Постановление N 382 от 27.06.2023 о внесении изменений в Методологию расчета, утверждения и применения регулируемых тарифов на услугу по передаче природного газа, утвержденную Постановлением Административного совета НАРЭ № 535/2019
НАЦИОНАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО
РЕГУЛИРОВАНИЮ В ЭНЕРГЕТИКЕ
ПОСТАНОВЛЕНИЕ
о внесении изменений в Методологию расчета, утверждения и применения
регулируемых тарифов на услугу по передаче природного газа, утвержденную
Постановлением Административного совета НАРЭ № 535/2019
№ 382 от 27.06.2023
(в силу 14.07.2023)
Мониторул Офичиал ал Р. Молдова № 240-245 ст. 693 от 14.07.2023
* * *
ЗАРЕГИСТРИРОВАНО:
Министерство юстиции
№ 1811 от 10 июля 2023 г.
Министр юстиции______Вероника МИХАЙЛОВ-МОРАРУ
На основании пункта а) части (2) статьи 7, части (5) статьи 99 Закона № 108/2016 о природном газе (Официальный монитор Республики Молдова, 2016 г., № 193-203, ст.415), с последующими изменениями, и пункта 402 Кодекса сетей природного газа, утвержденного Постановлением Административного совета Национального агентства по регулированию в энергетике № 420/2019 (Официальный монитор Республики Молдова, 2020, № 14-23, ст.60), с последующими изменениями, Административный совет Национального агентства по регулированию в энергетике
ПОСТАНОВЛЯЕТ:
1. В Методологию расчета, утверждения и применения регулируемых тарифов на услугу по передаче природного газа, утвержденную Постановлением Административного совета Национального агентства по регулированию в энергетике № 535/2019 (Официальный монитор Республики Молдова, 2020 г., № 44-54, ст.173), зарегистрированную в Министерстве юстиции (№ 1536 от 3 февраля 2020 года), внести следующие изменения:
1) в пункте 2:
подпункт 1) после слов "природного газа" дополнить текстом "в том числе гармонизированные тарифы на входе/выходе";
подпункт 2) изложить в следующей редакции:
"2) порядок расчета и применения тарифов на входе/выходе на услугу по передаче природного газа, в том числе гармонизированных тарифов на входе/выходе;";
дополнить подпунктом 31) следующего содержания:
"31) порядок определения справочных цен;";
дополнить подпунктом 9) следующего содержания:
"9) порядок определения технологического расхода и потерь природного газа в сетях передачи природного газа;";
2) в пункте 3 подпункт 10) признать утратившим силу;
3) в пункте 6:
подпункт 1) изложить в следующей редакции:
"1) приемом природного газа через физические точки входа из сетей передачи ОПС соседних стран через точки взаимоподключения, из других сетей передачи других ОПС, из установок по производству природного газа или из газовых хранилищ природного газа, передачу природного газа через транспортные сети природного газа и его передачей в пунктах выхода сетей по передаче операторами передающих систем из соседних стран через точки присоединения в транспортных сетях других операторов передающих сетей; в распределительных сетях природного газа, к конечным потребителям, используемые установки которых подключены к сети передачи природного газа к газовым хранилищам;";
подпункт 5) изложить в следующей редакции:
"5) отношения с операторами ОПС соседних стран, сопредельными ОПС, поставщиками, конечными потребителями, пользователями систем и операторами распределительной системы природного газа (далее – ОРС), связанные с оказанием услуги по передаче природного газа.";
4) в пункте 9:
в понятии "тариф на услугу по передаче природного газа" текст "поставщикам природного газа или конечным потребителям" заменить словами "пользователей системы";
после понятия "фактические расходы –..." вносятся следующие понятия:
"повышающий коэффициент – коэффициент, применяемый к справочной цене для расчета резервной цены на продукт стандартной не годовой мощности;";
"сезонный коэффициент – коэффициент, отражающий изменение спроса в течение года, который может применяться в сочетании с соответствующим повышающим коэффициентом;";
после понятия "корректирующая составляющая регулируемого дохода – ..." вносится следующее понятие:
"метод расчета справочной цены – метод расчета, применяемый к той части дохода, относящегося к транспортным услугам, которая должна быть возмещена за счет тарифов на транспортировку природного газа, исходя из мощности, для целей определения справочной цены;";
В понятиях "точки входа в передающие сети природного газа" и "точки выхода из передающих сетей природного газа" слово "разграничения" заменить словом "разделения";
5) в пункте 10:
в определении термина "CPGn" слова "регулируемых технических" заменить словом "нормативных";
определение термина "CEn" после слова "электроэнергии" дополнить словами "и природного газа".;
6) В пункте 12:
слова "регулируемых технических" заменить словом "нормативных", а слова "природного газа" исключить.
Термин "PGTn" заменить термином "CTPn", который будет иметь следующее содержание:
"CTPn" – объемы технологического расхода и нормативных потерь природного газа в передающих сетях, определяемые для каждого года регулирования "n" в соответствии с Методикой определения технологического расхода и нормативных потерь природного газа в передающих сетях, приведенной в Приложении № 1";
Термин "TFFnI" заменить термином "PFFnI", который будет иметь следующее содержание:
""PFFnI – регулируемая цена поставки природного газа в точки входа в передающие сети природного газа поставщиком, на которого возложена обязанность оказания публичной услуги, или иная договорная цена, если последняя более ниже.";
7) Пункт 13 изложить в следующей редакции: "Стоимость электроэнергии и природного газа, потребляемых ОПС на компрессорных станциях для передачи природного газа по передающим сетям природного газа (CEn), определяется с учетом количества потребленной электроэнергии и природного газа согласно показаниям измерительных приборов и закупочным ценам, которые не могут быть выше регулируемых цен на поставку электроэнергии и природного газа. Стоимость (CEn) определяется на каждый период регулирования прямым расчетом, согласно положениям Методологии".
8) В пункте 14:
подпункт 1) изложить в следующей редакции:
"1) расчетной базы основных средств и нематериальных активов (ВС0) (далее – расчетная база), представляющую собой чистую стоимость активов на начало первого года применения Методики, за исключением активов, введенных в эксплуатацию в год, предшествующий первому году применения Методологии. Необходимая расчетная база для определения амортизации в тарифных целях определяется с учетом исторической стоимости основных средств и нематериальных активов и утверждается Агентством на весь срок действия Методологии;";
подпункт 2) изложить в следующей редакции:
"2) срока использования, применяемого при определении амортизации в тарифных целях, который устанавливается в соответствии с положениями Каталога основных средств и нематериальных активов (далее – Каталог), применяемого на момент ввода актива в эксплуатацию и не может быть меньше срока использования, установленного в Каталоге;";
подпункт 3) изложить в следующей редакции:
"3) при определении расчетной базы амортизация начисляется с применением линейного метода.".
9) Пункт 15 изложить в следующей редакции:
"15. Расходы на амортизацию основных средств и нематериальных активов (CAIn) определяются для года "n" по формуле:
где:
AIk – среднегодовая амортизация инвестиций, введенных в эксплуатацию в году "k" и утвержденных Агентством;
AEk – среднегодовая амортизация инвестиций, утвержденных Агентством и введенных в эксплуатацию, начиная с года "х-1", и которые были полностью возмещены через тариф до конца года "n-1";
x – первый год применения Методологии;
DM0 – средняя продолжительность использования активов, включенных в расчетную базу.";
10) Пункт 16 изложить в следующей редакции:
"16. Средняя продолжительность использования активов, включенных в расчетную базу (DM0), определяется следующим образом:
где:
АМI0 – амортизация активов, включенных в расчетную базу, определенная за год, предшествующий первому году применения Методологии.";
11) Пункт 17 изложить в следующей редакции:
"17. Значение термина в формуле (4) будет равно нулю, начиная с года "n", в котором соблюдается соотношение:
"
12) В подпункте 10) пункта 18 слова "в предыдущем году регулирования" исключить;
13) Пункт 19 изложить в следующей редакции:
"19. Сумма расходов на амортизации основных средств и нематериальных активов (CAIn) корректируется при пересмотре тарифов в случае признания в году "n-1" активов, амортизация которых принималась в тарифных целях".
14) Пункт 20 изложить в следующей редакции:
"20. В случае, когда степень амортизации основных средств и нематериальных активов ОПС превышает 40 %, финансовые средства в размере годовой амортизации, включенной в тариф (за исключением средств, связанных с инвестициями, осуществленными за счет займов), будут использоваться ОПС только в целях осуществления инвестиций. В случае использования этих средств в иных целях Агентство сократит общий регулируемый доход на следующий год на сумму средств, не использованных по указанному назначению.";
15) Пункт 21 изложить в следующей редакции:
"21. Для деятельности по передаче природного газа не менее 75% от общего объема запланированных инвестиций должно быть направлено на расширение, реконструкцию, модернизацию, обновление и восстановление сетей передачи природного газа.";
16) В подпункте 3) пункта 23 слова "превышающие фактически зарегистрированные" заменить словами "превышающих фактически зарегистрированные количества";
17) В подпункте 2) пункта 25 слова "регулируемых технических" заменить словами "нормативных технических";
18) В пункте 26 слово "диспетчерского" исключить.
