|
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 Постановами Національної комісії, що здійснює
державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг
№ 2845 від 26.11.2015
№ 1280 від 30.10.2018
№ 580 від 22.04.2019
№ 2107 від 11.10.2019
№ 2899 від 20.12.2019
№ 370 від 11.02.2020
№ 1021 від 08.06.2023}
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
{У тексті Методики слова "для споживачів України" замінено словами "для внутрішніх точок" згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1280 від 30.10.2018}
{У тексті Методики слова «пропускна потужність» у всіх відмінках замінено словом «потужність» у відповідних відмінках згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 2107 від 11.10.2019}
1. Ця Методика розроблена відповідно до законів України «Про природні монополії», «Про ринок природного газу», «Про ціни і ціноутворення», «Про трубопровідний транспорт» та «Про Національну комісію, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг».
{Пункт 1 розділу I в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 2107 від 11.10.2019}
2. Дія цієї Методики поширюється на суб'єктів господарювання (далі - газотранспортне підприємство, ліцензіат), які отримали або мають намір отримати ліцензію на провадження господарської діяльності з транспортування природного газу газотранспортною системою (далі - транспортування природного газу).
{Пункт 2 розділу I в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 2107 від 11.10.2019}
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;
{Абзац четвертий пункту 4 розділу I в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1280 від 30.10.2018}
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;
кластер точок - однорідна група точок або група точок входу або виходу, розташованих поруч і які вважаються, відповідно, однією точкою входу або однією точкою виходу для цілей визначення тарифу;
{Пункт 4 розділу I доповнено новим абзацом дев’ятим згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 2107 від 11.10.2019}
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;
однорідна група точок - група точок у газотранспортній системі: віртуальні та/або фізичні точки входу на міждержавних з’єднаннях; віртуальні та/або фізичні точки виходу на міждержавних з’єднаннях; внутрішні точки входу (віртуальні та/або фізичні точки входу від суміжних газовидобувних підприємств, віртуальні точки входу з газорозподільних систем); фізичні точки входу з установки LNG; віртуальні та/або фізичні точки входу з газосховищ; віртуальні точки входу з митного складу газосховища чи групи газосховищ; внутрішні точки виходу (віртуальні та/або фізичні точки виходу до газорозподільних систем, віртуальні та/або фізичні точки виходу до суміжного газовидобувного підприємства, фізичні точки виходу до прямих споживачів); віртуальні та/або фізичні точки виходу до газосховища чи групи газосховищ; віртуальні точки виходу до митного складу газосховища чи групи газосховищ; віртуальна точка виходу для операцій оператора газотранспортної системи, пов'язаних із закупівлею оператором газотранспортної системи природного газу для власних потреб та виробничо-технологічних витрат;
{Пункт 4 розділу I доповнено новим абзацом дванадцятим згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 2107 від 11.10.2019}
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;
регуляторний рахунок - це обліковий запис, на який відносяться відхилення уточненого необхідного доходу за кожний рік регуляторного періоду;
{Пункт 4 розділу I доповнено новим абзацом дев’ятнадцятим згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 2107 від 11.10.2019}
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;
загальний показник ефективності для обсягів ВТВ газу.
{Абзац п'ятий підпункту 1 пункту 6 розділу I в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1280 від 30.10.2018}
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 за фактичними даними може бути проведено коригування необхідного доходу, яке враховує:
{Абзац перший пункту 7 розділу I в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 2899 від 20.12.2018}
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;
дохід, отриманий від надання права користування потужністю з обмеженнями;
{Пункт 7 розділу I доповнено новим абзацом п’ятим згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 2107 від 11.10.2019}
аукціонні надбавки, отримані за результатами проведення процедури розподілу потужності в рамках аукціону;
{Пункт 7 розділу I доповнено новим абзацом шостим згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 2107 від 11.10.2019}
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 потужність за формулою
{Абзац другий пункту 1 розділу II в редакції Постанов Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 2107 від 11.10.2019, № 2899 від 20.12.2018}
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; | |
{Абзац сьомий пункту 1 розділу II виключено на підставі Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 2107 від 11.10.2019} | |||
| - | прогнозований прибуток на регуляторну базу активів на рік t після оподаткування, тис. грн; | |
| - | прогнозований прибуток на робочий капітал на рік t після оподаткування, тис. грн; | |
| - | коригування необхідного доходу у зв’язку з виявленням та підтвердженням порушень за результатами проведення планового та/або позапланового заходу державного нагляду (контролю) щодо дотримання суб’єктом господарювання вимог законодавства у нафтогазовій сфері та Ліцензійних умов провадження господарської діяльності з транспортування природного газу, затверджених постановою НКРЕКП від 16 лютого 2017 року № 201; | |
{Абзац десятий пункту 1 розділу II виключено на підставі Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 2899 від 20.12.2018} | |||
| - | прогнозований податок на прибуток на рік t, тис. грн. | |
{Пункт 1 розділу II із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 2107 від 11.10.2019}
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
{Абзац другий підпункту 1 пункту 4 розділу II в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 2107 від 11.10.2019}
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, %; | |
{Абзац п'ятий пункту 4 розділу II виключено на підставі Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 2107 від 11.10.2019} | |||
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
Абзац другий пункту 5 розділу II в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 2107 від 11.10.2019}
де: |
| - | прогнозовані обсяги виробничо-технологічних витрат та нормованих втрат природного газу на рік t 1000 м3, які визначаються з урахуванням фактичних обсягів виробничо-технологічних витрат та нормованих втрат природного газу за попередні періоди, загальних прогнозних обсягів транспортування у році t та загального показника ефективності для обсягів виробничо-технологічних витрат та нормованих втрат природного газу, встановленого НКРЕКП; |
{Абзац пункту 5 розділу II в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 2107 від 11.10.2019}
| - | прогнозована ціна закупівлі природного газу у році t, грн за 1000 м3; | |
{Абзац п'ятий пункту 5 розділу II виключено на підставі Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 2107 від 11.10.2019} | |||
Для першого регуляторного періоду показник ефективності для обсягів виробничо-технологічних витрат та нормованих втрат природного газу дорівнює 0.
