Постановление N 443/2020 от 24.11.2020 об утверждении Методологии расчета, утверждения и применения регулируемых тарифов на услугу по распределению природного газа
НАЦИОНАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО
РЕГУЛИРОВАНИЮ В ЭНЕРГЕТИКЕ
ПОСТАНОВЛЕНИЕ
об утверждении Методологии расчета, утверждения и
применения регулируемых тарифов на услугу
по распределению природного газа
№ 443/2020 от 24.11.2020
(в силу 11.12.2020)
Мониторул Офичиал ал Р. Молдова № 332-342 ст.1312 от 11.12.2020
* * *
ЗАРЕГИСТРИРОВАНО:
Министерство юстиции
№ 1606 от 2 декабря 2020 г.
Министр _____Фадей НАГАЧЕВСКИ
На основании ст.7 ч.(2) п.a), ст.99 ч.(2) Закона № 108/2016 о природном газе (Официальный монитор Республики Молдова, 2016 г., № 193-203, ст.415) Административный совет Национального агентства по регулированию в энергетике
ПОСТАНОВЛЯЕТ:
1. Утвердить Методологию расчета, утверждения и применения регулируемых тарифов на услугу по распределению природного газа, согласно приложению.
2. Признать недействительными положения Методологии расчета и применения регулируемых тарифов и цен на природный газ, утвержденной Постановлением Административного совета Национального агентства по регулированию в энергетике № 678 от 22 августа 2014 года (Официальный монитор Республики Молдова, 2014, № 345-351, ст.1603), в части, относящейся к расчету, утверждению и применению регулируемых тарифов на услугу по распределению природного газа.
3. Настоящее постановление вступает в силу со дня его опубликования.
4. Контроль за исполнением настоящего постановления возложить на подразделения Национального агентства по регулированию в энергетике.
| ГЕНЕРАЛЬНЫЙ ДИРЕКТОР НАРЭ | Вячеслав УНТИЛА |
| ДИРЕКТОРA НАРЭ: | Октавиан КАЛМЫК |
| Еуджен КАРПОВ | |
| Виолина ШПАК | |
№ 443/2020. Кишинэу, 24 ноября 2020 г. |
Утверждено
Постановлением
Административного совета НАРЭ
№ 443 от 24 ноября 2020 г.
МЕТОДОЛОГИЯ
расчета, утверждения и применения регулируемых тарифов
на услугу по распределению природного газа
Часть 1
Общие положения
1. Целью методологии расчета, утверждения и применения регулируемых тарифов на услугу по распределению природного газа (в дальнейшем – Методология) является установление порядка расчета, утверждения и применения регулируемых тарифов на услугу по распределению природного газа, предоставляемую лицензированными операторами распределительных систем (в дальнейшем – ОРС).
2. Методология устанавливает:
1) принципы регулирования тарифов на услугу по распределению природного газа;
2) порядок расчета и применения дифференцированных тарифов на услугу по распределению в зависимости от уровня давления в сетях природного газа, к которым подключены газовые установки конечных потребителей, для каждого из ОРС;
3) структуру и порядок определения регулируемых расходов;
4) порядок определения, утверждения и актуализации базовых затрат на услугу по распределению природного газа;
5) порядок определения уровня рентабельности;
6) порядок разделения затрат, расходов и рентабельности между видами деятельности, выполняемыми ОРС и между услугами по распределению природного газа, предоставляемые в зависимости от уровня давления в сетях природного газа;
61) порядок определения регулируемого дохода каждого из ОРС;
7) порядок определения, утверждения, пересмотра, актуализации и применения регулируемых тарифов;
8) порядок определения технологического расхода и потерь природного газа в распределительных сетях природного газа;
9) в связи с применением механизма единого тарифа на распределение природного газа:
a) порядок расчёта и применения единых тарифов на распределение в зависимости от уровня давления в сетях природного газа, к которым подключены установки природного газа конечных потребителей;
b) механизм определения выравнивающих компенсационных платежей;
c) частоту осуществления выравнивающих компенсационных платежей от операторов либо операторам распределительных систем;
d) механизм восстановления какого-либо тарифного дефицита, зарегистрированного вследствие задержки в выплате либо невыплаты выравнивающих компенсационных платежей операторами распределительных систем.
[Пкт.2 дополнен Пост.НАРЭ N 785 от 16.12.2025, в силу 01.01.2026]
[Пкт.2 изменен Пост.НАРЭ N 938 от 16.12.2022, в силу 23.12.2022]
Часть 2
Принципы регулирования
3. Настоящая Методология основана на следующих принципах регулирования:
1) разделение в бухгалтерском учете деятельности по распределению природного газа от других видов деятельности, осуществляемых ОРС, со степенью детализации, которая позволит точно определить доходы и элементы затрат по каждому виду регулируемой деятельности;
2) эффективное функционирование и обеспечение финансовой жизнеспособности ОРС путем установления тарифов на услугу по распределению природного газа исходя из строго необходимых расходов на осуществление деятельности, исключая из расчета все экономически неоправданные затраты и расходы, и / или те, которые в соответствии с технологическим процессом, не являются необходимыми для предоставления услуги по распределению природного газа;
3) качественное и надежное предоставление услуги по распределению природного газа пользователям системы, при эффективном использовании распределительных сетей природного газа;
4) безопасное осуществление деятельности по распределению природного газа;
5) обеспечение установления обоснованных и недискриминационных тарифов, основанных на эффективности и объективных критериях, включающих разумный уровень рентабельности;
6) продвижение эффективных, обязательных и необходимых инвестиций в распределительные сети природного газа и обеспечение окупаемости финансовых средств, связанных с этими инвестициями;
7) исключение перекрестного субсидирования;
8) обеспечение возмещения расходов в разумный срок ОРС.
[Пкт.8 дополнен Пост.НАРЭ N 785 от 16.12.2025, в силу 01.01.2026]
Часть 3
Основные критерии и понятия регулирования
4. Деятельность по распределению природного газа включает в себя комплекс мероприятий и операций, выполняемых ОРС для развития, эксплуатации и использования распределительных сетей природного газа.
5. Развитие распределительных сетей природного газа включает деятельности и операции, выполняемые ОРС для увеличения мощностей существующей распределительной сети природного газа или строительства новых сетей или участков распределительных сетей природного газа.
6. Эксплуатация распределительных сетей природного газа включает мероприятия и операции, выполняемые ОРС по обслуживанию, проверке, обеспечению безопасности, ремонту, модернизации и реконструкции сетей, оборудования, установок и других основных средств, относящихся к распределительным сетям природного газа, принадлежащим ОРС а также установку, метрологическую проверку, ремонт и замену газо-измерительного оборудования, установленного у бытовых потребителей.
7. Использование распределительных сетей природного газа включает следующие мероприятия и операции:
1) заключение договоров на оказание услуги по распределению природного газа;
2) измерение объемов природного газа, входящего и выходящего в/из распределительных сетей природного газа;
3) снятие показаний учетных приборов природного газа у всех конечных потребителей, чьи газовые установки подключены к распределительным сетям природного газа высокого давления, среднего давления и низкого давления, и передача поставщикам и/или конечным потребителям данных об объемах природного газа, израсходованных каждым конечным потребителем, и/или данных об объемах распределенного природного газа;
4) прием природного газа в пунктах разграничения распределительных сетей ОРС, от передающих сетей природного газа и/или распределительных сетей природного газа других ОРС, подача природного газа через распределительные сети и его передача в пунктах разграничения распределительных сетей от газовых установок конечных потребителей и/или распределительных сетей природного газа других системных операторов;
5) обеспечение оптимальных режимов работы распределительных сетей природного газа и обеспечение качества услуги по распределению природного газа, предоставляемой поставщикам и/или конечным потребителям;
6) соблюдение и обеспечение отношений с поставщиками, конечными потребителями, операторами передающих систем (далее – ОПС), связанные с предоставлением услуг по передаче природного газа.
8. Методология регулирует порядок определения тарифов на услуги по распределению природного газа, предоставляемые через:
1) распределительные сети высокого давления;
2) распределительные сети среднего давления;
3) распределительные сети низкого давления.
