|
НАЦІОНАЛЬНА КОМІСІЯ, ЩО ЗДІЙСНЮЄ ДЕРЖАВНЕ РЕГУЛЮВАННЯ У СФЕРАХ ЕНЕРГЕТИКИ ТА КОМУНАЛЬНИХ ПОСЛУГ |
ПОСТАНОВА |
11.10.2019 № 2107 |
Про затвердження Змін до Методики визначення та розрахунку тарифів на послуги транспортування природного газу для точок входу і точок виходу на основі багаторічного стимулюючого регулювання
Відповідно до статті 4 Закону України «Про ринок природного газу» та статті 17 Закону України «Про Національну комісію, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг» Національна комісія, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг, ПОСТАНОВЛЯЄ:
1. Затвердити Зміни до Методики визначення та розрахунку тарифів на послуги транспортування природного газу для точок входу і точок виходу на основі багаторічного стимулюючого регулювання, затвердженої постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг, від 30 вересня 2015 року № 2517, зареєстрованої в Міністерстві юстиції України 06 листопада 2015 року за № 1388/27833, що додаються.
2. Ця постанова набирає чинності з дня, наступного за днем її опублікування в офіційному друкованому виданні - газеті «Урядовий кур'єр».
ЗАТВЕРДЖЕНО |
ЗМІНИ
до Методики визначення та розрахунку тарифів на послуги транспортування природного газу для точок входу і точок виходу на основі багаторічного стимулюючого регулювання
1. У розділі I:
1) пункти 1 та 2 викласти в такій редакції:
«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».
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).»;
2) у пункті 4:
після абзацу восьмого доповнити новим абзацом дев’ятим такого змісту:
«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;».
У зв’язку з цим абзаци дев’ятий-двадцять перший вважати відповідно абзацами десятим-двадцять другим;
після абзацу одинадцятого доповнити новим абзацом дванадцятим такого змісту:
«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;».
У зв’язку з цим абзаци дванадцятий-двадцять другий вважати відповідно абзацами тринадцятим-двадцять третім;
після абзацу вісімнадцятого доповнити новим абзацом дев’ятнадцятим такого змісту:
«регуляторний рахунок - це обліковий запис, на який відносяться відхилення уточненого необхідного доходу за кожний рік регуляторного періоду;».
У зв’язку з цим абзаци дев’ятнадцятий-двадцять третій вважати відповідно абзацами двадцятим-двадцять четвертим;
3) пункт 7 після абзацу четвертого доповнити новими абзацами п’ятим та шостим такого змісту:
«дохід, отриманий від надання права користування потужністю з обмеженнями;
аукціонні надбавки, отримані за результатами проведення процедури розподілу потужності в рамках аукціону;».
У зв’язку з цим абзац п’ятий вважати абзацом сьомим.
2. У розділі II:
1) у пункті 1:
абзац другий викласти в такій редакції:
У зв’язку з цим абзаци восьмий та дев’ятий вважати відповідно абзацами сьомим та восьмим;
після абзацу сьомого доповнити новими абзацами восьмим - десятим такого змісту:
| - | 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; | |
| - | коригування необхідного доходу від здійснення діяльності з транспортування природного газу на основі плати за потужність; |
У зв’язку з цим абзац восьмий вважати абзацом одинадцятим;
2) у підпункті 1 пункту 4:
абзац другий викласти в такій редакції:
3) у пункті 5:
абзаци другий-четвертий замінити двома новими абзацами такого змісту:
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; |
У зв’язку з цим абзаци п’ятий-дев’ятий вважати відповідно абзацами четвертим-восьмим, формули 9-44 вважати відповідно формулами 8-43;
абзац четвертий викласти в такій редакції:
У зв’язку з цим абзаци шостий-восьмий вважати відповідно абзацами п’ятим-сьомим;
абзац п’ятий викласти в такій редакції:
«Для першого регуляторного періоду показник ефективності для обсягів виробничо-технологічних витрат та нормованих втрат природного газу дорівнює 0.»;
4) пункт 6 виключити.
У зв’язку з цим пункти 7-16 вважати відповідно пунктами 6-15, формули 9-43 вважати відповідно формулами 8-42;
5) після пункту 12 доповнити новим пунктом 13 такого змісту:
«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.».
