Постановление N 535/2019 от 27.12.2019 об утверждении Методологии расчета, утверждения и применения регулируемых тарифов на услугу по передаче природного газа

НАЦИОНАЛЬНОЕ  АГЕНТСТВО  ПО
РЕГУЛИРОВАНИЮ В ЭНЕРГЕТИКЕ

ПОСТАНОВЛЕНИЕ

об утверждении Методологии расчета, утверждения и применения

регулируемых тарифов на услугу по передаче природного газа

№ 535/2019  от  27.12.2019

 (в силу 14.03.2020) 

Мониторул Офичиал ал Р. Молдова № 44-54 ст. 173 от 14.02.2020

* * *

ЗАРЕГИСТРИРОВАНО:

Министерство юстиции

№ 1536 от 3 февраля 2020 г.

Министр юстиции

Фадей НАГАЧЕВСКИ _______

На основании ст.7 ч.(2), ст.99 ч.(5) Закона № 108/2016 о природном газе (Официальный монитор Республики Молдова, 2016, № 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 передаче природного газа (прилагается).

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 и применению регулируемых тарифов на деятельность по передаче природного газа.

Утверждена

Постановлением Административного

совета НАРЭ № 535/2019

МЕТОДОЛОГИЯ

расчета, утверждения и применения регулируемых тарифов

на услугу по передаче природного газа

Раздел 1

Общие положения

1. Целью методологии расчета, утверждения и применения тарифов на услугу по передаче природного газа (далее – Методология) является установление порядка расчета, утверждения и применения тарифов, в том числе тарифов на входе и выходе, на услугу по передаче природного газа, предоставляемую операторами передающих систем (далее – ОПС).

2. Методология устанавливает:

1) принципы регулирования тарифов на услугу по передаче природного газа в том числе гармонизированные тарифы на входе/выходе;

2) порядок расчета и применения тарифов на входе/выходе на услугу по передаче природного газа, в том числе гармонизированных тарифов на входе/выходе;

3) механизмы и метод установления уровней соотношения затрат для точек входа/выхода в/из передающих сетей природного газа;

3¹) порядок определения справочных цен;

4) структуру и порядок определения регулируемых расходов;

5) порядок определения, утверждения и актуализации базовых затрат на услугу по передаче природного газа;

6) порядок определения уровня рентабельности;

7) порядок разделения затрат, расходов и рентабельности между видами деятельности, осуществляемыми ОПС;

8) порядок определения, утверждения, пересмотра, актуализации и применения регулируемых тарифов;

9) порядок определения технологического расхода и потерь природного газа в сетях передачи природного газа.

[Пкт.2 изменен Пост.НАРЭ N 382 от 27.06.2023, в силу 14.07.2023]

Раздел 2

Принципы регулирования

3. Настоящая Методология основана на следующих принципах регулирования:

1) разделение в бухгалтерском учете деятельности по передаче природного газа от других видов деятельности, осуществляемых ОПС, с такой степенью детализации, которая позволит точно отражать доходы и элементы затрат по каждому виду регулируемой деятельности;

2) эффективное функционирование и обеспечение финансовой жизнеспособности ОПС путем установления тарифов на услугу по передаче природного газа на основе строго необходимых расходов на осуществление деятельности, исключая все экономически неоправданные затраты и расходы, и/или те, которые в соответствии с технологическим процессом, не являются необходимыми для предоставления услуги по передаче природного газа;

3) качественное и надежное предоставление услуги по передаче природного газа пользователям системы, при эффективном использовании передающих сетей природного газа;

4) безопасное осуществление деятельности по передаче природного газа;

5) обеспечение установления оправданных, недискриминационных, прозрачных тарифов, основанных на эффективности и на объективных критериях, включающих разумный уровень рентабельности;

6) ориентирование системы тарификации таким образом, чтобы у ОПС и пользователей системы была мотивация к эффективному использованию мощностей передающих сетей природного газа;

7) продвижение эффективных, обязательных и необходимых инвестиций в передающие сети природного газа и обеспечение окупаемости связанных с этими инвестициями финансовых средств;

8) исключение перекрестного субсидирования;

9) обеспечение прозрачности в процессе регулирования тарифов.

[Пкт.3 изменен Пост.НАРЭ N 382 от 27.06.2023, в силу 14.07.2023]

Раздел 3

Определение деятельности по передаче

природного газа и основные специфичные понятия

4. Методология предусматривает способ расчета и применения регулируемых тарифов на деятельность по передаче природного газа, осуществляемую ОПС на основе лицензии на передачу природного газа.

5. Деятельность по передаче природного газа включает комплекс операций, осуществляемых ОПС с целью использования, эксплуатации и развития надежных экономически эффективных и безопасных передающих сетей природного газа.

6. Использование передающих сетей природного газа включает следующие виды деятельности и операции, осуществляемые ОПС для и/или в связи с:

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;

2) диспетчеризацией, получаемого от поставщиков природного газа, путем разработки схем и применения оптимальных режимов функционирования передающих сетей природного газа, обеспечения оптимального функционирования передающих сетей природного газа с передающими сетями соседних стран, обеспечения качества услуги по передаче природного газа, оказываемой пользователям системы;

3) измерением количества (объемов) природного газа путем снятия показаний приборов измерения природного газа, входящего и выходящего из передающих сетей природного газа;

4) заключением договоров на предоставление услуги по передаче природного газа между ОПС и пользователями системы;

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.

[Пкт.6 изменен Пост.НАРЭ N 382 от 27.06.2023, в силу 14.07.2023]

7. Эксплуатация передающих сетей природного газа включает мероприятия и операции, осуществляемые ОПС для и/или в связи с обслуживанием, проверкой, обеспечением безопасности, ремонтом, обновлением и заменой передающих сетей природного газа, оборудования, установок и других сопутствующих основных средств.

8. Развитие передающих сетей природного газа включает деятельность и операции, осуществляемые ОПС для и/или в связи с увеличением мощности существующей передающей сети природного газа или строительством новых сетей или участков передающих сетей природного газа, для обеспечения надежности и непрерывности снабжения потребителей природным газом.