19) В пункте 31:
в подпункте 2) текст "№ 186/2008" исключить;
в подпункте 4) и подпункте 9) пункта 34 текст "Законом о страховании № 407/2006" заменить текстом "Законом о страховой и перестраховочной деятельности";
20) Пункт 36 изложить в следующей редакции:
"36. На базовый год административные расходы (CA0) определяются и утверждаются Агентством с учетом расходов, фактически использованных в предыдущем периоде регулирования, с соблюдением принципа максимальной эффективности при минимальных затратах, необходимых для выполнения регулируемой деятельности.";
21) В пункте 39:
определение термина "ITPn" изложить в следующей редакции :
"ITPn – налоги, сборы и другие обоснованные и обязательные для уплаты в году "n" платежи, которые согласно законодательству относятся на расходы, в том числе разумные платежи (определяемые исходя из протяженности сетей), понесенные ОПС за использование системы природного газа Республики Молдова совместно с экономическими агентами-резидентами, расположенными на территории Республики Молдова, которые не имеют фискальных отношений с ее бюджетной системой, и осуществляющими содержание и техническое обслуживание системы. Во избежание дублирования при расчете тарифа данные расходы не включаются в другие тарифные составляющие;".
Текст "а = 6 дням" заменить текстом "α = 6 дням".
22) Пункт 40 изложить в следующей редакции:
"40. Финансовые средства в размере дотации на создание оборотного фонда, включенные в тариф, будут использоваться ОПС только в целях, предусмотренных пунктом 39.";
23) В пункте 41 предложение "Финансовые средства, включенные в тариф, в размере дотации на создание оборотного фонда, будут использованы ОПС исключительно на цели, предусмотренные в пункте 39." исключить;
24) Пункт 43 изложить в следующей редакции:
"43. Регулируемая рентабельность ОПС (RTn) на год регулирования "n" определяется по формуле:
RTn = VNAjn × Rrn (15)
где:
VNAn – чистая стоимость инвестиций, осуществленных ОПС и утвержденных Агентством, начиная с года "х-1" и до начала года "n".
Чистая стоимость инвестиций определяется по формуле:
где:
Ik – годовой объем инвестиций, утвержденный Агентством.
AAn-1 – накопленная до начала года "n" амортизация основных средств и нематериальных активов, относящихся к инвестициям, утвержденным и осуществленным предприятием, начиная с года "x-1".
Поправка: Пкт.1 подпкт.24) в новой редакции согласно письму НАРЭ № 04-04/3209 от 3 августа 2023 г.
(Официальный монитор № 297-301 от 10.08.2023, стр.46)
25) Пункт 44 изложить в следующей редакции:
"44. Регулируемый уровень рентабельности инвестиций "(Rrn)" в году "n", определяемый ежегодно методом средневзвешенной стоимости капитала (Weighted Average Cost of Capital – WACC). Таким образом:
где:
Ke – стоимость собственного капитала, %, которая определяется по формуле:
где:
rf – безрисковая ставка США, %, средняя за предыдущий год, 10-летних казначейских облигаций, публикуемая Казначейством США (www.treasury.gov);
rt – уровень риска страны, %, установленный в качестве предельного значения, равного 6,75%. Если уровень риска Республики Молдова, опубликованный DAMODARAN, ниже этого уровня, применяется уровень, опубликованный в источнике.: http://pages.stern.nyu.edu/~adamodar/, в разделе: Risk Premium for Other Markets, Country Risk premium.
βd – систематический риск отрасли с поправкой на степень закредитованности,который определяется по формуле:
где:
β − систематический риск отрасли (без долга), представляющий собой среднее значение, соответствующее коммунальным предприятиям США, опубликованное в январе 2019 года в источнике:http://pages.stern.nyu.edu/~adamodar/ в разделе: Data, Levered an Unlevered Betas by Industry, Utility (General), Unlevered Betacare şi este egală cu 0,17;
– соотношение заемный/собственный капитал. Будет применяться соотношение 35% к 65%, стабильное на весь период применения Методологии;
(rm – rf) – характерная для рынка премия за риск, %, равная 4,80%, определенная в январе 2019 года как среднее арифметическое за последние 30 лет в США (Stock-T. Bonds) и опубликованная в источнике: http://pages.stern.nyu.edu/~adamodar/ в разделе: Data, Current data, Discount rate estimation, Historical Return on Stocks, Bonds and Bills-United States, Arithmetic Average, Risk Premium;
Kd – стоимость заемного капитала, %. Определяется ежегодно как среднее значение, рассчитанное на основе текущей процентной ставки эффективного и хорошо управляемого кредита на соответствующем национальном и международном рынке капитала. Его значение соответствует средней ставке по кредитам, выданным в иностранной валюте в году, предшествующем году расчета тарифа, публикуемым Национальным банком Молдовы в разделе: Денежно-кредитная статистика, Средние процентные ставки, Средняя ставка по кредитам, выданным в иностранной валюте/юридические лица/свыше 12 месяцев;
Е – собственный капитал ОПС;
D –заемный капитал OПС;
– отношение собственного капитала к общему капиталу, равное 0,65, стабильное на весь период применения Методологии;
– отношение заемного капитала к общему капиталу, равное 0,35, стабильное на весь период применения Методологии";
t – применяемая ставка подоходного налога в соответствии с положениями Налогового кодекса.
26) Пункт 45 изложить в следующей редакции:
"45. Инвестиции, утвержденные для тарифных целей, не должны включать следующие стоимости:
1) полученные в результате переоценки активов;
2) необоснованные, установленные в результате контроля или мониторинга регулируемой деятельности;
3) которые не были отражены в учетных записях в бухгалтерском учете;
4) инвестиции и накопленная амортизация по основным средствам и нематериальным активам, снятым с учета в бухгалтерском учете;
5) капитализированные затраты на работы по восстановлению объектов, поврежденных третьими лицами, которые подлежат добровольному возмещению третьим лицом или через обращение ОПС в суд;
6) финансируемых третьими лицами, в том числе из государственного и местного бюджетов, за счет грантов или пожертвований";
27) Пункт 48 изложить в следующей редакции:
"48. Система тарифов на услугу по передаче природного газа включает тарифы на входе/выходе, установленные для группы точек входа в передающие сети природного газа, входящие в единую систему входа/выхода для всей территории Республики Молдова (далее – единая зона входа/выхода), где резервируется мощность, и для группы точек выхода из передающих сетей, где резервируется мощность. Перечень физических точек входа/выхода, являющихся предметом настоящей Методологии, утверждается постановлением Агентства, которое может быть изменено последующими постановлениями.";
28) Пункт 49 изложить в следующей редакции:
"49. Регулируемый доход VTn, подлежащий возмещению всеми ОПС в году регулирования "n" посредством регулируемых тарифов на услугу по передаче природного газа, состоит из регулируемых доходов всех авторизированных ОПС системы, осуществляющих свою деятельность в единой зоне входа/выхода, установленной в Республике Молдова:
где:
j – количество авторизированных ОПС, работающих в единой зоне входа/выхода;
VTn,j – регулируемый доход каждого ОПС "j";
29) Пункт 50 изложить в следущей редакции:
"50. Регулируемый доход (VTn,j) каждого OПС j из единой зоны входа/выхода для услуги по передаче природного газа, которая должен быть получен в году регулирования "n":
где:
CRTn,j – общая регламентированная стоимость ОПС, необходимая для осуществления деятельности по передаче природного газа в году регулирования "n", определяемая по формуле (1);
RTn,j – рентабельность, которая должна быть получена ОПС в году регулирования "n" от оказания услуги по передаче природного газа, определяемая с учетом уровня рентабельности и чистой стоимости основных средств и нематериальных активов, в соответствии с положениями Раздела 6;
Ccn-1,j – корректирующая составляющая регулируемого дохода ОПС, определяемая за предыдущий год регулирования";
30) Пункт 51 изложить в следующей редакции:
"51. Тарифы на услугу по передаче природного газа устанавливаются на основе общего расчета для единой зоны входа/выхода ОПС.";
31) В пункте 52 аббревиатуру "ОПС" заменить текстом "авторизированного ОПС в пределах единой зоны входа/выхода";
32) В пункте 54:
в подпункте 1):
после слов "точек выхода" дополнить текстом "единой зоны входа/выхода";
формулы (20), (21) перенумеровать в (22), (23);
в подпункте 2):
формулы (22), (23) перенумеровать в (24), (25);
подпункт 3) изложить в следующей редакции:
"3) Определяется часть совокупного регулируемого дохода, которая подлежит возмещению, в год регулирования "n" операторами передающих систем (ОПС j) за счет тарифов на услугу по передаче природного газа исходя из мощности, во всех точках входа и части совокупного регулируемого дохода, которая подлежит возмещению за счет тарифов на услугу по передаче природного газа исходя из мощности на всех точках выхода единой зоны входа/выхода:
где:
VTn – регулируемый доход ОПС за услугу по передаче природного газа, который должен быть получен в год регулирования "n";
− часть регулируемого дохода, которая должна быть получена в регулирующем году "n" от применения тарифов на услугу по передаче природного газа исходя из мощности во всех точках входа;
− часть регулируемого дохода, которая должна быть получена в регулирующем году "n" от применения тарифов на услугу по передаче природного газа исходя из мощности во всех точках выхода.";
в подпункте 4):
после слов "группы точек выхода" дополнить текстом "единой зоны входа/выхода";
формулы (27), (28) перенумеровать в (28), (29);
в подпункте 5) определение " - справочная цена в точке входа" и определение " - справочная цена в точке выхода" дополнить в конце текстом "единой зоны входа/выхода";
формулы (29), (30) перенумеровать в (30), (31);
33) Дополнить пунктами 541, 542, 543 следующего содержания:
"541. Пересмотр при применения метода расчета справочной цены ко всем точкам входа и выхода осуществляются посредством выравнивания, при котором одна и та же справочная цена применяется к некоторым или ко всем точкам в однородной группе точек.";
"542. Выравнивание осуществляется по следующей формуле:
где:
Pe − уравненные тарифы на услугу по передаче природного газа в группе точек входа или выхода;
VTni − регулируемый доход, полученный в году регулирования "n" от применения тарифов, основанных на мощности, для услуги по передаче природного газа в группе точек входа или выхода;
Bni − сумма резервирования мощности в регулирующем году "n" от применения основанных на мощности тарифов на услугу по транспортировке природного газа до группы точек входа или выхода";
"543. Для целей корректировки путем уравнивания точки сетей передачи природного газа ОПС будут группироваться следующим образом:
1) группа точек входа в сеть передачи природного газа на межсистемном соединении с сетями передачи природного газа соседних государств;
2) группа точек выхода из сети передачи природного газа к распределительным сетям природного газа и/или установкам природного газа конечных потребителей, подключенным к сетям передачи природного газа;
3) группа точек выхода из сети передачи природного газа к сетям передачи природного газа на межсистемном соединении с соседними государствами.";
34) Пункт 57 изложить в следующей редакции:
"57. Уровень коэффициентов кратности на продукты стандартной ежеквартальной, месячной, ежедневной и/или среднесуточной мощности равен 1. В период действия Методологии, в зависимости от динамики рыночных сделок с продуктами стандартной ежеквартальной мощности или продуктов стандартной месячной мощности, могут применяться разные соответствующие коэффициенты кратности, однако их уровень не должен превышать 1,5. Значения применяемых коэффициентов кратности утверждаются отдельным постановлением, принятым в соответствии со статьей 9 Закона № 108/2016 о природном газе";
35) Дополнить пунктами 571, 572, 573, 574, 575, 576 следующего содержания:
"571. В течение срока действия настоящей Методологии, в зависимости от динамики рыночных сделок с продуктами стандартной ежедневной и среднесуточной мощности, при установлении тарифов на соответствующие продукты могут применяться разные коэффициенты кратности, но их уровень не должен превышать 3. Значения этих коэффициентов кратности утверждается отдельным постановлением, принятым в соответствии со статьей 9 Закона № 108/2016 о природном газе.";
"572. В течение срока действия настоящей Методологии, в зависимости от динамики рыночных сделок с разными продуктами, могут применяться сезонные коэффициенты. В этом случае ОПС предоставляют Агентству все запрошенные данные и документы. Сезонные коэффициенты рассчитываются согласно пунктам 573-575 настоящей Методологии и утверждаются отдельным постановлением в соответствии со статьей 9 Закона о природном газе".
