Постановление N 626 от 27.10.2023 об утверждении Методологии расчета, утверждения и применения регулируемых тарифов на услугу по передаче электрической энергии

НАЦИОНАЛЬНОЕ  АГЕНТСТВО  ПО
РЕГУЛИРОВАНИЮ В ЭНЕРГЕТИКЕ

ПОСТАНОВЛЕНИЕ

об утверждении Методологии расчета, утверждения и применения

регулируемых тарифов на услугу по передаче электрической энергии

№ 626  от  27.10.2023

 (в силу 16.12.2023) 

Мониторул Офичиал ал Р. Молдова № 430-432 ст. 1098 от 16.11.2023

* * *

ЗАРЕГИСТРИРОВАНО:

Министерство юстиции

№ 1859 от 13 ноября 2023 г.

Министр___________ Вероника МИХАЙЛОВ-МОРАРУ

На основании п.a) ч.(2) ст.7 и ч.(3) ст.8 Закона № 107/2016 об электроэнергии, с последующими изменениями (Официальный монитор Республики Молдова, 2016, № 193-203, ст.413), Административный совет Национального агентства по регулированию в энергетике

ПОСТАНОВЛЯЕТ:

1. Утвердить Методологию расчета, утверждения и применения регулируемых тарифов на услугу по передаче электрической энергии (прилагается)

2. Признать утратившей силу Методологию определения утверждения и применения тарифов на услуги по передаче электрической энергии, утвержденную Постановлением Административного совета Национального агентства по регулированию в энергетике № 486/2017 (Официальный монитор Республики Молдова, 2018, № 18-26/72,), зарегистрированным в Министерстве юстиции 10 января 2018 г. под № 1288.

3. Контроль соблюдения настоящего постановления возложить на подразделения Национального агентства по регулированию в энергетике.

 Утверждено:

Постановлением

Административного совета НАРЭ

№ 626 от 27 октября 2023 г.

МЕТОДОЛОГИЯ

расчета, утверждения и применения регулируемых тарифов

на услугу по передаче электрической энергии

Раздел 1

ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

1. Методология расчета, утверждения и применения регулируемых тарифов на услугу по передаче электроэнергии (далее – Методология) регулирует порядок расчета, утверждения, пересмотра и применения тарифов на услуги по передаче электроэнергии.

2. Настоящая Методология устанавливает:

1) структуру и порядок определения регулируемых расходов и доходов;

2) метод расчета амортизации основных средств и нематериальных активов;

3) порядок определения, утверждения и применения регулируемых тарифов на услугу по передаче электроэнергии;

4) порядок пересмотра регулируемых тарифов на услугу по передаче электроэнергии на период действия Методологии.

3. Определение и регулирование тарифов на услугу по передаче электроэнергии основывается на соответствии тарифов следующим принципам:

1) обеспечение стабильности, надежности, безопасности и эффективности работы передающих электросетей и предоставлении услуг по передаче электрической энергии пользователям системы;

2) покрытие минимальных расходов, необходимых для нормального осуществления регулируемой деятельности и защиты окружающей среды, при эффективном использовании производственных мощностей;

3) осуществление эффективной деятельности, представляющей возможность оператору передающей системы окупить финансовые средства, вложенные в развитие, модернизацию и реконструкцию передающих электросетей, достижение регулируемой рентабельности и соблюдение принципа максимальной эффективности при минимальных затратах.

4) обеспечение того, что тарифы являются обоснованными, разумными, поддающимися проверке, недискриминационными, прозрачными, основанными на эффективности и объективных критериях.

4. Настоящая Методология устанавливает методику определения тарифа на услугу по передаче электроэнергии (TТ) через совокупность передающих электросетей оператора передающей системы, которая также включает в себя расходы на централизованное управление электроэнергетической системой.

Раздел 2

ОПРЕДЕЛЕНИЕ РЕГУЛИРУЕМЫХ ТАРИФОВ НА УСЛУГУ

ПО ПЕРЕДАЧЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ

5. Регулируемый тариф на услугу по передаче электроэнергии по передающим электросетям в году "j" определяется согласно формуле:

где:

VRTj – регулируемый доход оператора передающей системы, который должен быть получен в году "j" за предоставление услуги по передаче электроэнергии через передающие электросети, лей;

ETj – количество электроэнергии, подлежащей транспортировке в году "j" через совокупность передающих электросетей, MВт*ч;

CRTj – регулируемые затраты оператора передающей системы, связанные с предоставлением услуги по передаче электроэнергии через передающие электросети и расходы на централизованное управление электроэнергетической системой, в году "j", лей;

RTj – регулируемая рентабельность оператора передающей системы, относящаяся к предоставлении услуги по передаче электроэнергии через все передающие электросети в году "j", лей;

V_gc.j – доход, полученный оператором передающей системы в году "j" от управления перегрузками в случае, если он не может быть эффективно использован в целях гарантирования реальной доступности выделенных мощностей и содержания или увеличения мощностей межсистемных соединений посредством инвестиций в сети электропередачи, в частности, в новые межсистемные соединения, лей.