{Абзац п'ятий пункту 5 розділу II в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 2107 від 11.10.2019}
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.
{Пункт 5 розділу II в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 2107 від 11.10.2019}
{Пункт 6 розділу II виключено на підставі Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 2107 від 11.10.2019}
6. 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.
7. Розрахунок прибутку на регуляторну базу активів (Пt) здійснюється за формулою:
{Абзац перший пункту 7 розділу II із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 2899 від 20.12.2018}
{Абзац другий пункту 7 розділу II виключено на підставі Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 2899 від 20.12.2018}
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. |
8. 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).
9. 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.
10. 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.
11. 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).
12. 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; |
13. Прогнозований прибуток на робочий капітал у році t розраховується за формулою
де: |
| - | обсяг фінансування інвестиційної програми на рік t, затвердженої НКРЕКП відповідно до вимог Кодексу газотранспортної системи, тис. грн; |
| - | нормативний показник оборотності, днів. |
У разі якщо інвестиційна програма на рік t не затверджена відповідно до вимог Кодексу газотранспортної системи, то значення Int дорівнює 0.
{Розділ II доповнено новим пунктом 13 згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 2107 від 11.10.2019}
14. Податок на прибуток у році t розраховується за формулою
{Абзац другий пункту 14 розділу II в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 2107 від 11.10.2019}
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, прибуток на робочий капітал та податок на прибуток розраховуються відповідно до пунктів 6 - 14 цього розділу з урахуванням прогнозованих значень амортизації, суми інвестицій, індексу споживчих цін тощо.
{Абзац перший пункту 15 розділу II в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 2107 від 11.10.2019}
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.
{Пункт 16 розділу II виключено на підставі Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 2107 від 11.10.2019}
III. Коригування необхідного доходу від здійснення діяльності з транспортування природного газу на основі плати за потужність
1. Відхилення необхідного доходу від здійснення діяльності з транспортування природного газу відноситься на регуляторний рахунок.
Оператором ГТС можуть бути створені окремі субрахунки регуляторного рахунку для точки (точок) та/або однорідної групи точок, та/або кластеру точок входу та/або точок виходу в/з газотранспортну(ої) систему(и). У такому випадку значення регуляторного рахунку дорівнює сумі значень усіх субрахунків регуляторного рахунку.
2. Коригування необхідного доходу від здійснення діяльності з транспортування природного газу на основі плати за потужність здійснюється за зверненням ліцензіата за формулою
де: |
| - | значення регуляторного рахунку або суми субрахунків регуляторного рахунку, тис. грн; |
u | - | кількість років, протягом яких ураховується коригування необхідного доходу. |
З метою уникнення перехресного субсидіювання, у разі якщо значення субрахунку певної точки (точок) та/або однорідної групи точок, та/або кластеру точок у значенні регуляторного рахунку перевищує 50 % значення регуляторного рахунку, значення субрахунку певної точки та/або однорідної групи точок, та/або кластеру точок може бути враховано виключно при розрахунку тарифу на послуги транспортування природного газу для відповідної точки та/або однорідної групи точок, та/або кластеру точок.
