Постановление N 352 от 01.10.2009 об утверждении Методологии расчета, утверждения и применения тарифов на природный газ

НАЦИОНАЛЬНОЕ  АГЕНТСТВО  ПО
РЕГУЛИРОВАНИЮ В ЭНЕРГЕТИКЕ

ПОСТАНОВЛЕНИЕ

об утверждении Методологии расчета, утверждения

и применения тарифов на природный газ

N 352  от  01.10.2009

 (в силу 13.11.2009) 

Мониторул Офичиал N 163-164 ст.737 от 13.11.2009

* * *

Утратил силу: 21.11.2014

Постановление НАРЭ N 678 от 22.08.2014

В целях надежного обеспечения потребителей природным газом по тарифам, рассчитанным исходя из реальных, строго необходимых затрат для приобретения по импорту, транспортировки, распределения и поставки газа потребителям, создания равных условий для деятельности всех участников рынка природного газа путем установления единой методики расчета и применения тарифов и во исполнение ст.6, ст.7 и ст.34 Закона о газе № 136-XIV от 17.09.1998 г. (Официальный монитор Республики Молдова, 1998, № 111-113, ст.679) Административный совет Национального агентства по регулированию в энергетике

ПОСТАНОВЛЯЕТ:

1. Утвердить Методологию расчета, утверждения и применения тарифов на природный газ (прилагается).

2. Признать утратившей силу Методологию расчета, утверждения и применения тарифов на природный газ, утвержденную Постановлением Административного совета Национального агентства по регулированию в энергетике № 122 от 25.03.2004 года (Официальный монитор Республики Молдова, 2004, № 53-55, ст.132).

Утверждена

Постановлением Административного

совета НАРЭ

№ 352 от 1 октября 2009 г.

МЕТОДОЛОГИЯ

расчета, утверждения и применения тарифов на природный газ

I. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

1. Методология расчета, утверждения и применения тарифов на природный газ разработана в соответствии с положениями Закона о газе № 136-XIV от 17.09.1998 г. (Официальный монитор Республики Молдова, 1998, № 111-113, ст.679), Национальными стандартами бухгалтерского учета (НСБУ), утвержденными Приказом Министерства финансов № 174 от 25.12.1997 (Официальный монитор Республики Молдова, 1997, № 88-91, ст.182) и имеет своей целью установление единой методики расчета, утверждения и применения тарифов на услуги по транспортировке, распределению и поставке природного газа потребителям.

2. Методология устанавливает:

1) Структуру и порядок определения регулируемых доходов и расходов.

2) Порядок расчета, утверждения и применения регулируемых тарифов.

3) Порядок уточнения тарифов в течение срока действия Методологии.

3. Механизм, применяемый при определении и регулировании тарифов, основывается на соответствии тарифов следующим критериям:

а) надежное обеспечение потребителей природным газом по реальным затратам, строго необходимым для приобретения, транспортировки, распределения и отпуска газа потребителям;

b) возмещение затрат предприятий природного газа, необходимых для соответствующей эксплуатации производственных единиц, нормального осуществления регулируемой деятельности, обеспечения безопасности отрасли природного газа и защиты окружающей среды;

c) осуществление предприятиями природного газа эффективной и прибыльной деятельности, что обеспечит им возможность возмещения финансовых средств, инвестируемых в развитие, модернизацию и реконструкцию производственных мощностей.

4. Настоящая Методология регламентирует порядок расчета, утверждения и применения тарифов на природный газ для деятельности по транспортировке, распределению и поставке природного газа по регламентируемым тарифам. Настоящая Методология предусматривает установление в отрасли природного газа следующих регулируемых тарифов:

а) на транспортировку природного газа;

b) на распределение природного газа;

c) на поставку природного газа;

d) средний тариф на природный газ, отпускаемый АО “Молдовагаз” с газораспределительных станций;

e) на природный газ, отпускаемый конечным потребителям.

5. В настоящей Методологии используются следующие понятия:

регулируемые затраты – расходы и затраты обладателя лицензии, относящиеся к одному регулируемому году и признанные НАРЭ строго необходимыми, для осуществления деятельности, предусмотренной в лицензии;

регулируемые затраты на капитал – затраты обладателя лицензии, касающиеся износа основных средств и амортизации нематериальных активов, которые непосредственно используются в регулируемой деятельности, и признанные НАРЭ в тарифных целях;

финансовые отклонения – стоимостная составляющая корректировки доходов обладателя лицензии за текущий год, вытекающая из разницы между параметрами, запланированными при расчете тарифов и реально зарегистрированными в предыдущем периоде регулирования. Данные отклонения определяются на основе разницы, полученной в предыдущем периоде регулирования в результате реального изменения следующих параметров по сравнению с теми, которые были включены при расчете тарифов: закупочная цена; обменный курс национальной валюты; объем приобретенного, транспортированного, распределенного и отпущенного потребителям природного газа; объем и тарифы на транзит природного газа в другие страны; изменение затрат непосредственно принятых предприятием; показатели уточнения базовых затрат; прибыль, предусмотренная для реализации инвестиционного плана. В финансовые отклонения также включается разница между нормативным технологическим расходом и потерями природного газа в транспортных и распределительных сетях, рассчитанными в начале и в конце текущего года, в соответствии с утвержденными методологиями их расчета и с учетом положений, предусмотренных в разделе II настоящей Методологии;

тариф на транспортировку природного газа – стоимость услуг, оказываемых обладателями лицензий на транспортировку природного газа, по резервированию транспортных мощностей, получению природного газа на пунктах входа в транспортную систему, транспортировке, в том числе транзиту природного газа по транспортной системе, и передаче газа внутренним и внешним поставщикам природного газа или потребителям на пунктах выхода из газотранспортной системы. Тариф на транспортировку устанавливается на 1000 м³ природного газа, не включает НДС и стоимость транспортируемого природного газа;

тариф на распределение природного газа – стоимость услуг, оказываемых обладателями лицензий на распределение природного газа, по использованию газораспределительной системы в целях приема природного газа из транспортной системы, подаче природного газа через газораспределительную систему и его поставке на пункты разграничения с конечными потребителями или другим поставщикам природного газа. Тариф на услуги по распределению природного газа устанавливается на 1000 м³ природного газа, не включает НДС и стоимость распределенного природного газа;

тариф на поставку природного газа – стоимость услуг, оказываемых обладателями лицензий, на поставку природного газа по регулируемым тарифам, связанным с закупкой природного газа и его реализацией конечным потребителям или другим поставщикам на договорной основе. Тариф на поставку газа устанавливается на 1000 м³ природного газа без учета НДС и стоимости поставленного природного газа;

средний тариф на природный газ, отпускаемый АО “Молдовагаз” с газораспределительных станций (ГРС) – стоимость услуг, оказываемых обладателем лицензии на поставку природного газа (АО “Молдовагаз”), по отпуску природного газа с ГРС. Указанный тариф устанавливается на 1000 м³ природного газа, включает стоимость отпущенного природного газа, стоимость услуг по транспортировке указанного газа по транспортным сетям, но не включает НДС;

тариф на природный газ, отпускаемый конечным потребителям, – стоимость, по которой потребителям поставляется природный газ в стандартных условиях давления, температуры и качества, согласно ГОСТ 5542. Данный тариф устанавливается на 1000 м³ природного газа, включает средний тариф на природный газ, отпускаемый АО “Молдовагаз” с ГРС, и тариф на распределение и поставку природного газа потребителям и не включает НДС;

транзит – транспортировка природного года по газотранспортным сетям, поступающего из одного государства и предназначенного другому государству;

регулируемый доход – доход обладателя лицензии, относящийся к одному календарному году регулирования, признанный НАРЭ строго необходимым для покрытия всех регулируемых затрат обладателя лицензии и получения разумной рентабельности (прибыли) в зависимости от вложенного капитала в развитие регулируемой деятельности.