[Пкт.5 изменен Пост.НАРЭ N 261 от 16.04.2026, в силу 23.05.2026]

6. Настоящая Методология устанавливает, что при расчете тарифов на услугу по передаче электроэнергии, запланированное количество электроэнергии для передачи по передающим электросетям в отчетном году "j", определяется как разница между расчетным количеством электроэнергии, поступившей в передающую электросеть и технологическим расходом электроэнергии и потерями электроэнергии в передающей электрической сети, определённым как произведение среднего значения за пять лет технологического расхода и фактических потерь в относительной величине на расчетное количество электроэнергии, поступавшей в передающую сеть в отчетном году "j".

Раздел 3

ОПРЕДЕЛЕНИЕ РЕГУЛИРУЕМЫХ РАСХОДОВ

7. Учитывая технологический процесс, специфику и структуру передающей электросети, а также основываясь на положениях Национальных стандартов бухгалтерского учета, настоящая Методология устанавливает, что при определении регулируемого тарифа на предоставление услуги по передачи электроэнергии, оператором передающей системы (CRT) включаются следующие расходы:

a) расходы, связанные с амортизацией основных средств и нематериальных активов (CAI);

b) регулируемые операционные расходы (COR);

с) тарифные отклонения (DV_j-1). Эти отклонения, положительные или отрицательные, которые учитываются при расчете тарифа года "j", являются результатом разницы между параметрами, запланированными при установлении тарифа, и фактически зарегистрированными в предыдущем периоде регулирования "j-1". При определении тарифа в качестве плановых параметров учитываются: количество транспортируемой электроэнергии, технологический расход и потери электроэнергии в передающей сети, показатели актуализации базовых затрат, рентабельность, определенная на основе реализации годового инвестиционного плана, расходы, возникающие из-за факторов, не зависящих от оператора передающей системы.

Таким образом, регулируемые расходы оператора передающей системы в году "j" определяются согласно формуле:

8. Расходы на амортизацию основных средств и нематериальных активов (CAI_j), относящихся к регулируемой деятельности, осуществляемой оператором передающей системы в каждом отчетном году "j", определяются согласно формуле:

где:

VI_i,j – первоначальная стоимость основных средств и нематериальных активов категории "i" в году "j". При расчете амортизации основных средств и нематериальных активов в первоначальную стоимость активов не включается стоимость законсервированных основных средств и нематериальных активов, находящиеся в незавершенной стадии, сданных в аренду, финансируемых за счет пожертвований, безвозмездно переданных оператору передающей системы в управление или на техническое обслуживание, неиспользованных в регулируемой деятельности, объектов жилищного, социально-культурного назначения и других активов, не предназначенных для предоставления услуги по передаче электроэнергии, основных средств, финансируемых из государственного и местного бюджетов, хозяйствующими субъектами или конечными потребителями. Не включается в расчет амортизации основных средств и нематериальных активов, первоначальная стоимость основных средств и нематериальных активов, сданных в эксплуатацию вне инвестиционных планов, утвержденных Агентством;

DUi – срок использования амортизируемых основных средств и нематериальных активов, категории "i", который не может быть меньше, чем срок, указанный в Каталоге основных средств, утвержденный Постановлением Правительства № 941/2020. Группы категорий "i" формируются группированием основных средств и нематериальных активов с одинаковым сроком использования.

При определении первоначальной стоимости основных средств и нематериальных активов учитывается проектная стоимость инвестиций в работы по строительству объектов передающей электросети, заявленные как объектами общественной инфраструктуры национального значения, начиная с момента расходования финансовых средств для финансирования проекта.

[Пкт.8 изменен Пост.НАРЭ N 261 от 16.04.2026, в силу 23.05.2026]

9. Регулируемые операционные расходы (CORj) оператора передающей системы включают:

1) материальные расходы (CMj);

2) расходы на содержание и эксплуатацию передающих электросетей и других основных средств, используемых в технологическом процессе, но которые не являются составной частью транспортных сетей (CÎEj);

3) расходы на персонал, задействованный в деятельности по передаче электроэнергии (CPj);

4) распределительные и административные расходы (CADj);

5) затраты на электроэнергию, приобретенную для покрытия технологического расхода и потерь электроэнергии в передающих электросетях (CEj);

6) расходы, связанные с централизованным управлением электроэнергетической системой, в том числе расходы на обеспечение резервов регулирования частоты и активной мощности при условии запуска системных услуг (CCC_j);

7) другие операционные расходы (ACj).