У зв’язку з цим пункти 13-15 вважати відповідно пунктами 14-16, формули 12-42 вважати відповідно формулами 13-43;
6) абзац другий пункту 14 викласти в такій редакції:
7) абзац перший пункту 15 викласти в такій редакції:
«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.»;
У зв’язку із цим формули 18-43 вважати відповідно формулами 14-39.
3. Розділ III викласти в такій редакції:
«III. Коригування необхідного доходу від здійснення діяльності
з транспортування природного газу на основі плати за потужність
1. Протягом регуляторного періоду відхилення уточненого необхідного доходу може бути віднесено на регуляторний рахунок.
2. Коригування необхідного доходу від здійснення діяльності з транспортування природного газу на основі плати за потужність здійснюється за зверненням ліцензіата за формулою
де: |
| - | відхилення уточненого необхідного доходу, тис. грн; |
m | - | кількість років, протягом яких ураховується коригування необхідного доходу. |
3. Відхилення уточненого необхідного доходу визначаються за формулою
де: |
| - | уточнений необхідний дохід від здійснення діяльності з транспортування природного газу на рік t-1, тис. грн. |
4. 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, тис. грн; |
| - | уточнені операційні контрольовані витрати з транспортування природного газу на рік t-1, тис. грн; | |
| - | уточнені операційні неконтрольовані витрати з транспортування природного газу на рік t-1, тис. грн; | |
| - | фактична амортизація у році t-1, розрахована 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, тис. грн; | |
| - | уточнений прибуток у році t-1, розрахований 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; | |
| - | уточнений прибуток на робочий капітал у році t-1, розрахований відповідно до пункту 13 розділу II цієї Методики з урахуванням фактичних даних суми інвестицій у році t-1 відповідно до інвестиційної програми, тис. грн; | |
| - | коригування необхідного доходу у зв'язку зі зміною обсягів замовлених потужностей у році регулювання t-1, тис. грн; | |
| - | коригування необхідного доходу відповідно до зобов'язань щодо витрат, пов'язаних із приєднанням у році t-1, тис. грн; | |
| - | фактично отриманий у році t дохід від надання права користування потужністю з обмеженнями, тис. грн; | |
| - | фактично отриманий у році t дохід у вигляді аукціонної надбавки від проведення процедури розподілу потужності в рамках аукціону, тис. грн. |
5. 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 розраховуються за формулою
де: |
| - | прогнозовані обсяги виробничо-технологічних витрат та нормованих втрат природного газу на рік t-1, 1000 м3; |
| - | оптова ціна природного газу на нерегульованому сегменті оптового ринку природного газу України за результатами моніторингу за рік t-1, грн за 1000 м3. |
6. Уточнені операційні контрольовані витрати з транспортування природного газу на рік t-1 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 ОКВуt-2 = ОКВ0), що розраховуються за формулою 3 з уточненням економії ЕОКВуза 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 20, тис. грн; | |
| - | фактичний індекс цін виробників промислової продукції року t-1, %. |
7. Уточнені операційні неконтрольовані витрати з транспортування природного газу на рік t-1 розраховуються 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. |
8. Коригування необхідного доходу у зв'язку зі зміною обсягів замовлених потужностей у році регулювання t-1 розраховується за формулою
де: | p | - | охоплює замовлення потужностей на всі періоди замовлення (річні, квартальні, місячні та на добу наперед), крім потужності з обмеженнями; |
m | - | кількість змін тарифів за видами замовлених потужностей p протягом року регулювання t-1; | |
i | - | період у році t-1, 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 t-1, 1000 м3/добу, що розраховується за формулою |
де: |
| - | фактичний обсяг замовленої потужності за видами замовлених потужностей p протягом періоду i у році t-1, 1000 м3/добу; |
| - | прогнозований обсяг замовлених потужностей, передбачений при розрахунку відповідного тарифу, за видами замовлених потужностей p протягом періоду i у році t-1, 1000 м3/добу; | |
| - | ставка податку на прибуток у році t-1, у відносних одиницях. |
9. Коригування необхідного доходу відповідно до зобов'язань щодо витрат, пов'язаних із приєднанням, у році t-1 визначається 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. |
У зв’язку із цим формули 26-39 вважати відповідно формулами 25-38.
4. Розділ VI викласти в такій редакції:
«VI. Формування тарифів на послуги транспортування природного газу
для точок входу і 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: |
| - | 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 kOB приймається в розмірі 0,3. Для всіх наступних регуляторних періодів kOB встановлюється НКРЕКП разом з параметрами регулювання, що мають довгостроковий термін дії, для цілей стимулюючого регулювання.