9. Согласно Методологии определяются следующие понятия:

тариф на услугу по передаче природного газа – стоимость услуги по передаче природного газа, оказываемой ОПС, для резервирования транспортной мощности, получения природного газа в точках входа в передающую сеть природного газа, транспортировки природного газа по передающей сети природного газа, не включая его поставку и передачу пользователей системы в точках выхода из передающей сети природного газа. Тариф на услугу по передаче природного газа устанавливается в леях/1000 м³/сутки (леях/МВтч/ч), не включает налог на добавленную стоимость (НДС) и стоимость передаваемого природного газа;

точки входа в передающие сети природного газа – совокупность точек разделения передающих сетей природного газа ОПС, расположенных на территории Республики Молдова, от передающих сетей природного газа ОПС соседних стран и/или других ОПС, от производственных установок и/или газовых хранилищ;

точки выхода из передающих сетей природного газа – совокупность точек разделения передающих сетей природного газа ОПС от передающих сетей природного газа ОПС соседних стран и/или других ОПС, от распределительных сетей природного газа и/или от газовых установок конечных потребителей, подключенных к передающей сети природного газа;

группа точек входа или выхода – однородная группа точек, группа точек входа или группа точек выхода, расположенных в непосредственной близости друг от друга и считающихся одной точкой входа или, соответственно, одной точкой выхода, в целях применения настоящей Методологии;

однородная группа точек – группа точек, принадлежащих к одному из следующих типов точек: точки межсистемного соединения входа, точки межсистемного соединения выхода, точки внутреннего межсистемного соединения, точки входа/выхода в/из хранилищ и точки входа от производственных установок;

справочная цена – цена продукта с гарантированной годовой мощностью, которая применяется в точках входа и выхода из передающих сетей природного газа, и которая используется для установления тарифов на транспортировку природного газа основанные на мощности;

соотношение входа/выхода– соотношение между доходом, возмещённым через тарифы на услугу по передаче природного газа основанных на мощности во всех точках входа и доходом, возмещённым через тарифы на услугу по передаче природного газа основанных на мощности во всех точках выхода;

сценарий потока – означает комбинацию между одной точкой входа и одной точкой выхода, которая отражает использование передающих сетей природного газа в соответствии с вероятными моделями спроса и предложения, для которых существует по крайней мере один маршрут через передающие сети природного газа обеспечивающий вход потока в передающие сети природного газа в соответствующей точке входа, и его выход из передающих сетей природного газа в соответствующей точке выхода, независимо от того, был ли заключен договор на поставку мощности в соответствующей точке входа или выхода;

коэффициент кратности – коэффициент, применяемый к соответствующей пропорции справочной цены, для расчета резервной цены на продукт стандартной не годовой мощности;

базовый год – первый год регулирования тарифов на услугу по передаче природного газа в соответствии с требованиями настоящей Методологии, год на который определяются и утверждаются Агентством базовые затраты;

фактические расходы – сумма фактических расходов, понесенных и зарегистрированных в бухгалтерском учете ОПС за отчетный период в леях или тысячах леев;

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;

базовые расходы – расходы на оплату труда, материальные расходы, расходы на услуги, предоставленные сторонними организациями, административные расходы, которые определяются ОПС в соответствии с требованиями Методологии, рассматриваются и утверждаются Агентством на базовый год в леях или тысячах леев;

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;

корректирующая составляющая регулируемого дохода – значение, полученное от разницы между актуализированным регулируемым доходом за предыдущий год и фактически зарегистрированным доходом за тот же период (тарифный профицит или дефицит);

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;

регулируемый доход – доход за календарный год регулирования, признанный Агентством необходимым и оправданным для покрытия всех регулируемых расходов ОПС, связанных с предоставлением услуги по передаче природного газа, и для получения обоснованного уровня рентабельности;

фактический доход – доход, определяемый исходя из количеств (объемов) природного газа, фактически переданных ОПС по передающим сетям природного газа, и действующих тарифов по передаче природного газа;

срок использования – период времени использования основных средств и нематериальных активов, в течение которого получаются экономические выгоды.

[Пкт.9 дополнен Пост.НАРЭ N 329 от 20.06.2025, в силу 24.06.2025]

[Пкт.9 изменен Пост.НАРЭ N 382 от 27.06.2023, в силу 14.07.2023]

Раздел 4

Структура общей регулируемой стоимости

10. Исходя из технологического процесса, специфики и структуры передающих сетей природного газа, настоящая Методология устанавливает следующие расходы, включаемые в общую регулируемую стоимость ОПС (CRT_n):

 CRT_n = CPG_n+ CE_n + CAI_n + CM_n + CRM_n + CST_n + CA_n + AC_n      (1)

где:

CPG_n – стоимость природного газа, приобретаемого ОПС для покрытия технологического расхода и нормативных потерь природного газа в передающих сетях природного газа;

CE_n – стоимость электроэнергии и природного газа, потребляемой ОПС на компрессорных станциях для передачи природного газа;

CAI_n – расходы на амортизацию основных средств и нематериальных активов;

CM_n – материальные расходы, необходимые для осуществления деятельности по передаче природного газа;

CRM_n – расходы на оплату труда;

CST_n – расходы на услуги, предоставленные сторонними организациями, необходимые для осуществления деятельности по передаче природного газа;

CA_n – административные расходы;

AC_n – другие расходы операционной деятельности.

СТ – расходы ОПС на услуги по передаче природного газа, предоставляемые смежной ОПС, до точек выхода из сетей передачи в сети распределения, расположенных в общем операционном сегменте между точкой межсистемного соединения PI Орловка (Украина) и точкой межсистемного соединения PI Кэушань (Республика Молдова).

