Постановление N 122 от 25.03.2004 об утверждении Методологии определения, утверждения и применения тарифов на природный газ

НАЦИОНАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО РЕГУЛИРОВАНИЮ В ЭНЕРГЕТИКЕ Постановление об утверждении Методологии определения, утверждения и применения тарифов на природный газ N 122 от 25.03.2004 Мониторул Офичиал ал Р.Молдова N 53-55/132 от 02.04.2004 * * * Утратил силу: 13.11.2009 Постановление НАРЭ N 352 от 01.10.2009 В целях установления для всех предприятий газового сектора единого порядка определения, утверждения и применения тарифов на оказываемые услуги, надежного и качественного обеспечения потребителей природным газом с минимальными затратами, стимулирования предприятий в осуществлении инвестиций на развитие, расширение, обновление и реконструкцию магистральных газопроводов и распределительных сетей Административный совет Национального агентства по регулированию в энергетике ПОСТАНОВЛЯЕТ: 1. Утвердить Методологию определения, утверждения и применения тарифов на природный газ. 2. Признать утратившей силу Методологию расчета, регулирования и применения тарифов на природный газ, утвержденную Постановлением Административного совета Национального агентства по регулированию в энергетике N 29 от 7 декабря 2000 года (Monitorul Oficial N 157-159 от 21.12.2000 г., ст.432). АДМИНИСТРАТИВНЫЙ СОВЕТ НАЦИОНАЛЬНОГО АГЕНТСТВА ПО РЕГУЛИРОВАНИЮ В ЭНЕРГЕТИКЕ Николае ТРИБОЙ Анатол БУРЛАКОВ Кишинэу, 25 марта 2004 г. N 122. Утверждена Постановлением Административного совета Национального агентства по регулированию в энергетике N 122 от 25 марта 2004 года МЕТОДОЛОГИЯ ОПРЕДЕЛЕНИЯ, УТВЕРЖДЕНИЯ И ПРИМЕНЕНИЯ ТАРИФОВ НА ПРИРОДНЫЙ ГАЗ I. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ 1.1 Настоящая методология разработана в соответствии с законами об энергетике и газе, национальными стандартами бухгалтерского учета, другими нормативными актами Республики Молдова в целях установления единого порядка определения, утверждения и применения тарифов на услуги по транспортировке, распределению и поставке природного газа потребителям. 1.2 Настоящей методологией устанавливаются: - состав расходов и затрат, включаемых при расчете тарифов; - метод расчета рентабельности; - порядок определения, утверждения и применения базовых тарифов; - порядок пересмотра базовых тарифов на последующий период действия данной методологии. 1.3 Механизм, принятый при определении и регулировании тарифов, основан на следующих принципах: - надежного обеспечения потребителей природным газом с минимальными затратами, строго необходимыми на его приобретение, транспортировку, распределение и поставку; - возмещения расходов и затрат, связанных с эффективной эксплуатацией производственных установок и расходов, необходимых для защиты окружающей среды; - осуществления эффективной и прибыльной деятельности, позволяющей предприятиям возмещать финансовые средства, вложенные в развитие и реконструкцию производственных мощностей. 1.4 Тарифы утверждаются Административным советом Национального агентства по регулированию в энергетике (ANRE) и систематически пересматриваются путем применения формул для определения отклонений в расходах и затратах согласно условиям раздела VII настоящей методологии. 1.5 Настоящая методология действительна в течение пяти лет и распространяется на всех экономических агентов, осуществляющих регулируемую деятельность на территории республики в области транспортировки, распределения и поставки природного газа. II. РАСХОДЫ И ЗАТРАТЫ, ВКЛЮЧАЕМЫЕ ПРИ РАСЧEТЕ ТАРИФОВ НА ТРАНСПОРТИРОВКУ, РАСПРЕДЕЛЕНИЕ И ПОСТАВКУ ПРИРОДНОГО ГАЗА 2.1 Состав расходов и затрат, включаемых при расчете тарифов на транспортировку, распределение и поставку природного газа, устанавливается в соответствии с положениями национальных стандартов бухгалтерского учета 2 "Товарно-материальные запасы" и 3 "Состав затрат и расходов предприятия", а также другими национальными стандартами бухгалтерского учета и охватывает следующее: - расходы операционной деятельности (CAO); - расходы инвестиционной деятельности (CAI); - расходы финансовой деятельности (CF); - чрезвычайные убытки (PE). То есть: CT = CAO + CAI + CF + PE 2.2 Расходы операционной деятельности (CAO) включают: - материальные затраты (CM); - косвенные производственные затраты (CIP); - коммерческие расходы (CC); - общие и административные расходы (CGA) - другие операционные расходы (CO). То есть: CAO = CM + CIP + CC + CGA + CO 2.3 Расходы и затраты, необходимые для приобретения, транспортировки, распределения и поставки природного газа потребителям, определяются экономическими агентами, осуществляющими регулируемую деятельность на территории республики в области транспортировки, распределения и поставки природного газа. Они определяются исходя из технико-экономических характеристик и технического состояния сетей и оборудования, положений законодательных и нормативных актов, действующих норм и нормативов, заключенных договоров со сторонними организациями, смет расходов, действующих цен и тарифов на внутреннем и внешнем рынках, первоначальной балансовой стоимости и срока полезного функционирования основных средств и т.д. III. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ЗАТРАТ, ВКЛЮЧАЕМЫХ В РАСЧEТ ТАРИФОВ 3.1 Особенности определения материальных затрат Материальные затраты (CM) включают затраты, связанные с приобретением природного газа (стоимость приобретенного природного газа), а также другие материальные затраты. 3.1.1 Одним из основных компонентов материальных затрат является стоимость приобретенного природного газа (CG_j). Стоимость приобретенного природного газа определяется исходя из объема природного газа, который необходимо приобрести для бесперебойного снабжения потребителей республики, и его средней закупочной цены, коммерческих доходов от транспортировки природного газа в другие страны и других составляющих, которые согласно законодательству включаются в тариф. То есть: CC_j = VP_j x PG_j + Tp_j + Cos - VC + Dsf_j-1, где: VP_j - объем природного газа, приобретенного для отпуска потребителям (VP_j = Сумма V_i + Сумма V_l); PG_j - средняя закупочная цена природного газа, которая рассчитывается по формуле: k n Сумма P_iV_iC_v + Сумма P_lV_l i=1 l=1 PG_j = --------------------------------------, n Сумма V_i + Сумма V_l i=1 l=1 где: P_i - закупочная цена 1000 м³ природного газа согласно договору "i" в долларах США; P_l - закупочная цена 1000 м³ природного газа согласно договору "l" в национальной валюте; V_i - объем природного газа, приобретенного за доллары США согласно договору "i"; V_l - объем природного газа, приобретенного в национальной валюте от других поставщиков; C_v - обменный курс национальной валюты по отношению к доллару США, прогнозируемый на соответствующий год действия тарифов, который определяется НАРЭ с учетом среднего курса сложившегося в предыдущем периоде и прогнозируемого уровня инфляции. Обменный курс, определенный НАРЭ, не может быть выше уровня, прогнозируемого Национальным банком на соответствующий год утверждения тарифов; Tp_j - таможенные пошлины согласно действующему законодательству; Cos - затраты, необходимые для возмещения расходов на содержание аппарата управления АО "Молдовагаз", относящихся к основной деятельности; VC - коммерческие доходы АО "Молдовагаз" от транспортировки природного газа для ОАО "Газпром" или других компаний в другие страны, транспортируемого по магистральным газопроводам: Dsf_j-1 - финансовые отклонения (положительные или отрицательные), которые необходимо включить в тариф текущего года как разницу отклонений между параметрами, учтенными при установлении тарифов и фактически сложившимися (цена закупки, обменный курс национальной валюты, объем приобретенного природного газа, доходы от транспортировки природного газа в другие страны и т.д.); 3.1.2 В целях стимулирования предприятий в приобретении природного газа по более низким ценам настоящая методология предусматривает для предприятий стимулы для эффективной закупки природного газа в размере 0,5 от разницы в ценах, полученной от снижения фактических средневзвешенных закупочных цен в долларах США, против принятых при утверждении тарифов. 