II. РАСЧЕТ ТАРИФОВ, ПРИМЕНЯЕМЫХ В ГАЗОВОЙ ОТРАСЛИ

6. Величина применяемых в газовой отрасли тарифов должна обеспечить получение регулируемыми предприятиями доходов, строго необходимых для покрытия реальных затрат по приобретению природного газа, оказанию услуг по транспортировке, распределению и поставке природного газа потребителям, а также обеспечить получение поставщиками услуг разумной рентабельности (прибыли), определяемой в соответствии с положениями п.30 Методологии.

7. Тариф на транспортировку природного газа определяется согласно формуле:

где:

TTj – тариф на транспортировку природного газа в “j” году, леев/1000 м³;

VRTj – регулируемый доход обладателя лицензии на деятельность по транспортировке природного газа в “j” году;

VGTj – объем природного газа, транспортируемого обладателем лицензии на деятельность по транспортировке природного газа в течение года “j”, тыс.м³. Данный объем включает как объем природного газа, транспортируемого для нужд страны, так и объем природного газа, транзитируемого в другие страны и измеряемого на пунктах выхода из газотранспортной сети. То есть:

где:

VGTNj – объем природного газа, транспортируемого для нужд страны в течение года “j”. Данный объем рассчитывается согласно формуле:

где:

VGPj – общий объем природного газа, приобретенного в течение года “j” для нужд страны;

VPTj – нормативные технологические расходы и потери природного газа в газотранспортных сетях (тыс.м³) в “j” году, в том числе использование природного газа на собственные нужды газотранспортного предприятия. Нормативный уровень технологических расходов и потерь газа в газотранспортных сетях определяется согласно Методологии нормирования технологических затрат и технических потерь при транспортировке природного газа по магистральным газопроводам Республики Молдова, утвержденной Постановлением НАРЭ № 24 от 28.07.2000 (Официальный монитор Республики Молдова, 2000, № 98-101, ст.290). В начале года технологический расход и потери природного газа, включаемые в тариф, определяются в соответствии с положениями вышеуказанной Методологии исходя из прогнозируемых режимов транспортировки, протяженности и других параметров сетей и работ по ремонту, содержанию и эксплуатации газовых сетей, запланированных в году “j”. В конце текущего года эти нормативные технологические расходы и потери газа уточняются исходя из реальных режимов транспортировки, протяженности и других параметров сетей, работ по ремонту, обслуживанию и эксплуатации сетей, фактически выполненных в году “j”. Для стимулирования транспортного предприятия в уменьшении технологического расхода и потерь природного газа в транспортных сетях настоящая Методология предусматривает, что в случае, когда фактически зарегистрированные в текущем году технологический расход и потери природного газа будут ниже нормативных, уточненных в конце года, то 50% этой разницы останутся в распоряжении предприятия, а остальные 50% будут направлены на уменьшение тарифа следующего года (через финансовые отклонения).

VFGTj – общий объем природного газа, отпущенный с ГРС в году “j”.

VGTRj – объем природного газа, транзитируемого в другие страны в течение года “j”. Данный объем определяется как сумма объемов газа, транзитируемого в балканские страны (VGTRbj), Украину (VGTRuj) и по другим направлениям (VGTRaj). То есть:

8. Тариф на распределение природного газа рассчитывается согласно формуле:

где:

TDj – тариф на распределение природного газа в году “j”, леев/1000м³;

VRDj – регулируемый доход обладателя лицензии на деятельность по распределению природного газа в году “j”;

DV_j-1 – финансовые отклонения обладателя лицензии на распределение природного газа в предыдущем регулируемом периоде;

VGDj – объем природного газа, распределенного обладателем лицензии на деятельность по распределению природного газа в году “j”.

9. Тариф на поставку природного газа рассчитывается согласно формуле:

где:

TFj – тариф на поставку природного газа в году “j”;

VRFj – регулируемый доход обладателя лицензии на поставку природного газа в году “j”;

DV_j-1 – финансовые отклонения обладателя лицензии на поставку природного газа в предыдущем регулируемом периоде;

VGFj – объем природного газа, поставленного обладателем лицензии на поставку природного газа в году “j”.

10. Если предприятие по распределению природного газа является также и поставщиком, то настоящая Методология предусматривает установление единого тарифа – тарифа на распределение и поставку природного газа, который рассчитывается согласно формуле:

где:

VGDFj – объем природного газа, распределенного и поставленного обладателем лицензии в году “j”.

Данный объем определяется как разница между объемом природного газа, отпущенного АО “Молдовагаз” обладателю лицензии на ГРС, и технологическим расходом и потерями природного газа в газораспределительных сетях. То есть:

где:

VFGTdj – общий объем природного газа, отпущенного АО “Молдовагаз” в году “j” предприятиям по распределению и поставке природного газа, измеренного на пунктах выхода из газотранспортных сетей;

VPDj – нормативный технологический расход и потери природного газа в газораспределительных сетях обладателя лицензии, рассчитанного согласно Методологии расчета технологических затрат и технических потерь природного газа в распределительных сетях, утвержденной Постановлением НАРЭ № 33 от 06.02.2001 (Официальный монитор, 2001, № 19-20, ст.67). В начале года нормативный технологический расход и потери природного газа в распределительных сетях, включаемые в тариф, определяются в соответствии с положениями вышеуказанной Методологии, исходя из прогнозируемых режимов работы, протяженности и других параметров сетей, количества потребителей и запланированных работ по ремонту, содержанию и эксплуатации газовых сетей в году “j”. В конце года эти нормативные технологические расходы и потери природного газа уточняются, исходя из реальных режимов работы, протяженности и других параметров сетей, количества потребителей и фактически выполненных работ по ремонту, обслуживанию и эксплуатации сетей в текущем году “j”. Разница между нормативным расходом и потерями природного газа, рассчитанного в начале и уточненного в конце года, включается в финансовые отклонения.

11. Для обладателей лицензий на деятельность по распределению и поставке природного газа, входящих в состав АО “Молдовагаз”, определяется один, средний тариф, на распределение и поставку природного газа в целом по АО “Молдовагаз”, который и включается в расчет конечного тарифа на отпуск природного газа потребителям.

12. Средний тариф на природный газ, отпускаемый АО “Молдовагаз” с ГРС, определяется согласно формуле:

где:

TFGj – средний тариф на природный газ, поставляемый АО “Молдовагаз” с ГРС в году “j”;

VRFGj – регулируемый доход АО “Молдовагаз” в году “j” от отпуска природного газа с ГРС;

DV_j-1 – финансовые отклонения АО “Молдовагаз”, образовавшиеся в предыдущем регулируемом периоде;

VFGTj – общий объем природного газа, отпущенного с ГРС;

13. В то же время, в целях сохранения единых тарифов для одних и тех же категорий потребителей, обслуживаемых различными обладателями лицензий, входящих в состав АО “Молдовагаз”, настоящая Методология предусматривает дифференциацию среднего тарифа на природный газ, отпускаемый с ГРС для каждого обладателя лицензии данного предприятия в отдельности. Данная дифференциация осуществляется, сохраняя следующие равенства:

и

где:

TFGTij – дифференцированный тариф на природный газ, поставляемый предприятием АО “Молдовагаз” с ГРС обладателю лицензии “i” в году “j”;

VFGTdij – объем поставленного АО “Молдовагаз” с ГРС природного газа обладателю лицензии “i” в году “j”;

∑VFGTdij – объем поставленного АО “Молдовагаз” с ГРС природного газа в году “j” всем обладателям лицензий, входящим в состав АО “Молдовагаз”;

PDij – удельный вес технологических расходов и потерь природного газа в газораспределительных сетях обладателя лицензии “i” в году “j”, отнесенный к объему природного газа, поступившего в газораспределительную сеть;

TDFij – тариф на распределение и поставку природного газа обладателя лицензии “i” в течение года “j”;

TFCj – тариф на природный газ, отпускаемый конечным потребителям в году “j”.