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: |
| - | 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. |
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) та можуть ураховувати сезон замовлення потужності.
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, - від 1 до 1,9.
Якщо сезон замовлення потужності враховується, то середні арифметичні значення за рік коефіцієнтів, які враховують період замовлення потужності (квартал, місяць або на добу наперед) та сезон замовлення потужності, мають бути в діапазоні, визначеному в абзаці другому цього пункту.
Коефіцієнти, які враховують період замовлення потужності (квартал, місяць, на добу наперед) та сезон замовлення потужності, розраховуються як добуток коефіцієнтів, які враховують період замовлення потужності (квартал, місяць або на добу наперед), та коефіцієнтів, які враховують сезон замовлення потужності.
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 або на добу наперед), та може надавати розрахунок коефіцієнтів, які враховують сезон замовлення потужності.
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 9 цього розділу, їх величина дорівнює 1.
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.».
У зв’язку із цим формули 36-38 вважати відповідно формулами 35-37.
5. У розділі VII:
1) в абзаці другому пункту 1 слово «України» замінити словами та знаками «, затвердженого постановою НКРЕКП від 30 вересня 2015 року № 2493 (далі - Кодекс газотранспортної системи)»;
2) у пункті 2:
в абзаці другому та третьому значення «Тtrвх» та «Тівихg» замінити значеннями «Тgвх» та «Тgвих» відповідно;
абзац дев’ятий викласти в такій редакції:
після абзацу десятого доповнити новими абзацами одинадцятим-чотирнадцятим такого змісту:
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. |
У зв’язку з цим абзац одинадцятий вважати абзацом п’ятнадцятим.
6. Після розділу VII доповнити новим розділом VIII такого змісту:
«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.».
У зв’язку із цим розділи VIII-IX вважати відповідно розділами IX-Х.
7. У розділі Х:
1) у главі 1:
підпункти 5 та 6 пункту 1 викласти в такій редакції:
«5) розрахунок прогнозованого необхідного доходу від здійснення діяльності з транспортування природного газу (додаток 18);
6) розрахунок тарифів для точок або однорідної групи точок, або кластеру точок входу та виходу в/з газотранспортну(ої) систему(и) (додаток 19);»;
підпункт 2 пункту 4 викласти в такій редакції:
«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)»;
після пункту 4 доповнити новим пунктом 5 такого змісту:
«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:
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.».
У зв’язку з цим пункти 5-9 вважати відповідно пунктами 6-10;
2) пункт 2 глави 3 після підпункту 3 доповнити новим підпунктом 4 такого змісту:
«4) отримання ліцензіатом доходу за результатами проведення процедури розподілу потужності в рамках аукціону;».
У зв’язку з цим підпункт 4 вважати підпунктом 5.
8. Доповнити розділом XI такого змісту:
«XI. Порядок встановлення тарифів на послуги транспортування природного газу у разі зміни ліцензіата
1. Перший повний 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.
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. Попередній ліцензіат має право на відшкодування коригування необхідного доходу від здійснення діяльності з транспортування природного газу на основі плати за потужність за регуляторні періоди, що передували зміні ліцензіата, у разі включення цього відшкодування коригування необхідного доходу до складу необхідного доходу, якщо таке коригування веде до збільшення необхідного доходу.
9. Новий ліцензіат має право на відшкодування попереднім ліцензіатом коригування необхідного доходу від здійснення діяльності з транспортування природного газу на основі плати за потужність за регуляторні періоди, що передували зміні ліцензіата, у разі включення цього відшкодування коригування необхідного доходу до складу необхідного доходу, якщо таке коригування веде до зменшення необхідного доходу.
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.».
9. У тексті Методики слова «пропускна потужність» у всіх відмінках замінити словом «потужність» у відповідних відмінках.
10. Таблицю додатка 2 доповнити новим рядком такого змісту:
11. Додаток 3 виключити.
У зв’язку з цим додатки 4-21 вважати відповідно додатками 3-20.
12. Додатки 4-10, 12, 16-19 викласти в новій редакції, що додаються.
13. Доповнити Методику новим додатком 21.
14. Посилання на підпункти, пункти, глави та розділи в грифах додатків вилучити.
Додаток 4 |
ДИНАМІКА
розвитку основних техніко-виробничих показників за 5 років
{Додатки 5-10, 12,16-19, 21}