3. До складу регуляторного рахунку або субрахунку регуляторного рахунку точки (точок) та/або однорідної групи точок, та/або кластеру точок входу та/або виходу в/з газотранспортну(ої) систему(и) можуть бути віднесені:
1) різниця між прогнозованими та уточненими компонентами необхідного доходу від здійснення діяльності з транспортування природного газу, зокрема:
витратами ліцензіата, пов'язаними із закупівлею природного газу, що використовується для забезпечення виробничо-технологічних витрат та нормованих втрат природного газу,
операційними контрольованими витратами з транспортування природного газу,
операційними неконтрольованими витратами з транспортування природного газу,
амортизацією, розрахованою відповідно до пункту 6 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,
прибутком, розрахованим відповідно до пункту 7 розділу II 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, тис. грн,
прибутком на робочий капітал, розрахованим відповідно до пункту 13 розділу II цієї Методики з урахуванням фактичних даних суми інвестицій відповідно до затверджених інвестиційних програм,
коригуванням необхідного доходу у зв'язку зі зміною обсягів замовлених потужностей;
2) коригування необхідного доходу відповідно до зобов'язань щодо витрат, пов'язаних із приєднанням;
3) фактично отриманий дохід від надання права користування потужністю з обмеженнями;
4) фактично отриманий дохід у вигляді аукціонної надбавки від проведення процедури розподілу потужності в рамках аукціону;
5) відхилення необхідного доходу від здійснення діяльності з транспортування природного газу.
4. Уточнені витрати ліцензіата, пов'язані із закупівлею природного газу, що використовується для забезпечення виробничо-технологічних витрат та нормованих втрат природного газу, на рік q розраховуються за формулою
де: | q | - | відповідний рік регуляторного періоду; |
| - | прогнозовані обсяги виробничо-технологічних витрат та нормованих втрат природного газу на рік q, 1000 м3; | |
| - | оптова ціна природного газу на нерегульованому сегменті оптового ринку природного газу України за результатами моніторингу за рік q, грн за 1000 м3. |
5. Уточнені операційні контрольовані витрати з транспортування природного газу на рік q розраховуються 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 ОКВуq-1 = ОКВ0), що розраховуються за формулою 3 з уточненням економії ОКВу за формулою |
де: |
| - | фактичний індекс зростання номінальної середньомісячної заробітної плати в Україні для року q, %; |
| - | уточнений фонд оплати праці у році q-1, що визначається аналогічно формулі 18, тис. грн; | |
| - | фактичний індекс цін виробників промислової продукції року q, %. |
6. Уточнені операційні неконтрольовані витрати з транспортування природного газу на рік q розраховуються за формулою
де: |
| - | фактичний рівень операційних неконтрольованих витрат у році q, тис. грн; |
| - | фактичний фонд оплати праці у році q, тис. грн; | |
| - | фактичний розмір єдиного внеску на загальнообов'язкове державне соціальне страхування у році q, у відносних одиницях. |
7. Коригування необхідного доходу у зв'язку зі зміною обсягів замовлених потужностей у році регулювання q розраховується за формулою
де: | p | - | охоплює замовлення потужностей на всі періоди замовлення (річні, квартальні, місячні та , на добу наперед та протягом доби), крім потужності з обмеженнями; |
m | - | кількість змін тарифів за видами замовлених потужностей p протягом року регулювання q; | |
i | - | період у році q, протягом якого тарифи залишалися незмінними; | |
| - | коефіцієнт, що враховує період замовлення потужності та може враховувати сезон замовлення потужності; | |
| - | відповідний тариф, встановлений Регулятором у відповідній точці або однорідній групі точок, або кластері точок входу або виходу, грн за 1000 м3 на добу; | |
| - | різниця між фактичним та прогнозованим, передбаченим при розрахунку відповідного тарифу, обсягом замовлених потужностей транспортування природного газу за видами замовлених потужностей p протягом періоду i у році q, 1000 м3/добу, що розраховується за формулою |
де: |
| - | фактичний обсяг замовленої потужності за видами замовлених потужностей p протягом періоду i у році q, 1000 м3/добу; |
| - | прогнозований обсяг замовлених потужностей, передбачений при розрахунку відповідного тарифу, за видами замовлених потужностей p протягом періоду i у році q, 1000 м3/добу. |
{Пункт 7 розділу III із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 370 від 11.02.2020}
8. Коригування необхідного доходу відповідно до зобов'язань щодо витрат, пов'язаних із приєднанням, у році q визначається за формулою
де: |
| - | сума фактичних інвестицій у році q, 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 q плати за приєднання об'єктів газоспоживання (газопостачання) замовників до газопроводів газотранспортного підприємства, тис. грн без ПДВ. |
{Розділ III в редакції Постанов Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 2107 від 11.10.2019, № 2899 від 20.12.2019}
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.
VI. Формування тарифів на послуги транспортування природного газу для точок входу та виходу в/з газотранспортну(ої) систему(и)
1. Тарифи на послуги транспортування природного газу для точок входу і точок виходу в/з газотранспортну(ої) систему(и) розраховуються для річної гарантованої потужності.