14. Тариф на природный газ, отпускаемый конечным потребителям, рассчитывается согласно формуле:

где:

Dd – значение, предусмотренное Законом о государственном бюджете на обслуживание долгов, леев/1000м³ природного газа.

15. Исходя из среднего тарифа на отпуск природного газа с ГРС, среднего уровня технологических затрат и потерь природного газа в распределительных сетях и среднего тарифа на распределение и поставку природного газа, рассчитанного в целом по АО “Молдовагаз” для обладателей лицензии, входящих в состав АО “Молдовагаз”, определяется средний тариф на отпуск природного газа конечным потребителям.

 III. РАСЧЕТ РЕГУЛИРУЕМЫХ ДОХОДОВ

16. Регулируемые доходы обладателей лицензии в отрасли природного газа рассчитываются по следующим формулам:

1) Регулируемый доход обладателя лицензии на деятельность по поставке газа АО “Молдовагаз”:

где:

VRMGj – регулируемый доход АО “Молдовагаз” в году “j”;

VRFj – доход от природного газа, отпущенного в году “j”. Этот доход определяется согласно формуле:

где:

VRFTj – доход от продажи природного газа обладателю лицензии на деятельность по транспортировке природного газа для покрытия технологического расхода и потерь природного газа в транспортных сетях;

VRFGj – расчетный доход от поставки природного газа с ГРС;

PGLj – средняя цена приобретения природного газа АО “Молдовагаз” в году “j”, леев/1000м³. Данная цена рассчитывается согласно формуле:

где:

PGVj – средняя цена приобретения природного газа в течение года “j” в иностранной валюте, согласно договорам на закупку природного газа;

CVj – средний обменный курс национальной валюты по отношению к валюте, в которой приобретается природный газ в течение года “j”. При определении доходов в начале года, данный курс устанавливается на прогнозируемом уровне, а в течение года обменный курс уточняется на основании фактически зарегистрированного уровня в предыдущем периоде года и уровня, прогнозированного до конца года;

VTRj – доход от транзита природного газа в другие страны в году “j”, который рассчитывается как произведение объемов транзита природного газа на соответствующие тарифы по оказанию данных услуг. Таким образом:

где:

VTRbj – доход от транзита природного газа в балканские страны в году “j”;

VTRuj – доход от транзита природного газа на Украину в году “j”;

VTRaj – доход от транзита природного газа по другим направлениям в году “j”;

VGTRbj – объем транзитируемого природного газа в балканские страны в году “j”;

TRbj – тариф на услуги по транзиту природного газа в балканские страны в году “j”, установленный в иностранной валюте, согласно договору;

DTb – расстояние транзита природного газа в балканские страны по территории Республики Молдова, в км;

VGTRuj – объем природного газа, транзитируемого на Украину в году “j”;

TRuj – тариф на услуги по транзиту природного газа на Украину в году “j” в иностранной валюте согласно договору;

DTu – расстояние транзита природного газа на Украину по территории республики, в км;

VGTRaj – объем газа, транзитируемого в другие направления в году “j”;

TRaj – тариф на услуги по транзиту газа в другие направления в году “j” в иностранной валюте, согласно договору;

DTa – расстояние транзита природного газа в другие направления по территории республики, в км;

k – коэффициент, который учитывает удельный вес оказанных АО “Молдовагаз” услуг по транзиту природного газа в общем объеме услуг по транзиту природного газа по территории Республики Молдова;

CTRMGj – регулируемые затраты АО “Молдовагаз” в году “j”;

PGj – прибыль АО “Молдовагаз”, необходимая для реализации утвержденного НАРЭ инвестиционного плана в году “j”. Данная прибыль определяется как разница между стоимостью инвестиций, предусмотренных инвестиционным планом, утвержденным НАРЭ для года “j”, и стоимостью износа (амортизации) основных средств и нематериальных активов (∑(Uj+Aj)) и рентабельности существующих активов всех предприятий АО “Молдовагаз”, включенных в тариф текущего года ”j” (∑Rj). Максимальный уровень данной прибыли не может превышать разницу между доходами от транзита природного газа и затратами, необходимыми для осуществления транзита.

На основании формул (13) и (14) определяются регулируемые доходы, которые должно получить АО “Молдовагаз” от поставки природного газа с ГРС:

2) Регулируемые доходы обладателя лицензии на деятельность по транспортировке природного газа:

где:

VRTj – регулируемый доход газотранспортного предприятия в году “j”;

VTNj – доход от оказания услуг по транспортировке природного газа для нужд страны в году “j”. Данный доход рассчитывается как произведение объема природного газа, транспортируемого для нужд страны в году “j” (VGTNj) и тарифа на транспортировку природного газа (TTj), утвержденного НАРЭ для “j” года. То есть:

VTRj – доход от оказания транспортных услуг по транзиту природного газа в году “j”. Данный доход определяется как произведение объема природного газа, транзитируемого в году “j” (VGTRj), на тариф по транспортировке природного газа, утвержденного НАРЭ для “j” года (TTj). То есть:

CTRTj – регулируемые затраты газотранспортного предприятия в году “j”;

RTj – рентабельность (прибыль) активов обладателя лицензии на транспортировку природного газа в году “j”;

DV_j-1 – финансовые отклонения обладателя лицензии на транспортировку природного газа в предыдущем регулируемом периоде.

3) Регулируемые доходы обладателя лицензии на деятельность по распределению и поставке природного газа:

где:

VRDFj – регулируемый доход обладателя лицензии на деятельность по распределению и поставке природного газа в году “j”;

CTRDFdj – регулируемые затраты обладателя лицензии на деятельность по распределению и поставке природного газа в году “j”. Эти затраты включают регулируемые затраты, относящиеся к деятельности по распределению (CTRDj), и регулируемые затраты, относящиеся к деятельности по поставке природного газа (CTRFj). В указанные затраты не включается стоимость приобретенного и поставленного потребителям природного газа;

RDFj – рентабельность (прибыль) активов обладателей лицензии на деятельность по распределению и поставке газа в году “j”.

IV. ОПРЕДЕЛЕНИЕ РЕГУЛИРУЕМЫХ ЗАТРАТ И РЕНТАБЕЛЬНОСТИ

17. Исходя из технологического процесса, специфики и структуры отрасли природного газа и на основании положений Национальных стандартов бухгалтерского учета (НСБУ) настоящая Методология устанавливает, что при определении затрат предприятий природного газа включаются следующие расходы и затраты:

1) У обладателя лицензии на поставку природного газа, АО “Молдовагаз”:

а) стоимость приобретенного природного газа (CGP);

b) стоимость услуги по транспортировке природного газа (CTG);

c) стоимость услуги по хранению природного газа в подземных хранилищах (CÎM);

d) собственные расходы обладателя лицензии (СР), которые включают регулируемую стоимость на капитал (CCR) и регулируемые операционные расходы (COR).

