Про затвердження Методики визначення та розрахунку тарифів на послуги транспортування природного газу для точок входу і точок виходу на основі багаторічного стимулюючого регулювання

5. Уточнені операційні контрольовані витрати з транспортування природного газу на рік q розраховуються за формулою

6. Уточнені операційні неконтрольовані витрати з транспортування природного газу на рік q розраховуються за формулою

7. Коригування необхідного доходу у зв'язку зі зміною обсягів замовлених потужностей у році регулювання q розраховується за формулою

8. Коригування необхідного доходу відповідно до зобов'язань щодо витрат, пов'язаних із приєднанням, у році q визначається за формулою

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:

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 (РБА-0), визначається з урахуванням вартості активів, створених згідно з інвестиційною програмою і прийнятих на баланс, та з урахуванням вибуття активів та амортизації за формулою

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;

відстрочені податкові активи;

інші необоротні активи;

витрати майбутніх періодів.

5. Не включаються до складу регуляторної бази активів:

частина активів, що перевищують встановлені обмеження, - будівлі адміністративного призначення площею понад 15 м-2 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

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.

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.

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

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

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

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

4. Вага g-тої точки або однорідної групи точок, або кластеру точок входу в газотранспортну систему визначається за формулою

5. Вага g-тої точки або однорідної групи точок, або кластеру точок виходу з газотранспортної системи визначається за формулою

6. Середньозважена відстань для g-тої точки або однорідної групи точок, або кластеру точок входу в газотранспортну систему визначається за формулою

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.

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.

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.

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.

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 обґрунтування застосування коефіцієнтів, які враховують період замовлення потужності (квартал, місяць, на добу наперед або протягом доби), та може надавати розрахунок коефіцієнтів, які враховують сезон замовлення потужності.

При цьому коефіцієнти, які враховують сезон замовлення потужності у точках міждержавного з’єднання, розраховуються послідовними кроками, передбаченими статтею 15 Регламенту (ЄС) 2017/460 від 16 березня 2017 року, яким затверджується мережевий кодекс гармонізованих структур тарифів на послуги транспортування газу (далі - Регламент (ЄС) 2017/460).

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.

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.

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.

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).

2. Знижувальні коефіцієнти розраховуються за формулами

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.

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.

1. У разі проведення процедури розподілу потужності в рамках аукціону відповідно до вимог розділу XIX Кодексу газотранспортної системи ціна аукціону визначається за формулою

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.".

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.

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);

5) розрахунок прогнозованого необхідного доходу від здійснення діяльності з транспортування природного газу (додаток 18);