9. В настоящей Методологии используются понятия, определённые Законом о природном газе № 108/2016, а также следующие понятия:
тариф на услугу по распределению природного газа – регулируемый тариф, который включает стоимость услуги, предоставляемой ОРС для использования распределительной сети природного газа с целью приема природного газа из передающей сети природного газа, других ОРС, подаче природного газа через распределительную сеть и его поставки потребителям или поставки природного газа на пункты коммерческого измерения другим ОРС. Тариф на услугу по распределению природного газа устанавливается на 1000 м3, не включает стоимость распределенного природного газа и НДС;
пункты выхода из распределительных сетей природного газа – совокупность пунктов разграничения распределительных сетей природного газа одного ОРС от распределительных сетей природного газа другого ОРС или газовых установок конечных потребителей, подключенных к распределительной сети природного газа;
регулируемый доход – доход за календарный год регулирования, признанный Национальным агентством по регулированию в энергетики (далее - Агентство) необходимым и обоснованным для покрытия всех регулируемых расходов ОРС, связанных с предоставлением услуги по распределению природного газа и для получения обоснованного уровня рентабельности ОРС;
фактический доход – доход, определяемый исходя из объемов природного газа, фактически распределенных ОРС по распределительным сетям природного газа и выставленных счетов-фактур по действующим тарифам, связанным с регулируемой деятельностью;
корректирующая составляющая регулируемого дохода – значение, полученное от разницы между актуализированным регулируемым доходом за предыдущий год и фактическим доходом за тот же период (тарифный профицит или дефицит);
фактические расходы – сумма фактических расходов, понесенных и учтенных в бухгалтерском учете ОРС за отчетный период;
базовые затраты – расходы на оплату труда, материальные расходы, расходы на услуги, предоставленные сторонними организациями, административные расходы, которые определяются ОРС в соответствии с положениями Методологии, рассмотренные и утвержденные Агентством на базовый год, сроком действия 5 календарных лет;
историческая стоимость – первоначальная стоимость основных средств и нематериальных активов, состоящая из: покупной стоимости, таможенных пошлин, невозмещаемых налогов и сборов, за вычетом всех снижений цен и торговых дисконтов при приобретении, прочие затраты, прямо относимые на доставку объекта на место и приведение его в состояние, необходимое для использования по назначению. Историческая стоимость актуализируется только инвестициями, утвержденными Агентством;
базовый год – год, на который Агентство утвердило базовые затраты для каждого ОРС. Для новых обладателей лицензий, базовым годом является год выдачи лицензии;
срок использования – период времени использования основных средств и нематериальных активов, в течение которого получаются экономические выгоды;
актуализация тарифа – процесс анализа и определения уровня тарифа, в соответствии с методологическими нормами и фактическими условиями деятельности за предыдущий период регулирования с целью определения корректирующей составляющей регулируемого дохода;
пересмотр тарифа – процесс рассмотрения расчета тарифа, исходя из параметров, запланированных на год "n", в соответствии с положениями настоящей Методологии, завершающаяся утверждением тарифа;
субъект по сверке ‒ назначенный НАРЭ субъект, который несёт ответственность за осуществление и получение операторами/от операторов распределительных систем выравнивающих компенсационных платежей, определяемых в соответствии с настоящей Методологией, для обеспечения полного возмещения соответствующими операторами распределительных систем регулируемых доходов и одновременно недопущения получения ими доходов, превышающих регулируемые доходы, при применении единого тарифа на распределение природного газа;
выравнивающая компенсационная выплата – выплата, которую ОРС осуществляет в пользу субъекта по сверке либо субъект по сверке – в пользу ОРС, и равная разнице между единым тарифом на распределение и тарифом на распределение, исчисленным на основе регулируемого дохода ОРС, согласно пункту 55, в леях/1000 м3 распределённого природного газа.
[Пкт.9 изменен Пост.НАРЭ N 785 от 16.12.2025, в силу 01.01.2026]
Часть 4
Структура общих регулируемых затрат
10. Методология устанавливает следующие регулируемые затраты (CRn) на деятельность по распределению природного газа ОРС, по каждому виду распределительной сети природного газа в отдельности (высокого давления (PÎ), среднего (PM) и низкого (PJ):
где:
CPGnPÎ; CPGnPM; CPGnPJ – стоимость природного газа, приобретаемого ОРС в году регулирования "n", для покрытия в соответствии с нормами регулирования, технологического расхода, потерь природного газа в распределительных сетях;
CAInPÎ; CAInPM; CAInPJ – расходы на амортизацию основных средств и нематериальных активов в году регулирования "n";
CMnPÎ; CMnPM; CMnPJ – материальные расходы, необходимые для осуществления деятельности по распределению природного газа в году регулирования "n";
CRMnPÎ; CRMnPM; CRMnPJ – расходы на оплату труда, необходимые для осуществления деятельности по распределению природного газа в году регулирования "n";
CSTnPÎ; CSTnPM; CSTnPJ – расходы на услуги, предоставленные сторонними организациями, необходимые для осуществления деятельности по распределению природного газа в году регулирования "n";
CAnPÎ; CAnPM; CAnPJ – административные расходы, необходимые для осуществления деятельности по распределению природного газа в году регулирования "n";
ACnPÎ; ACnPM; ACnPJ – другие расходы операционной деятельности, необходимые для осуществления деятельности по распределению природного газа в году регулирования "n".
[Пкт.10 изменен Пост.НАРЭ N 938 от 16.12.2022, в силу 23.12.2022]
11. В состав распределительных сетей природного газа высокого давления (PÎ) включаются следующие основные средства ОРС: принадлежащие на праве собственности, расположенные в пунктах разграничения собственности ОРС от передающих сетей природного газа или от распределительных сетей другого ОРС, до пунктов входа на станции (посты) регулирования природного газа с высокого давления на среднее/низкое давление или до пунктов разграничения от газовых установок конечных потребителей или других пользователей системы, чьи газораспределительные сети подключены к этим сетям, прочие основные средства, которые используются исключительно для обслуживания распределительных сетей природного газа высокого давления.
12. В состав распределительных сетей природного газа среднего давления (PM) включаются следующие основные средства ОРС: принадлежащие на праве собственности, расположенные в пунктах входа на станции (посты) регулирования природного газа с высокого давления на среднее давление, до пунктов входа на станции (посты, установки) регулирования природного газа со среднего на низкое давление или до пунктов разграничения от газовых установок конечных потребителей или других пользователей системы, чьи газораспределительные сети подключены к этим сетям, прочие основные средства, которые используются исключительно для обслуживания распределительных сетей природного газа среднего давления.
13. В состав распределительных сетей природного газа низкого давления (PJ) включаются следующие основные средства ОРС: принадлежащие на праве собственности, расположенные в пунктах входа на станции (посты, установки) регулирования природного газа с высокого/низкое и среднего/низкое давление, до (включительно) пунктов разграничения этих сетей от газовых установок конечных потребителей или других пользователей системы, чьи газораспределительные сети подключены к этим сетям, прочие основные средства, которые используются исключительно для обслуживания распределительных сетей природного газа низкого давления.
14. В регулируемую стоимость не включаются следующие расходы:
1) расходы на строительство, реконструкцию, приобретение, модернизацию, монтаж и тестирование оборудования, по вводу в эксплуатацию новых объектов, цехов и агрегатов, авторскому надзору проектных организаций, на устранение недоработок в проектных, строительно-монтажных работах, ревизии (демонтаж), устранение дефектов оборудования и повреждений, полученных по вине изготовителей, поставщиков и транспортных организаций, и другие капитальные вложения. Соответствующие расходы возмещаются после ввода основных средств в эксплуатацию путем включения в тариф их амортизации и рентабельности осуществленных инвестиций;
2) расходы, не относящиеся к деятельности по распределению природного газа, такие как: выполнение проектных и строительных работ, приобретение оборудования, ремонт и содержание объектов жилищного, коммунального, социально-культурного фонда, и других работ;
3) стоимость работ, квалифицированных как помощь другим предприятиям и организациям, как в виде услуг, так и в виде материальной или финансовой поддержки;
4) расходы на уплату штрафов, пеней, возмещений, покрытие недостач, потерь и других непроизводственных расходов;
5) расходы по безнадежной дебиторской задолженности;
6) расходы на благотворительные цели и спонсорство;
7) расходы на выполнение или оплату работ (услуг), не связанных со сферой предоставления услуги по распределению природного газа и/или возмещаемые ОРС отдельно от тарифов на услугу по распределению природного газа;
8) расходы на создание резервов;
9) расходы на посреднические организации, фондовые биржи, консультационные услуги, юридическую и другую административную помощь;
10) судебные издержки и сопутствующие государственные пошлины;
11) расходы на научные исследования и разработки, которые не капитализируются;
12) единовременные компенсации;
13) расходы на организацию досуга и отдыха сотрудников, в том числе расходы на корпоративные мероприятия;
14) расходы на добровольное страхование персонала и материального имущества;
15) расходы на списанные/отчужденные активы и другие операции с капиталом;
16) другие экономически необоснованные, неоправданные расходы и/или расходы, которые, согласно технологическому процессу, не являются необходимыми для предоставления услуги по распределению природного газа и/или не связаны с регулируемой деятельностью.