3.2 Особенности определения износа основных средств Стоимость износа основных производственных средств определяется в соответствии с требованиями НСБУ 16 "Учет долгосрочных материальных активов", а порядок их включения в стоимость продукции - согласно НСБУ 3 "Состав затрат и расходов предприятия". Стоимость износа основных средств, непосредственно используемых в производственном процессе, включается в косвенные производственные затраты, а стоимость основных средств коммерческого, общего и административного назначения, соответственно, в коммерческие, общие и административные расходы. В себестоимость для расчета тарифов не включается стоимость износа основных средств законсервированных или сданных в аренду, объектов жилищного фонда, культурно-бытового назначения и других основных средств, не предназначенных для транспортировки, распределения и поставки природного газа. При определении стоимости износа основных средств, учитываемой при расчете тарифов, используется метод прямолинейного списания, обеспечивающий равномерность отчислений в течение срока полезного функционирования основных средств. 3.3 Особенности определение других расходов операционной деятельности 3.3.1 Затраты на оплату труда определяются исходя из численности персонала, непосредственно участвующего в деятельности по содержанию, ремонту и эксплуатации газовых сетей, диспетчерского оборудования и прочих основных средств, предназначенных для транспортировки, распределения и поставки природного газа и численности персонала, необходимого для обеспечения нормальной деятельности предприятия (коммерческого, административного и т.д.); уровня тарифной ставки, установленной для I квалификационного разряда, отраслевого коэффициента, уровня квалификации персонала, режима работы и условий труда, а также с учетом других факторов, характерных для газовой отрасли. Отчисления в фонды социального и медицинского страхования, а также в пенсионный фонд определяются на основании норм отчисления, установленных действующим нормативным актам. 3.3.2 Затраты на оплату труда производственного персонала включаются в косвенные производственные расходы, а коммерческого, административного и хозяйственного персонала, соответственно, в коммерческие, общие и административные расходы. 3.3.3 Затраты на поддержание основных средств производственного назначения в рабочем состоянии (технический осмотр и уход, проведение текущего, среднего и капитального ремонтов), на выполнение санитарно-гигиенических норм, на поддержание чистоты и порядка на производстве, стоимость энергии всех видов, материалов и запасных частей, используемых на содержание и эксплуатацию основных средств и обеспечение нормального технологического процесса, либо расходуемых в иных производственных целях, затраты по обеспечению нормальных условий труда и техники безопасности, связанные с процессом производства и предусмотренные действующим законодательством, косвенные производственные затраты, коммерческие, общие и административные расходы определяются предприятием на основе планов по ремонту и техническому обслуживанию основных средств, действующих норм расхода, утвержденных смет расходов, рыночных цен, заключенных договоров со сторонними организациями и т.д. 3.4 Определение расходов инвестиционной и финансовой деятельности, а также чрезвычайных убытков 3.4.1 При расчете тарифов инвестиционные расходы и расходы финансовой деятельности учитываются лишь на уровне, не превышающем доходы предприятия от этих видов деятельности, и на уровне, обоснованном с технико-экономической точки зрения и обусловленном необходимостью таких расходов. 3.4.2 Чрезвычайные убытки определяются предприятием при возникновении нештатных ситуаций (стихийных бедствий, изменений в законодательстве республики), в результате которых предприятие несет реальные убытки, подтвержденные уполномоченными органами, и которые, согласно стандартам бухгалтерского учета, включаются в расходы. В этих случаях в тарифе учитываются лишь расходы, не возмещаемые предприятиям из других источников (страхование, государственные компенсации, пожертвования и т.