[Пкт.10 дополнен Пост.НАРЭ N 329 от 20.06.2025, в силу 24.06.2025]

[Пкт.10 изменен Пост.НАРЭ N 382 от 27.06.2023, в силу 14.07.2023]

11. В регулируемой стоимости ОПС не входят следующие расходы:

1) расходы на проведение работ по строительству, реконструкции, приобретению, модернизации, монтажу и тестированию оборудования, по вводу в эксплуатацию новых объектов, цехов и агрегатов, авторскому надзору проектных организаций, на устранение недоделок в проектировочных, строительных и монтажных работах, ревизию (демонтаж), устранение дефектов оборудования и неисправностей, вызванных по вине поставщиков и транспортных организаций, и другие капитальные вложения. Соответствующие расходы окупаются после сдачи в эксплуатацию основных средств путем включения в тариф их амортизации и рентабельности осуществленных инвестиций;

2) расходы на выполнение проектных и строительных работ, приобретение оборудования, ремонт и содержание объектов жилищного фонда, коммунального, социально-культурного назначения и других объектов, и на выполнение вспомогательных работ (услуг), не связанных с регулируемой деятельностью ОПС;

3) работы, квалифицируемые 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, за исключением возмещений, понесенных в связи с осуществлением прав пользования и сервитута в соответствии с положениями части (6) ст.74 Закона о природном газе;

5) расходы на просроченные обязательства;

6) расходы на благотворительные цели и спонсорство;

7) расходы на выполнение или оплату работ (услуг), не связанных со сферой предоставления услуги по передаче природного газа и возмещаемые ОПС отдельно от тарифов на услугу по передаче природного газа;

8) расходы на создание любых резервов;

9) расходы на посреднические организации, фондовые биржи, консалтинговые услуги, юридическую и прочую административную помощь;

10) судебные расходы и связанные с ними государственные пошлины;

11) не капитализируемые расходы на научные исследования и развитие;

12) единовременные вознаграждения;

13) расходы на организацию досуга и отдыха работников, в том числе расходы на корпоративные мероприятия;

14) расходы на добровольное страхование персонала и материального имущества;

15) расходы на списанные/уступленные активы и другие операции с капиталом;

16) другие экономически необоснованные, неоправданные расходы и/или расходы, которые, согласно технологическому процессу, не являются необходимыми для предоставления услуг по передаче природного газа и не связаны с регулируемой деятельностью.

Раздел 5

Определение и актуализация расходов

12. Стоимость природного газа, приобретаемого ОПС для покрытия технологического расхода и нормативных потерь в передающих сетях природного газа (CPG_n), определяется по формуле:

где:

CTP_n – объемы технологического расхода и нормативных потерь природного газа в передающих сетях, в м³, 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;

PFF_n^I – 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, леев/1000 м³, если последняя более ниже.

[Пкт.12 дополнен Пост.НАРЭ N 329 от 20.06.2025, в силу 24.06.2025]

[Пкт.12 изменен Пост.НАРЭ N 382 от 27.06.2023, в силу 14.07.2023]

13. 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.

[Пкт.13 в редакции Пост.НАРЭ N 382 от 27.06.2023, в силу 14.07.2023]

14. Расходы на амортизацию основных средств и нематериальных активов на год "n" (CAI_n) определяются исходя из:

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;

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;

3) при определении расчетной базы амортизация начисляется с применением линейного метода.

[Пкт.14 изменен Пост.НАРЭ N 382 от 27.06.2023, в силу 14.07.2023]

15. Расходы на амортизацию основных средств и нематериальных активов (CAI_n) определяются для года "n" по формуле:

где:

AI_k – среднегодовая амортизация инвестиций, введенных в эксплуатацию в году "k" и утвержденных Агентством;

AE_k – 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.

[Пкт.15 в редакции Пост.НАРЭ N 382 от 27.06.2023, в силу 14.07.2023]

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.

[Пкт.16 в редакции Пост.НАРЭ N 382 от 27.06.2023, в силу 14.07.2023]

17. Значение термина в формуле (4) будет равно нулю, начиная с года "n", в котором соблюдается соотношение:

[Пкт.17 в редакции Пост.НАРЭ N 382 от 27.06.2023, в силу 14.07.2023]

18. В расчетную базу не включается стоимость следующих основных средств и нематериальных активов:

1) не предназначенных для регулируемой деятельности;

2) переданных в операционный лизинг;

3) законсервированных и/или не используемых в течение года регулирования;

4) объектов жилищного, социально-культурного назначения и прочих основных средств, не предназначенных для регулируемой деятельности;

5) финансируемых сторонними организациями, в том числе из государственных и местных бюджетов, полученных в качестве грантов или дарений;

6) безвозмездно переданных в управление ОПС или для технического обслуживания;

7) незавершенных;

8) выполненных вне инвестиционных планов, без утверждения Агентством;

9) историческая стоимость которых была полностью возмещена путем начисления амортизации, включенной в тарифных целях;

10) выбывших из бухгалтерского учета;

11) 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;

12) связанных с инвестиционными договорами, заключенными в соответствии с Законом об энергоэффективности.

[Пкт.18 изменен Пост.НАРЭ N 382 от 27.06.2023, в силу 14.07.2023]

19. Сумма расходов на амортизации основных средств и нематериальных активов (CAI_n) корректируется при пересмотре тарифов в случае признания в году "n-1" активов, амортизация которых принималась в тарифных целях.

[Пкт.19 в редакции Пост.НАРЭ N 382 от 27.06.2023, в силу 14.07.2023]

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.

[Пкт.20 в редакции Пост.НАРЭ N 382 от 27.06.2023, в силу 14.07.2023]

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.

[Пкт.21 в редакции Пост.НАРЭ N 382 от 27.06.2023, в силу 14.07.2023]

22. Материальные расходы (CM_n) включают стоимость материалов, которые прямо или косвенно используются в процессе деятельности по передаче природного газа. В состав материальных расходов входят: материалы, запасные части, все виды энергии, топлива, горюче-смазочные материалы, малоценные и быстроизнашивающиеся предметы, защитные материалы и прочие виды материалов, используемые для осуществления деятельности по передаче природного газа, для содержания, эксплуатации и текущего ремонта передающих сетей природного газа, в том числе сетей природного газа, переданных системному оператору на техническое обслуживание на основании Постановления Правительства № 683 от 18.06.2004 г. "Об утверждении Положения о порядке передачи газовым предприятиям акционерного общества "Молдовагаз" газовых сетей на техническое обслуживание" (Официальный монитор, 2004 г., № 100-103, ст.830), содержания, эксплуатации и текущего ремонта оборудования, зданий, сооружений, других основных средств, непосредственно используемых в деятельности по передаче природного газа.

23. На базовый год, материальные расходы (CM₀) определяются и утверждаются Агентством согласно требованиям, предусмотренным действующими нормативными и технико-нормативными актами, исходя из:

1) планов технического обслуживания, содержания и ремонта основных средств;

2) смет расходов, минимальных рыночных цен и договоров, заключённых со сторонними организациями;

3) норм расхода материалов, предусмотренных нормативными актами, но не превышающих фактически зарегистрированные количества за последние четыре года;

4) норм расхода материалов, предусмотренных в технических паспортах основных средств;

5) действующих нормативов о выполнении мер по охране труда в соответствии с Законом об охране здоровья и безопасности труда № 186/2008.;

6) количества материалов, фактически использованных в предыдущие периоды регулирования.