[Пкт.14 изменен Пост.НАРЭ N 938 от 16.12.2022, в силу 23.12.2022]
Часть 5
Определение и актуализация расходов
15. Стоимость природного газа, приобретаемого ОРС для покрытия, согласно регулирующим нормам, технологического расхода и потерь природного газа в распределительных сетях природного газа (CPGn), определяется по формуле:
CPGn = CTPn × PFFn (4)
где:
CTPn – объем технологического расхода и потерь природного газа в распределительных сетях природного газа ОРС и сетях, переданных на техническое обслуживание, которые определяются отдельно по каждому уровню давления и устанавливаются для каждого года регулирования "n" в соответствии с Порядком определения технологического расхода и потерь природного газа в распределительных сетях природного газа, изложенным в Приложении;
PFFn – ежегодная средневзвешенная цена поставки природного газа, не превышающая ежегодную средневзвешенную регулируемую цену на поставку природного газа на крайний случай. При определении ежегодной средневзвешенной цены на закупку природного газа в неё включаются расходы на услуги по передаче и распределению природного газа, в леях/1000 м3, которые ОРС несёт при закупке природного газа.
Ежегодная средневзвешенная регулируемая цена на поставку природного газа на крайний случай определяется соотношением:
где:
PGN – ежегодная средневзвешенная регулируемая цена на поставку природного газа на крайний случай, в леях/1000 м3;
CTPj – действительный месячный объём технологического расхода и потерь природного газа, зарегистрированный ОРС в месяце "j", в тысячах м3;
Pj – регулируемая цена, утверждённая Агентством для поставок природного газа в контексте выполнения обязательства публичной услуги по поставке на крайний случай, для месяца "j", в леях/1000 м3;
j = [1;12] – месяц в соответствующем календарном году.
[Пкт.15 изменен Пост.НАРЭ N 785 от 16.12.2025, в силу 01.01.2026]
[Пкт.15 изменен Пост.НАРЭ N 938 от 16.12.2022, в силу 23.12.2022]
151. Ежегодная средневзвешенная регулируемая цена на поставку природного газа на крайний случай устанавливается как максимальный предел при определении ежегодной средневзвешенной цены на закупку природного газа, начиная с 1 октября 2026 года. До 30 сентября 2026 года максимальный предел устанавливается на уровне регулируемой цены на поставку природного газа определённым категориям конечных потребителей в контексте статьи 89 Закона о природном газе №108/2016.
[Пкт.152 введен Пост.НАРЭ N 785 от 16.12.2025, в силу 01.01.2026]
152. ОРС закупает природный газ на покрытие технологического расхода и потерь природного газа в распределительных сетях природного газа в соответствии с Правилами рынка природного газа, утверждёнными Постановлением НАРЭ №534/2019.
[Пкт.151 введен Пост.НАРЭ N 785 от 16.12.2025, в силу 01.01.2026]
16. В случае если ОРС за отчетный год сообщит в Агентство о более низком уровне технологического расхода и потерь природного газа в распределительных сетях, чем установленный по методу с Приложении, затраты на технологический расход и потери природного газа будут использоваться как механизм стимулирования эффективности деятельности ОРС и будут направлены ОРС на дальнейшее сокращение технологического расхода и потерь природного газа в распределительных сетях.
[Пкт.16 в редакции Пост.НАРЭ N 938 от 16.12.2022, в силу 23.12.2022]
17. Расходы на амортизацию основных средств и нематериальных активов (CAIn) на год "n" определяются исходя из:
1) расчетной базы основных средств и нематериальных активов (BC0), далее – расчетная база, которая является чистой стоимостью активов в начале первого года применения Методологии, за исключением активов, сданных в эксплуатацию в году, предшествовавшем первому году применения Методологии. Расчетная база, необходимая для определения амортизации в тарифных целях, определяется с учетом исторической стоимости основных средств и нематериальных активов и утверждается Агентством на весь срок действия Методологии;
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 сдачи в эксплуатацию актива, и не может быть меньше срока использования, установленного в Каталоге;
3) амортизации, начисленной путем применения линейного метода, который предусматривает равномерное распределение расчетной базы в течение срока использования, применяемого согласно положениям Методологии.
[Пкт.17 изменен Пост.НАРЭ N 938 от 16.12.2022, в силу 23.12.2022]
18. Расходы на амортизацию основных средств и нематериальных активов (CAIn) определяются путем прямого расчета, на период регулирования "n", по формуле:
где:
AIk – среднегодовая амортизация инвестиций, сданных в эксплуатацию в году "k" и утвержденных Агентством;
AEk – среднегодовая амортизация инвестиций, утвержденных Агентством и сданных в эксплуатацию, начиная с года "x-1" и которые были полностью возвращены через тарифы до конца года "n-1";
x – первый год применения тарифной методологии. Для операторов распределительных систем, которые получат лицензию позже вступления в силу методологии, первым годом применения методологии будет считаться год получения лицензии на эксплуатацию распределительной системы природного газа.
DM0 – средний срок использования активов, включенных в расчетную базу.
[Пкт.18 изменен Пост.НАРЭ N 938 от 16.12.2022, в силу 23.12.2022]
19. Средний срок использования активов, включенных в расчетную базу (DM0), определяется следующим образом:
где:
AMI0 – амортизация активов, включенных в расчетную базу, определенная за год, предшествовавший первому году применения Методологии.
[Пкт.19 в редакции Пост.НАРЭ N 938 от 16.12.2022, в силу 23.12.2022]
20. Значение термина ) в формуле (5) будет равно нулю, начиная с года "n", в котором соблюдается соотношение:
.
[Пкт.20 в редакции Пост.НАРЭ N 938 от 16.12.2022, в силу 23.12.2022]
21. В расчетную базу не включается стоимость следующих основных средств и нематериальных активов:
1) которые не предназначены для деятельности по распределению природного газа;
2) переданных в операционный лизинг;
3) законсервированных и/или неиспользованных в течение года регулирования;
4) объектов жилищного, социально-культурного назначения и прочих основных средств, не предназначенных для регулируемой деятельности;
5) финансируемые сторонними организациями, в том числе из государственных и местных бюджетов, полученных в качестве грантов или дарений;
6) безвозмездно переданных в управление ОРС или для технического обслуживания;
7) незавершенных;
8) выполненных вне инвестиционных планов, без утверждения Агентством;
9) первоначальная стоимость которых полностью возмещена за счет амортизации, включенной в тарифные цели;
10) выбывших из бухгалтерского учета;
11) не отражённых в бухгалтерском учете;
12) любое увеличение первоначальной стоимости основных средств и нематериальных активов, возникшей в результате применения иного способа, в том числе путем переоценки, кроме увеличения за счет инвестиционных вложений;
13) связанных с инвестиционными договорами, заключенными в соответствии с Законом об энергоэффективности № 139/2018.
[Пкт.21 изменен Пост.НАРЭ N 938 от 16.12.2022, в силу 23.12.2022]
22. Расходы на амортизацию основных средств и нематериальных активов распределяются между уровнями давления пропорционально протяженности распределительных сетей природного газа высокого, среднего и низкого давления, находящихся в собственности оператора на начало года "n".