"573. Для продуктов стандартной месячной мощности с постоянной мощностью сезонные коэффициенты рассчитываются в соответствии со следующими последовательными шагами:
1) для каждого месяца данного газового года загрузка системы передачи рассчитывается на основе прогнозируемых потоков или прогнозируемой договорной мощности с использованием:
а) данных относительно определенной точки входа/выхода межсистемного соединения, где сезонные коэффициенты рассчитываются для каждой точки межсистемного соединения;
b) средних данных о прогнозируемых потоках или прогнозируемой договорной мощности, где сезонные коэффициенты рассчитываются для некоторых или для всех точек межсистемного соединения.
2) суммируются полученные значения, предусмотренные в подпункте 1);
3) уровень использования рассчитывается путем деления каждого из полученных значений, указанных в подпункте 1), на полученные значения, указанные в подпункте 2);
4) каждое из полученных значений, указанных в подпункте 3), умножается на 12. Если полученные значения равны 0, то они корректируются на меньшее из значений – между 0,1 или наименьшим из полученных значений согласно подпункту 3);
5) начальный уровень сезонных коэффициентов рассчитывается путем возведения каждого из упомянутых полученных значений в подпункте 4) в одинаковую степень, которая больше "0" и меньше "2";
6) рассчитывается среднее арифметическое произведений полученных значений, предусмотренных в подпункте 5), и коэффициента кратности для продуктов стандартной месячной мощности;
7) полученное значение, указанное в подпункте 6), сравнивается с диапазоном краткосрочных коэффициентов кратности следующим образом:
а) если это значение входит в этот диапазон, то уровень сезонных коэффициентов будет равен соответствующим полученным значениям, предусмотренным в подпункте 5);
b) если это значение выходит за пределы этого диапазона, то применяется подпункт 8);
8) уровень сезонных коэффициентов рассчитывается как произведение соответствующих полученных значений, указанных в подпункте 5), и поправочного коэффициента, рассчитываемого следующим образом:
а) если полученное значение, указанное в подпункте 6), больше 1,5, поправочный коэффициент рассчитывается путем его деления на 1,5, при соответствующем значении;
b) если полученное значение, указанное в подпункте 6), меньше 1, поправочный коэффициент рассчитывается путем его деления на 1, при соответствующем значении".
"574. Для продуктов стандартной ежедневной мощности с постоянной мощностью и продуктов стандартной среднедневной мощности с постоянной мощностью сезонные коэффициенты рассчитываются путем выполнения шагов, указанных в подпунктах 6)-8) пункта 573, mutatis mutandis.";
"575. Для продуктов стандартной ежеквартальной мощности с постоянной мощностью сезонные коэффициенты рассчитываются в соответствии со следующими последовательными шагами:
1) начальный уровень сезонных коэффициентов рассчитывается следующим образом:
а) как среднее арифметическое значение сезонных коэффициентов, применимых за три соответствующих месяца;
b) не ниже наименьшего и не выше наибольшего уровня соответствующих сезонных коэффициентов, применимых за соответствующие три месяца;
2) шаги, предусмотренные подпунктами 6)-8) пункта 573, осуществляются с использованием полученных значений, предусмотренных в подпункте 1), mutatis mutandis .";
"576. Краткосрочные коэффициенты кратности, указанные в пункте 571, и сезонные коэффициенты, указанные в пункте 572 устанавливаются таким образом, чтобы стимулировать пользователей системы к эффективному использованию системы передачи, обеспечивая в то же время гибкость.".
36) В пункте 58:
в подпункте 1) формулу (31) перенумеровать в формулу (33);
дополнить подпунктом 11) следующего содержания:
"11) Если применяются сезонные коэффициенты, то коэффициент кратности (КК) рассчитывается следующим образом:
CM = S × M (34)
где:
S – уровень сезонного коэффициента за рассматриваемый период;
М – уровень краткосрочного коэффициента кратности за рассматриваемый период.";
37) в подпункте 2) формулу (32) перенумеровать в формулу (35). Дополнить пунктами 581, 582, 583, 584, 585 следующего содержания:
"581. Резервные цены для продуктов стандартной мощности для прерываемой мощности рассчитываются путем применения одного из следующих двух методов:
1) предварительный подход (ex-ante) с использованием предварительных сокращений;
2) постфактум (ex-post) путем сокращения постфактум".
"582. В соответствии с методом ex-ante резервные цены для продуктов стандартной мощности для прерываемой мощности рассчитываются путем умножения резервных цен на продукты стандартной мощности с постоянной мощностью, если это применимо, на разницу между 100 % и уровнем сокращения ex-ante (Diex-ante), определяемого в соответствии с положениями пунктов 583-584.".
"583. Сокращение ex-ante рассчитывается по следующей формуле:
Diex-ante = Pro × 100 % (36)
где:
Diex-ante – уровень снижения ex-ante;
Pro – вероятность прерывания;
А – поправочный коэффициент, применяемый для отражения оценочной экономической стоимости типа продукта стандартной мощности для прерываемой мощности, рассчитанный для каждой, некоторых или всех точек межсистемного соединения, который не должен быть меньше 1.
Коэффициент (Pro) устанавливается равным 10% в соответствии с международной практикой для случаев, когда исторические значения для прерывания либо недоступны, либо не актуальны для будущего.
Коэффициент (A) имеет значение 2.".
"584. В качестве альтернативы, по запросу ОПС или по требованию, когда доступные достаточные рыночные данные, могут применяться разные значения для коэффициентов (Pro) и (A) с учетом динамики рыночных операций. Применяемые значения устанавливаются таким образом, чтобы поощрять пользователей системы к эффективному использованию сети передачи природного газа.".
"585. Когда применяется подход ex-post, пользователи системы получают компенсацию после фактических сбоев. Такое снижение постфактум может использоваться только в точках межсистемного соединения, где в предыдущем газовом году не происходило прерывания мощности из-за физических перегрузок. Компенсация постфактум, выплачиваемая за каждый день, в котором произошло прерывание, равна трем резервным ценам для продуктов стандартной ежедневной мощности для постоянной мощности:
Cex_post = 3 × Rd (37)
где:
Cex_post – фактическая компенсация, выплачиваемая за каждый день, в котором произошло прерывание;
Rd – продукт стандартной ежедневной мощности для постоянной мощности."
38) Дополнить разделом 71 (пункты 586, 587, 588, 589, 5810, 5811) следующего содержания:
"Раздел 71
Механизм компенсации между операторами передающей системы
586. Для обеспечения надлежащего применения одного и того же метода общего расчета справочной цены должен быть создан эффективный механизм компенсации между ОПС (механизм компенсации между ОПС).
587. В рамках механизма компенсации между ОПС авторизированный оператор передающей системы обязан выплатить другим авторизированным операторам передающей системы компенсацию, утвержденную Агентством.