[Пкт.23 изменен Пост.НАРЭ N 382 от 27.06.2023, в силу 14.07.2023]

24. На последующие годы, в период действия Методологии, материальные расходы ежегодно актуализируются по формуле:

где:

IPCD_n – индекс потребительских цен США в году "n", опубликованный Министерством труда Соединенных Штатов Америки на своей электронной странице;

X₁ – индекс повышения эффективности, установленный неизменным в размере 20 % индекса потребительских цен США, X₁=0,2×IPCD_n;

LeiD_n – средний официальный обменный курс национальной валюты к доллару США в году"n", опубликованный Национальным банком Молдовы;

LeiD_n-1 – средний обменный курс молдавского лея по отношению к доллару США в году "n-1", опубликованный Национальным банком Молдовы;

∆LR_n – изменение протяженности передающих сетей природного газа в году "n", которое определяется:

где:

LR_n – общая протяженность передающих сетей природного газа на конец года регулирования "n";

LR_n-1 – общая протяженность передающих сетей природного газа на конец предыдущего года регулирования "n-1";

Общая протяженность передающих сетей природного газа должна рассчитываться, только исходя из протяженности собственных сетей и сетей, переданных на техническое обслуживание согласно Постановлению Правительства № 683 от 18.06.2004 г., за исключением сетей, принятых ОПС на техническое обслуживание на платной основе.

25. В расчет материальных расходов не включается:

1) стоимость электроэнергии, потребляемой ОПС на компрессорных станциях для передачи природного газа по передающим сетям природного газа (CE_n), так как это зависит от объема, условий и режима передачи природного газа. Эти расходы определяются путем прямого расчета в соответствии с требованиями пункта 13;

2) стоимость природного газа, приобретаемого ОПС для покрытия технологического расхода и нормативных технических потерь природного газа в передающих сетях природного газа (CPG_n), которая определяется путем прямого расчета, как установлено в пункте 12;

3) материальные расходы, используемые в административных целях. Эти расходы определяются в соответствии с требованиями пунктов 34-37.

[Пкт.25 изменен Пост.НАРЭ N 382 от 27.06.2023, в силу 14.07.2023]

26. Расходы на оплату труда, связанные с деятельностью по передаче природного газа (CRM_n), определяются по формуле:

CRM_n = CRT_n + CRA_n        (8)

где:

CRT_n – расходы на оплату труда персонала, непосредственно задействованного в процессе содержания, эксплуатации и ремонта передающих сетей природного газа, оборудования и других основных средств, предназначенных для услуги по передаче, и расходы на оплату труда вспомогательного персонала;

CRA_n – расходы на оплату труда административного персонала.

[Пкт.26 изменен Пост.НАРЭ N 382 от 27.06.2023, в силу 14.07.2023]

27. На базовый год, расходы на оплату труда, CRT₀ и CRA₀ определяются и утверждаются Агентством исходя из:

1) численности персонала, необходимого для эксплуатации газотранспортной системы, но не превышающей фактически зарегистрированной за предыдущие 4 последних года к базовому году;

2) гарантированного минимального размера заработной платы в реальном секторе;

3) коэффициента сложности отрасли;

4) уровня квалификации персонала;

5) фактического режима рабочего времени в предшествующем году к базовому;

6) условий труда;

7) обязательных надбавок к заработной плате;

8) премий, обоснованных в тарифных целях, и предусмотренных в Трудовом кодексе, Коллективном трудовом договоре и внутренних Положениях.

28. Расходы на взносы обязательного государственного социального страхования и взносы обязательного медицинского страхования включаются в расходы на оплату труда и определяются на основе тарифов/взносов, предусмотренных соответствующими законами на базовый год. Ежегодная актуализация данных расходов будет осуществляться в соответствии с расходами на оплату труда, актуализированными на год регулирования "n" и тарифами/взносами, предусмотренными соответствующими законами на год регулирования "n".

29. На последующие годы, в период действия Методологии, расходы на оплату труда, за исключением расходов на взносы обязательного государственного социального страхования и взносы обязательного медицинского страхования, ежегодно актуализируются согласно формулам:

где:

IPCM_n – индекс потребительских цен Республики Молдова в году "n", опубликованный Национальным бюро статистики Республики Молдова;

X₂ – индекс повышения эффективности, установленный неизменным в размере 20 % индекса потребительских цен Республики Молдова, X₂=0,2×IPCM_n.

30. При ежегодной актуализации расходов на оплату труда индекс потребительских цен заменяется коэффициентом среднегодового роста размера минимальной заработной платы в стране, если одновременно выполняются следующие условия:

1) на национальном уровне изменился размер минимальной заработной платы по стране, утвержденный постановлением Правительства;

2) обладатель лицензии применял в регулируемом году положения Постановления Правительства о размере минимальной заработной платы по стране;

3) уровень коэффициента среднегодового роста размера минимальной заработной платы по стране в регулируемом году выше уровня индекса потребительских цен за тот же год.

В формулах актуализации расходов на оплату труда (IPCM_n) или коэффициент среднегодового роста размера минимальной заработной платы по стране применяется только в том случае, если ОПС эффективно применяла в регулируемом году (IPCM_n) или положения Постановления Правительства о размере минимальной заработной платы по стране.

[Пкт.30 в редакции Пост.НАРЭ N 329 от 20.06.2025, в силу 24.06.2025]

31. Расходы на услуги, предоставляемые сторонними организациями, необходимые для осуществления деятельности по передаче природного газа (CST_n), включают платежи за следующие услуги:

1) проверка, техническое обслуживание, содержание, эксплуатация и текущий ремонт основных средств и нематериальных активов, относящихся к регулируемой деятельности;

2) обеспечение нормальных условий работы и техники безопасности, предусмотренных Законом об охране здоровья и безопасности труда;

3) подготовка и переподготовка кадров;

4) обязательное страхование работников и имущества в соответствии с Законом о страховой и перестраховочной деятельности;

5) проверка, техническое обслуживание контрольно-измерительных приборов;

6) телекоммуникационные услуги;

7) обеспечение охраны, в том числе противопожарной безопасности;

8) другие необходимые и оправданные расходы, связанные с регулируемой деятельностью ОПС.