д.) IV. ЗАТРАТЫ, НЕ ВКЛЮЧАЕМЫЕ В ТАРИФЫ НА ТРАНСПОРТИРОВКУ, РАСПРЕДЕЛЕНИЕ И ПОСТАВКУ ПРИРОДНОГО ГАЗА ПОТРЕБИТЕЛЯМ При расчете цен на транспортировку, распределение и поставку природного газа потребителям не учитываются следующие затраты: - затраты на выполнение работ по строительству, реконструкции, приобретению, модернизации, монтажу и тестированию оборудования; - затраты по вводу в эксплуатацию новых предприятий, цехов и агрегатов, авторскому надзору проектных организаций, по устранению недоделок в проектных и строительно-монтажных работах, ревизии и демонтажу, исправлению дефектов оборудования и повреждений, полученных по вине изготовителей, поставщиков и транспортных организаций, другие капиталовложения. Все перечисленные расходы включаются в тариф лишь после сдачи в эксплуатацию основных средств, путем включения износа основных средств и окупаемости инвестиций, как указано в разделе V; - затраты на выполнение работ по проектированию, строительству, приобретению оборудования, ремонту и содержанию жилищных, культурно-бытовых и других объектов, не относящихся к производственной деятельности, - затраты по работам, квалифицированным как оказание помощи другим предприятиям и организациям, как в форме услуг, так и в виде материальной и финансовой помощи; - затраты, связанные с выплатой различных штрафов, пени, покрытием недостач и потерь; - расходы, связанные с созданием резерва по сомнительным долгам; - расходы на благотворительность и спонсорство; - другие затраты на выполнение или оплату работ (услуг), не связанных с транспортировкой, распределением и поставкой природного газа, а также затраты, возмещаемые газовыми предприятиями помимо тарифов на транспортировку, распределение и поставку природного газа. V. РЕНТАБЕЛЬНОСТЬ Настоящая методология предусматривает следующий метод определения рентабельности: 5.1 Рентабельность действующих активов, которая определяется исходя из остаточной стоимости долгосрочных материальных и нематериальных активов и уровня рентабельности данных активов, то есть: RA = VAn x Rra где: VAn - остаточная стоимость долгосрочных материальных и нематериальных активов, которая определяется как разница между балансовой стоимостью долгосрочных материальных и нематериальных активов, регистрируемой на 1 января года утверждения настоящей методологии, и суммой износа этих активов, рассчитываемая с этого периода до года, для которого утверждаются новые тарифы, то есть: VAn = VA - Сумма FDA где: VA - балансовая стоимость долгосрочных материальных и нематериальных активов на 1 января года утверждения настоящей методологии (1 января 2004 г.); Сумма FDA - сумма износа долгосрочных материальных и нематериальных активов, рассчитываемая на период с момента утверждения настоящей методологии до года, на который устанавливаются тарифы; Rra - уровень рентабельности данных долгосрочных материальных и нематериальных активов, который ежегодно устанавливается ANRE, но не более 5%; 5.2 Рентабельность новых инвестиций, осуществляемых предприятиями, которая рассчитывается, исходя из чистой стоимости инвестиций и уровня рентабельности данных инвестиций, по следующей формуле: RI = VNI x Rr где: VNI - чистая стоимость новых инвестиций (сданных в эксплуатацию основных средств), осуществляемых газовыми предприятиями на период действия настоящей методологии, которая рассчитывается по формуле: VNI = Сумма VII - Сумма DFA где: Сумма VII - первоначальная стоимость долгосрочных материальных и нематериальных активов, сданных в эксплуатацию, в результате осуществления предприятиями новых инвестиций в период с момента вступления в действие настоящей методологии и до года, для которого рассчитываются тарифы; Сумма DFA - сумма износа на период с момента вступления в действие настоящей методологии до года, на который устанавливаются тарифы, рассчитываемая для долгосрочных материальных и нематериальных активов, сдаваемых в эксплуатацию в результате осуществления предприятиями новых инвестиций в течение указанного периода. Rr - уровень рентабельности, применяемый к новым