[Пкт.22 в редакции Пост.НАРЭ N 938 от 16.12.2022, в силу 23.12.2022]
23. В целях мониторинга регулируемой деятельности и исключения перекрестного субсидирования, ОРС ежегодно представляет, в соответствии с требованиями, установленными Агентством, подробную информацию о фактически начисленной амортизации основных средств и нематериальных активов на предприятии. Сумма расходов на амортизацию основных средств и нематериальных активов (CAIn) корректируется при пересмотре тарифов в случае прекращения признания в году "n-1" активов, амортизация которых принималась в тарифных целях.
[Пкт.23 дополнен Пост.НАРЭ N 938 от 16.12.2022, в силу 23.12.2022]
24. Финансовые средства в сумме ежегодной амортизации, включенной в тариф в течение 5 лет, за исключением финансовых средств, которые относятся к инвестициями, осуществленным из заемных средств, будут использоваться ОРС только в целях инвестирования. В случае использования данных средств на другие цели, после истечения срока 5 лет, Агентство сократит общие регулируемые затраты на следующий год регулирования, на сумму неиспользованных финансовых средств.
25. Материальные расходы (CMn) включают стоимость материалов, которые прямо или косвенно используются в процессе деятельности по распределению природного газа, в том числе на оказание дополнительных услуг. В состав материальных расходов входят: материалы, запасные части, топлива, горюче-смазочные материалы, малоценные и быстроизнашивающиеся предметы, защитные материалы и прочие виды материалов, используемые для обслуживания, эксплуатации и текущего ремонта оборудования, зданий, сооружений, распределительных сетей природного газа, в том числе обслуживание и текущий ремонт сетей природного газа, переданных системному оператору на техническое обслуживание, включительно физическими лицами, а также других основных средств, непосредственно используемых в деятельности по распределению природного газа.
26. При рассмотрении базовых затрат, материальные расходы определяются с учетом и распределительных сетей, переданных ОРС на техническое обслуживание. При рассмотрении тарифов материальные расходы, связанные с распределительной деятельностью, распределяются по уровням давления пропорционально протяженности распределительных сетей природного газа.
[Пкт.26 в редакции Пост.НАРЭ N 938 от 16.12.2022, в силу 23.12.2022]
27. На базовый год, материальные расходы (CM0), определяются начиная от:
1) планов технического обслуживания, содержания и текущего ремонта основных средств;
2) сметы расходов, минимальных рыночных цен и договоров, заключенных со сторонними организациями;
3) норм расхода материалов, но не превышающие фактически учтенных;
4) данных отраженных в технических паспортах;
5) нормативов о выполнении мер по охране труда;
6) количества материалов, фактически использованных в предыдущие периоды регулирования;
7) фактического пробега транспортных средств в целях определения расходов, связанных с топливом, горюче-смазочными материалами и шинами;
8) сроков эксплуатации для определения расходов, связанных с аккумуляторами.
28. На последующие годы, материальные расходы ежегодно актуализируются по формуле:
где:
IPCDn – индекс потребительских цен США в году "n", опубликованный Министерством труда Соединенных Штатов Америки (США) на своей электронной странице;
X1 – индекс повышения эффективности, установленный неизменным в размере 20% от индекса потребительских цен США, X1=0,2×IPCDn;
LeiDn – средний обменный курс национальной валюты к доллару США в году регулирования "n", опубликованный Национальным банком Молдовы;
LeiDn-1 – средний обменный курс национальной валюты к доллару США в году регулирования "n-1", опубликованный Национальным банком Молдовы;
∆LRn – изменение протяженности распределительных сетей природного газа в году "n", которое определяется:
где:
LRn – общая протяженность распределительных сетей природного газа на конец года регулирования "n";
LRn-1 – общая протяженность распределительных сетей природного газа на конец предыдущего года регулирования "n-1";
При определении протяженности распределительных сетей природного газа учитываются протяженности сетей обладателя лицензии и сетей, полученных на техническое обслуживание, за исключением распределительных сетей природного газа, обслуживаемых ОРС с целью получения нерегулируемых экономических выгод.
∆NCn – изменение количества мест потребления, чьи газовые установки подключены к распределительной сети в году "n", которое определяется:
где:
NCn – количество мест потребления, на конец года регулирования "n", чьи газовые установки подключены к распределительной сети природного газа;
NCn-1 – количество мест потребления, на конец предыдущего года регулирования "n-1", чьи газовые установки подключены к распределительной сети природного газа;
[Пкт.28 изменен Пост.НАРЭ N 785 от 16.12.2025, в силу 01.01.2026]
[Пкт.28 изменен Пост.НАРЭ N 938 от 16.12.2022, в силу 23.12.2022]
29. В расчет материальных затрат не включаются:
1) стоимость природного газа, приобретаемого ОРС для покрытия технологического расхода и потерь природного газа в сетях распределения природного газа (CPGn);
2) материальные расходы, используемые в административных целях. Эти расходы определяются в соответствии с требованиями, указанными в пунктах 41-45 Методологии;
3) материальные расходы, используемые в нерегулируемой деятельности;
4) расходы на коммунальные услуги;
5) материальные расходы на содержание распределительных сетей, полученные на техническое обслуживание ОРС с целью получения экономической выгоды.
[Пкт.29 изменен Пост.НАРЭ N 938 от 16.12.2022, в силу 23.12.2022]
30. Расходы на оплату труда, связанные с деятельностью по распределению природного газа (CRMn), определяются по формуле:
где:
CREn – расходы на оплату труда персонала, непосредственно задействованного в процесс содержания, эксплуатации и ремонта распределительных сетей природного газа и других основных средств, предназначенных для услуги по распределению;
CRAn – расходы на оплату труда административного персонала.
31. На базовый год, расходы на оплату труда, CRE0 и CRA0 определяются принимая во внимание:
1) необходимую численность персонала, предусмотренного действующим штатным расписанием, утвержденным ОРС, но не превышающей фактически зарегистрированной за предыдущие годы (4 года) базовому году, за исключением обоснованных ситуаций, которые повлияли на изменение штатного расписания;
2) гарантированный минимальный размер заработной платы в реальном секторе;
3) коэффициент сложности отрасли, рекомендуемый при установлении тарифной ставки заработной платы.
4) уровень квалификации персонала;
5) фактического режима рабочего времени, отмеченного в предшествующих (4 года) к базовому году, годах;
6) условия труда;
7) обязательные надбавки к заработной плате;
8) премии, обоснованных в тарифных целях и предусмотренных в Трудовом кодексе, Коллективном трудовом договоре и внутренних Положениях.
При определении расходов на оплату труда, связанных с деятельностью по распределению природного газа за базовый год, исключаются расходы на оплату труда, отраженные в капитализациях.
[Пкт.31 изменен Пост.НАРЭ N 785 от 16.12.2025, в силу 01.01.2026]
[Пкт.31 дополнен Пост.НАРЭ N 938 от 16.12.2022, в силу 23.12.2022]
32. Расходы на взносы обязательного государственного социального страхования и взносы обязательного медицинского страхования включаются в расходы на оплату труда и определяются на основе действующих тарифов/взносов на базовый год. Ежегодная актуализация данных расходов будет осуществляться в соответствии с расходами на оплату труда, актуализированных на год регулирования "n" и действующих тарифов/взносов на год регулирования "n".
33. На последующие годы расходы на оплату труда, за исключением расходов на взносы обязательного государственного социального страхования и взносы обязательного медицинского страхования, ежегодно актуализируются согласно формулам:
CREn = CRE0 × Πi=1n [(1+IPCMn × 0,9) × (1 + 0,5 × ΔNCn + 0,5 × ΔLRn)] (12)
где:
IPCMn – индекс потребительских цен Республики Молдова в году регулирования "n", публикованный Национальным бюро статистики Республики Молдова;
X2 - индекс повышения эффективности, установленный неизменным в размере 20% от индекса потребительских цен в Республике Молдова, X2=0,2×IPCMn.
[Пкт.33 изменен Пост.НАРЭ N 938 от 16.12.2022, в силу 23.12.2022]
34. При ежегодной актуализации расходов на оплату труда, индекс потребительских цен заменяется коэффициентом среднегодового роста гарантированного минимального размера заработной платы в реальном секторе, если одновременно выполняются следующие условия:
1) изменение на национальном уровне гарантированного минимального размера заработной платы в реальном секторе, утвержденного Постановлением Правительства;
2) обладатель лицензии применил, в году регулирования, положения Постановления Правительства о гарантированном минимальном размере заработной платы в реальном секторе;
3) уровень коэффициента среднегодового роста гарантированного минимального размера заработной платы в реальном секторе в году регулирования выше уровня индекса потребительских цен за тот же год.