В расходы на услуги, предоставляемые сторонними организациями, не включаются расходы на административные цели.

[Пкт.31 изменен Пост.НАРЭ N 382 от 27.06.2023, в силу 14.07.2023]

32. На базовый год, расходы на услуги, предоставляемые сторонними организациями (CST₀), определяются и утверждаются Агентством исходя из:

1) смет расходов, минимальных рыночных цен и договоров, заключённых со сторонними организациями на основе конкурсов по закупкам;

2) фактических расходов, относящихся к услугам, предоставленным сторонними организациями в предыдущие периоды регулирования.

33. На последующие годы, в период действия Методологии, расходы на услуги, предоставляемые сторонними организациями, ежегодно актуализируются по формуле:

34. Административные расходы (CA_n) представляют собой обоснованные расходы, связанные с деятельностью руководящего аппарата административных подразделений ОПС, расходы административного характера, а именно:

1) расходы на содержание и текущий ремонт основных средств административного назначения;

2) стоимость, износ и ремонт малоценных и быстроизнашивающихся предметов административного назначения;

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 административных объектов и обеспечение противопожарной безопасности;

7) расходы на техническое обслуживание служебного автотранспорта, которые определяются на основе действующих нормативных актов;

8) расходы на командировки персонала;

9) расходы на обязательное страхование персонала и имущества в соответствии с Законом о страховой и перестраховочной деятельности;

10) расходы на банковские услуги;

11) расходы на обязательную подготовку и повышение квалификации 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 ОПС.

[Пкт.34 изменен Пост.НАРЭ N 382 от 27.06.2023, в силу 14.07.2023]

35. Административные расходы определяются в целом по ОПС и распределяются между видами деятельности, осуществляемыми ОПС пропорционально расходам на оплату труда персонала, непосредственно задействованного в этих видах деятельности.

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.

[Пкт.36 в редакции Пост.НАРЭ N 382 от 27.06.2023, в силу 14.07.2023]

37. На последующие годы, в период действия Методологии, административные расходы ежегодно актуализируются по формуле:

38. Расходы на оплату труда административного персонала не включаются в административные расходы. Эти расходы определяются в соответствии с положениями пунктов 26-30.

39. Другие расходы операционной деятельности (AC_n) определяются путем прямого расчета на год регулирования "n" следующим образом:

AC_n = ITP_n + AFR_n        (13)

где:

ITP_n – 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;

AFR_n – дотация на создание оборотного фонда, которая предназначена для уплаты процентов по полученным краткосрочным банковским кредитам в целях покрытия краткосрочных финансовых обязательств ОПС, возникших в результате разницы во времени между режимами фактурирования-оплаты услуги по передаче природного газа и режимом платежей на нужды ОПС (приобретения материалов, расчеты за услуги и т.д.) в соответствии с подписанными с поставщиками договорами и фактическими датами фактурирования. Дотация на создание оборотного фонда определяется по формуле:

где:

α – потребность в оборотном фонде в году регулирования "n", выраженная в днях ежегодного фактурирования. Методология устанавливает α = 6 дням;

RDb_n – средневзвешенная процентная ставка по новым кредитам, предоставляемым юридическим лицам в национальной валюте на срок до 12 месяцев, установленная Национальным банком Молдовы.

[Пкт.39 изменен Пост.НАРЭ N 382 от 27.06.2023, в силу 14.07.2023]

40. Финансовые средства в размере дотации на создание оборотного фонда, включенные в тариф, будут использоваться ОПС только в целях, предусмотренных пунктом 39.

[Пкт.40 в редакции Пост.НАРЭ N 382 от 27.06.2023, в силу 14.07.2023]

41. В случае неиспользования данных средств или использования их в других целях, Агентство уменьшит регулируемый доход на следующий год регулирования на сумму неиспользованных или использованных не по назначению средств.

[Пкт.41 изменен Пост.НАРЭ N 382 от 27.06.2023, в силу 14.07.2023]

42. При определении базовых затрат, общие расходы распределяются между видами деятельности в соответствии с положениями Учетной политики ОПС, за исключением расходов, распределение которых установлено в соответствии с требованиями Методологии.

Раздел 6

Определение рентабельности

43. Регулируемая рентабельность ОПС (RT_n) на год регулирования "n" определяется по формуле:

RT_n = VNA_jn × Rr_n    (15)

где:

VNA_n – 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:

I_k – годовой объем инвестиций, утвержденный Агентством.

AA_n-1 – накопленная до начала года "n" амортизация основных средств и нематериальных активов, относящихся к инвестициям, утвержденным и осуществленным предприятием, начиная с года "x-1".

[Пкт.43 изменен Пост.НАРЭ N 382 от 27.06.2023, в силу 14.07.2023]

44. Регулируемый уровень рентабельности инвестиций "(Rr_n)" в году "n", определяемый ежегодно методом средневзвешенной стоимости капитала (Weighted Average Cost of Capital – WACC). Таким образом:

где:

K_e – стоимость собственного капитала, %, которая определяется по формуле:

где:

r_f – безрисковая ставка США, %, средняя за предыдущий год, 10-летних казначейских облигаций, публикуемая Казначейством США (www.treasury.gov);

r_t – 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.

β_d – 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;

(r_m – r_f) – 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.

[Пкт.44 в редакции Пост.НАРЭ N 382 от 27.06.2023, в силу 14.07.2023]

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.

[Пкт.45 в редакции Пост.НАРЭ N 382 от 27.06.2023, в силу 14.07.2023]

46. Планирование, утверждение и осуществление инвестиций производится ОПС в строгом соответствии с требованиями Положения о планировании, утверждении и осуществлении инвестиций, утверждённого Постановлением Административного совета НАРЭ № 283/2016 от 15 ноября 2016 г.

47. Инвестиции, осуществленные в соответствии с утвержденным Агентством инвестиционным планом, включаются в расчет амортизации и рентабельности.

Раздел 7

Определение тарифов

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.

[Пкт.48 в редакции Пост.НАРЭ N 382 от 27.06.2023, в силу 14.07.2023]

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;

VT_n,j – регулируемый доход каждого ОПС "j".