588. Размеры ежеквартальных компенсационных выплат между ОПС определяются по следующей формуле:
где:
CTSO1,2 - сумма, подлежащая выплате в качестве компенсации оператору ПС (или оператором ПС, если она отрицательная);
VTTSO1,2 - регулируемый доход ОПС, подлежащий получению,
RTSO1, RTSO2 - фактический доход данного ОПС.
Фактические доходы (RTSO1, RTSO2), полученные каждым ОПС в соответствующем периоде, к которому относится компенсационная выплата (квартал), рассчитываются по следующей формуле:
где для каждой резервируемой точки i:
Pyi – тариф на годовой продукт (за период, включая данный квартал);
Byi – резервирование годового продукта (за период, включая данный квартал);
Pqi – резервная цена на продукт ежеквартальной мощности (за данный квартал);
Bqi – резервирование ежеквартального продукта (на данный квартал);
Pmi – резервная цена на продукты ежемесячной мощности (за данный квартал);
Bmi – резервирование ежемесячного продукта (на данный квартал);
Pdi – резервная цена на продукты ежедневной мощности (за данный квартал);
Bdi – резервирование ежедневного продукта (на данный квартал);
P iwd – резервная цена продукции среднесуточной мощности (за данный квартал);
B iwd – среднесуточное резервирование продукта (на данный квартал).
589. До30 января, апреля, июля и октября авторизированные операторы передающей системы, работающие в единой зоне входа/выхода, представляют в Агентство данные, необходимые для расчета компенсаций в рамках механизма компенсации между операторами передающей системы. Величины ежеквартальных компенсаций между операторами передающей системы утверждаются Агентством.
5810. До 30 января, апреля, июля и октября каждого года лицензированные операторы передающей системы подготавливают и представляют в Агентство ежеквартальный отчет о выполнении своих обязательств в рамках механизма компенсации между операторами передающей системы. В ежеквартальных отчетах, среди прочего, указываются:
1) сведения о сумме выплаченных компенсаций с указанием, когда эти выплаты были произведены;
2) информация о частичном платеже и/или просроченном платеже и/или любых платежах в связи с компенсациями между операторами передающей системы, в том числе о наличии текущих обязательств, связанных с частичными выплатами или невыплатами компенсаций между операторами передающей системы.;
3) действия, предпринятые ОПС для взыскания причитающейся компенсации.
5811. Авторизированный оператор передающей системы, не получивший компенсацию, утвержденную Агентством, в установленный срок и в установленном размере, может подать в Агентство запрос по данному факту в соответствии со статьями 992 и 109 Закона № 108/2016 о природном газе. При подаче такого запроса соответствующий ОПС предоставляет подробную информацию и подтверждающие документы о статусе выплаты причитающейся компенсации, наличии текущей задолженности, накопленной в результате частичной выплаты или невыплаты компенсации между ОПС, действиях, предпринятых соответствующим ОПС для взыскания причитающейся компенсации.";
39) в пункте 60 текст "только после утверждения базовых затрат" исключить;
40) в пункте 67 текст "раз в полугодие или, при необходимости, чаще" исключить;
41) в пункте 68 текст "чрезвычайных работ, возникших в результате" заменить текстом "чрезвычайных работ в результате ликвидации";
42) дополнить Приложением следующего содержания:
|
Приложение к Методологии расчета, утверждения и применения регулируемых тарифов на услугу по передаче природного газа, утвержденной Постановлением Административного совета НАРЭ № 535/2019 Порядок определения технологического расхода и нормативных потерь природного газа в транспортных сетях 1. Порядок определения технологического расхода и нормативных потерь природного газа в транспортных сетях разработан в соответствии с действующим законодательством и направлен на установление уровня технологического расхода и потерь природного газа в транспортных сетях в период действия Тарифной методологии, реализацию механизмов поощрения эффективности, исходя из установленных целей и объемов природного газа, транспортируемого по сетям передачи природного газа. 2. Технологический расход и нормативные потери природного газа в транспортных сетях (CTPn), планируемые на год "n", в тыс. м3, представляют собой произведение объемов природного газа, планируемых к транспортировке (Vt) по транспортным сетям в году "n", и процентного уровня нормативных потерь (Npn) и рассчитывается по формуле (1): CTPn = (Vt x Npn) /100 % (1) где: Vt - объемы природного газа, планируемые к транспортировке по транспортным сетям в году "n", за исключением объемов природного газа от оказания услуг по транспортировке природного газа в режиме backhaul, тыс. м3; Npn - процентный уровень нормативных потерь, определяемый для каждого года срока действия Методологии по формуле (2): где: CTPf - технологический расход и фактические потери природного газа, учитываемые в сетях передачи природного газа с года "n-5" по год "n-1", тыс. м3; Vtf - объемы природного газа, транспортированного фактически по сетям передачи, начиная с года "n-5" по год "n-1", без учета объемов природного газа по транспортировке природного газа в режиме backhaul, тыс. м3 . 3. При ежегодной актуализации тарифов технологический расход и нормативные потери природного газа в транспортных сетях (CTPn) определяются по формуле (1), в тыс. м3, где (Vt) - объемы транспортированного фактически природного газа по передающим сетям в году "n", за исключением объемов природного газа от оказания услуг по транспортировке природного газа в режиме backhaul. 4. Если технологический расход и фактические потери природного газа (CTPf), зафиксированные ОПС в году "n", превышают технологический расход и нормативные потери природного газа в передающих сетях (CTPn), определенные в пункте 2, а причинами этого увеличения будет проведение в течение года "n" ремонтных работ на сетях по передаче природного газа, в объемы (CTPn) будет включаться суммарное потребление природного газа на процесс продувки участка(ов) транспортной сети (Qpr), рассчитанной для соответствующего режима транспортировки природного газа, следующим образом: 4.1. Расход природного газа на опорожнение участка транспортной сети определяется по формуле: Q1 = 0,995 x V x (Pi /Zi - Pf / Zf ) (3) где: V – геометрический объем отключаемого участка транспортной сети, м3; Pi – начальное среднее абсолютное давление газа, кгс/см2; Pf – конечное среднее абсолютное давление газа, кгс/см2; Zi и Zf – соответствующие коэффициенты сжимаемости по формуле GERC-91MOD, которые колеблются в зависимости от Pm, Tm и химического состава природных газов. Zi и Zf могут использоваться ОПС из базы данных вычислителей дебита в ближайших точках измерения природного газа в коммерческих целях, расположенных на транспортных сетях; 0,995 – эмпирический коэффициент, см2/кг. 4.2. Расход природного газа, используемого непосредственно для продувки, включает дебит природного газа в режиме докритического (Q2SCR) и режиме критического истечения (Q2CR), который определяется по формуле: где: Q2SCR – расход природного газа при режиме продувки в докритическом режиме определяется по формуле: где: F – площадь проходного сечения трубы, по которой осуществляется продувка, в м2; Р – давление природного газа в сечении трубы, по которой осуществляется продувка, кгс/см2; ТSCR – продолжительность продувки в режиме докритического истечения, c; 110 – эмпирический коэффициент, м x см2/кг x с. Q2CR – расход природного газа при продувке в режиме критического истечения определяется по формуле: где: TCR – продолжительность продувки в режиме критического истечения, c; 296 – эмпирический коэффициент, м x см2/ кг x c. 4.3. Расход природного газа на откачку воздуха из продуваемого участка транспортной сети определяется по формуле: где: Рm – среднее давление природного газа на участке транспортной сети после откачки воздуха, кгс/см2; Patm – атмосферное давление, кгс/см2; 0,995 – эмпирический коэффициент, см2/кг. Суммарный расход природного газа на продувку участка транспортной сети определяется по формуле: 5. Расчеты технологического расхода и нормативных потерь природного газа в транспортных сетях будут представляться ОПС ежегодно в Агентство вместе с отчетом о деятельности ОПС за соответствующий год и сопровождаться документами, актами и технологическими схемами транспортных сетей, необходимыми для расчетов суммарного расхода природного газа для процесса продувки участка(ов) транспортной сети до режима транспортировки природного газа. Если технологический расход и фактические потери природного газа (CTPf), учитываемые ОПС в году "n", ниже технологического расхода и нормативных потерь природного газа в транспортных сетях (CTPn), установленных в пункте 2, то ежегодное обновление тарифов (CTPf) будет принято." |
2. Утвердить обоснование используемых параметров, предусмотренных в пункте 394 Кодекса сетей природного газа, утвержденного Постановлением Административного совета Национального агентства по регулированию в энергетике № 420/2019 (прилагается).
3. Методику нормирования расхода газа на технологические нужды и технические потери при транспортировке природного газа по магистральным газопроводам Республики Молдова, утвержденную Постановлением Административного совета Национального агентства по регулированию в энергетике № 24/2000 (Официальный монитор Республики Молдова, 2000 г., № 98, ст.290), признать утратившей силу.
4. Контроль за выполнением настоящего постановления возложить на подразделения Национального агентства по регулированию в энергетике.
5. Настоящее постановление вступает в силу со дня опубликования в Официальном мониторе Республики Молдова.
| ГЕНЕРАЛЬНЫЙ ДИРЕКТОР | Вячеслав УНТИЛА |
| ДИРЕКТОРА | Еуджен КАРПОВ |
| Виолина ШПАК | |
| № 382. Кишинэу, 27 июня 2023 г. | |
Утверждено
Постановлением Административного совета НАРЭ
№ 382 от 27 июня 2023 г.