инвестициям предприятия. Для инвестиций, осуществляемых в первый год действия настоящей методологии, Rr равен 23%. Для инвестиций, осуществляемых в последующие годы, уровень рентабельности определяется: - по инвестициям, осуществляемым из собственных средств предприятий - на уровне средней процентной ставки, применяемой в соответствующем году на казначейские облигации Республики Молдова со сроком обращения 364 дня; - по инвестициям, осуществляемым из банковских кредитов и заемных средств - на уровне средних процентных ставок по долгосрочным банковским кредитам (пять и более лет), установленных Национальным банком Республики Молдова для соответствующего года, с добавлением максимум пяти пунктов. 5.3. Общая рентабельность (прибыль) АО "Молдовагаз" и его дочерних предприятий рассчитывается как сумма рентабельности действующих активов и рентабельности новых инвестиций, то есть: Rt = RA + RI 5.4 Общая рентабельность (прибыль) определяется в целом по АО "Молдовагаз" и его дочерним предприятиям. Распределение рентабельности по АО "Молдовагаз" и его дочерним предприятиям осуществляется ANRE по согласованию с АО "Молдовагаз" в зависимости от планируемых условий деятельности предприятий и удовлетворяет общему условию: Rt = Rtf + Rtt + Rtd где: Rtf - рентабельность деятельности по обеспечению поставок газа для потребителей Республики Молдова; Rtt - рентабельность газотранспортного предприятия; Rtd - рентабельность газораспределительных предприятий. 5.5 Настоящей методологией предусматривается, что для осуществления инвестиций газовые предприятия в первую очередь должны использовать свои собственные средства (суммы износа) и лишь при нехватке таковых прибегать к кредитам и займам. VI. УСТАНОВЛЕНИЕ, УТВЕРЖДЕНИЕ И ПЕРЕСМОТР ТАРИФОВ Тарифы рассчитываются и устанавливаются на 1000 м³ природного газа по каждому виду деятельности (транспортировка, распределение и поставка природного газа конечным потребителям и другим покупателям, располагающим распределительными сетями). Тарифы определяются экономическими агентами, осуществляющими регулируемую деятельность в газовом секторе. Тарифы утверждаются и вводятся в действие постановлением Административного совета Национального агентства по регулированию в энергетике, на основе детального анализа всех доходов, расходов и затрат предприятий, с включением в тариф лишь расходов и затрат, строго необходимых для приобретения, транспортировки, распределения и поставки природного газа потребителям. 6.1 Тариф на услуги по транспортировке природного газа по магистральным газопроводам Тариф рассчитывается по следующей формуле: Ctt + Rtt + Dft TT = ----------------- Vt где: Сtt - расходы и затраты предприятия по транспортировке природного газа; Rtt - общая рентабельность (прибыль), рассчитанная для транспортного предприятия, для соответствующего года установления тарифов; Dft - финансовые отклонения (положительные или отрицательные), полученные в результате изменения объема транспортируемого природного газа в период действия тарифов по отношению к объему, принятому при утверждении тарифов. Vt - объем природного газа, транспортируемого по магистральным газопроводам потребителям республики, который определяется по следующей формуле: Vt = Vp(1-Pt) где: Vp - объем природного газа, приобретаемый всеми хозяйствующими субъектами для обеспечения нужд республики и измеряемый в точках учета транспортных сетей; Pt - удельный вес технологического расхода и технических потерь природного газа в транспортных сетях по отношению ко всему объему природного газа, поступающего в эти сети. Технологический расход и технические потери газа определяются в соответствии с Методологией нормирования технологических расходов и технических потерь при транспортировке природного газа по магистральным газопроводам Республики Молдова, утвержденной ANRE. 6.2 Тариф на услуги по распределению природного газа 6.2.1 Для установления тарифа на поставку природного газа конечным потребителям, рассчитывается средний тариф на услуги по распределению по следующей формуле: Ctd + Rtd + Dfd TD = ------------------- Vd