[Пкт.49 в редакции Пост.НАРЭ N 382 от 27.06.2023, в силу 14.07.2023]

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:

CRT_n,j – общая регламентированная стоимость ОПС, необходимая для осуществления деятельности по передаче природного газа в году регулирования "n", определяемая по формуле (1);

RT_n,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;

Cc_n-1,j – корректирующая составляющая регулируемого дохода ОПС, определяемая за предыдущий год регулирования.

[Пкт.50 в редакции Пост.НАРЭ N 382 от 27.06.2023, в силу 14.07.2023]

51. Тарифы на услугу по передаче природного газа устанавливаются на основе общего расчета для единой зоны входа/выхода ОПС.

[Пкт.51 в редакции Пост.НАРЭ N 382 от 27.06.2023, в силу 14.07.2023]

52. При установлении тарифов на услугу по передаче, любой расход/доход авторизированного ОПС в пределах единой зоны входа/выхода, связанный с деятельностью по предоставлению услуги по передаче природного газа, принимается в расчет один раз.

[Пкт.52 изменен Пост.НАРЭ N 382 от 27.06.2023, в силу 14.07.2023]

53. Тарифы на услугу по передаче природного газа определяются методом справочной цены, в зависимости от средневзвешенного расстояния, основанного на мощности (для гарантированной годовой мощности), с применением следующих параметров и критериев:

1) прогнозируемая резервируемая (договорная) мощность в каждой точке входа или в группе точек входа и в каждой точке выхода или в группе точек выхода;

2) сочетания точек входа и точек выхода в случае, когда некоторые точки входа и некоторые точки выхода могут быть скомбинированы в релевантный поточный сценарий;

3) кратчайшее расстояние маршрутов по передающим сетям между точкой входа или группой точек входа и точкой выхода или группой точек выхода в случае, когда точки входа и точки выхода могут быть скомбинированы в релевантный поточный сценарий;

4) в случае, когда точки входа и точки выхода не могут быть скомбинированы в поточный сценарий, это сочетание точек входа и выхода не принимается в расчет;

5) соотношение вход/выход – 50/50.

54. Справочные цены на услугу по передаче природного газа в год регулирования "n" определяются согласно следующим последовательным этапам.

1) Рассчитывается средневзвешенное расстояние для каждой точки входа или каждой группы точек входа и каждой точки выхода или каждой группы точек выхода единой зоны входа/выхода, учитывая, при необходимости, сочетания, установленные в подпункте 3) пункта 53.

a) Средневзвешенное расстояние для точки входа или группы точек входа, в год регулирования "n" (DM ^I_n) представляет собой сумму произведений мощности в каждой точке выхода или группе точек выхода и расстояния между соответствующей точкой входа или группой точек входа и каждой точкой выхода или группой точек выхода, по отношению к сумме мощностей в каждой точке выхода или группе точек выхода. Таким образом, для одной точки входа или группы точек входа:

где:

– прогнозируемая резервируемая (договорная) мощность в год регулирования "n" в точке выхода или группе точек выхода;

– расстояние между определенной точкой входа или группой точек входа и данной точкой выхода или группой точек выхода, указанных в подпункте 3) пункта 53.

b) Средневзвешенное расстояние между точкой выхода или группой точек выхода в год регулирования "n" представляет собой сумму произведений мощности в каждой точке входа или группе точек входа и расстояния между каждой точкой входа или группой точек входа и соответствующей точкой выхода или группой точек выхода, по отношению к сумме мощностей в каждой точке входа или группе точек входа. Таким образом, для одной точки выхода или группы точек выхода:

где:

CAP ^I_n – прогнозируемая резервируемая (договорная) мощность в год регулирования "n" в точке входа или группе точек входа.

2) Рассчитывается доля каждой точки входа или каждой группы точек входа и каждой точки выхода или каждой группы точек выхода в общем регулируемом доходе, по следующей формуле:

где:

– доля конкретной точки входа или группы точек входа в общем регулируемом доходе в год регулирования "n";

– доля конкретной точки выхода или группы точек выхода от общего регулируемого дохода в год регулирования "n".

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:

VT_n – 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.

4) Рассчитывается часть регулируемого дохода, которая должна быть получена в год регулирования "n" от применения тарифов на услугу по передаче природного газа, основанных на мощности, в каждой точке входа или группе точек входа и для каждой точки выхода или группы точек выхода единой зоны входа/выхода, согласно формулам:

где:

– часть регулируемого дохода, которая должна быть получена в год регулирования "n" от применения тарифов на услугу по передаче природного газа, основанных на мощности, в точке входа или в группе точек входа;

– часть регулируемого дохода, которая должна быть получена в год регулирования "n" от применения тарифов на услугу по передаче природного газа, основанных на мощности, в точке выхода или в группе точек выхода.

5) Справочная цена в год регулирования "n" рассчитывается по следующим формулам:

где:

– справочная цена в точке входа или в каждой из точек входа группы точек входа единой зоны входа/выхода;

– справочная цена в точке выхода или в каждой из точек выхода группы точек выхода единой зоны входа/выхода.

[Пкт.54 изменен Пост.НАРЭ N 382 от 27.06.2023, в силу 14.07.2023]

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.

[Пкт.54¹ введен Пост.НАРЭ N 382 от 27.06.2023, в силу 14.07.2023]

54². Выравнивание осуществляется по следующей формуле:

где:

P_e − уравненные тарифы на услугу по передаче природного газа в группе точек входа или выхода;

VT_nⁱ − 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;

B_nⁱ − 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";

[Пкт.54² введен Пост.НАРЭ N 382 от 27.06.2023, в силу 14.07.2023]

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 передающих сетей ОПС из соседних стран (трансграничные точки соединения);

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 передающим сетям ОПС из соседних стран (трансграничные точки соединения).

[Пкт.54³ изменен Пост.НАРЭ N 329 от 20.06.2025, в силу 24.06.2025]

[Пкт.54³ введен Пост.НАРЭ N 382 от 27.06.2023, в силу 14.07.2023]

55. В случае продуктов годовой стандартной мощности для гарантированной мощности, справочные цены представляют собой тарифы на услугу по передаче природного газа.