Обоснование используемых параметров, предусмотренных
в пункте 394 Кодекса сетей природного газа, утвержденного
Постановлением НАРЭ № 420/2019
Системой транспортировки природного газа в Республике Молдова управляют 2 владельца лицензий - операторы передающих систем природного газа (ОПС), ООО "Moldovatransgaz" и ООО "Vestmoldtransgaz", которые вместе эксплуатируют около 1682,52 км газотранспортной сети (1559,78 км - ООО "Moldovatransgaz" и 122,736 км - ООО "Vestmoldtransgaz").
В соответствии с частью (7) статьи VI Закона №. 249/2022 о внесении изменений в некоторые нормативные акты: "Исходя их первостепенных общественных интересов, а также в целях обеспечения эффективного механизма компенсации между операторами передающих систем (ОПС), во избежание отрицательного воздействия на доходы, полученные от предоставления услуги по передаче природного газа задействованными операторами передающих систем, обеспечения возврата регулируемых доходов каждого оператора передающей системы и поощрения использования активов, способствующих безопасности снабжения природным газом, Национальному агентству по регулированию в энергетике (НАРЭ) внедрять принципы и метод определения гармонизированных тарифов на услугу по передаче природного газа, установленные статьями 991 и 992 Закона № 108/2016 о природном газе, а также произвести сверку доходов в рамках механизма компенсации между операторами передающих систем, установленного статьей 992 Закона № 108/2016 о природном газе.
В этих целях Агентство утверждает и применяет все методологии и регулирующие нормативные акты, предусмотренные согласно положениям статей 991 и 992 Закона № 108/2016 о природном газе, для обеспечения окупаемости инвестиционных затрат, связанных с газопроводом Яссы–Унгень–Кишинэу, еще не амортизированных на день вступления в силу закона."
Также, в соответствии с разделом V Кодекса сетей природного газа, утвержденного Постановлением НАРЭ № 420/2019, в странах, где действуют два или более оператора передающей системы, применяется механизм определения согласованных тарифов на услугу по транспортировке природного газа, который позволяет проводить сверку доходов между операторами передающей системы.
1) Описание предлагаемого метода расчета справочных цен
Метод расчета справочных цен (метод RPM) является составной частью Методологии утверждения и применения тарифов на услугу по передаче природного газа, утвержденной Постановлением НАРЭ № 535/2019, вступивший в силу с 14.03.2020 г., который устанавливает порядок определения входных/выходных тарифов на услугу по передаче природного газа, механизмы и метод установления ставок распределения затрат в отношении точек входа/выхода, метод определения справочных цен, в том числе принципы, установленные в статьях 99 - 991 Закона № 108/2016.
При определении гармонизированных тарифов на вход/выход применяется один и тот же общий метод определения справочных цен для всех операторов передающей системы, имеющих лицензию на транспортировку природного газа, эксплуатирующих сети передачи природного газа в рамках единой системы входа/выхода.
В соответствии с положениями Кодекса сетей природного газа, утвержденного Постановлением НАРЭ № 420/2019 (ТАР), в 2019 году при утверждении Методики утверждения и применения тарифов на услугу по передаче природного газа Агентством был применен метод установления базовой цены на основе средневзвешенного расстояния исходя из мощности. Стоимостными факторами для метода установления справочных цен с учетом средневзвешенного расстояния в зависимости от мощности являются: мощность и расстояние.
Распределение доходов от тарифов на услуги по передаче в зависимости от мощности во всех точках входа и доходов от тарифов в зависимости от мощности во всех точках выхода установлено 50/50, в соответствии с пунктом 338 Кодекса сетей природного газа. Разделение 50/50 обосновано коэффициентом использования точек входа и обеспечением более высокой степени конкурентоспособности, благоприятствующей доступу к сети.
В случае продуктов годовой стандартной мощности для постоянной мощности справочные цены представляют собой тарифы на услугу по передаче природного газа. В случае продуктов стандартной не годовой мощности для постоянной мощности и продуктов стандартной годовой и не годовой мощности для прерываемой мощности, в соответствии с положениями Методологии, рассчитываются резервные цены путем применения коэффициентов кратности к справочным ценам.
В соответствии с частью (8) статьи 991 Закона № 108/2016, при применении метода установления справочных цен на входе и выходе Агентство вправе использовать один или несколько методов корректировки в точках входа и выхода (сравнительная оценка, выравнивание, пересмотр размеров).
Согласно проекту Методологии корректировка применения метода расчета справочной цены во всех точках входа и выхода осуществляется путем выравнивания, посредством которого одна и та же справочная цена применяется к некоторым или всем точкам в однородной группе точек.
В соответствии с Методологией для целей корректировки путем выравнивания точки сетей передачи природного газа ОПС можно сгруппировать следующим образом:
1. Группа точек входа в сеть передачи природного газа межсистемного соединения с сетями передачи газа соседних государств;
2. Группа точек выхода из сети передачи природного газа к газораспределительным сетям и/или газовые установки конечных потребителей, подключенных к газотранспортной сети;
3. Группа точек выхода из сети передачи природного газа к взаимоподключенным газотранспортным сетям соседних государств.
Обоснование используемых параметров, касающихся технических характеристик системы. Информация о значениях этих параметров и примененных допущениях
Методология интегрирует мощность и расстояние как стоимостные факторы, которые уже применяются для расчета текущих тарифов.
1) Мощность – расчетная мощность, подлежащая резервированию (контракту), в календарном году, определяемая как средневзвешенное значение прогнозируемой договорной мощности.
2) Расстояние – учитывая особенности транспортной системы Республики Молдова, расстояние рассчитывается по следующим критериям:
1) рассчитывается средневзвешенное расстояние для каждой точки входа или каждой группы точек входа и каждой точки выхода или каждой группы точек выхода зоны входа/выхода с учетом, в зависимости от обстоятельств, установленных комбинаций:
а) средневзвешенное расстояние для точки входа или группы точек входа в году регулирования "n" DMni представляет собой сумму произведений между производительностью в каждой точке выхода или группе точек выхода и расстояние между соответствующей точкой входа или группой точек входа и каждой точкой выхода или группой точек выхода относительно суммы мощностей в каждой точке выхода или группе точек выхода.
b) средневзвешенное расстояние для точки выхода или группы точек выхода в году регулирования "n" представляет собой сумму продуктов между мощностью в каждой точке входа или группе точек входа и расстояние между каждой точкой входа или группой точек входа и соответствующей точкой выхода или группой точек выхода относительно суммы мощностей в каждой точке входа или группе точек входа.
Информация о технической мощности транспортных сетей (м3/сутки) устанавливается в:
- Перечень точек входа/выхода газотранспортной сети ООО "Moldovatransgaz", утвержденном Постановлением НАРЭ № 262/2020;
- Перечень точек входа/выхода газотранспортной сети SRL "Vestmoldtransgaz", утвержденном Постановлением НАРЭ № 223/2021.
Таблица 1 - Точки входа/выхода сети ООО "Moldovatransgaz" в/из смежных газотранспортных сетей в соседних странах, техническая мощность, м3/сутки
| Наименование точки | Тип | Техническая мощность, м3/сутки |
||
| ГИС Гребеники1) | ATI | ГИС Гребеники1 к ГИС Кэушень | вход | 30,000,000 |
| ГИС Кэушень1) | ATI | ГИС Кэушень к ГИС Исакча-Орловка | выход | 30,000,000 |
| Виртуальная точка (ATI) | выход | 347,958 | ||
| ГИС Гребеники11) | RI, ȘDKRI | ГИС Гребеники1 к ГИС Кэушень | вход | 6,000,000 |
| ГИС Кэушень1) | RI, ȘDKRI | ГИС Кэушень к ГИС Исакча-Орловка | выход | 6,000,000 |
| Виртуальная точка (RI /ȘDKRI) | выход | 1,382,976 | ||
| Виртуальная точка (RI /ȘDKRI) | вход | 5,868,000 | ||
| ГИП Лиманское1) | Типасполь-Одесса - 3 | ГИС Гребеники1 к ГИП Лиманское | выход | 0 |
| ГИП Лиманское1) | Тирасполь-Одесса - 3 | ГИП Лиманское к ГИС Гребеники | вход | 0 |
| ГИС Aнаньев1) | ACB | ГИС Ананьев к ГИС Алексеевка, ПС Бричень și SP Могилев-Подольский | вход | 7,900,000 |
| ГИС Aлексеевка1) | ACB | ГИС Ананьев к ГИС Алексеевка, ПС Бричень и ПС Могилев-Подольский | выход | 12,000,000 |
| ГИС Алексеевка1) | ACB | ГИС Алексеевка к ГИС Ананев, ПС Бричень и ПС Могилев-Подольский | вход | 7,900,000 |
| ГИС Aнаньев1) | ACB | ГИС Алексеевка к ГИС Ананев, ПС Бричень и ПС Могилев-Подольский | выход | 14,000 |
| ГИС Кэушень1) | ATI | ГИС Исакча-Орловка к ГИС Кэушень | вход | 0 |
| Виртуальная точка ATI | выход | 347,958 | ||
| ГИС Кэушень1) | RI, ȘDKRI | ГИС Исакча-Орловкa к ГИС Кэушень | вход | 12,000,000 |
| Виртуальная точка RI /ȘDKRI | выход | 1,382,976 | ||
| Виртуальная точка (RI /ȘDKRI) | вход | 5,868,000 | ||
| ГИС Гребеники1) | RI ȘDKRI | ГИС Кэушень к ГИС Гребеники | выход | 3,960,000 |
| ГИС Гребеники1) | ATI | ГИС Кэушень к ГИС Гребеники1 | выход | 0 |
Таблица 2 - Точки входа/выхода сети ООО "Vestmoldtransgaz" в/из смежных газотранспортных сетей/сетей в соседних странах, техническая мощность, м3/сутки
| № п/п |
Название точек | Тип | Техническая мощность м3/сутки |
|
| I. Точки межсистемного соединения входа/выхода из/в близлежащие газотранспортные сети в соседних странах | ||||
| 1. | ГИС Унгень (RO- RM) | вход | 1421400 | |
| 2 | ГИС Унгень (RM-RO) | выход | 189520 | |
| II. Точки входа/выхода из/в другие газотранспортные сети | ||||
| 3. | ГИС Тодирешть | вход | 665600* | |
| 4. | ГИС Тохатин | вход | 1160000* | |
| III. Точки выхода в распределительных сетях природного газа | ||||
| 5. | ПС Тохатин (в черте города) | выход | 360000 | |
| 6. | ПС Тохатин (в черте CET) | выход | 288000 | |
| 7. | ПС Гидигич | выход | 360000 | |
| IV. Виртуальные точки входа/выхода из/в другие сети передачи природного газа | ||||
| 8. | PV VMTG 001 | вход | 1825600 | |
| ГИС Тодиешть | 665600* | |||
| ГИС Тохатин | 1160000* | |||
| V. Виртуальные точки выхода в распределительных сетях природного газа | ||||
| 9. | PV VMTG 002 | выход | 1008000 | |
| ПС Тохатин (в черте города) | 360000 | |||
| ПС Тохатин (в черте CET) | 288000 | |||
| ПС Гидигич | 360000 | |||
Расчетная договорная мощность в точках входа и выхода и другая соответствующая информация.