Общие регулируемые затраты предприятия АО “Молдовагаз” в году “j” рассчитываются по формуле:

2) У обладателя лицензии на деятельность по транспортировке природного газа:

а) регулируемая стоимость на капитал (CCR);

b) регулируемые операционные расходы (COR).

Общие регулируемые затраты газотранспортного предприятия в году “j” рассчитываются по формуле:

3) У обладателя лицензии на деятельность по распределению и поставке природного газа:

а) регулируемая стоимость на капитал (CCR);

б) регулируемые операционные расходы (COR).

Общие регулируемые затраты предприятий по распределению и поставке природного газа в году “j” рассчитываются по формуле:

18. Стоимость приобретенного природного газа рассчитывается по формуле:

где:

CGPj – стоимость приобретенного природного газа предприятием АО “Молдовагаз” в году “j”;

VGPij – объем приобретенного природного газа предприятием АО “Молдовагаз” у поставщика ”i” в году “j”;

PGij – цена приобретения природного газа в валюте, указанной в договорах о закупке природного газа у поставщика “i” в году “j”;

TVj – таможенные пошлины, оплаченные в соответствии с законом.

19. Стоимость услуг по транспортировке природного газа рассчитывается согласно формуле:

где:

CTRGj – расходы услуг по транспортировке (транзиту) природного газа в другие страны в году “j”;

CTNGj – расходы услуг по транспортировке природного газа для нужд страны в году “j”;

VGTj – общий объем природного газа, транспортируемого газотранспортным предприятием в году “j”, определенный согласно формуле (2);

TTj – тариф на транспортировку природного газа в году “j”, рассчитанный согласно формуле (1) и утвержденный НАРЭ.

20. Стоимость услуг по хранению природного газа в подземных газохранилищах определяется в соответствии с объемом природного газа и тарифами на хранение, предусмотренными договорами, заключенными с владельцами данных хранилищ, как в Молдове, так и в соседних странах.

21. Регулируемая стоимость на капитал обладателей лицензии отрасли природного газа определяется согласно общей формуле:

где:

Uj – износ долгосрочных материальных активов, использованных непосредственно для осуществления регулируемой деятельности в году “j”. Стоимость износа основных средств определяется в соответствии с положениями НСБУ 16 “Бухгалтерский учет долгосрочных материальных активов”, а порядок их включения в стоимость продукции – в соответствии с НСБУ 3 “Состав затрат и расходов предприятия”. В стоимость на капитал не включается износ законсервированных, сданных в аренду основных средств, жилых помещений и сооружений социально-культурного назначения, других основных средств, не предназначенных для оказания услуг по транспортировке, распределению и поставке природного газа. Помимо этого в стоимость капитала не включается износ основных средств, финансируемых из государственного и местного бюджетов, потребителями, безвозмездно переданные в управление газовому предприятию и переданные для технического обслуживания. При определении износа основных средств применяется метод линейного списания, который обеспечивает его равномерное начисление в течение всего срока службы основных средств. То есть:

где:

VIAij – первоначальная стоимость основных средств категории “i”;

DVi – срок полезной службы основных средств категории “k”, определяемый в соответствии с НСБУ. Категории “i” формируются путем группирования активов с идентичным сроком службы с экономической точки зрения.

В случае осуществления предприятием переоценки основных средств их износ, в тарифных целях, будет включен в пропорции, предварительно согласованной с НАРЭ.

Aj – амортизация нематериальных активов в году “j”, которая определяется исходя из первоначальной стоимости нематериальных активов и сроков полезной эксплуатации данных активов.

На предприятиях, которые имеют лицензии на деятельность по распределению природного газа и на деятельность по поставке природного газа, износ основных средств рассчитывается отдельно на деятельность по распределению природного газа и на деятельность по поставке природного газа.

Методология предусматривает, что в деятельность по распределению природного газа входят все находящиеся на балансе предприятия основные средства, непосредственно входящие в газораспределительные сети, по обслуживанию, содержанию и ремонту данных сетей. К газораспределительным сетям относится весь комплекс основных средств, расположенных от пункта разграничения газораспределительных сетей с газотранспортными сетями и до пункта разграничения собственности с потребителями или другими обладателями лицензий. К деятельности по поставке относятся все основные средства, участвующие в процессах заключения договоров и купли-продажи природного газа, снятия показаний и поверки приборов учета природного газа потребителей, фактурирования, сбора денег от потребителей за поставленный природный газ, учета приобретенного, поставленного и оплаченного природного газа, работы с потребителями. Все остальные основные средства общего или административного порядка, которые невозможно прямо отнести к одному или другому виду деятельности, включаются в деятельность по распределению и поставке природного газа, пропорционально стоимости основных средств, непосредственно относящихся к данным видам деятельности.

22. Операционные расходы обладателей лицензии отрасли природного газа включают:

1) материальные затраты (CM);

2) расходы на содержание и эксплуатацию газовых сетей и других производственных основных средств (CIE);

3) расходы на оплату труда персонала, задействованного в деятельности по транспортировке, распределению и поставке природного газа (CRM);

4) коммерческие расходы (CC);

5) общие и административные расходы (CGA);

6) другие расходы (CAj).

То есть:

23. Материальные затраты включают расходы, связанные с покупкой материалов, запасных частей, всех видов энергии, топлива, горючесмазочных материалов и других видов материальных ресурсов, необходимых для содержания, эксплуатации и ремонта сетей природного газа, оборудования, зданий и сооружений, непосредственно используемых в процессе транспортировки и распределения природного газа, содержания и эксплуатации производственных основных средств вспомогательных производств обладателей лицензии (транспортных, по ремонту и обслуживанию, контролю, телерадиокоммуникационных, по соблюдению экологических, санитарно-гигиенических норм, норм безопасности, по поддержанию чистоты и порядка в производственных единицах), в соответствии с НСБУ 3.

Материальные затраты определяются исходя из требований, предусмотренных Законом о газе № 136-ХIV от 17.09.1998 г. (Официальный монитор, 1998, № 111-113, ст.679), Законом о промышленной безопасности опасных промышленных объектов № 803-ХIV от 11.02.2000 г. (Официальный монитор, 2000, № 59-61, ст.401), Правилами безопасности в газовой отрасли NRS 35-04-09, 2002, утвержденными Постановлением Департамента “Молдова-Стандарт” № 1229-RT от 17.12.2002 г. (Официальное издание Департамента “Молдова-Стандарт”, 2005), Нормами расхода материалов и нормами запасов оборудования, приборов, инструментов, материалов и средств личной защиты на эксплуатацию газораспределительных систем, утвержденными Приказом Министерства экономики и торговли № 154 от 22.12.2006 (Официальный монитор, 2007, № 64-66, ст.296), планами технического обслуживания и ремонта основных средств и действующими нормами расхода материалов, предусмотренными техническими паспортами основных средств и материальными затратами, реально использованных в предыдущем периоде регулирования.

У обладателя лицензии на транспортировку газа в материальные расходы не включается стоимость электроэнергии, так как она зависит от режима транзита газа. Эти затраты включаются в раздел “Другие расходы”, в расходы, зависящие от объема, условий и режима транспортировки газа (п.28, 3), b).

Материальные затраты относятся к распределительной деятельности и к деятельности по поставке по прямому назначению. Материальные затраты для нужд коммерческого, общего и административного порядка отражаются только в данных расходах.