56. В случае продуктов негодовой стандартной мощности для гарантированной мощности и продуктов, как годовой, так и негодовой стандартной мощности для прерываемой мощности, в соответствии с требованиями Методологии, рассчитываются резервные цены, путем применения коэффициентов кратности к справочным ценам.

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.

[Пкт.57 в редакции Пост.НАРЭ N 382 от 27.06.2023, в силу 14.07.2023]

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.

[Пкт.57¹ введен Пост.НАРЭ N 382 от 27.06.2023, в силу 14.07.2023]

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.

[Пкт.57² введен Пост.НАРЭ N 382 от 27.06.2023, в силу 14.07.2023]

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.

[Пкт.57³ введен Пост.НАРЭ N 382 от 27.06.2023, в силу 14.07.2023]

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.

[Пкт.57⁴ введен Пост.НАРЭ N 382 от 27.06.2023, в силу 14.07.2023]

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 .

[Пкт.57⁵ введен Пост.НАРЭ N 382 от 27.06.2023, в силу 14.07.2023]

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.

[Пкт.57⁶ введен Пост.НАРЭ N 382 от 27.06.2023, в силу 14.07.2023]

58. Резервные цены на продукты негодовой стандартной мощности для гарантированной мощности рассчитываются следующим образом:

1) для продуктов стандартной квартальной мощности, продуктов стандартной месячной мощности и продуктов стандартной суточной мощности, в соответствии со следующей формулой:

где:

– резервная цена на соответствующий продукт стандартной мощности в год регулирования "n";

CM – уровень коэффициента кратности, соответствующий данному продукту стандартной мощности;

– справочная цена;

Dz_n – срок службы соответствующего продукта стандартной мощности, выраженная в газовых сутках.

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.

2) для продуктов стандартной внутрисуточной мощности, по следующей формуле:

где:

Dh_n – срок службы соответствующего продукта стандартной мощности в течение суток, в часах.

Для високосных лет, формула корректируется с заменой цифры 8 760 на цифру 8 784, а 365 – на 366.

[Пкт.58 изменен Пост.НАРЭ N 382 от 27.06.2023, в силу 14.07.2023]

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.

[Пкт.58¹ введен Пост.НАРЭ N 382 от 27.06.2023, в силу 14.07.2023]

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 (Di_ex-ante), определяемого в соответствии с положениями пунктов 58³-58⁴.

[Пкт.58² введен Пост.НАРЭ N 382 от 27.06.2023, в силу 14.07.2023]

58³. Сокращение ex-ante рассчитывается по следующей формуле:

Di_ex-ante  = Pro × 100 %   (36)

где:

Di_ex-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.

[Пкт.58³ введен Пост.НАРЭ N 382 от 27.06.2023, в силу 14.07.2023]

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.

[Пкт.58⁴ введен Пост.НАРЭ N 382 от 27.06.2023, в силу 14.07.2023]

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:

C_ex__post  = 3 × R_d      (37)

где:

C_{ex_post} – фактическая компенсация, выплачиваемая за каждый день, в котором произошло прерывание;

R_d – продукт стандартной ежедневной мощности для постоянной мощности.

[Пкт.58⁵ введен Пост.НАРЭ N 382 от 27.06.2023, в силу 14.07.2023]

Раздел 7¹

Механизм компенсации между операторами передающей системы

[Раздел 7¹ (пункты 58⁶, 58⁷, 58⁸, 58⁹, 58¹⁰, 58¹¹) введен Пост.НАРЭ N 382 от 27.06.2023, в силу 14.07.2023]

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).

[Пкт.58⁶ введен Пост.НАРЭ N 382 от 27.06.2023, в силу 14.07.2023]

58⁷. В рамках механизма компенсации между ОПС авторизированный оператор передающей системы обязан выплатить другим авторизированным операторам передающей системы компенсацию, утвержденную Агентством.

[Пкт.58⁷ введен Пост.НАРЭ N 382 от 27.06.2023, в силу 14.07.2023]

58⁸. Размеры ежеквартальных компенсационных выплат между ОПС определяются по следующей формуле:

где:

C_TSO1,2 - сумма, подлежащая выплате в качестве компенсации оператору ПС (или оператором ПС, если она отрицательная);

VT_TSO1,2 - регулируемый доход ОПС, подлежащий получению,

R_TSO1, R_TSO2 - фактический доход данного ОПС.

Фактические доходы (R_TSO1, R_TSO2), полученные каждым ОПС в соответствующем периоде, к которому относится компенсационная выплата (квартал), рассчитываются по следующей формуле:

где для каждой резервируемой точки i:

P_yⁱ – тариф на годовой продукт (за период, включая данный квартал);

B_yⁱ – резервирование годового продукта (за период, включая данный квартал);

P_qⁱ – резервная цена на продукт ежеквартальной мощности (за данный квартал);

B_qⁱ – резервирование ежеквартального продукта (на данный квартал);

P_mⁱ – резервная цена на продукты ежемесячной мощности (за данный квартал);

B_mⁱ – резервирование ежемесячного продукта (на данный квартал);

P_dⁱ – резервная цена на продукты ежедневной мощности (за данный квартал);

B_dⁱ – резервирование ежедневного продукта (на данный квартал);

P ⁱ_wd – резервная цена продукции среднесуточной мощности (за данный квартал);

B ⁱ_wd – среднесуточное резервирование продукта (на данный квартал).

[Пкт.58⁸ введен Пост.НАРЭ N 382 от 27.06.2023, в силу 14.07.2023]

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.

[Пкт.58⁹ введен Пост.НАРЭ N 382 от 27.06.2023, в силу 14.07.2023]

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.

[Пкт.58¹⁰ введен Пост.НАРЭ N 382 от 27.06.2023, в силу 14.07.2023]

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.