Техническая и договорная мощность в точках входа и выхода, принадлежащих ООО "Moldovatransgaz", февраль 2023 г.
Вместе с тем предполагается, что через точку межсистемного соединения Алексеевка будет транспортировано 306,1 млн м3 природного газа, из которых 226,1 млн м3 будет поставлено пользователям внутри системы, а 435,2 млн м3 природного газа будет транспортировано через точку межсистемного соединения Гребеники, из них 193,5 млн м3 –для поставки пользователям вне системы передачи и 241,7 млн м3 для поставки пользователям внутри системы.
Техническая и договорная мощности в точках входа и выхода принадлежат ООО "Vestmoldtransgaz".
Предполагается, что будет транспортировано 1769,3 млн. м3 природного газа, из них 1027,9 млн. м3 поступит через точку межсистемного соединения Унгень, из них 410,2 млн. м3 для поставки пользователям вне системы передачи и 617,7 млн. м3 для поставки пользователям внутри системы.
Подробная структура сети. Дополнительная информация о технической мощности. Длина сети, диаметр, уровень давления
В соответствии с Законом № 108/2016 о природном газе передающая сеть природного газа состоит из газопроводов с рабочим давлением газа свыше 1,2 МПа, с компрессорными, газораспределительными, газоизмерительными станциями и другими установками, которая служит для передачи природного газа, кроме восходящей сети природного газа.
Таблица. Сети передачи природного газа, находящиеся в эксплуатации на 1 января 2023 года.
| OПС | Передающая сеть, км | Трубопроводы, км | Отводы, км |
| ООО "Moldovatransgaz" | 1559,78 | 656,307 | 903,478 |
| ООО "Vestmoldtransgaz" | 122,736 | 120,00 | 2,728 |
| Всего: | 1682,52 | 776,307 | 906,206 |
Система передачи природного газа "ООО "Moldovatransgaz" включает 1559,78 км сетей;
95 передающих станций, из них 80 передающих станций расположены на правом берегу Днестра и 15 передающих станций - на левом берегу Днестра;
5 компрессорных станций, из которых 3 расположены на правом берегу Днестра;
2 измерительные станции – газоизмерительная станция Кэушень производительностью 80 млн м3/сутки и газоизмерительная станция Унгень производительностью 3,75 млн м3/сутки.
Сеть газопроводов ООО "Vestmoldtransgaz" включает:
1. Сеть передачи природного газа DN 600, общей мощностью 1,5 млрд м3/год (расчетное давление 5,5 МПа) протяженностью 122,736 км (Унгень-Кишинэу) с общей мощностью, обеспечивающей подключение к сети других ОПС, и газовая сеть Румынии. Построен для поставки газа потребителям в Республике Молдова.
2. Газоизмерительная станция (ГИС) Унгень;
3. Газоизмерительный пункт Тодирешть (ГИП) в в физической точке межсистемного соединения с газотранспортной сетью ООО "Moldovatransgaz";
4. Передающая станция (ПС) Гидигич с давлением на выходе 3 бар;
5. Передающая станция (ПС) Тохатин (распределительная линия 1 г. Кишинев) с давлением на выходе 3 бар;
6. Передающая станция (СП) Тохатин (распределительная линия 2 ТЭЦ) с давлением на выходе 3 бар;
7. Передающая станция (СП) Семень с давлением на выходе 3 бар;
8. Газоизмерительный пункт (ГИП) Тохатин (двунаправленный) в физической точке межсистемного соединения к газотранспортной сети ООО "Молдоватрансгаз".
Ориентировочные справочные цены, которые подлежат согласованию
Следующие ориентировочные цены на основе мощности являются результатом применения Метода RPM с параметрами и входными значениями, описанными выше.
Гармонизированные тарифы на услугу по транспортировке природного газа типа "вход/выход"
| № п/п |
Название тарифа | Ед.изм. | Количество часов продукта |
Группа точек входа в газотранс- портную сеть из межсис- темного соединения с газотранс- портными сетями соседних государств |
Группа точек выхода из газотранс- портной сети к газотранс- портным сетям межсис- темного соединения соседних государств |
Группа точек выхода из газотранс- портной сети к газораспре- делительным сетям и/или газовым установкам конечных потребителей, подключенных к газотран- спортной сети |
|
1 |
Справочная цена (годовой продукт) | леев/МВтч/ч/год | 8760 | 141 184 | 148 617 | 136 504 |
| леев/1000м3/ч/год | 1 489 495 | 1 567 906 | 1 440 112 | |||
| цены Квартальные краткосрочные резервные | ||||||
| 2 | Краткосрочные резервные цены, IV квартал | леев/МВтч/ч/квартал | 2208 | 35 586 | 37 460 | 34 406 |
| леев/1000м3/ч/квартал | 375 434 | 395 198 | 362 987 | |||
| 3 | Краткосрочные резервные цены, I квартал | леев/МВтч/ч/квартал | 2208 | 35 586 | 37 460 | 34 406 |
| леев/1000м3/ч/квартал | 375 434 | 395 198 | 362 987 | |||
| 4 | Краткосрочные резервные цены, II квартал | леев/МВтч/ч/квартал | 2160 | 34 813 | 36 645 | 33 658 |
| леев/1000м3/ч/квартал | 367 273 | 386 607 | 355 096 | |||
| 5 | Краткосрочные резервные цены, III квартал | леев/МВтч/ч/квартал | 2184 | 35 199 | 37 052 | 34 032 |
| леев/1000м3/ч/квартал | 371 353 | 390 903 | 359 042 | |||
| Квартальные краткосрочные резервные цены | ||||||
| 6 | Краткосрочные резервные цены на октябрь | леев/МВтч/ч/месяц | 744 | 11 991 | 12 622 | 11 593 |
| леев/1000м3/ч/месяц | 126 505 | 133 165 | 122 311 | |||
| 7 | Краткосрочные резервные цены на ноябрь | леев/МВтч/ч/месяц | 720 | 11 604 | 12 215 | 11 219 |
| леев/1000м3/ч/месяц | 122 424 | 128 869 | 118 365 | |||
| 8 | Краткосрочные резервные цены на декабрь | леев/МВтч/ч/месяц | 744 | 11 991 | 12 622 | 11 593 |
| леев/1000м3/ч/месяц | 126 505 | 133 165 | 122 311 | |||
| 9 | Краткосрочные резервные цены на январь | леев/МВтч/ч/месяц | 744 | 11 991 | 12 622 | 11 593 |
| леев/1000м3/ч/месяц | 126 505 | 133 165 | 122 311 | |||
| 10 | Краткосрочные резервные цены на февраль | леев/МВтч/ч/месяц | 672 | 10 831 | 11 401 | 10 472 |
| леев/1000м3/ч/месяц | 114 263 | 120 278 | 110 474 | |||
| 11 | Краткосрочные резервные цены на март | леев/МВтч/ч/месяц | 744 | 11 991 | 12 622 | 11 593 |
| леев/1000м3/ч/месяц | 126 505 | 133 165 | 122 311 | |||
| 12 | Краткосрочные резервные цены на апрель | леев/МВтч/ч/месяц | 720 | 11 604 | 12 215 | 11 219 |
| леев/1000м3/ч/месяц | 122 424 | 128 869 | 118 365 | |||
| 13 | Краткосрочные резервные цены на май | леев/МВтч/ч/месяц | 744 | 11 991 | 12 622 | 11 593 |
| леев/1000м3/ч/месяц | 126 505 | 133 165 | 122 311 | |||
| 14 | Краткосрочные резервные цены на июнь | леев/МВтч/ч/месяц | 720 | 11 604 | 12 215 | 11 219 |
| леев/1000м3/ч/месяц | 122 424 | 128 869 | 118365 | |||
| 15 | Краткосрочные резервные цены на июль | леев/МВтч/ч/месяц | 744 | 11 991 | 12 622 | 11 593 |
| леев/1000м3/ч/месяц | 126 505 | 133 165 | 122 311 | |||
| 16 | Краткосрочные резервные цены на август | леев/МВтч/ч/месяц | 744 | 11 991 | 12 622 | 11 593 |
| леев/1000м3/ч/месяц | 126 505 | 133 165 | 122 311 | |||
| 17 | Краткосрочные резервные цены на сентябрь | леев/МВтч/ч/месяц | 720 | 11 604 | 12 215 | 11 219 |
| леев/1000м3/ч/месяц | 122 424 | 128 869 | 118 365 | |||
| Ежедневная краткосрочная резервная цена | ||||||
|
18 |
Стабильный краткосрочный тариф на день | леев/МВтч/ч/день | 24 | 386.8 | 407.2 | 374.0 |
| леев/1000м3/ч/день | 4 080.8 | 4 295.6 | 3 945.5 | |||
| Краткосрочная внутридневная резервная цена (1ч) | ||||||
|
19 |
Внутридневной краткосрочный стабильный тариф | леев/МВтч/ч | 1 | 16.12 | 16.97 | 15.58 |
| леев/1000м3/ч/ч | 170.034 | 178.985 | 164.396 | |||
Параметры, результаты оценки распределения затрат
Отношение использования сети внутри системы к использованию сети между системами, т. е. распределение между доходом, полученным от использования сети внутри системы, как в точках входа, так и в точках выхода, и доходом, полученным от использования сети между системами, как в точках входа, так и в точках выхода, рассчитывалось в соответствии с пунктами 327-332 Кодекса сетей природного газа.