24. Расходы на содержание и эксплуатацию сетей природного газа и других производственных основных средств включают платежи за услуги, предоставленные третьими сторонами для поверки, технического обслуживания, содержания, эксплуатации и ремонта газопроводов, компрессорных станций, газораспределительных станций, газоизмерительных и газорегулировочных станций и пунктов, лабораторных установок и приборов, зданий, сооружений, транспортных, телерадиовещательных, коммуникационных средств, контрольно-измерительных приборов, установок по защите и безопасности, систем автоматизации, электроустановок и других производственных основных средств, относящихся к деятельности по транспортировке, распределению и поставке природного газа. Расходы на содержание и эксплуатацию рассчитываются на основании законодательных и нормативных актов, указанных в п.23 настоящей Методологии, смет расходов и заключенных с третьими сторонами договоров для осуществления вышеуказанных работ и распределяются между деятельностью по распределению и поставке природного газа по прямому назначению, а расходы на содержание и эксплуатацию основных средств общего и административного порядка – согласно положениям п.27.

25. Расходы на оплату труда включают расходы обладателя лицензии, непосредственно связанные с оплатой труда производственного персонала, расходы на взносы социального и медицинского страхования. Расходы на отплату труда рассчитываются исходя из численности персонала, непосредственно задействованного в процессе содержания, эксплуатации и ремонта сетей природного газа, диспетчерского оборудования и других основных средств, определенных в соответствии с Нормами времени на техническое обслуживание и ремонт газовых систем NTSG-01-2005, утвержденных Приказом Министерства экономики и торговли № 135 от 14.09.2006 г. (Официальный монитор, 2007, № 64-66, ст.295), персонала (торгового, административного и др.), необходимого для нормальной деятельности предприятия, гарантированного минимума зарплаты в реальном секторе экономики и уровнем квалификации персонала, режима и условий труда, премий и других выплат в соответствии с Трудовым кодексом, утвержденным Законом № 154-XV от 28.03.2003 г. (Официальный монитор, 2003, № 159-162, ст.648), Законом о зарплате № 847-XV от 14.02.2002 г. (Официальный монитор, 2002, № 50-52, ст.336) и Постановлением Правительства № 152 от 10.02.2004 г. “О тарифной ставке первого квалификационного разряда работников хозрасчетных предприятий и размера компенсационных доплат за работу в неблагоприятных условиях” (Официальный монитор, 2004, № 39-41, ст.299), а также другими, относящимися к отрасли природного газа, факторами. Расходы, связанные со взносами на социальное и медицинское страхование, определяются исходя из тарифов и норм отчислений, установленных законом. Расходы на оплату труда относятся к деятельности по распределению и деятельности по поставке, исходя из непосредственной принадлежности персонала к той или иной деятельности. Оплата труда общего и административного персонала распределяется между этими двумя деятельностями согласно положениям п.27.

26. К коммерческим расходам относятся расходы, непосредственно связанные с покупкой и продажей природного газа. Эти расходы включают маркетинговые услуги по заключению и реализации договоров о купле-продаже природного газа, оплату комиссионных при сборе платежей за поставленный потребителям природный газ, расходы на рекламу и информирование покупателей, расходы, связанные со снятием показаний приборов учета и фактурированием поставленного потребителям природного газа, расходы отделов, служб или работ, связанных с коммерческой деятельностью обладателя лицензии. Все эти расходы отражаются в деятельности по поставке природного газа.

27. Общие и административные расходы охватывают все расходы, необходимые для деятельности руководящего аппарата, общих и административных подразделений предприятия, расходы общего и административного порядка (банковские, почтовые, телекоммуникационные, юридические, нотариальные, аудиторские услуги, по подготовке кадров, технике безопасности, охране, аренде) и другие расходы в соответствии с НСБУ 3. Общие и административные расходы обладателей лицензии, которые осуществляют деятельность по распределению и поставке природного газа, распределяются между этими видами деятельности пропорционально оплате труда персонала, непосредственно задействованного в этих видах деятельности.

28. В состав “Другие расходы” включаются:

1) расходы, понесенные обладателями лицензии под видом налогов, пошлин и сборов, предусмотренные законом;

2) расходы, относящиеся к оборотным фондам;

3) расходы, зависящие от объемов природного газа, условий и режимов транспортировки природного газа.

Эти расходы определяются ежегодно согласно формулам:

а) у обладателей лицензий на деятельность по распределению и поставке природного газа:

где:

ITPj – ежегодные налоги, пошлины и платежи, выплачиваемые в соответствии с законом. Для исключения двойного учета при расчете тарифов эти расходы не должны включаться в общие и административные расходы. Распределение этих расходов между деятельностью по распределению и деятельностью по поставке осуществляется в соответствии с положениями п.27;

CFRj – расходы, необходимые для создания оборотного фонда в году “j”. Данные расходы полностью относятся на деятельность по поставке природного газа и определяются в соответствии с формулой:

где:

α – потребность в оборотных фондах в году “j”, выраженная в днях фактурирования и определяемая на основании режима фактурирования и оплаты природного газа, примененного по отношению к потребителям в соответствии с Положением о поставке и использовании природного газа, утвержденным Постановлением Административного совета НАРЭ № 304 от 07.08.2008 г. (Официальный монитор, 2008, № 162-164, ст.471) и режимом оплаты приобретенного природного газа и материалов, согласно договорам, подписанным с поставщиками.

Для всех обладателей лицензий отрасли природного газа устанавливается α = 6 дней;

VGFCj – стоимость природного газа, отпущенного конечным потребителям. Эта стоимость определяется как произведение объема природного газа, распределенного и поставленного потребителям в году “j” на средний тариф природного газа, поставленного АО “Молдовагаз” с ГРС. То есть:

b) у обладателя лицензии на деятельность по транспортировке природного газа:

где:

CDj – расходы, зависящие от годовых объемов, условий и режима транспортировки природного газа, которые рассчитываются согласно формуле:

где:

CEEj – стоимость электроэнергии, израсходованной обладателем лицензии в году ”j”;

CPTj – стоимость природного газа, израсходованного на технологические расходы и потери газа в газотранспортных сетях. Данная стоимость определяется как произведение между объемом природного газа, использованного на эти нужды в году “j” и средней закупочной цены импортного природного газа в году “j”;

расходы, необходимые для оборотных фондов обладателя лицензии на деятельность по транспортировке природного газа, рассчитываются согласно формуле:

29. В регулируемые затраты обладателей лицензии отрасли природного газа не включаются расходы, относящиеся к:

а) строительным работам, реконструкции, приобретению, модернизации, монтажу и тестированию оборудования;

b) пуску в действие новых предприятий, подразделений и агрегатов, на сдачу в эксплуатацию новых предприятий (объектов) и авторский надзор проектных организаций, на устранение недоработок в проектировочных работах, строительство и монтаж, ревизию (демонтаж), устранение неполадок и поломок оборудования, выявленных по вине производителей, поставщиков и транспортных организаций, другие капиталовложения. Все эти расходы включаются в тариф только после сдачи в эксплуатацию основных средств путем включения их износа и рентабельности осуществленных инвестиций, как изложено в п.30;

c) выполнению проектно-строительных работ, на приобретение оборудования, ремонт и содержание объектов жилищного фонда, коммунального, социально-культурного назначения и других объектов, не связанных с производством;

d) работам, квалифицированным как помощь другим предприятиям и организациям, как в виде услуг, так и материальной или финансовой поддержки;

e) оплате различных штрафных санкций, покрытию потерь или недостач;

f) сомнительным долгам;

g) благотворительным целям и спонсорской деятельности;

h) выполнению или оплате вспомогательных работ (услуг), не связанных со сферой оказания услуг по транспортировке, распределению и поставке природного газа, а также тех, которые возмещаются газовыми предприятиями отдельно от тарифов на транспортировку, распределение и поставку природного газа.