2. Тариф на послуги транспортування природного газу для g-тої точки або однорідної групи точок, або кластеру точок входу в газотранспортну систему визначається за формулою
де: |
| - | частина необхідного доходу, що має бути отримана від надання послуг транспортування в g-тій точці або однорідній групі точок, або кластері точок входу в газотранспортну систему, яка визначається за формулою |
де: |
| - | коригування необхідного доходу від здійснення діяльності з транспортування природного газу, тис. грн; |
| - | вага g-тої точки входу або однорідної групи точок, або кластеру точок входу в газотранспортну систему, в умовних одиницях; | |
| - | прогнозований обсяг потужності у g-тій точці входу або однорідній групі точок, або кластері точок входу в газотранспортну систему, 1000 м3 на добу; | |
| - | 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 koв приймається в розмірі 0,3. Для всіх наступних регуляторних періодів koв, як правило, приймається в розмірі 0,5, якщо інше не встановлено НКРЕКП разом з параметрами регулювання, що мають довгостроковий термін дії, для цілей стимулюючого регулювання.
З метою уникнення перехресного субсидіювання у випадку, визначеному у пункті 2 розділу III, частина необхідного доходу, що має бути отримана від надання послуг транспортування в g-тій точці або однорідній групі точок, або кластері точок входу в газотранспортну систему, визначається за формулою
де: |
| - | частка g-тої точки входу або однорідної групи точок, або кластеру точок входу в газотранспортну систему з числа точок, відхилення необхідного доходу за якими обліковується на i-му субрахунку регуляторного рахунку, що розраховується за формулою |
де: |
| - | сумарна вага точок входу або однорідних груп точок, або кластерів точок входу в газотранспортну систему, відхилення необхідного доходу за якими обліковується на i-му субрахунку регуляторного рахунку; |
| - | сумарна вага точок виходу або однорідних груп точок, або кластерів точок виходу з газотранспортної системи, відхилення необхідного доходу за якими обліковується на i-му субрахунку регуляторного рахунку; | |
| - | значення i-го субрахунку регуляторного рахунку, тис. грн. |
{Пункт 2 розділу VI в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 2899 від 20.12.2019}
3. Тариф на послуги транспортування природного газу для g-тої точки або однорідної групи точок, або кластеру точок виходу з газотранспортної системи розраховується за формулою
де: |
| - | частина необхідного доходу, що має бути отримана від надання послуг транспортування в g-тій точці або однорідній групі точок, або кластері точок виходу з газотранспортної системи, визначається за формулою |
де: |
| - | вага g-тої точки або однорідної групи точок, або кластеру точок виходу з газотранспортної системи, в умовних одиницях; |
| - | прогнозований обсяг потужності у g-тій точці або однорідній групі точок, або кластері точок виходу з газотранспортної системи, 1000 м3 на добу. |
З метою уникнення перехресного субсидіювання, у випадку, визначеному у пункті 2 розділу III, частина необхідного доходу, що має бути отримана від надання послуг транспортування в g-тій точці або однорідній групі точок, або кластері точок виходу в газотранспортну систему, визначається за формулою
де: |
| - | частка g-тої точки виходу або однорідної групи точок, або кластеру точок виходу з газотранспортної системи з числа точок, відхилення необхідного доходу за якими обліковується на i-му субрахунку регуляторного рахунку, що розраховується за формулою |
де: |
| - | сумарна вага точок входу або однорідних груп точок, або кластерів точок входу в газотранспортну систему, відхилення необхідного доходу за якими обліковується на i-му субрахунку регуляторного рахунку; |
| - | сумарна вага точок виходу або однорідних груп точок, або кластерів точок виходу з газотранспортної системи, відхилення необхідного доходу за якими обліковується на i-му субрахунку регуляторного рахунку. |
{Пункт 3 розділу VI в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 2899 від 20.12.2019}
4. Вага g-тої точки або однорідної групи точок, або кластеру точок входу в газотранспортну систему визначається за формулою
де: |
| - | середньозважена відстань для g-тої точки або однорідної групи точок, або кластеру точок входу в газотранспортну систему. |
5. Вага g-тої точки або однорідної групи точок, або кластеру точок виходу з газотранспортної системи визначається за формулою
де: |
| - | середньозважена відстань для g-тої точки або однорідної групи точок, або кластеру точок виходу з газотранспортної системи. |
6. Середньозважена відстань для g-тої точки або однорідної групи точок, або кластеру точок входу в газотранспортну систему визначається за формулою
де: |
| - | відстань між визначеною точкою або однорідною групою точок, або кластером точок входу в газотранспортну систему та визначеною точкою або однорідною групою точок, або кластером точок виходу з газотранспортної системи, км. |
7. Середньозважена відстань для g-тої точки або однорідної групи точок, або кластеру точок виходу з газотранспортної системи визначається за формулою
8. При розрахунку тарифів на послуги транспортування природного газу точки входу або виходу в/з газотранспортну(ої) систему(и) можуть бути об’єднані в однорідні групи точок та/або кластери точок. Перелік точок, які входять до однорідної групи точок та/або кластеру точок, визначається ліцензіатом та може бути врахований НКРЕКП при встановленні тарифів на послуги транспортування природного газу для точок входу і виходу в/з газотранспортну(ої) систему(и).