В формулах по актуализации расходов на оплату труда применяется IPCMn или коэффициент среднегодового роста гарантированного минимального размера заработной платы в реальном секторе при условии, что в году регулирования, ОРС фактически соблюдал положения Постановления Правительства о гарантированном минимальном размере заработной платы в реальном секторе.
35. При рассмотрении тарифов распределение CRE и CRA осуществляется по уровням давления пропорционально протяженности распределительных сетей природного газа.
[Пкт.35 в редакции Пост.НАРЭ N 938 от 16.12.2022, в силу 23.12.2022]
36. Расходы на услуги, предоставляемые сторонними организациями, необходимые для осуществления деятельности по распределению природного газа (CSTn), включают платежи за техническое обслуживание и эксплуатацию распределительных сетей природного газа, связанного с этими сетями оборудования и установок.
[Пкт.36 в редакции Пост.НАРЭ N 938 от 16.12.2022, в силу 23.12.2022]
37. На базовый год, расходы на услуги, предоставляемые сторонними организациями (CST0), определяются начиная от:
1) смет расходов, минимальных рыночных цен и договоров, заключаемых с сторонними организациями на основе конкурсов по закупкам;
2) расходов, относящихся к услугам, предоставленным сторонними организациями в предыдущие периоды регулирования.
38. На последующие годы, расходы на услуги предоставляемые сторонними организациями, ежегодно актуализируются по формуле:
CSTn = CST0 × Πi=1n [(1 + IPCMn - X2) × (1 + 0,5 × ΔNCn + 0,5 × ΔLRn)] (14)
[Пкт.38 изменен Пост.НАРЭ N 938 от 16.12.2022, в силу 23.12.2022]
39. При рассмотрении тарифов CST распределяются по каждому уровню давления пропорционально протяженности распределительных сетей природного газа.
[Пкт.39 в редакции Пост.НАРЭ N 938 от 16.12.2022, в силу 23.12.2022]
40. Административные расходы (CAn) представляют собой обоснованные расходы ОРС, связанные с деятельностью руководящего аппарата, административных подразделений, прочие расходы административного характера, а именно:
1) расходы на содержание и текущий ремонт основных средств административного характера;
2) стоимость, износ и ремонт малоценных и быстроизнашивающихся предметов;
3) почтовые расходы;
4) расходы на содержание и эксплуатацию средств связи, используемых в административных целях;
5) типографские расходы, расходы на приобретение канцелярских принадлежностей, типовых бланков и т.д .;
6) расходы на охрану и обеспечение противопожарной безопасности;
7) расходы на техническое обслуживание автотранспорта административных подразделений;
8) расходы на командировки персонала;
9) расходы на обязательное страхование персонала в соответствии с нормативными актами;
10) расходы на банковские услуги и коммунальные услуги;
11) расходы на обязательную подготовку и повышение квалификации административного персонала;
12) расходы на приобретение специальной литературы, нормативных и инструктивных актов, подписку на специальные издания, необходимые для регулируемой деятельности;
13) прочие необходимые и обоснованные расходы, связанные с регулируемой деятельностью ОРС, в том числе на оказание дополнительных услуг.
[Пкт.40 изменен Пост.НАРЭ N 938 от 16.12.2022, в силу 23.12.2022]
41. Административные расходы на регулируемую деятельность (CA0) определяются при установлении базовых затрат путем распределения общих административных затрат ОРС между осуществляемыми видами деятельности (регулируемыми и нерегулируемыми) пропорционально удельному весу суммы доходов, полученных от соответствующих видов деятельности, в сумме общих доходов, полученных обладателем лицензии за предыдущие годы (4 года). При определении тарифов CA распределяется по каждому виду сети пропорционально объемам распределенного природного газа.
[Пкт.41 в редакции Пост.НАРЭ N 938 от 16.12.2022, в силу 23.12.2022]
42. На базовый год, административные расходы определяются начиная с фактических расходов, учтенных в предыдущие периоды регулирования, в соответствии с принципом максимальной эффективности при минимальных затратах и необходимых для осуществления регулируемой деятельности.
43. На последующие годы, административные расходы ежегодно актуализируются по формуле:
44. В расчет административных расходов не включаются:
1) расходы на оплату труда административного персонала. Эти расходы определяются в соответствии с положениями пунктов 30-35 Методологии;
2) доля материальных расходов, используемых в нерегулируемой деятельности;
3) расходы на амортизацию основных средств и нематериальных активов в административных целях. Эти расходы определяются в соответствии с требованиями пунктов 17-24 Методологии;
4) доля расходов на обслуживание распределительных сетей, полученных ОРС на техническое обслуживание, с целью получения экономической выгоды.
[Пкт.44 изменен Пост.НАРЭ N 938 от 16.12.2022, в силу 23.12.2022]
45. Другие расходы операционной деятельности (ACn) определяются следующим образом:
где:
ITPn - налоги, сборы, взносы на регулирование и прочие обязательные платежи, относящиеся к распределительной деятельности, за исключением возмещаемых и подоходного налога. Для исключения дублирования, при расчете тарифа расходы на ITPn не включаются в другие тарифные составляющие;
AFRn – дотация на создание оборотного фонда, которая предназначена для уплаты процентов по полученным банковским кредитам или иным займам денежных средств, эффективно использованных в краткосрочной перспективе для покрытия краткосрочных финансовых обязательств ОРС, возникших в результате разницы во времени между режимом фактурирования-оплаты услуги по распределению природного газа и режимом платежей на нужды ОРС (приобретения материалов, расчёты за услуги и т.д.), в соответствии с заключёнными с поставщиками договорами и расходами, подтверждёнными счетами-фактурами. Процентная ставка по другим займам денежных средств не должна превышать средневзвешенную процентную ставку по кредитам, предоставленным юридическим лицам в году "n" в национальной валюте, опубликованную Национальным банком Молдовы в разделе : Средневзвешенные процентные ставки по новым кредитам, Средневзвешенная ставка по кредитам, выданным в национальной валюте/ юридические лица/ до 12 месяцев.
Дотация на создание оборотного фонда (AFRn) определяется по формуле:
где:
α – потребность в оборотном фонде в году "n", выраженная в днях ежегодного фактурирования, установленная на 6 дней;
RDbn – средневзвешенная процентная ставка по новым кредитам, предоставляемым юридическим лицам в национальной валюте на срок до 12 месяцев, установленная Национальным банком Молдовы.
[Пкт.45 изменен Пост.НАРЭ N 785 от 16.12.2025, в силу 01.01.2026]
46. При определении тарифов, ACn распределяются по уровням давления пропорционально объемам распределенного природного газа.
[Пкт.46 в редакции Пост.НАРЭ N 938 от 16.12.2022, в силу 23.12.2022]
47. При актуализации тарифа, ACn определяются начиная с фактических зарегистрированных данных, которые необходимы и обоснованы. Финансовые средства, в размере дотации на создание оборотного фонда, включенные в утверждённый тариф, будут использованы ОРС исключительно на цели, предусмотренные в пункте 45 Методологии. При актуализации тарифа, AFRn не будет превышать сумму, фактических зарегистрированных в бухгалтерском учете выплат по полученным краткосрочным банковским кредитам, предусмотренных в пункте 45.
48. При определении базовых затрат, общие расходы распределяются между видами деятельности в соответствии с положениями Учетной политики ОРС, за исключением расходов, распределение которых установлено в соответствии с требованиями Методологии.
49. Неоправданные затраты, установленные в результате контроля или мониторинга, затраты которые будут возмещены за счет доходов из других источников, отличных от доходов по распределению природного газа, будут исключены из расчета тарифа.
Часть 6
Определение рентабельности
50. Регулируемая рентабельность ОРС (Rn), на год регулирования "n", определяется по каждому виду сети, по формуле:
где:
VNAjn – чистая стоимость инвестиций, выполненных ОРС и утвержденных Агентством, начиная с 2004 года и до начала года "n". В случае новых ОРС, чистая стоимость инвестиций, выполненных ОРС и утвержденных Агентством, определяется, начиная с первого года лицензируемой деятельности и до начала года регулирования "n".