30. Рентабельность (прибыль) обладателей лицензии в году “j” определяется согласно формуле:

где:

VNAej – чистая стоимость в году “j” существующих основных средств и нематериальных активов, сданных в эксплуатацию до 2003 года. Методология предусматривает, что чистая стоимость существующих активов, принятая в расчете рентабельности для предприятий, входящих в состав АО “Молдовагаз”, является постоянной на весь период действия методологии и равна их балансовой стоимости по состоянию на 31.12.2008, без учета переоценки, а именно: транспортного предприятия “Молдоватрансгаз” – 235,17 млн.леев; всех предприятий по распределению и поставке природного газа – 254,25 млн.леев. Для всех остальных предприятий отрасли природного газа чистая стоимость существующих активов определяется как разница между их первоначальной стоимостью и износом (амортизацией) данных активов на начало года “j”. То есть:

где:

VIAej – первоначальная, входящая стоимость основных средств и нематериальных активов, сданных в эксплуатацию до 2003 г.;

UAe_j-1 – износ (амортизация) активов с момента их сдачи в эксплуатацию и до начала года “j”;

Rre_j – уровень рентабельности существующих чистых активов, сданных в эксплуатацию до 2003 года. Настоящая методология устанавливает рентабельность существующих активов на уровне 5% при условии использования этих средств на выполнение инвестиционного плана, утвержденного НАРЭ. Если в течение отчетного года данные средства не используются для инвестиций, неиспользованная стоимость будет исключена из расчета тарифа на будущий год.

VNAnj – чистая стоимость в году “j” новых активов, сданных в эксплуатацию в результате осуществления обладателями лицензий инвестиций, начиная с 2004 года и до начала года “j”. Данная стоимость определяется как разница между первоначальной стоимостью и износом активов на начало года “j”. То есть:

где:

VIAnj – первоначальная стоимость новых активов, сданных в эксплуатацию в результате осуществления инвестиций, начиная с 2004 года и до начала года “j”;

UAn_j-1 – износ (амортизация) новых активов, накопленный с момента их сдачи в эксплуатацию до начала года “j”;

Rrnj – уровень рентабельности в году “j” новых активов, сданных в эксплуатацию в результате осуществленных инвестиций. Данный уровень рентабельности определяется ежегодно согласно методу средневзвешенной стоимости капитала (Weighted Average Cost of Capital – WACC). Таким образом:

где:

Re – стоимость собственного капитала, %, которая определяется на основании модели CAMP (Capital Assets Pricing Model), согласно формуле:

где:

rf – ставка рентабельности, свободная от риска, в %. Эта ставка определяется ежегодно на основе ставок свободных от риска государственных казначейских ценных бумаг США со сроком погашения более 10 лет, исходя из статистических данных, опубликованных BLOOMBERG;

rt – величина риска, характерная для Республики Молдова. Настоящая Методология предусматривает, что величина риска для Молдовы будет применяться на уровне 6,75%. В том году, когда согласно статистическим публикациям DAMODARAN, величина риска для Молдовы будет ниже вышеуказанной, будет применяться опубликованная величина;

βd – коэффициент бета, который определяется согласно формуле:

где:

β – коэффициент бета без учета долгов. Данный коэффициент определяется ежегодно, исходя из данных, опубликованных в статистическом отчете DAMODARAN в разделе “Betas by Industry”, для предприятий природного газа развивающихся стран;

D/E – отношение заемного капитала к собственному капиталу. Данное отношение установлено на уровне 0,54 и определено из структуры осуществления инвестиций на уровне 35% из займов и 65% из собственного капитала предприятий (акционеров);

t – ставка налога на прибыль, применяемого к газовым предприятиям согласно закону;

(rm – rf) – риск рынка. Данная переменная определена на уровне 5,26%;

Rd – стоимость заемного капитала в %. Годовая ставка данного показателя устанавливается на уровне 9,13%.

31. Настоящая Методология устанавливает следующие принципы осуществления инвестиций:

1) На основании энергетической стратегии Республики Молдова до 2020 года, утвержденной Постановлением Правительства № 958 от 21.08.2007 (Официальный монитор, 2007, № 141-145, ст.1012), программ национального развития, утвержденных Правительством в соответствии с законом и годовых планов развития газовых предприятий, обладатели лицензий до 1 декабря разрабатывают и представляют НАРЭ инвестиционные планы (PI) на следующий год, которые должны содержать следующие разделы:

а) инвестиции в развитие газотранспортных и газораспределительных сетей (строительство новых газотранспортных и газораспределительных сетей, распределительных, компрессорных, регулирующих, измерительных станций и пунктов и др.);

b) инвестиции в существующие газовые сети (реконструкция, обновление, модернизация, капитализированный ремонт, покупка основных средств);

c) инвестиции в транспортные средства;

d) инвестиции в здания и сооружения;

e) инвестиции в вычислительную технику, теле-радио коммуникации;

f) инвестиции в нематериальные активы (программы, системы, лицензии и др.);

g) другие инвестиции, связанные с деятельностью по транспортировке, распределению и поставке природного газа.

2) В инвестиционном плане в обязательном порядке должны быть указаны:

а) стоимость запланированных инвестиций в целом и по каждому разделу в отдельности, а также источники их финансирования;

b) описание запланированных инвестиционных разделов, их стоимость и результаты, которые предполагается достичь за счет осуществления инвестиций (газификация населенных пунктов, число новых потребителей, которые предполагается подсоединить к газовым сетям в результате газификации, повышение качества и надежности газоснабжения населения, сокращение случаев и времени отключений, снижение потерь природного газа в газотранспортных и газораспределительных сетях, сокращение расходов на транспортировку, распределение, коммерческих, общих и административных расходов и др.).

32. НАРЭ утверждает инвестиционные планы на следующий год не позднее 31 декабря текущего года и вправе не принимать представленные обладателями лицензий инвестиционные планы или отдельные инвестиции из этих планов в случаях когда:

1) Инвестиционные планы не соответствуют требованиям, предусмотренным п.31.

2) Инвестиции не связаны с регулируемой деятельностью.

3) Предусмотренные работы не связаны с инвестициями и должны быть отнесены на расходы.

4) Инвестиции не должны быть финансированы предприятием или же должны быть возмещены предприятием через страховые компании (страховки, включенные в тариф), через судебные инстанции и т.д.

5) Инвестиции не являются строго необходимыми, не приносят экономическую выгоду, а ведут только к увеличению расходов предприятия.

33. В январе-феврале каждого отчетного года обладатели лицензии представляют НАРЭ отчет о реализации инвестиционного плана, утвержденного НАРЭ на прошлый год, в котором указываются предусмотренные планом инвестиции и фактически сданные в эксплуатацию, их стоимость и достигнутые результаты.

34. Инвестиции, осуществленные согласно утвержденному НАРЭ инвестиционному плану, включаются в расчет стоимости капитала и рентабельности в соответствии с положениями настоящей Методологии. Изменения, внесенные обладателем лицензии в утвержденный инвестиционный план, будут приниматься в расчет тарифа только в тех случаях, когда эти изменения были скоординированы с НАРЭ.

V. РАСЧЕТ ДИФФЕРЕНЦИРОВАННЫХ ТАРИФОВ НА ПРИРОДНЫЙ ГАЗ,

ОТПУСКАЕМЫЙ ПО КАТЕГОРИЯМ ПОТРЕБИТЕЛЕЙ

35. Постепенный переход к установлению дифференцированных тарифов будет осуществляться таким образом, чтобы каждая категория потребителей уплатила реальную стоимость природного газа и услуг по распределению и поставке природного газа, относящуюся исключительно к этой категории потребителей. Принцип дифференциации тарифов по категориям потребителей основан на определении реальных затрат, подлежащих оплате соответствующей категорией потребителей, связанных с закупкой природного газа на границе республики, транспортировкой по транспортным сетям, распределением и поставкой природного газа на пунктах разграничения между распределительными сетями, к которым подключен потребитель и газовыми установками потребителя.