где: Ctd - расходы и затраты газораспределительных предприятий без учета стоимости природного газа, поставляемого потребителям; Rtd - общая рентабельность (прибыль), рассчитанная для распределительных предприятий, для соответствующего года установления тарифов; Dfd - финансовые отклонения (положительные или отрицательные), полученные в результате изменения объема распределяемого природного газа в период действия тарифов по отношению к объему, принятому при утверждении тарифов Vd - объем природного газа, распределяемого в республике газораспределительными предприятиями, определяется по следующей формуле: Vd = Vid(1-PD) где: Vid - объем природного газа, поступающего в газораспределительные сети; PD - средний удельный вес технологического расхода и технических потерь природного газа в распределительных сетях по отношению ко всему объему природного газа, поступающего в эти сети. Технологический расход и технические потери в распределительных сетях определяются согласно Методологии нормирования технологического расхода и технических потерь при транспортировке природного газа по распределительным сетям, утвержденной ANRE. 6.2.2 ANRE утверждает средний тариф для всех распределительных предприятий АО "Молдовагаз", который включается в тариф на поставку природного газа конечным потребителям. АО "Молдовагаз" вправе на основе среднего тарифа на распределение, а также расходов и затрат, инвестиций, показателей рентабельности и объемов природного газа, распределяемого соответствующим предприятием, устанавливать дифференцированные тарифы для каждого предприятия в отдельности. В этом случае дифференцированные тарифы вводятся в действие после их согласования с ANRE. 6.3 Тариф на поставку природного газа конечным потребителям 6.3.1 Тариф на поставку природного газа конечным потребителям определяется по формуле: Psd TF = -------- + TD + Rtf +- Cri (1-PD) где: PD - средний удельный вес технологического расхода и технических потерь природного газа в распределительных сетях. TD - средний тариф на услугу по распределению природного газа. Psd - отпускная цена природного газа на газораспределительных станциях (ГРС), которая определяется по следующей формуле: CG_j Psd = --------------- + TT VP_j(1-PT) где: CG_j - стоимость приобретенного природного газа; VP_j - объем приобретенного природного газа для потребителей республики. PT - удельный вес технологического расхода и технических потерь природного газа в магистральных сетях; TT - тариф на транспортировку природного газа по магистральным сетям; Rtf - рентабельность деятельности по обеспечению поставок газа для потребителей Республики Молдова; Cri - средства, не относящиеся к затратам предприятий, но которые согласно нормативным актам Республики Молдова включаются в тариф (обслуживание долгов, создание специальных фондов, др.). 6.3.2 Тарифы на природный газ, поставляемый с газораспределительных станций, устанавливаются ANRE средним для всех газораспределительных предприятий, подведомственных АО "Молдовагаз". АО "Молдовагаз" при условии сохранения единого тарифа для каждой категории потребителей на всей территории республики и покрытия реальных расходов с учетом планируемой рентабельности каждого газораспределительного предприятия вправе, как и в случае тарифов на распределение, устанавливать дифференцированные тарифы на природный газ, отпускаемый с газораспределительных станций (Psd). В этом случае тарифы на природный газ, отпускаемый с ГРС для распределительных предприятий, рассчитывается по следующей формуле: Psd_j = (TF - TD_i) x (1 - PD_i) где: TD_i - тариф на услугу по распределению и поставке природного газа, установленный для соответствующего предприятия; PD_i - удельный вес технологического расхода и технических потерь природного газа в распределительных сетях соответствующего предприятия. Технологический расход и технические потери в распределительных сетях определяются, согласно Методологии нормирования технологического расхода и технических потерь при транспортировке природного газа по распределительным сетям, утвержденной ANRE. Тарифы на