Чистая стоимость инвестиций определяется по формуле:
где:
Ik – годовая стоимость инвестиций, утвержденная Агентством. В инвестиции, утвержденные в тарифных целях, не включаются следующие значения:
1) возникающие вследствие переоценки активов;
2) неоправданные, установленные в результате контроля или мониторинга регулируемой деятельности;
3) не отраженные в бухгалтерском учете;
4) инвестиций и накопленная амортизация основных средств и нематериальных активов, больше не признаваемых;
5) инвестиций, осуществленных в соответствии с Законом об энергоэффективности № 139/2018;
6) капитализированные в результате восстановления объектов, поврежденных третьими лицами, подлежащие добровольному возмещению третьими лицами или путем обращения обладателя лицензии в судебную инстанцию;
[Подпкт.7) утратил силу согласно Пост.НАРЭ N 938 от 16.12.2022, в силу 23.12.2022]
8) финансируемые сторонними организациями, в том числе из государственных и местных бюджетов, полученных в качестве грантов или дарений.
AAn-1 – накопившаяся к началу года "n" амортизация основных средств и нематериальных активов, связанных с инвестициями, утвержденными и выполненными предприятием, начиная с года "x-1";
Rrn – регулируемый уровень рентабельности инвестиций на год "n", который определяется ежегодно методом средневзвешенной стоимости капитала (Weighted Average Cost of Capital - WACC). Таким образом:
где:
Ke – стоимость собственного капитала, %, которая определяется по формуле:
где:
rf – ставка, свободная от риска, среднее значение за предыдущие годы на 1 января 2025 года по 10-летним государственным облигациям, опубликованная Министерством финансов, составляющая 7,75%;
βd – системный риск промышленности, откорректированный на степень задолженности, который определяется по формуле:
где:
β – системный риск промышленности (без учёта долга) в размере 0,4, представляющий собой среднее значение, соответствующее значению β, используемому регулирующими учреждениями, и опубликованный в отчёте Совета регуляторов энергетики ЕС (CEER) на 2023 год;
– отношение заемного капитала к собственному капиталу составляет 50% из собственных средств и 50% из займов;
(rm - rf) – риск рынка, равный 5,44 %, определённый в январе 2024 года как среднегеометрическое значение, начиная с 1928 года, для казначейских облигаций США (Stock-T. Bonds) и опубликованный в источнике http://pages.stern.nyu.edu/~adamodar/, в разделе Data Sets, Historical Return on Stocks, Bonds and Bills, Geometric Average, Risk Premium.
Kd – ежегодная стоимость заёмного капитала предприятия в размере 6 %.
– отношение собственного капитала к общему капиталу составляет 0,5;
– отношение заемного капитала к общему капиталу составляет 0,5;
t – применяемая ставка подоходного налога согласно Налоговому кодексу.
[Пкт.50 изменен Пост.НАРЭ N 785 от 16.12.2025, в силу 01.01.2026]
[Пкт.50 изменен Пост.НАРЭ N 938 от 16.12.2022, в силу 23.12.2022]
51. Рентабельность по инвестиционному объекту рассчитывается до его полной амортизации, за исключением активов, выбывших из бухгалтерского учета или законсервированных. Регулируемая рентабельность активов распределяется между уровнями давления пропорционально протяженности распределительных сетей природного газа высокого, среднего и низкого давления.
[Пкт.51 в редакции Пост.НАРЭ N 938 от 16.12.2022, в силу 23.12.2022]
52. Планирование, утверждение и осуществление инвестиций производится ОРС в строгом соответствии с требованиями Положения о планировании, утверждении и осуществлении инвестиций.
53. Инвестиции, осуществленные в соответствии с утвержденным Агентством инвестиционным планом, включаются в тарифные расчеты в соответствии с пунктами 17-24 и 50-52.
Часть 7
Определение тарифов и порядок их дифференцирования
54. Дифференцированные тарифы на услугу по распределению природного газа определяются в соответствии с уровнем давления в распределительных сетях природного газа, к которым подключены газовые установки конечных потребителей или других системных операторов. Исходя из уровня давления в сетях, существуют три вида тарифов:
a) тариф на услугу по распределению природного газа по сетям высокого давления;
b) тариф на услугу по распределению природного газа по сетям среднего давления;
c) тариф на услугу по распределению природного газа по сетям низкого давления.
55. Тариф на услугу по распределению природного газа для каждого из ОРС определяется следующим образом:
a) тариф на услугу по распределению природного газа по сетям высокого давления:
b) тариф на услугу по распределению природного газа по сетям среднего давления:
c) тариф на услугу по распределению природного газа по сетям низкого давления:
где:
TDnPÎ; TDnPM; TDnPJ – тариф на услугу по распределению природного газа в году "n", оказываемую по распределительным сетям;
VRnPÎ; VRnPM; VRnPJ – регулируемый доход ОРС, который необходимо получить в году регулирования "n", от оказания услуги по распределению природного газа;
VRauxPÎ; VRauxPM; VRauxPJ – регулируемый доход ОРС от предоставления дополнительных услуг. Регулируемый доход от предоставления дополнительных услуг распределяется между уровнями давления пропорционально протяженности распределительных сетей природного газа высокого, среднего и низкого давления;
GDnPÎ; GDnPM; GDnPJ – объемы природного газа, распределенные в году "n" оператором распределительной сети по распределительным сетям природного газа конечным потребителям, чьи газовые установки подключены к распределительным сетям высокого, среднего и низкого давления, или другим пользователям системы, в зависимости от уровня давления;
– корректирующая составляющая регулируемого дохода ОРС, от оказания услуги по распределению природного газа через распределительные сети, рассчитанная за предыдущий год регулирования. Значение корректирующей составляющей распределяется между уровнями давления пропорционально протяженности распределительных сетей природного газа высокого, среднего и низкого давления.
[Пкт.55 дополнен Пост.НАРЭ N 785 от 16.12.2025, в силу 01.01.2026]
[Пкт.55 изменен Пост.НАРЭ N 938 от 16.12.2022, в силу 23.12.2022]
Раздел 71
Единый тариф на распределение природного газа
[Раздел 71 ((пкт.551-5514) введен Пост.НАРЭ N 785 от 16.12.2025, в силу 01.01.2026]
551. Выделяются следующие виды единых тарифов на распределение природного газа:
1) единый тариф на распределение природного газа газовым установкам конечных потребителей;
2) единый тариф на распределение природного газа в точки коммерческого измерения других ОРС.
[Пкт.551 введен Пост.НАРЭ N 785 от 16.12.2025, в силу 01.01.2026]
552. Единый тариф на распределение природного газа газовым установкам конечных потребителей устанавливается для всех ОРС на основе регулируемых доходов, утверждённых для каждого из ОРС, и объёмов природного газа, запланированных к распределению в распределительных сетях природного газа в году "n", следующим образом:
1) единый тариф на услугу по распределению природного газа газовым установкам конечных потребителей, подключённым к сетям высокого давления:
2) единый тариф на услугу по распределению природного газа газовым установкам конечных потребителей, подключённым к сетям среднего давления:
3) единый тариф на услугу по распределению природного газа газовым установкам конечных потребителей, подключённым к сетям низкого давления:
где
– единый тариф на год "n" на услугу по распределению природного газа по распределительным сетям;
– сумма утверждённых регулируемых доходов всех лицензированных ОРС, которые должны быть получены в году регулирования "n" для оказания услуги по распределению природного газа;
– сумма объёмов природного газа, распределённых в году "n" всеми лицензированными ОРС по распределительным сетям природного газа конечным потребителям, установки природного газа которых подключены к распределительным сетям высокого давления (ВД – PÎ), среднего давления – (СД – PM) и низкого давления (НД – PJ), либо другим пользователям системы в зависимости от уровня давления.
[Пкт.552 введен Пост.НАРЭ N 785 от 16.12.2025, в силу 01.01.2026]
553. Единый тариф на распределение природного газа в точки коммерческого измерения других определяется дифференцировано по уровням давления, в размере 5% от единого тарифа на услугу по распределению природного газа газовым установкам конечных потребителей соответствующего уровня давления.