[Пкт.58¹¹ введен Пост.НАРЭ N 382 от 27.06.2023, в силу 14.07.2023]

Раздел 7²

Определение регулируемых тарифов на услугу

по передаче за условную мощность

[Раздел 7² (пкт.58¹²) введен Пост.НАРЭ N 329 от 20.06.2025, в силу 24.06.2025]

58¹². Регулируемые тарифы на услугу по передаче природного газа в точках межсистемного соединения на входе и выходе, где предоставляется условная мощность, леев/1000 м³/ч (леев/MВтч/ч) определяются по формуле:

где:

CI_n – затраты на инфраструктуру, леев, определяются следующим образом:

CI_n = CAI_n + RT_n + CL_n

Ccond_n – общая условная мощность, зарезервированная в точках межсистемного соединения на входе и выходе, для которых предлагается условная мощность, м³ (МВтч);

Ctotal_n – общая пропускная способность без учета условной мощности, м³ (МВтч);

CL_n – расходы, понесенные оператором системы передачи за аренду сетей передачи природного газа, леев или тыс. леев;

COP_n – расходы, связанные с управлением (эксплуатацией) сегментами газопередающей сети, находящимися во владении экономических агентов, не имеющих отношений с национальным публичным бюджетом, в целях обеспечения надежности и непрерывности передачи природного газа по всей территории страны, в контексте предоставления условной мощности, леев или тыс. леев;

AC_n – прочие прямые затраты, необходимые для предоставления продукта условной мощности;

[Пкт.58¹² введен Пост.НАРЭ N 329 от 20.06.2025, в силу 24.06.2025]

Раздел 8

Утверждение, актуализация и применение тарифов

59. Регулируемые тарифы определяются исходя из базовых затрат, утвержденных Агентством на пятилетний период.

60. Для установления регулируемых тарифов, ОПС представляет Агентству обоснованный и документально оправданный расчет на год "n", проведенный в соответствии с Методологией.

[Пкт.60 изменен Пост.НАРЭ N 382 от 27.06.2023, в силу 14.07.2023]

61. ОПС представляет Агентству, аргументированное и документально обоснованное заявление о пересмотре тарифов на год регулирования "n", в соответствии с Методологией, Положением о процедуре представления и рассмотрения заявлений обладателей лицензий относительно регулируемых цен и тарифов, утвержденным Постановлением Административного совета НАРЭ № 286/2018 от 17 октября 2018 г. и Кодексом сетей природного газа, утвержденным Постановлением Административного совета НАРЭ № 420/2019 от 22 ноября 2019 г.

62. Утвержденные тарифы вступают в силу после их опубликования в Официальном мониторе Республики Молдова.

63. При наличии объективных факторов, вызывающих отклонения более чем на 5 % от установленных в тарифах годовых затрат на передачу природного газа, и ведущие к снижению тарифов, Агентство вправе потребовать от ОПС представить расчет пересмотренных тарифов.

64. Ежегодная актуализация тарифов осуществляется с целью определения корректирующей составляющей регулируемого дохода ОПС за год "n-1", который учитывается при утверждении тарифов на год "n".

65. В том случае, когда в расчет тарифов не была включена экономия денежных средств согласно требованиям Закона об энергоэффективности, а по истечении договора об энергоэффективности не произошла передача права собственности регулируемому предприятию, сэкономленные средства по соответствующему договору возвращаются через корректирующую составляющую регулируемого дохода.

66. В том случае, когда в расчет тарифов были включены, согласно требованиям Раздела 5, пунктов 14-21, расходы на амортизацию основных средств и нематериальных активов, полученных в финансовый лизинг, и связанная с ними рентабельность, а по истечении срока лизинга ОПС не получил право собственности, расходы на амортизацию и рентабельность, связанные с соответствующим договором, должны быть возмещены потребителям через корректирующую составляющую регулируемого дохода. В целях выполнения требований данного пункта, ОПС ежегодно представляет, согласно требованиям Агентства, Отчет о выполнении договоров финансового лизинга.

67. ОПС вправе обращаться в Агентство с заявлением о пересмотре тарифов в течение отчетного года при наличии объективных факторов, не подконтрольных ОПС (изменение закупочных цен на природный газ для покрытия технологического расхода и технических потерь, изменение закупочных цен на электроэнергию, колебание обменного курса национальной валюты, принятие законодательных и нормативных актов, устанавливающих дополнительные обязательства для ОПС, ведущие к росту транспортных затрат и т.д.), оправдывающие такой пересмотр и ведущие к отклонению более чем на 5% от установленных в тарифах годовых затрат на передачу природного газа. В этом случае, ОПС представляют Агентству анализ факторов влияния и отклонений между показателями, включенными в расчет тарифов и фактическими, а Агентство в этих случаях пересматривает тарифы, в зависимости от уровня влияния объективных факторов на тарифы.

[Пкт.67 изменен Пост.НАРЭ N 382 от 27.06.2023, в силу 14.07.2023]

68. В случае проведения чрезвычайных работ в результате ликвидации стихийных бедствий, ОПС представляет Агентству отчет с подробным описанием понесённых затрат. Отчет должен быть доказательным и отражать в какой мере понесенные дополнительные затраты не окупаются за счет тарифа, а Агентство принимает решение о включении непокрытых затрат в тариф, рассчитанный на год, в котором произошли данные стихийные бедствия.

[Пкт.68 изменен Пост.НАРЭ N 382 от 27.06.2023, в силу 14.07.2023]

Раздел 9

Заключительные положения

69. Материальные расходы (CM) и расходы на услуги, предоставленные сторонними организациями (CST), в размере, принятом в тарифных целях, используются по назначению в соответствии с требованиями Методологии. В случае использования ОПС этих расходов на другие цели, Агентство снизит регулируемый доход на следующий год регулирования, на сумму не использованных по назначению средств.

70. По истечении периода действия утверждённых базовых затрат, ОПС представляет Агентству на рассмотрение и утверждение новые расчеты затрат в сроки, указанные в Положении о процедурах представления и рассмотрения заявлений обладателей лицензий относительно регулируемых цен и тарифов. Проект расчетов базовых затрат составляется ОПС в соответствии с требованиями Методологии, с детальным отражением фактических расходов, систематизированных согласно структуре базовых затрат за предыдущие годы (4 года) и с приложением обосновывающих документов, подтверждающих запрашиваемый уровень расходов.

71. За несоблюдение минимальных установленных значений показателей качества, Агентство вправе снизить тарифы на услугу по передаче природного газа в размере и способом, предусмотренными Положением о качестве услуг по передаче и распределению природного газа, утверждённого Постановлением Административного совета НАРЭ № 422/2019 от 22 ноября 2019 г.

72. Методология является обязательной для ОПС, обладающих лицензией на деятельность по передаче природного газа, выданной Агентством.

[Приложение введено Пост.НАРЭ N 382 от 27.06.2023, в силу 14.07.2023]