природный газ, отпускаемый с ГРС распределительным предприятиям, утверждается АО "Молдовагаз" после согласования с ANRE. 6.3.3 Тарифы на поставку природного газа конечным потребителям, рассчитываемые согласно настоящей методологии, являются едиными средними тарифами. На основании этих тарифов, ANRE вправе утверждать дифференцированные тарифы для различных категорий потребителей. Дифференциация тарифов осуществляется в зависимости от уровня давления в газовых сетях, к которым присоединены потребители (высокого, среднего и низкого давления), количества поставляемого им природного газа, затрат предприятий, связанных с данными поставками, уровня технологического расхода и технических потерь природного газа в распределительных сетях и других факторов, учитывающих экономическую и энергетическую политику государства. VII. УТВЕРЖДЕНИЕ, ПЕРЕСМОТР И ПРИМЕНЕНИЕ ТАРИФОВ 7.1 В соответствии с настоящей методологией, тарифы рассчитываются экономическими агентами (АО "Молдовагаз" или другими обладателями лицензий), осуществляющими регулируемую деятельность на территории республики и представляются на утверждение ANRE. Расчеты и все материалы, необходимые для установления тарифов, представляются ANRE в строгом соответствии с Положением о процедурах и правилах пересмотра тарифов на услуги, регулируемые ANRE. 7.2 ANRE осуществляет пересмотр тарифов в соответствии с требованиями настоящей методологии, и материалами, представляемыми предприятиями. Предприятия представляют отчет, подтверждающий фактические затраты предшествующего года, с выделением непредвиденных расходов. 7.3 После соответствующего анализа, осуществляется пересмотр, утверждение и опубликование базовых тарифов, действительных на весь срок применения настоящей методологии. 7.4 ANRE ежегодно, по запросу газовых предприятий или по собственной инициативе, осуществляет пересмотр базовых тарифов, с учетом изменений против принятых при расчете базовых тарифов, закупочной цены природного газа, объемов транспортируемого и распределяемого природного газа, курса национальной валюты, объема инвестиций и других факторов, непосредственно влияющих на уровень тарифов. Затраты транспортного предприятия (Ct), распределительных предприятий (Cd) и аппарата управления АО "Молдовагаз" (Cos) ежегодно пересматриваются, согласно соответствующим параметрам: _j Ctt_j = (Ctto - Do) x П (1 + GDP_i) x (1 - Y₁) + Dj, ⁱ⁼¹ _j Cdt_j = (Cdto - Do) x П (1 + GDP_i) x (1 - Y₂) + Dj, ⁱ⁼¹ _j Cos_j = (Coso - Do) x П (1 + GDP_i) + Dj, ⁱ⁼¹ где: GDP - показатель реального внутреннего валового продукта Республики Молдова, опубликованный Департаментом статистики Республики Молдова; D - износ основных средств; Y₁, Y₂ - показатели экономической эффективности на период действия настоящей методологии. Значения данных показателей устанавливаются: Y₁ - 2,0% ежегодно; Y₂ - 3,0% ежегодно. 7.5 Предприятие вправе требовать пересмотра тарифов в течение года при наличии объективных, неподконтрольных факторов, оправдывающих подобную меру и способных повлечь отклонение в размере трех процентов от первоначально установленной в тарифах стоимости. В этом случае предприятия обязаны представить анализ отклонений между данными, применяемыми при расчете тарифов, и фактически регистрируемыми. Величина финансовых отклонений (Dj) рассчитывается в каждом отчетном году для выявления отклонений между параметрами, принятыми при утверждении тарифов и фактически зарегистрированными в предыдущем отчетном периоде. 7.6. Пересмотр тарифов осуществляется, как правило, ежегодно, после представления предприятиями финансового отчета за предыдущий год и материалов, необходимых для пересмотра тарифов. 7.7 Тарифы на транспортировку и поставку природного газа конечным потребителям утверждаются фиксированными и не могут изменяться самостоятельно предприятиями. 7.8 Экономические агенты, являющиеся обладателями лицензий на деятельность по регулируемым тарифам и не входящие в систему АО "Молдовагаз", отпускают природный газ конечным потребителям по тарифам, установленным Национальным агентством по регулированию в энергетике.