2) розрахунок корегування необхідного доходу з транспортування природного газу у зв’язку зі зміною обсягів замовлених потужностей за видами замовлених потужностей, передбачений при розрахунку відповідного тарифу (додаток 21).
5. НКРЕКП може запросити у ліцензіата письмові обґрунтування наданих матеріалів та/або будь-яку іншу додаткову інформацію та документи, необхідні для розгляду заяви та доданих до неї документів.
Ліцензіат має надати всі необхідні матеріали протягом 7 календарних днів від дати отримання письмового запиту від НКРЕКП.
6. Ліцензіат зобов’язаний обґрунтовано розподілити витрати між ліцензованим та іншими видами господарської діяльності.
7. Усі документи, що надаються ліцензіатом до НКРЕКП відповідно до вимог цієї Методики у друкованій формі, мають бути підписані керівником, а копії документів - завірені в установленому законодавством порядку.
8. Усі числові значення в розрахунках мають бути наведені з округленням до двох знаків після коми.
9. Відповідальним за достовірність даних, наданих у документах, є ліцензіат.
2. Порядок та строки розгляду заяви
1. Заява на перегляд тарифу та додані до неї відповідно до пунктів 1 та 2 глави 1 цього розділу документи подаються до НКРЕКП до 01 жовтня року, що передує року, на який буде встановлюватися тариф.
2. Заява на уточнення тарифу та додані до неї відповідно до пункту 3 глави 1 цього розділу документи подаються до НКРЕКП до 01 листопада року, що передує року, на який буде встановлюватися тариф.
3. Заява на коригування тарифу та додані до неї відповідно до пункту 4 глави 1 цього розділу документи подаються до НКРЕКП до 01 травня року, в якому буде здійснюватися коригування тарифу.
4. Сума коригування необхідного доходу, що визначена відповідно до розділу ІІІ цієї Методики, ураховується при коригуванні тарифу за відповідним рішенням НКРЕКП на період, як правило, 12 місяців, але не більше ніж на 24 місяці, починаючи з 01 числа місяця, в якому було прийнято рішення.
5. Якщо сума коригування необхідного доходу менша, ніж 5 %, вона за рішенням НКРЕКП може враховуватися при черговому встановленні тарифу.
6. У разі якщо заява або додані до неї документи містять помилки, ліцензіат має усунути їх протягом 7 календарних днів після отримання письмового повідомлення НКРЕКП.
У разі якщо після виправлення помилок заява та додані до неї документи не відповідають вимогам пунктів 1-9 глави 1 цього розділу або якщо ліцензіат не виправляє помилки у встановлений строк, НКРЕКП може письмово повідомити про відмову у розгляді заяви ліцензіата.
7. У разі якщо заява та додані документи не подані у встановлені пунктами 1-3 цієї глави строки, НКРЕКП може самостійно здійснювати розрахунки, що необхідні для встановлення тарифу (крім встановлення тарифу при переході на стимулююче регулювання).
8. Після розгляду заяви ліцензіата та доданих до неї документів, оформлених відповідно до вимог, визначених пунктами 1-9 глави 1 цього розділу, та надання ліцензіатом усіх додаткових матеріалів НКРЕКП визначає дату розгляду питання, про що письмово повідомляє ліцензіату.
9. НКРЕКП приймає рішення щодо встановлення тарифів (перегляд та уточнення) до 31 грудня року, що передує року, на який встановлюються тарифи.
10. Питання щодо встановлення тарифів розглядаються на засіданні НКРЕКП, яке проводиться у формі відкритих слухань (далі - засідання).
11. Під час засідання не оголошується інформація, що є конфіденційною для ліцензіата, відповідно до законодавства.
12. Копія рішення про встановлення тарифів надсилається ліцензіату рекомендованим листом протягом 3 робочих днів після відповідного оформлення рішення.
3. Підстави для встановлення тарифів за ініціативою НКРЕКП
1. НКРЕКП може встановлювати тарифи у випадку, передбаченому пунктом 7 глави 2 цього розділу. При цьому необхідний дохід ліцензіата за рішенням НКРЕКП може бути зменшений на суму до 2 % від розрахованого відповідно до цієї Методики.
2. НКРЕКП за власною ініціативою, у тому числі за зверненням ліцензіата, може коригувати тариф у таких випадках:
1) прийняття НКРЕКП рішень щодо порушення Ліцензійних умов у частині виявлення фактів недотримання вимог при формуванні реєстру активів для проведення незалежної оцінки та визначення регуляторної бази активів, невиконання інвестиційної програми, надання ліцензіатом недостовірних даних, помилок при розрахунку необхідного доходу для здійснення відповідного виду ліцензованої діяльності;
2) при збільшенні/зменшенні замовленої потужності транспортування природного газу більше ніж на 5 %;
3) у випадках, передбачених Законом України «Про ринок природного газу».