Результаты оценки распределения затрат
Оценка отнесения затрат осуществляется следующим образом:
1) доход от транспортных услуг, исходя из мощности, который должен быть получен от использования сети в рамках системы, как во всех точках входа, так и во всех точках выхода, должен быть разделен на значение соответствующих коэффициентов стоимости пропускной способности для использования сети. сети внутри системы, для расчета тарифа мощности внутри системы (), который определяется как денежная единица на единицу измерения, например, в молдавских леях или евро за МВтч/день, в соответствии с формулой:
где:
– доход в молдавских леях или евро, который получен из тарифов на мощность и отражается в счете за использование сети внутри системы;
– значение факторов стоимости, связанных с мощностью, за использование сети внутри системы, например, сумма прогнозируемых среднесуточных договорных мощностей, в каждой точке или группе точек входа внутри системы, и в каждой точке или группе точек выхода внутри системы, и определяется единицей измерения, например, МВтч/день.
2) доход, основанный на мощности, от оказания транспортных услуг, который должен быть получен от использования сети между системами, как во всех точках входа, так и во всех точках выхода, делится на значение факторов стоимости, касающихся мощности для использования сети между системами, для расчета соотношения мощностей между системами в молдавских леях или евро за МВтч/сутки по следующей формуле:
где:
– доход в молдавских леях или евро, полученный из тарифов, основанных на мощности, и отражается в счете за использование сети между системами;
– представляет собой значение факторов стоимости, относящихся к мощности, для использования сети в системах, например, сумму прогнозируемых среднесуточных договорных мощностей, в каждой точке или группе точек входа и выхода между системами, и определяется единицей измерения, например, МВтч/сутки;
3) индекс сравнения отнесения затрат, связанных с мощностью, между ставками, указанными в подпунктах 1 и 2, определяемый в процентах, рассчитывается по следующей формуле:
1. Доход от оказания услуги по транспортировке природного газа, получаемый от использования сети в рамках системы в указанных точках входа, рассчитывается следующим образом:
1) выделенная мощность пользователям трансграничной системы во всех точках входа, считается равной мощности, отнесенной к предоставлению транспортных услуг для использования сети между системами во всех точках выхода;
2) мощность, определенная в соответствии с подпунктом 1), используется для расчета дохода, связанного с транспортными услугами, который будет получен в результате использования сети между системами в пунктах входа;
3) разница между общим доходом за транспортные услуги, который будет получен в пунктах входа, и результирующей стоимостью, указанной в подпункте 2), равна доходу за транспортные услуги, который получен в результате использования сети внутри системы в пунктах входа.
2. Если расстояние используется как фактор стоимости в сочетании с прогнозируемой технической или договорной мощностью, используется средневзвешенное расстояние, основанное на мощности. Если результаты сравнительных индексов отнесения затрат, связанных с мощностью, превышают 10%, Агентство представляет обоснование этих результатов.
|
Подробная информация о параметрах оценки распределения затрат |
|
| Доход на основе мощности | 601 673 853 |
| Входная доля | 50% |
| Выходная доля | 50% |
| Входной доход | 300 836 927 |
| Выходной доход | 300 836 927 |
| Доход от использования сети внутри системы (Intra) | 184 586 883 |
| Доход от использования сети между системами (Cross) | 116 250 044 |
| Доход выходной (Intra) | 178 467 112 |
| Доход выходной (Cross) | 122 369 814 |
| Доход Intra | 363 053 995 |
| Доход Cross | 238 619 858 |
| Фактор входной стоимости Intra | 191 276 341 719 |
| Фактора выходной стоимости Intra | 191 276 341 719 |
| Фактор стоимости Intra | 382 552 683 438 |
| Фактор входной стоимости Cross | 127 071 209 159 |
| Фактор выходной стоимости Cross | 148 350 508 536 |
| Фактор стоимости Cross | 275 421 717 695 |
| Пропорция Intra | 0.00095 |
| Пропорция Cross | 0.00087 |
| CAA | 9.1% |
Оценка метода расчета справочных цен
Метод определения справочных цен достаточно понятен и прозрачен, поскольку основан на Методе определения справочных цен на основе средневзвешенного расстояния в зависимости от мощности, описанном в Кодексе сетей природного газа.
Стоимостными факторами для метода эталонного ценообразования средневзвешенного расстояния по мощности являются: мощность и расстояние.
В соответствии с Методологией справочные цены на услуги по транспортировке природного газа в году регулирования "n" определяются в соответствии со следующими последовательными этапами.
1) Рассчитывается средневзвешенное расстояние рассчитывается для каждой точки входа или каждой группы точек входа и каждой точки выхода или каждой группы точек выхода зоны входа/выхода с учетом, по мере необходимости, установленных комбинаций.
Расстояния между точками входа и выхода сетей передачи природного газа, принадлежащих ООО "Moldovatransgaz", и сетей ООО "Vestmoldtransgaz" были представлены ОПС в процессе консультаций.
2) Рассчитывается вес каждой точки входа или каждой группы точек входа и каждой точки выхода или каждой группы точек выхода в общем регулируемом доходе.
3) Определяется часть общей регулируемой выручки, подлежащая возмещению в году регулирования "n" оператором передающей сети j из тарифов на услуги по транспортировке природного газа на основании мощности во всех точках входа и часть общей регулируемой выручки, которая подлежит возмещению из тарифов на услуги по транспортировке природного газа исходя из мощности на всех точках выхода зоны входа/выхода.
4) Рассчитывается часть регулируемого дохода, которая должна быть получена в году регулирования "n" от применения тарифов на услугу по транспортировке природного газа на основе мощности в каждой точке входа или группе точек входа и для каждой точки выхода или группы точек выхода зоны входа/выхода.
5) Рассчитывается справочная цена в году регулирования "n".
В случае продуктов годовой стандартной мощности для стабильной мощности справочные цены представляют собой тарифы на услуги по транспортировке природного газа.
В случае продукции не годовой нормативной мощности для стабильной мощности, а также продуктов как годовой, так и негодовой нормативной мощности для прерываемой мощности, в соответствии с положениями Методологии рассчитываются резервные цены путем применения коэффициентов умножения к справочным ценам.
Сигналы о местоположении, получаемые с помощью метода RPM, отражают среднее расстояние между точкой/группой точек входа и выхода, взвешенное на основе предполагаемой контрактной мощности. НАРЭ считает, что предлагаемый подход обеспечивает высокую степень отражения затрат.
Распределение доходов, полученных от тарифов на услуги по передаче в зависимости от мощности во всех точках входа и доходов от тарифов в зависимости от мощности во всех точках выхода составляет 50/50, в соответствии с пунктом 338 Кодекса сетей природного газа.
Соответственно, часть (%) общего регулируемого дохода, подлежащая возмещению в регулирующем году "n", оператором передающей сети j из тарифов на услугу по транспортировке природного газа исходя из мощности во всех точках входа, и часть общего регулируемого дохода подлежит возмещению из тарифов на услугу по транспортировке природного газа, основанных на мощности, на всех точках выхода из зоны входа/выхода.
Разделение (распределение) внутри системы/вне системы. Отражение затрат и применение Метода
Отношение между использованием сети внутри системы и использованием сети между системами, то есть распределение между доходом, полученным от использования сети внутри системы, как в точках входа, так и в точках выхода, и доходом, полученным от использования сети внутри системы, как в точках входа, так и в точках выхода, рассчитывается в соответствии с пунктами 327-332 Кодекса сетей природного газа.
Пересмотр
В соответствии с частью (8) статьи 991 Закона № 108/2016, при применении метода установления справочных цен в точках входа и выхода Агентство вправе использовать один или несколько методов пересмотра в точках входа и выхода (сравнительная оценка, выравнивание, пересмотр размера).
В соответствии с проектом Методики пересмотра применения метода расчета справочной цены ко всем точкам входа и выхода вносятся путем уравнивания, при котором одна и та же справочная цена применяется к некоторым или всем точкам в однородной группе точек.