36. Исходя из структуры газовых сетей, дифференциация тарифов будет осуществляться по трем категориям потребителей:

1) потребители, чьи газовые установки подключены к газораспределительным сетям высокого давления;

2) потребители, чьи газовые установки подключены к газораспределительным сетям среднего давления;

3) потребители, чьи газовые установки подключены к газораспределительным сетям низкого давления.

37. Согласно технологическому процессу по транспортировке, распределению и поставке природного газа потребителям, затраты, связанные с закупкой природного газа, и затраты, связанные с транспортировкой природного газа, оплачиваются всеми категориями потребителей, независимо от уровня давления в сетях, к которым они подключены. То есть, тариф на природный газ, отпускаемый АО “Молдовагаз” с ГРС (TFGj) един для всех категорий потребителей. Единым для всех категорий потребителей является также тариф на поставку природного газа (TFj), так как процесс поставки природного газа идентичен для всех категорий потребителей и не зависит от процесса распределения природного газа. Различными для различных категорий потребителей будут только тарифы на распределение природного газа (TDj) и технологические затраты и потери природного газа в газораспределительных сетях (PDj).

38. Для определения дифференцированных тарифов по категориям потребителей необходимо определить:

1) объем природного газа, распределенного по газораспределительным сетям высокого давления (VGDIj);

2) объем природного газа, распределенного по газораспределительным сетям среднего давления (VGDMj);

3) объем природного газа, распределенного по газораспределительным сетям низкого давления (VGDJj);

4) доля технологических расходов и потерь природного газа в газораспределительных сетях высокого давления (PDIj);

5) доля технологических расходов и потерь природного газа в газораспределительных сетях среднего давления (PDJj);

6) доля технологических расходов и потерь природного газа в газораспределительных сетях среднего давления (PDMj);

7) затраты на распределение в сетях высокого давления (CDIj);

8) затраты на распределение в сетях среднего давления (CDMj);

9) затраты на распределение в сетях низкого давления (CDJj).

39. Объемы природного газа, распределенного в течение года “j” по распределительным сетям природного газа высокого, среднего и низкого давления определяются в соответствии с формулами:

где:

VGDFIj – объем природного газа, отпущенного в году “j” потребителям, которые подключены к распределительным сетям природного газа высокого давления;

VGDFMj – объем природного газа, отпущенного в году “j” потребителям, которые подключены к распределительным сетям природного газа среднего давления.

40. Удельный вес технологических расходов и потерь газа в распределительных сетях природного газа высокого, среднего и низкого давления определяется в соответствии с формулами:

где:

VPDIj; VPDMj и VPDJj – технологические расходы и потери газа, в натуральном выражении (тыс.м³) в газораспределительных сетях высокого, среднего и низкого давления, которые определяются в соответствии с Методологией расчета расхода природного газа на технологические нужды и технические потери в распределительных сетях. В этом случае сумма технологических расходов и потерь природного газа, определенных по каждому типу сети, должна быть равной величине технологических расходов и потерь природного газа, определенных и включенных в тариф в целом по всем газораспределительным сетям.

41. Затраты на распределение, относящиеся к сетям природного газа высокого, среднего и низкого давления рассчитываются следующим образом:

1) на основании структуры газовых сетей и данных бухгалтерского учета предприятия по распределению природного газа разделяют и определяют долгосрочные материальные активы, принадлежащие распределительным сетям природного газа высокого, среднего и низкого давления. В состав распределительных сетей природного газа высокого давления следует включать все долгосрочные активы данных сетей, расположенные от пункта разграничения с транспортными сетями природного газа до (включительно) выхода из станций (пунктов) регулирования природного газа с высокого на среднее/низкое давление и до пунктов разграничения с потребителями, подключенными к распределительным сетям природного газа высокого давления. В состав распределительных сетей природного газа среднего давления следует включать все долгосрочные активы данных сетей, расположенные от пунктов выхода из станций (пунктов), регулирующих природный газ с высокого на среднее давление, до (включительно) пунктов выхода из станций (пунктов, установок), регулирующих природный газ со среднего на низкое давление, и пунктов разграничения с потребителями, подключенными к распределительным сетям природного газа среднего давления. В состав распределительных сетей низкого давления следует включить все долгосрочные активы данных сетей, расположенные от пункта выхода из станций (пунктов, установок), регулирующих природный газ с высокого/среднего на низкое давление, и до (включительно) пунктов разграничения сетей с установками потребителей;

2) исходя из долгосрочных активов, разделенных по уровням давления, определяются затраты на капитал (износ) в течение года “j”, относящиеся к сетям высокого, среднего и низкого давления;

3) на основании операционных затрат, утвержденных в целом по всем распределительным сетям для первого года действия Методологии, определяются соответствующие затраты по каждому виду распределительных сетей природного газа (высокого, среднего и низкого давления) следующим образом:

а) материальные расходы, расходы на содержание, эксплуатацию и оплату труда, рассчитанные для первого года действия настоящей Методологии и относящиеся к газораспределительной деятельности, делятся между этими тремя видами сетей по прямому назначению, на базе нормативов расхода материалов и норм времени на осуществление данной работы, согласно рабочим планам, утвержденным отдельно по каждой распределительной сети. В течение последующих лет данные расходы уточняются в соответствии с п.47 настоящей Методологии.

b) общие и административные расходы, утвержденные для первого года действия настоящей Методологии и относящиеся к газораспределительной деятельности, делятся между сетями высокого, среднего и низкого давления пропорционально объемам поставки газа конечным потребителям, подключенным к данной сети. В течение последующих лет данные расходы уточняются согласно п.47 настоящей Методологии.

42. Тарифы на распределение природного газа по сетям природного газа высокого, среднего и низкого давления рассчитываются согласно формулам:

где:

CCRIj; CMIj; CIEIj; CRMIj; CGAIj – затраты на капитал, материальные затраты, расходы на содержание и эксплуатацию, оплату труда, общие и административные расходы в году “j”, относящиеся к деятельности по распределению природного газа по сетям высокого давления, рассчитанные согласно положениям п.41;

CCRMj; CMMj; CIEMj; CRMMj; CGAMj – затраты на капитал, материальные затраты, расходы на содержание и эксплуатацию, оплату труда, общие и административные расходы в году “j”, относящиеся к деятельности по распределению природного газа по сетям среднего давления, рассчитанные согласно положениям п.41;

CCRJj; CMJj; CIEJj; CRMJj; CGAJj – затраты на капитал, материальные затраты, расходы на содержание и эксплуатацию, оплату труда, общие и административные расходы в году “j”, относящиеся к деятельности по распределению природного газа по сетям низкого давления, рассчитанные согласно положениям п.41;

RDIj; RDMj; RDJj – рентабельность (прибыль) в году “j”, относящаяся к сетям природного газа высокого, среднего и низкого давления. Величина рентабельности в зависимости от уровня давления природного газа в сети определяется исходя из общей величины рентабельности (прибыли), включенной в тариф предприятия (RDFj) и удельного веса долгосрочных активов газовых сетей соответствующего уровня давления в общей стоимости долгосрочных активов предприятия.

При определении тарифов на распределение природного газа по газовым сетям различного давления необходимо сохранить следующее равенство:

где:

VGDj – объем природного газа, распределенного всем потребителям предприятия в году “j”.