9. Тарифи на послуги транспортування природного газу для точок входу та точок виходу в/з газотранспортну(ої) систему(и) на міждержавному з’єднанні встановлюються в доларах США або в іншій іноземній валюті за курсом Національного банку України на дату їх установлення НКРЕКП.
10. При замовленні послуг транспортування природного газу (крім надання доступу до потужності з обмеженнями) до тарифів на послуги транспортування природного газу для точок входу та виходу в/з газотранспортну(ої) систему(и) застосовуються коефіцієнти, які враховують період замовлення потужності (квартал, місяць, на добу наперед, протягом доби) та можуть ураховувати сезон замовлення потужності.
{Абзац перший пункту 10 розділу VI із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 370 від 11.02.2020}
Якщо сезон замовлення потужності не враховується, коефіцієнти, які враховують період замовлення потужності квартал та місяць, можуть приймати будь-яке значення від 1 до 1,5, а коефіцієнти, які враховують період замовлення потужності на добу наперед, протягом доби, - від 1 до 1,9.
{Абзац другий пункту 10 розділу VI із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 370 від 11.02.2020}
Якщо сезон замовлення потужності враховується, то середні арифметичні значення за рік коефіцієнтів, які враховують період замовлення потужності (квартал, місяць, на добу наперед або протягом доби) та сезон замовлення потужності, мають бути в діапазоні, визначеному в абзаці другому цього пункту.
{Абзац третій пункту 10 розділу VI із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 370 від 11.02.2020}
Коефіцієнти, які враховують період замовлення потужності (квартал, місяць, на добу наперед, протягом доби) та сезон замовлення потужності, розраховуються як добуток коефіцієнтів, які враховують період замовлення потужності (квартал, місяць, на добу наперед або протягом доби), та коефіцієнтів, які враховують сезон замовлення потужності.
{Абзац четвертий пункту 10 розділу VI в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 370 від 11.02.2020}
Для різних точок або груп точок входу та виходу в/з газотранспортну(ої) систему(и) коефіцієнти, які враховують період та сезон замовлення потужності, можуть набувати різних значень.
Коефіцієнти, які враховують період замовлення потужності та сезон замовлення потужності, не застосовуються у випадку замовлення потужності з обмеженнями.
При замовленні потужності на річний період коефіцієнти дорівнюють 1.
11. Оператор газотранспортної системи надає НКРЕКП обґрунтований розрахунок коефіцієнтів, які враховують період замовлення потужності (квартал, місяць, на добу наперед або протягом доби), та може надавати розрахунок коефіцієнтів, які враховують сезон замовлення потужності.
{Пункт 11 розділу VI із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 370 від 11.02.2020}
12. НКРЕКП затверджує коефіцієнти, які враховують період замовлення потужності та можуть ураховувати сезон замовлення потужності, або корегує їх з метою дотримання Оператором прогнозованого необхідного доходу на регуляторний період. У випадку якщо НКРЕКП не затверджено коефіцієнти, визначені у пункті 10 цього розділу, їх величина дорівнює 1. У випадку незатвердження коефіцієнта, який ураховує період замовлення потужності протягом доби, такий коефіцієнт приймається на рівні в 1,1 раза більшим за затверджений коефіцієнт, який ураховує період замовлення потужності на добу наперед.
{Пункт 12 розділу VI із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 370 від 11.02.2020}
13. 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.
14. У випадку застосування понижуючого коефіцієнта для точок входу та виходу в/з газосховищ прогнозований необхідний дохід, попередньо визначений для таких точок, повинен бути перерозподілений на всі точки входу та виходу в/з газотранспортну(ої) систему(и) пропорційно до попередньо розподіленого на них необхідного доходу.
15. Встановлення тарифів на послуги транспортування природного газу для точок входу і точок виходу в/з газотранспортну(ої) систему(и) на міждержавному з’єднанні нижче рівня, що відображає економічні витрати ліцензіата, можливе лише з метою приведення цих тарифів до конкурентного рівня з урахуванням рівня тарифів альтернативних маршрутів транспортування газу, рівня альтернативних витрат та економічної доцільності замовників послуг транспортування газу, інших чинників. У такому випадку витрати, ураховані при розрахунку тарифу на послуги транспортування природного газу, не можуть бути нижчі рівня, який покриває граничні витрати ліцензіата на надання послуг транспортування природного газу.
{Розділ VI доповнено новим пунктом згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 2899 від 20.12.2019}
16. У випадку створення можливості здійснювати транспортування природного газу через певну точку входу та/або виходу та за умови відсутності встановленого у регуляторному періоді тарифу на послуги транспортування природного газу для такої точки входу та/або виходу або створення нового типу точок входу та/або виходу в/з газотранспортну(ої) систему(и) НКРЕКП за зверненням ліцензіата може встановити тарифи на послуги транспортування природного газу для таких точок без уточнення/коригування діючих тарифів на послуги транспортування природного газу.