[Пкт.553 введен Пост.НАРЭ N 785 от 16.12.2025, в силу 01.01.2026]
554. Ежегодно, до 1 февраля, ОРС представляет в Агентство на рассмотрение и утверждение объёмы, запланированные к распределению в году "n", и обоснованные расчёты регулируемого дохода, определяемого в соответствии с настоящей Методологией.
[Пкт.554 введен Пост.НАРЭ N 785 от 16.12.2025, в силу 01.01.2026]
555. Расходы, понесённые предприятием на сверку в связи с механизмом компенсации, в том числе административные и финансовые издержки, учитываются при определении регулируемого дохода данного предприятия. Субъект по сверке не получает прибыль и не несёт потери от применения механизма компенсации.
[Пкт.555 введен Пост.НАРЭ N 785 от 16.12.2025, в силу 01.01.2026]
556. Выравнивающие компенсационные платежи определяются в леях/1000 м3 природного газа, распределяемого газовым установкам конечных потребителей и в точки коммерческого измерения других ОРС, в зависимости от уровня давления для каждого из ОРС следующим образом:
1) выравнивающий компенсационный платёж за объёмы природного газа, распределяемые по сетям высокого давления газовым установкам конечных потребителей:
2) выравнивающий компенсационный платёж за объёмы природного газа, распределяемые по сетям высокого давления в точки коммерческого измерения других ОРС:
3) выравнивающий компенсационный платёж за объёмы природного газа, распределяемые по сетям среднего давления газовым установкам конечных потребителей:
4) выравнивающий компенсационный платёж за объёмы природного газа, распределяемые по сетям среднего давления в точки коммерческого измерения других ОРС:
5) выравнивающий компенсационный платёж за объёмы природного газа, распределяемые по сетям низкого давления газовым установкам конечных потребителей:
6) выравнивающий компенсационный платёж за объёмы природного газа, распределяемые по сетям низкого давления в точки коммерческого измерения других ОРС:
где
– выравнивающий компенсационный платёж за объёмы природного газа, распределяемые газовым установкам конечных потребителей;
– выравнивающий компенсационный платёж за объёмы природного газа, распределяемые в точки коммерческого измерения других ОРС.
[Пкт.556 введен Пост.НАРЭ N 785 от 16.12.2025, в силу 01.01.2026]
557. Если результат, полученный по формулам (29)–(34), положителен (+), ОРС уплачивает выравнивающий компенсационный платёж субъекту по сверке в соответствующем размере до 20 числа месяца за объёмы, распределённые в предыдущем месяце.
[Пкт.557 введен Пост.НАРЭ N 785 от 16.12.2025, в силу 01.01.2026]
558. Если результат, полученный по формулам (29)–(34), отрицателен (-), ОРС получает выравнивающий компенсационный платёж от субъекта по сверке в соответствующем размере до 24 числа месяца за объёмы, распределённые в предыдущем месяце.
[Пкт.558 введен Пост.НАРЭ N 785 от 16.12.2025, в силу 01.01.2026]
559. ОРС ежемесячно до 5 числа сообщает субъекту по сверке объёмы природного газа, распределённые в предыдущем месяце по распределительным сетям природного газа, дифференцировано по уровням давления сетей.
[Пкт.559 введен Пост.НАРЭ N 785 от 16.12.2025, в силу 01.01.2026]
5510. Субъект по сверке перечисляет ОРС выравнивающие компенсационные платежи в порядке возрастания объёмов распределённого природного газа.
[Пкт.5510 введен Пост.НАРЭ N 785 от 16.12.2025, в силу 01.01.2026]
5511. Если по истечении 15 дней с указанной в пункте 557 даты будет установлено, что выравнивающие компенсационные платежи в пользу ОРС не были осуществлены, субъект по сверке заключает договоры на банковские займы либо иные займы денежных средств для покрытия зарегистрированного дефицита. Финансовые издержки (проценты, комиссионные) по займам учитываются при корректировке регулируемого дохода субъекта по сверке.
Процентная ставка по другим займам денежных средств не должна превышать средневзвешенную процентную ставку по кредитам, предоставленным юридическим лицам в году "n" в национальной валюте, опубликованную Национальным банком Молдовы в разделе : "Средневзвешенные процентные ставки по новым кредитам, Средневзвешенная ставка по кредитам, выданным в национальной валюте/ юридические лица/ до 12 месяцев.
[Пкт.5511 введен Пост.НАРЭ N 785 от 16.12.2025, в силу 01.01.2026]
5512. Скорректированный регулируемый доход ОРС, в отношении которого была установлена неуплата выравнивающего компенсационного платежа согласно пункту 5511, уменьшается на размер издержек по банковским займам, понесённым субъектом по сверке и необходимым для покрытия дефицита, созданного соответствующим ОРС.
[Пкт.5512 введен Пост.НАРЭ N 785 от 16.12.2025, в силу 01.01.2026]
5513. Покрытие субъектом по сверке зарегистрированного дефицита не освобождает ОРС от уплаты задолженных им выравнивающих компенсационных платежей.
[Пкт.5513 введен Пост.НАРЭ N 785 от 16.12.2025, в силу 01.01.2026]
5514. В случае, указанном в пункте 5511, субъект по сверке перечисляет OPC в порядке уменьшения выравнивающие компенсационные платежи, отнесённые к пункту 558, в размере, зарегистрированного дефицита, к OPC который/ которые распределил/распределили наибольшие объёмы в том месяце, в котором был зарегистрирован дефицит".
[Пкт.5514 введен Пост.НАРЭ N 785 от 16.12.2025, в силу 01.01.2026]
Часть 8
Утверждение, актуализация и применение тарифов
56. Регулируемые доходы определяются исходя из базовых затрат, утвержденных Агентством на пятилетний период. Срок применения Постановления Административного совета об утверждении базовых затрат продлевается по умолчанию, только в случае если не были утверждены базовые затраты на следующий период регулирования, и только в целях утверждения тарифов. При актуализации регулируемых доходов, учитываются новые базовые затраты, утвержденные на соответствующий период регулирования, включительно период на который было продлено действие предыдущих базовых затрат. При первоначальном установлении тарифов/регулируемых доходов, до утверждения базовых затрат, тарифы/регулируемые доходы определяются исходя из фактических затрат, относящихся к текущему году регулируемой деятельности, в соответствии с положениями Методологии. При актуализации тарифов/регулируемых доходов, учитываются базовые затраты, утвержденные на соответствующий период регулирования.
[Пкт.56 изменен Пост.НАРЭ N 785 от 16.12.2025, в силу 01.01.2026]
57. Для установления/актуализации регулируемых тарифы/доходов, ОРС представляет Агентству обоснованный и документально подтвержденный расчет, выполненный в соответствии с настоящей Методологией и Положением о процедурах представления и рассмотрения заявлений обладателей лицензий относительно регулируемых тарифов/доходов и цен, утвержденный Постановлением Административного совета НАРЭ № 286/2018, только после утверждения базовых затрат. При первоначальном установлении регулируемых тарифов/доходов, одновременно с подачей заявления на рассмотрение и утверждение регулируемых тарифов/доходов, обладатель лицензии представляет заявление на рассмотрение и утверждение базовых затрат в соответствии с положениями Регламента № 286/2018 о процедурах представления и рассмотрения заявлений обладателей лицензий относительно регулируемых тарифов/доходов и цен.
[Пкт.57 изменен Пост.НАРЭ N 785 от 16.12.2025, в силу 01.01.2026]
58. Обладатели лицензий представляют в Агентство для рассмотрения и утверждения расчеты базовых затрат в соответствии с Положением о процедурах представления и рассмотрения заявлений обладателей лицензий относительно регулируемых цен и тарифов. Проект расчетов базовых затрат выполняется ОРС в соответствии с положениями настоящей Методологии, с развернутым отражением фактических затрат, включенных в базовые затраты за предыдущие годы (4 года), и с приложением обосновывающих документов, подтверждающих запрашиваемый уровень затрат.