43. Дифференцированные тарифы на природный газ, отпускаемый конечным потребителям, подключенным к сетям природного газа высокого, среднего и низкого давления, определяются согласно формулам:

где:

TFCIj; TFCMj; TFCJj – тарифы на природный газ, отпускаемый конечным потребителям в году “j”, подключенным к распределительным сетям природного газа высокого, среднего и низкого давления, соответственно.

При определении дифференцированных тарифов на поставку природного газа конечным потребителям необходимо соблюдать следующее равенство:

44. Обладатели лицензий отрасли природного газа до 01.01.2010 обязаны осуществить как разделение учета затрат, связанных с деятельностью по распределению природного газа и деятельностью по поставке природного газа, так и разделение указанных затрат и технологических расходов и потерь природного газа в распределительных сетях природного газа по уровням давления газа в этих сетях.

VI. ОПРЕДЕЛЕНИЕ, УТВЕРЖДЕНИЕ И УТОЧНЕНИЕ ТАРИФОВ

45. Обладатели лицензии ежегодно до конца ноября представляют в НАРЭ расчеты тарифов на следующий год, произведенные в соответствии с Методологией. НАРЭ рассмотрит представленные предприятиями материалы и при наличии объективных причин утвердит данные тарифы.

46. Тарифы утверждаются Административным советом НАРЭ в расчете на 1000 м³ природного газа по каждому виду деятельности: на транспортировку природного газа; на распределение и поставку природного газа; на природный газ, отпускаемый АО “Молдовагаз” с ГРС; на природный газ, отпускаемый конечным потребителям. Тарифы утверждаются фиксированные и, таким образом, исключается возможность любой дискриминации потребителей в процессе их применения. Утвержденные тарифы вступают в силу после их опубликования в “Официальном мониторе Республики Молдова”.

47. Материальные затраты, расходы на оплату труда, на содержание и эксплуатацию, коммерческие, общие и административные расходы для первого (базового) года действия Методологии (CMo; CRMo; CIEo; CCo и CGAo), рассчитываются обладателями лицензий, исходя из реальных потребностей в соответствии с п.23-28 настоящей Методологии, рассматриваются и утверждаются Административным советом НАРЭ и вступают в силу с даты их опубликования.

В течение последующих лет данные затраты и расходы будут актуализированы НАРЭ исходя из величины параметров актуализации.

Расходы по оплате труда будут актуализироваться в зависимости от уровня инфляции в Республике Молдова. При актуализации материальных затрат в расчет будет приниматься уровень инфляции США и обменный курс доллара США, так как большинство материалов импортируются. Расходы на содержание и эксплуатацию будут актуализироваться в зависимости от уровня инфляции в Республике Молдова, так как большинство указанных расходов связано с поставками на внутреннем рынке. Коммерческие расходы будут актуализироваться в зависимости от индекса изменения количества потребителей, а общих и административных расходов – от уровня инфляции в Республики Молдова. В то же время расходы по оплате труда и материальные затраты будут корректироваться с учетом изменения протяженности газовых сетей. Все вышеуказанные затраты и расходы будут также корректироваться, исходя из необходимости повышения уровня эффективности предприятий. Таким образом, вышеуказанные затраты и расходы предприятий газовой отрасли будут актуализироваться ежегодно по следующим формулам:

где:

LRj – протяженность газовых сетей в году “j”;

LR_j-1 – протяженность газовых сетей в предыдущем году;

NC_j – число потребителей, обслуживаемых в году “j”;

NC_j-1 – число потребителей, обслуживаемых в предыдущем году;

IPCD_j – индекс потребительских цен в США в году “j”, опубликованный Департаментом труда США;

IPCM_j – индекс потребительских цен в Республике Молдова в году “j”, опубликованный Национальным бюро статистики Республики Молдова.

48. Исходя из того, что обладатель лицензии на поставку природного газа АО “Молдовагаз” несет только коммерческие, общие и административные расходы, настоящая Методология не предусматривает разделение его регулируемых операционных расходов (CORo) по видам затрат и устанавливает их на базовый год в целом, а в течение последующих лет они актуализируются в зависимости от индекса потребительских цен в Республике Молдова и повышения уровня эффективности предприятия. То есть:

49. Актуализация тарифов в течение года будет осуществлена только в случаях наличия объективных факторов, неподконтрольных предприятиям (изменение закупочной цены природного газа, колебания обменного курса национальной валюты, принятие законодательных актов, приводящих к увеличению затрат и др.), которые обосновывают соответствующую актуализацию и которые приводят к отклонению от первоначальных общих регулируемых затрат более чем на 5 процентов. Для этого предприятия представят в НАРЭ анализ факторов влияния и расчет отклонений, образовавшиеся в связи с изменением реальных параметров по отношению к тем, которые были включены в расчет утвержденных тарифов. НАРЭ в таких случаях произведет актуализацию тарифов, исходя из возникших объективных факторов и уровня их влияния на тарифы.

50. В случае изменения тарифов в течение года, финансовые отклонения (DVj), образованные в предыдущем периоде текущего года, в полной мере учитываются при расчете новых тарифов. При этом финансовые отклонения в тариф включаются таким образом, чтобы они были возмещены до конца текущего года.

VII. ЗАКЛЮЧИТЕЛЬНЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ

51. Настоящая Методология предусматривает, что ежегодный износ и амортизация нематериальных активов, включенные в тариф обладателей лицензий, входящих в состав АО “Молдовагаз” (за исключением тех, которые относятся к инвестициям, осуществленным из заемных средств) будут использоваться ими только в целях осуществления новых инвестиций, а из общей суммы запланированных ежегодных инвестиций не менее 70% должны быть направлены на расширение, реконструкцию, модернизацию, реновацию и реабилитацию сетей природного газа. В случае использования данных средств на другие цели, НАРЭ вправе уменьшить эти расходы на следующий год, в объеме средств, использованных на иные цели.

52. Учитывая, что использование материальных затрат и расходов на содержание и эксплуатацию сетей природного газа напрямую влияет на состояние сетей, качество и надежность газоснабжения потребителей, и в целях исключения использования этих тарифных ресурсов на другие цели, НАРЭ вправе уменьшить указанные затраты на следующий год в объеме неосуществленных работ или нецелевого их использования.

53. В случае, когда:

1) АО “Молдовагаз” в течение текущего года не использует или использует на другие цели средства, предназначенные для инвестиций (PG), то НАРЭ вправе уменьшить регулируемые затраты АО “Молдовагаз”, необходимые для включения в тариф на следующий год, в размере неиспользованных или использованных на другие цели указанных средств;

2) на национальном уровне будет изменен гарантированный минимум зарплаты, то расходы на оплату труда соответствующего периода года будут скорректированы исходя из данного гарантированного минимума зарплаты, режима работы и других факторов;

3) законодательство изменит по отношению к потребителям режим фактурирования-оплаты природного газа или изменятся условия приобретения-оплаты природного газа, то НАРЭ произведет перерасчет дней, относящихся к оборотному капиталу, указанных в п.28. 3), а), исходя из этих изменений;

4) доходы от транспортировки (транзита) газа в другие страны (VTRj) не покроют необходимые расходы для оказания этих услуг (CTRGj), то образовавшаяся от этого разница будет отнесена на счет обладателя лицензии, который заключил с внешними поставщиками контракты на данный вид услуг.

54. Настоящая Методология вступает в силу с даты опубликования в “Официальном мониторе Республики Молдова”, будет действительна в течение пятилетнего периода и обязательна для всех обладателей лицензий, осуществляющих регулируемую деятельность по транспортировке, распределению и поставке природного газа.