У такому випадку НКРЕКП встановлює тариф на послуги транспортування природного газу:
1) для точки входу на міждержавному з'єднанні - на рівні діючого тарифу на послуги транспортування природного газу для точки входу в газотранспортну систему із відповідної країни (у випадку наявності декількох точок входу в газотранспортну систему із відповідної країни - на рівні найбільшого значення);
2) для точки виходу на міждержавному з'єднанні - на рівні діючого тарифу на послуги транспортування природного газу для точки виходу з газотранспортної системи до відповідної країни (у випадку наявності декількох точок виходу з газотранспортної системи до відповідної країни - на рівні найбільшого значення);
3) для інших точок входу та виходу - на рівні діючого тарифу на послуги транспортування природного газу для відповідних типів точок/однорідних груп точок входу/виходу в/з газотранспортну(ої) систему(и).
Дохід, отриманий від надання права користування потужністю у точках, для яких встановлено тариф на послуги транспортування природного газу відповідно до положень цього пункту, відноситься на регуляторний рахунок.
{Розділ VI доповнено новим пунктом згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 1021 від 08.06.2023}
{Розділ VI в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 2107 від 11.10.2019}
VІI. Визначення та затвердження коефіцієнтів для потужності з обмеженнями до тарифів на послуги транспортування природного газу для точок входу і виходу в/з газотранспортну(ої) систему(и)
1. З метою визначення коефіцієнтів для потужності з обмеженнями Оператор подає до НКРЕКП розрахунки таких коефіцієнтів. Розрахунки подаються виключно по тих точках міждержавного з’єднання, щодо яких із оператором суміжної газотранспортної системи підписано угоди про взаємодію, проводиться процес перевірки відповідності номінацій/реномінацій відповідно до угод про взаємодію та існує оперативний балансовий рахунок, а також можливий двосторонній потік газу (фізичний та/або віртуальний).
Умови та обмеження використання потужності в таких точках входу і виходу визначаються Кодексом газотранспортної системи, затвердженого постановою НКРЕКП від 30 вересня 2015 року № 2493 (далі - Кодекс газотранспортної системи).
{Абзац другий пункту 1 розділу VII із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 2107 від 11.10.2019}
2. Знижувальні коефіцієнти розраховуються за формулами
де: |
| - | знижувальний коефіцієнт для потужності з обмеженнями для точок входу, на яких пропонується потужність з обмеженнями, в умовних одиницях; |
| - | знижувальний коефіцієнт для потужності з обмеженнями для g-ї точки виходу, на якій пропонується потужність з обмеженнями, в умовних одиницях; | |
| - | кількість маршрутів між точками входу та точками виходу, на яких пропонується потужність з обмеженнями; | |
| - | кількість маршрутів до g-ї точки виходу, на якій пропонується потужність з обмеженнями, від точок входу, на яких пропонується потужність з обмеженнями; | |
| - | вартість транспортування природного газу для і-того маршруту між точками входу та точками виходу, на яких пропонується потужність з обмеженнями, що розраховується за формулою |
де: |
| - | протяжність найкоротшого і-того маршруту між точками входу та точками виходу, на яких пропонується потужність з обмеженнями, км. |
де |
| - | середньозважена відстань для g-ї точки або однорідної групи точок, або кластеру точок, км; |
| - | прогнозований обсяг потужності у g-й точці або однорідній групі точок, або кластері точок 1000 м3 на добу. |
Вартість транспортування між транскордонними точками входу та точками виходу, які можуть використовуватися для реалізації права користування потужністю з обмеженнями, не повинна перевищувати вартість транспортування між такими точками альтернативними маршрутами в обхід газотранспортної системи України, яка розраховується на основі тарифів відповідних операторів газотранспортних систем, чинних на момент подачі Оператором розрахунків коефіцієнтів для потужності з обмеженнями до НКРЕКП, крім випадку наявності у суміжних операторів газотранспортних систем спільного прямого з’єднання.
{Пункт 2 розділу VII із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 2107 від 11.10.2019}
3. НКРЕКП затверджує коефіцієнти або корегує їх з метою дотримання оператором прогнозованого необхідного доходу на регуляторний період. У випадку якщо НКРЕКП не затверджено коефіцієнти, визначені у цьому розділі, їх величина дорівнює 1.
{Розділ VII в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 580 від 22.04.2019}
VIII. Визначення ціни аукціону
1. У разі проведення процедури розподілу потужності в рамках аукціону відповідно до вимог розділу XIX Кодексу газотранспортної системи ціна аукціону визначається за формулою
де |
| - | стартова ціна аукціону, що дорівнює тарифу на послуги транспортування природного газу, встановленому НКРЕКП по точці входу або виходу на міждержавних з’єднаннях; |
| - | коефіцієнт, що враховує період та може враховувати сезон замовлення потужності, в умовних одиницях; | |
АН | - | аукціонна надбавка у разі наявності. |
2. Ціна аукціону визначається у валюті, у якій Регулятором встановлено тариф на послуги транспортування природного газу у відповідній точці входу або виходу в/з газотранспортну(ої) систему(и) на міждержавних з’єднаннях.».