59. При наличии объективных факторов, вызывающих необходимость увеличения/уменьшения регулируемого дохода более чем на 5%, ОРС или Агентство инициируют процедуру пересмотра тарифов в соответствии с Положением о процедурах представления и рассмотрения заявлений обладателей лицензий относительно регулируемых цен и тарифов.
60. Утвержденные тарифы вступают в силу после их опубликования в Официальном мониторе Республики Молдова или со дня указанного в постановлении Агентства, после их опубликования.
61. Если общая сумма материальных расходов и расходов на услуги, предоставленные сторонними организациями, фактически понесенных ОРС в году "n" (CMnr+CSTnr), будет ниже общей суммы этих расходов, рассчитанной по формулам (8) и (14) методологии (CMn+CSTn), в целях внедрения механизмов стимулирования эффективности Агентство включит в регулируемый доход следующие значения:
- (CMn+CSTn) – в случае, если: (CMnr+CSTnr) ≥ 0,9∙(CMn+CSTn);
- (CMn+CSTn)-0,5∙ [(CMn+CSTn)∙0,9- (CMnr+CSTnr)] - в случае, если:
0,8∙(CMn+CSTn)≤(CMnr+CSTnr)< 0,9∙(CMn+CSTn);
- (CMnr+CSTnr)+(CMn+CSTn)∙0,15 – в случае, если (CMnr+CSTnr) < 0,8∙(CMn+CSTn).
Такой же подход будет применяться и к расходам по оплате труда.
[Пкт.61 в редакции Пост.НАРЭ N 938 от 16.12.2022, в силу 23.12.2022]
62. В случае, если в расчет цены/ тарифа /регулируемого дохода была включена экономия денежных средств согласно положениям Закона об энергоэффективности № 139/2019, а по истечении договора об энергоэффективности не произошла передача права собственности регулируемому энергетическому предприятию, экономия денежных средств, связанная с соответствующей инвестицией, должна быть возмещена потребителям через корректирующую составляющую регулируемого дохода.
[Пкт.62 дополнен Пост.НАРЭ N 785 от 16.12.2025, в силу 01.01.2026]
63. В случае, если в расчет тарифов /регулируемых доходов были включены расходы на амортизацию основных средств и нематериальных активов, полученных в финансовый лизинг, и связанная с ними рентабельность, а по истечении срока лизинга, ОРС не получил право собственности, общая стоимость данных тарифных составляющих будет возвращена пользователям сети через корректирующую составляющую регулируемого дохода. В целях выполнения требований данного пункта, ОРС ежегодно представляет, согласно требованиям Агентства, Отчет о выполнении договоров финансового лизинга.
[Пкт.63 дополнен Пост.НАРЭ N 785 от 16.12.2025, в силу 01.01.2026]
64. В случае проведения нужных работ, возникших в результате чрезвычайных ситуаций, ОРС представит Агентству подробный отчет, который также будет включать описание понесенных убытков. Отчет будет содержать документально подтвержденные аргументы относительно понесенных дополнительных расходов. После рассмотрения Отчета, Агентство примет решение о включение сумм убытков в актуализированный доход. Принятые Агентством и капитализированные чрезвычайные убытки, будут включены в тарифных целях и возмещены аналогично инвестициям.
[Пкт.64 дополнен Пост.НАРЭ N 785 от 16.12.2025, в силу 01.01.2026]
65. За несоблюдение минимальных установленных значений показателей качества, Агентство вправе снизить тарифы на услугу по распределению природного газа /регулируемые доходы в размере и порядке, предусмотренными Положением о качестве услуг по передаче и распределению природного газа.
[Пкт.65 дополнен Пост.НАРЭ N 785 от 16.12.2025, в силу 01.01.2026]
Приложение
к Методологии расчета, утверждения и применения
регулируемых тарифов на услугу по распределению
природного газа, утвержденной Постановлением НАРЭ
№ 443/2020 от 24.11.2020 г.
Порядок определения технологического расхода и потерь
природного газа в распределительных сетях
1. Порядок определения технологического расхода и потерь природного газа в распределительных сетях разработан в соответствии с действующим законодательством, и его целью является установление тенденции сокращения технологического расхода и потерь природного газа в распределительных сетях на время действия тарифной Методологии, внедрение механизмов стимулирования эффективности, исходя из намеченных задач и объемов природного газа, закачиваемых в распределительные сети a природного газа.
2. Технологический расход и потери природного газа в распределительных сетях (CTPn) представляет собой результат умножения объемов природного газа, закаченных в распределительные сети, на процентный уровень потерь за соответствующий год, принятый Агентством, который рассчитывается по формуле:
где
CTPn – технологический расход и потери природного газа в распределительных сетях, м3;
Vinj.RD (n) – объемы природного газа, закаченные в распределительные сети в году (n), м3.
X2021 – уровень потерь природного газа, зарегистрированных в распределительной сети обладателя лицензии в 2021 году, %.
α – среднегодовой показатель снижения относительного объема общих потерь природного газа в распределительных системах, зарегистрированный за 2012-2021 годы. В 2023-2026 годы его значение будет постоянным, составляя 0,08;
k – коэффициент стимулирования сокращения потерь природного газа. Его значение будет применяться в случае каждого ОРС, исходя из фактического процента потерь в его сети в 2021 году. Таким образом, при:
X2021 ≤ 2% => k=0,8;
2%< X2021≤3% => k=1,0;
3%< X2021≤4% => k=1,2;
X2021>4% => k=1,4;
3. В случае ОРС, которые не сообщили в Агентство о потерях природного газа в распределительных сетях согласно системе представления отчетности, уровень потерь природного газа в распределительных сетях не будет превышать цифру "0", а в случае ОРС, который начнет распределительную деятельности впоследствии, уровень потерь природного газа устанавливается на уровне 1%.
4. Технологический расход и потери природного газа в распределительных сетях (CTPn) делятся по уровням давления в зависимости от доли их протяженности в общей протяженности распределительных сетей и от количества газорегуляторных станций/пунктов и пунктов коммерческого измерения природного газа в их общем количестве, находящемся в эксплуатации по состоянию на 01.01. каждого года, по формулам (2) - (4).
где,
CTPn PÎ – технологический расход и потери природного газа в распределительных сетях высокого давления I категории (от 0,6 до 1,2 МПa включительно) и II категории (от 0,3 до 0,6 МПa включительно), м3;
δ1 – доля протяженности сетей природного газа высокого давления I и II категорий в общей протяженности распределительных сетей, находящихся в эксплуатации у ОРС по состоянию на 01.01. года, согласно отчету ОРС, представленному Агентству;
β1- доля количества газорегуляторных станций/пунктов и пунктов коммерческого измерения природного газа в их общем количестве между ОРС, подключенными к сетям природного газа высокого давления I и II категорий, в их общем количестве, находящемся в эксплуатации у ОРС по состоянию на 01.01. года, согласно отчету ОРС, представленному Агентству;
где:
CTPn PM – технологический расход и потери природного газа в распределительных сетях среднего давления (от 0,005 до 0,3 МПa включительно), м3;
δ2 – доля протяженности сетей природного газа среднего давления в общей протяженности распределительных сетей, находящихся в эксплуатации у ОРС по состоянию на 01.01. года, согласно отчету ОРС, представленному Агентству;
β2 - доля газорегуляторных станций/пунктов и пунктов коммерческого измерения природного газа между ОРС, подключенными к сетям природного газа среднего давления, в их общем количестве, находящемся в эксплуатации у ОРС по состоянию на 01.01. года, согласно отчету ОРС, представленному Агентству;
где:
CTPn PJ – технологический расход и потери природного газа в распределительных сетях низкого давления (до 0,005 МПa включительно), м3;
δ3 – доля протяженности сетей природного газа низкого давления в общей протяженности распределительных сетей, находящихся в эксплуатации у ОРС по состоянию на 01.01. года, согласно отчету ОРС, представленному Агентству;
β3 – доля количества пунктов коммерческого измерения природного газа у подъездов, в многоквартирных домах, группах многоквартирных жилых домов у ОРС, подключенных к сетям природного газа низкого давления, в их общем количестве, находящемся в эксплуатации у ОРС по состоянию на 01.01. года, согласно отчету ОРС, представленному Агентству.
[Приложение введено Пост.НАРЭ N 938 от 16.12.2022, в силу 23.12.2022]