Согласно Методологии пересмотра применения метода расчета справочной цены во всех точках входа и выхода осуществляется путем выравнивания, посредством которого одна и та же справочная цена применяется к некоторым или всем точкам в однородной группе точек.
В соответствии с Методологией для целей пересмотра путем выравнивания точки сетей передачи природного газа ОПС можно сгруппировать следующим образом:
1. Группа точек входа в сеть передачи природного газа межсистемного соединения с сетями передачи газа соседних государств;
2. Группа точек выхода из сети передачи природного газа к газораспределительным сетям и/или газовые установки конечных потребителей, подключенных к газотранспортной сети;
3. Группа точек выхода из сети передачи природного газа к взаимоподключенным газотранспортным сетям соседних государств.
Метод RPM обеспечивает высокую степень отражения затрат, поскольку он основан на стоимостных факторах, таких как мощность и расстояние. Регулируемый доход ОПС возмещается из тарифа на основе мощности.
Транспортировка природного газа потребителям в стране не субсидируется транспортировкой природного газа транзитом по системе. Принципиальный метод RPM не направлен на привлечение пользователей в систему.
Сравнение с методологией CWD, сопровождаемое ориентировочными справочными ценами, подлежащими согласованию
2) Сведения, предусмотренные подпунктами 1), 4), 5) пункта 409;
Регулируемый доход ООО "Moldovatransgaz" – 376,7 млн. леев;
Регулируемый доход ООО "Vestmoldtransgaz" - 225 млн. леев;
Доходы от транспортных услуг после применения согласованного тарифа 601,7 млн. леев
Разделение на мощность/товар доходов от транспортных услуг (пункт 409 (1) 5) а)).
100% мощность.
Разделение входа-выхода доходов от транспортных услуг (пункт 409(1)5)b)).
Доходы от тарифов на транспортные услуги, основанные на мощности, в точках входа- 300,8 млн. леев
Доходы от тарифов на транспортные услуги, основанные на мощности, в точках выхода - 300,8 млн. леев
Внутрисистемное/внесистемное разделение (пункт 409 (1) 5) с)).
Доходы от использования внутренней сети в точках входа/выхода сети передачи природного газа – 363,1 млн. леев
Доходы от использования сети в трансграничных точках входа/выхода сети передачи природного газа – 238,6 млн. леев.
Ориентировочная информация, установленная в пункте 410
Сравнение тарифов на транспортную услугу, применимых в период действия тарифа и к тарифному периоду, за который публикуется информация
Разница между уровнем транспортных тарифов по сравнению с предыдущим тарифным периодом проявляется путем применения концепции гармонизированных тарифов на услугу по транспортировке природного газа, а также согласованием доходов в рамках компенсационного механизма между операторами транспортных систем применяется НАРЭ после внесения поправок в Закон № 108/2016 о природном газе (с применением единого метода расчета справочной цены для всех ОПС).
Путем реализации компенсационного механизма обеспечивается восстановление регулируемых доходов каждого оператора транспортной системы, для поощрения использования активов, которые способствуют безопасности поставок природного газа. В этом смысле Агентство будет учитывать и обеспечивать возмещение инвестиционных затрат, связанных с транспортным газопроводом Яссы-Унгень-Кишинев, затраты на которые еще не амортизированы.
Сравнение транспортных тарифов, действующих на тарифный период, за который публикуется информация, и за каждый тарифный период до конца периода регулирования
В соответствии с положениями проекта тарифной методологии, тарифы на транспортные услуги будут ежегодно пересматриваться на основе показателей обновления прогноза регулируемых доходов, наиболее существенными из которых являются развитие инфраструктуры газификации, макроэкономические показатели, влияющие на уровень регулируемых издержек и, конечно же, эволюции мощностей, которые будут привлекаться на договорной основе пользователями транспортной системы. При условии отсутствия значительных колебаний договорных мощностей в течение периода регулирования, можно с высокой долей вероятности утверждать, что значения транспортных тарифов будут изменяться в зависимости от прогнозируемых и фактически зафиксированных макроэкономических показателей в последующие тарифные периоды.
Коэффициенты кратности
В соответствии с положениями проекта Методологии предлагается, чтобы в случае продуктов стандартной не годовой мощности для стабильной мощности и продуктов стандартной мощности, как годовых, так и не годовых для прерываемой мощности, резервные цены рассчитывались путем применения коэффициентов кратности по справочным ценам. Уровень коэффициентов кратности для продуктов стандартной ежеквартальной, ежемесячной, дневной и/или среднесуточной мощности равен 1.
В течение срока действия Методологии в зависимости от динамики рыночных сделок с продуктами стандартной ежеквартальной мощности или продуктами стандартной ежемесячной мощности могут применяться разные соответствующие коэффициенты кратности, но их уровень не должен превышать 1,5. Значения применяемых коэффициентов кратности утверждаются отдельным решением, принятым в соответствии со статьей 9 Закона № 108/2016 о природном газе.
В течение срока действия Методологии, в зависимости от динамики операций на рынке с продуктами суточной и среднесуточной нормативной мощности, при установлении тарифов на соответствующие продукты могут применяться разные повышающие коэффициенты, но их уровень не должен превышать 3. Значения указанных коэффициентов кратности утверждаются отдельным постановлением, принятым в соответствии со статьей 9 Закона № 108/2016 о природном газе.
Обоснование:
Применение множителей оказывает прямое влияние на поведение пользователей системы при резервировании и влияет на уровень доходов, получаемого OПС, и косвенно на базовый тариф. Множители, имеющие значение, близкое к 1, поощряют краткосрочную торговую деятельность, которая уменьшает разницу в ценах между соседними рынками и на ликвидных рынках, где физическая перегрузка трубопровода не является проблемой/фактором. Новые поставщики на рынке предпочитают резервировать продукты на более короткий срок, в то время как поставщики на менее ликвидных рынках, как правило, резервируют мощности на более длительный срок.
За счет обеспечения доступности резервирования продуктов краткосрочной мощности повышается эффективность использования сети.
В случае Республики Молдова нет долгосрочного резервирования мощности в основных точках присоединения. В связи с войной в Украине и геополитической напряженностью вокруг транспортировки природного газа существует повышенный риск, касающийся наличия природного газа в определенных точках межсистемного подключения. Поэтому, для обеспечения максимального уровня гибкости для поставщиков/торговцев по доставке природного газа на рынок Республики Молдова из любого возможного направления в любое время года, коэффициенты кратности не применяются до тех пор, пока является высокой неопределенность резервирования мощностей и до тех пор, пока имеется достаточная доступная мощность и не возникает физических перегрузок в сетях передачи природного газа.
Преимущества
- Поощрение торговли природным газом и повышение ликвидности рынка;
- Содействие резервированию продуктов краткосрочной мощности (меньше рыночных барьеров);
- Поощрение выхода на рынок природного газа новых поставщиков/торговцев, заинтересованных в приобретении услуг по транспортировке природного газа;
- Необходимость предложения имеющихся мощностей как можно большему числу пользователей системы;
- Это будет шагом вперед, способствующим гармонизации с положениями ЕС и упрощению рынка природного газа.
- Исключение дискриминации пользователей системы не зависимо от приобретаемого продукта мощности: стабильной или прерываемой, годовой или не годовой (ежеквартальная, ежемесячная, дневная и/или среднесуточная).
Сезонные факторы.
В течение срока действия Методологии, в зависимости от динамики рыночных операций с различными продуктами, могут применяться сезонные факторы. В этом случае ОПС должны предоставить Агентству все запрошенные данные и документы. Сезонные факторы рассчитываются и утверждаются отдельным постановлением в соответствии со статьей 9 Закона о природном газе (пункт 572):
Согласно Методологии, в зависимости от эволюции сделок на рынке различных продуктов, сезонные факторы могут применяться по отдельному постановлению НАРЭ. Таким образом, сезонные факторы могут применяться в качестве опции по инициативе OПС или НАРЭ, когда это будет необходимо.
Краткосрочные коэффициенты кратности и сезонные факторы должны устанавливаться таким образом, чтобы стимулировать пользователей системы к эффективному использованию транспортной системы, обеспечивая им при этом гибкость.
Сезонный характер спроса на природный газ обычно приводит к низкому потреблению летом и более высокому потреблению зимой. Стоимость использования системы определяется пиковой мощностью, поэтому, если спрос можно будет перенаправить с зимнего сезона на летний, это может снизить общую стоимость системы. Для реализации этого можно применять сезонные факторы, чтобы стимулировать более равномерный спрос в течение всего года.
Введение различных категорий продуктов для резервирования мощностей помогает пользователям реагировать на меняющиеся рыночные условия, с корректированием ими своего портфеля.
В то же время в условиях рынка природного газа в Республике Молдова, наличия мощностей по транспортировке природного газа применение сезонных факторов не предусматривается.
Комитет по регулированию Энергетического сообщества (ECRB) проанализировал консультационный документ метода определения референтной цены, включенный в Методологию расчета, утверждения и применения регулируемых тарифов на услуги по транспортировке природного газа, утвержденную постановлением НАРЭ № 535/2019, в которой описаны и представлены сведения, указанные в пункте 394 Кодекса сетей природного газа, утвержденного постановлением НАРЭ № 420/2019. Анализ ссылочных документов был направлен ECRB 9.06.2023. НАРЭ примет во внимание рекомендацию ECRB после уточнения прогнозируемой мощности со стороны операторов системы транспортировки природного газа и повторит расчет тарифов.