{Методику доповнено новим розділом VIII згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 2107 від 11.10.2019}
IX. 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.
X. 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 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 прогнозованого необхідного доходу від здійснення діяльності з транспортування природного газу (додаток 18);
{Підпункт 5 пункту 1 глави 1 розділу X в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 2107 від 11.10.2019}
6) розрахунок тарифів для точок або однорідної групи точок, або кластеру точок входу та виходу в/з газотранспортну(ої) систему(и) (додаток 19);
{Підпункт 6 пункту 1 глави 1 розділу X в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 2107 від 11.10.2019}
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 (додатки 20 та 21);
{Підпункт 2 пункту 4 глави 1 розділу X в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 2107 від 11.10.2019}
5. До подання документів до НКРЕКП ліцензіат має провести відкриті обговорення питання щодо встановлення тарифів на послуги транспортування природного газу для точок входу та виходу в/з газотранспортну(ої) систему(и) або змін до них відповідно до Порядку проведення відкритого обговорення проектів рішень Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг, затвердженого постановою НКРЕКП від 30 червня 2017 року № 866.
До подання документів ліцензіат оприлюднює на своєму веб-сайті обґрунтування щодо необхідності встановлення тарифів на послуги транспортування для точок входу та виходу в/з газотранспортну(ої) систему(и) або змін до них, яке повинно містити інформацію щодо:
1) параметрів, що використовуються в розрахунках тарифу, які пов’язані з технічними характеристиками газотранспортної системи:
технічна потужність у точках входу та виходу та відповідні прогнози;
прогнозована замовлена потужність у точках входу та виходу та відповідні припущення;
додаткова технічна інформація про газотранспортну систему, зокрема потужність компресорних станцій;
2) плану розвитку газотранспортної системи на наступні 10 років, оформленого з дотриманням вимог Кодексу газотранспортної системи.
{Главу 1 розділу X доповнено новим пунктом 5 згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 2107 від 11.10.2019}
6. 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.
7. Ліцензіат зобов’язаний обґрунтовано розподілити витрати між ліцензованим та іншими видами господарської діяльності.
8. 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.
9. Усі числові значення в розрахунках мають бути наведені з округленням до двох знаків після коми.
10. 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.
{Пункт 4 глави 2 розділу X виключено на підставі Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 2899 від 20.12.2019}
4. Якщо сума коригування необхідного доходу менша, ніж 5 %, вона за рішенням НКРЕКП може враховуватися при черговому встановленні тарифу.
5. 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.
6. 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).
7. 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.
8. НКРЕКП приймає рішення щодо встановлення тарифів (перегляд та уточнення) до 31 грудня року, що передує року, на який встановлюються тарифи.
9. Питання щодо встановлення тарифів розглядаються на засіданні НКРЕКП, яке проводиться у формі відкритих слухань (далі - засідання).
10. Під час засідання не оголошується інформація, що є конфіденційною для ліцензіата, відповідно до законодавства.
11. 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) отримання ліцензіатом доходу від надання права користування потужністю з обмеженнями;
{Пункт 2 глави 3 розділу доповнено новим підпунктом 3 згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 580 від 22.04.2019}
4) отримання ліцензіатом доходу за результатами проведення процедури розподілу потужності в рамках аукціону;
{Пункт 2 глави 3 розділу доповнено новим підпунктом 4 згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 2107 від 11.10.2019}
5) у випадках, передбачених Законом України «Про ринок природного газу».
XI. Порядок встановлення тарифів на послуги транспортування природного газу у разі зміни ліцензіата
1. Перший рік після зміни ліцензіата вважається першим роком наступного регуляторного періоду. Встановлення тарифів на послуги транспортування природного газу відбувається відповідно до цієї Методики із використанням показників попередніх регуляторних періодів до того часу, як стане можливим використання інформації про нового ліцензіата.
{Пункт 1 розділу XI із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 2899 від 20.12.2019}
2. Суб’єкт господарювання, який має намір отримати ліцензію на провадження господарської діяльності з транспортування природного газу газотранспортною системою (далі - здобувач ліцензії), забезпечує подання до НКРЕКП документів для встановлення тарифів на послуги транспортування природного газу не пізніше ніж за два місяці до очікуваного дня отримання ліцензії. Для встановлення тарифів здобувач ліцензії подає до НКРЕКП заяву та документи, що додаються до неї, відповідно до пункту 1 глави 1 розділу X цієї Методики. Крім того, здобувач ліцензії подає до НКРЕКП розрахунок регуляторної бази активів, що використовуються при провадженні діяльності з транспортування природного газу, а також порядок розподілу активів, витрат та доходів між видами господарської діяльності і наказ про його затвердження та/або наказ про облікову політику у друкованій та електронній формах.