Додаток 1 |
ПРИМІРНИЙ ПЕРЕЛІК
операційних контрольованих витрат
№ з/п | Статті витрат |
1 | Матеріальні витрати, у тому числі: |
1.1 | матеріали |
1.2 | паливно-мастильні матеріали |
1.3 | електроенергія |
1.4 | витрати на ремонт (без заробітної плати) |
1.5 | інші матеріальні витрати |
1.6 | природний газ на власні потреби |
2 | Витрати на оплату праці |
3 | Інші контрольовані операційні витрати, у тому числі: |
3.1 | оренда обладнання (з метою здійснення ліцензованої діяльності) |
3.2 | оренда приміщень (з метою здійснення ліцензованої діяльності) |
3.3 | послуги банків |
3.4 | послуги з повірки приладів обліку |
3.5 | обов’язкове страхування |
3.6 | витрати на зв'язок |
3.7 | витрати на службові відрядження |
3.8 | витрати на утримання автомобільного транспорту |
3.9 | зняття показників лічильників |
3.10 | поліграфічні, друкарські послуги |
3.11 | впровадження та обслуговування програмного забезпечення |
3.12 | інформаційно-консультаційні послуги |
3.13 | юридичні та нотаріальні послуги |
3.14 | аудиторські послуги |
3.15 | канцелярські витрати |
3.16 | послуги сторонніх організацій |
3.17 | навчання |
3.18 | забезпечення пожежної, сторожової, воєнізованої охорони |
3.19 | медичне обслуговування |
3.20 | послуги реєстратора |
3.21 | інші витрати |
Додаток 2 |
ПРИМІРНИЙ ПЕРЕЛІК
операційних неконтрольованих витрат
№ з/п | Статті витрат |
1 | Екологічний податок |
2 | Збір за користування радіочастотним ресурсом України |
3 | Збір за першу реєстрацію транспортного засобу |
4 | Збір за спеціальне використання води |
5 | Збір за спеціальне використання лісових ресурсів |
6 | Єдиний внесок на загальнообов’язкове державне соціальне страхування |
7 | Отримання ліцензій та спеціальних дозволів |
8 | Обов’язкове страхування |
9 | Охорона праці, техніка безпеки та охорона навколишнього природного середовища |
10 | Плата за землю |
11 | Інші податки, збори та обов’язкові платежі за рахунок собівартості (за виключенням рентної плати за транзитне транспортування трубопроводами природного газу територією України) |
12 | Витрати, пов’язані з використанням природного газу у ПСГ, а також послугами оператора ПСГ оператору, для управління газотранспортною системою |
Додаток 3 |
ГРУПИ
необоротних активів ліцензіата з транспортування природного газу, що входять до складу регуляторної бази, яка створена після переходу до стимулюючого регулювання, та строки їх корисного використання
Групи активів | Нормативний строк експлуатації активу, років |
Нематеріальні активи у вигляді комп’ютерних програм та ліцензій на їх використання | 5 |
Будівлі, за винятком тих, що відносяться до підстанцій високої напруги: | |
каркасні будівлі адміністративного та виробничого призначення | 60 |
безкаркасні будівлі допоміжного призначення; будівлі, в яких розташоване газорегуляторне обладнання | 50 |
будівлі компресорних та газорозподільчих станцій | 50 |
будинки датчиків контрольно-вимірювальних приладів і автоматики | 50 |
операторні | 40 |
будівлі із металоконструкцій, дерев’яні, каркасні і щитові, контейнерні тощо | 35 |
Споруди, за винятком тих, що відносяться до підстанцій високої напруги: | |
залізобетонні, цегляні: | |
резервуари, маслостоки | 50 |
замощення | 40 |
паркани | 30 |
металеві: | |
резервуари, башти радіозв'язку | 35 |
паркани, рейкові путі, свердловини, водонапірні вежі | 25 |
інші | 20 |
Лінії передачі електроенергії високої напруги (35 (27,5)-750 кВ), у тому числі: | |
повітряні лінії високої напруги | 40 |
кабельні лінії високої напруги | 30 |
Лінії передачі електроенергії низької напруги (0,38-10 кВ), у тому числі: | |
повітряні лінії низької напруги | 30 |
кабельні лінії низької напруги | 30 |
Газопроводи: | |
поліетиленові | 50 |
сталеві | 40 |
сталеві магістральні | 60 |
Свердловини підземних сховищ газу | 50 |
Інші передавальні пристрої (за винятком передавальних пристроїв, що відносяться до ліній передачі електроенергії) | 30 |
Обладнання телемеханіки, високочастотного зв’язку та інші комутаційні пристрої за винятком об’єктів, що відносяться до підстанцій високої напруги | 15 |
Газоперекачувальні агрегати | 25 |
Газорегуляторне обладнання | 35 |
Газовимірювальне обладнання | 35 |
Насосно-компресорні труби | 20 |
Фонтанна арматура | 7 |
Запірна арматура | 5 |
Засоби телемеханіки та автоматики | 15 |
Обладнання контрольно-вимірювальне | 10 |
Обладнання електрохімічного захисту | 15 |
Обладнання газорегуляторних пунктів | 20 |
Трансформаторні підстанції та розподільчі пункти, у тому числі: | |
підстанції та розподільчі пункти високої напруги (35 (27,5)-750 кВ) | 30 |
трансформаторні підстанції низької напруги (0,38-10 кВ) | 25 |
комплектні трансформаторні підстанції низької напруги (0,38-10 кВ) | 25 |
розподільчі пункти низької напруги (0,38-10 кВ) | 25 |
Інше силове та електротехнічне обладнання (за винятком обладнання, що встановлене на підстанціях високої напруги), у тому числі: | |
трансформатори | 25 |
силові, транзитні та секційні шафи | 25 |
інше силове та електротехнічне обладнання | 25 |
Інші робочі машини та обладнання (за винятком обладнання, що відноситься до підстанцій високої напруги) | 15 - 25 |
Вимірювальні та регулюючі прилади (за винятком обладнання, що відноситься до підстанцій високої напруги) | 15 |
Транспортні засоби, у тому числі: | |
колісні транспортні засоби | 10 |
інші дорожні транспортні засоби | 8 |
Інші основні засоби | 5 - 10 |
Додаток 4 |
ЗАЯВА
щодо встановлення тарифів на послуги транспортування природного газу для точок входу і точок виходу