3. НКРЕКП розглядає документи для перегляду тарифів відповідно до Процедури встановлення та перегляду тарифів на послуги транспортування природного газу для точок входу та точок виходу, визначеної розділом Х цієї Методики.
4. У разі очікування суттєвих відмінностей у діяльності нового ліцензіата у порівнянні із діяльністю попереднього ліцензіата здобувач ліцензії має право на одноразове внесення змін до базових рівнів операційних контрольованих витрат, включаючи фонд оплати праці, за умови подання до НКРЕКП обґрунтування необхідності внесення таких змін.
5. При визначенні регуляторної бази активів для цілей застосування стимулюючого регулювання до складу РБА можуть бути включені активи, щодо яких ліцензіат має право власності або право користування за договорами управління, концесії чи оренди, або в інших формах, передбачених законодавством України, що безпосередньо використовуються для здійснення ліцензованої діяльності з транспортування природного газу.
При переході у власність або користування за договорами управління, концесії чи оренди, або в інших формах, передбачених законодавством України, активи, що використовуються для провадження господарської діяльності з транспортування природного газу, які раніше враховувались у складі регуляторної бази активів попереднього ліцензіата, первісна і залишкова вартість цих об’єктів встановлюється рівною первісній і залишковій вартості цих активів для цілей застосування стимулюючого регулювання попереднього ліцензіата, якщо інше не передбачено чинним законодавством України.
Будь-які платежі за право управління, концесійні, орендні платежі або платежі в інших формах, передбачених законодавством України, за право користування активами, які включено до РБА, не враховуються у складі операційних контрольованих витрат або операційних неконтрольованих витрат ліцензіата, якщо вони стосуються об’єктів, які включено до РБА, та/або на які нараховується і включається до необхідного доходу амортизація РБА та прибуток на РБА відповідно до розділу II цієї Методики.
6. У разі якщо розрахунок регуляторної бази активів, що використовуються при провадженні діяльності з транспортування природного газу новим ліцензіатом, включає активи, які не входили до регуляторної бази активів попереднього ліцензіата, новий ліцензіат подає до НКРЕКП звіт про незалежну оцінку цих активів, проведену відповідно до Методики оцінки активів, та рецензію цього звіту про незалежну оцінку активів, зроблену рецензентами, які працюють в органі державної влади, який здійснює державне регулювання оціночної діяльності.
7. Коригування необхідного доходу від здійснення діяльності з транспортування природного газу на основі плати за потужність при зміні ліцензіата розраховується для нового ліцензіата виходячи із показників попереднього регуляторного періоду незалежно від ліцензіата, який здійснював діяльність у відповідний період.
8. У разі проведення коригування необхідного доходу при визначенні тарифів на послуги транспортування природного газу нового ліцензіата за регуляторні періоди, що передували зміні ліцензіата, якщо таке коригування веде до збільшення прогнозованого доходу, який має отримати новий ліцензіат, попередній ліцензіат має право на відшкодування такого коригування необхідного доходу.
{Пункт 8 розділу XI в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 2899 від 20.12.2019}
9. У разі врахування коригування необхідного доходу при визначенні тарифів на послуги транспортування природного газу нового ліцензіата за регуляторні періоди, що передували зміні ліцензіата, якщо таке коригування веде до зменшення прогнозованого доходу, який має отримати новий ліцензіат, новий ліцензіат має право на відшкодування такого коригування необхідного доходу.
{Пункт 9 розділу XI в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 2899 від 20.12.2019}
10. Порядок виплати цього відшкодування визначається в рамках угоди між новим ліцензіатом і попереднім ліцензіатом.
11. Зміна ліцензіата не вважається переходом ліцензіата на стимулююче регулювання.».
{Методику доповнено новим розділом XI згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 2107 від 11.10.2019}
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 |
3.22 | витрати на транспортування природного газу територією Республіки Молдова для споживачів прикордонних районів України |
{Додаток 1 із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 580 від 22.04.2019}
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 |
13 | Внесок на регулювання |
{Додаток 2 із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 2107 від 11.10.2019}
{Додаток 3 виключено на підставі Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 2107 від 11.10.2019}
Додаток 3 |
ЗАЯВА
щодо встановлення тарифів на послуги транспортування природного газу для точок входу і точок виходу
Додаток 4 |
ДИНАМІКА
розвитку основних техніко-виробничих показників за 5 років
{Додаток 4 в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 2107 від 11.10.2019}
{Додатки 5-10, 12, 16-19 в редакції Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 2107 від 11.10.2019}
{Методику доповнено додатком 21 згідно з Постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 2107 від 11.10.2019}