Таким образом:

10. Материальные расходы (CMj) включают расходы на приобретение материалов, запасных частей, всех видов энергии, топлива, горюче-смазочных материалов и других материальных ресурсов, необходимых для обеспечения технологического процесса, содержании, эксплуатации и текущего ремонта передающих электрических сетей и других основных средств производственного назначения, расходы на содержание и эксплуатацию основных средств, вспомогательных единиц предприятия (по обслуживанию, ремонту, контролю, телекоммуникациям, по соблюдению экологических, санитарно-гигиенических норм, норм безопасности, по поддержанию чистоты и порядка) в соответствии с национальные стандарты бухгалтерского учета и/или международные стандарты финансовой отчетности. Материальные расходы определяются с учетом количества каждого вида необходимого материала, определяемого на основании норм расхода и анализа материалов, запасных частей, приборов, инструментов, средств индивидуальной защиты и диспетчерского оборудования, использованных в предыдущем периоде регулирования, на содержание и эксплуатацию передающих электросетей в соответствии с нормативно-технической документацией, предусматривающее порядок обустройства и эксплуатации электрических сетей, основных средств предназначенные централизованному управлению электроэнергетической системой, а также планами технического обслуживания и текущего ремонта основных средств, применяя принцип минимальных затрат на их приобретение.

[Пкт.10 изменен Пост.НАРЭ N 261 от 16.04.2026, в силу 23.05.2026]

11. Материальные расходы определяются оператором передающей системы для каждого базового года (CM₀), рассматриваются и утверждаются Агентством как материальные расходы в составе базовых стоимостей

12. Для 2-го, 3-го, 4-го и 5-го года регулирования каждого чередующего 5 – летнего цикла материальные затраты актуализируются в соответствии со следующей формулой:

где:

IPCD_j – индекс розничных цен США в году "j", опубликованный Департаментом Труда Соединенных Штатов Америки на своей электронной странице;

X₁ – индекс прироста эффективности предназначен сокращению расходов по передаче электроэнергии. Этот индекс установлен в качестве постоянной величины на весь период действия Методологии и установлен в пропорции 20% от индекса потребительских цен в США, то есть X₁= 0,2 × IPCD_j;

ЛейD_j – средний обменный курс национальной валюты по отношению к доллару США в году "j",;

ЛейD_j-1 – средний обменный курс национальной валюты по отношению к доллару США в год "j-1", опубликованный Национальным банком Молдовы;

ΔLR_j – изменение протяженности электрических передающих сетей в году "j" по сравнению с годом "j-1", которое определяется согласно формуле:

где:

LR_j – общая протяженность электрических передающих сетей в конце года регулирования "j" км;

LR_j-1 – общая протяженность электрических передающих сетей в конце года регулирования "j-1" км.

13. Расходы на содержание и эксплуатацию передающих электросетей и других производственных основных средств (CÎEj) включают: платежи за услуги, предоставленные третьими лицами по поверке, техническому обслуживанию, содержанию, эксплуатации и ремонту передающих электрических сетей, основных средств центральной диспетчерской службы, электрических станций, электрорегулировочного и электроизмерительного оборудования, зданий, сооружений, транспортных средств, средств технического регулирования, управления, связи и сигнализации, контрольно-измерительных приборов, систем охраны и безопасности, систем автоматизации, электрических установок и других производственных основных средств, относящихся к деятельности по передаче электрической энергии и централизованному управлению электроэнергетической системой. Расходы на содержание и эксплуатацию рассчитываются на основании утвержденных смет расходов, рыночных цен и договоров, заключенных с третьими лицами на выполнение вышеуказанных работ.

14. Расходы на содержание и эксплуатацию определяются системным оператором передающих сетей за каждый базовый год (CIE₀), рассматриваются и утверждаются Агентством как расходы на эксплуатацию и содержание, входящие в составе базовых стоимостей.

15. Для 2-го, 3-го, 4-го и 5-го года регулирования каждого чередующего 5 – летнего цикла расходы на содержание и эксплуатацию актуализируются в соответствии со следующей формулой:

где:

IPCM_j – индекс потребительских цен в Республике Молдова, опубликованный Национальным бюро статистики Республики Молдова;

X₂ – индекс прироста эффективности для сокращения расходов относящихся к предоставлению услуги по передаче электроэнергии. Этот индекс установлен в качестве постоянной величины на весь период применения Методологии в пропорции 20% от индекса потребительских цен в Республике Молдова, то есть X₁ = 0,2 × IPCМ_j.

16. Расходы на персонал (CPj) включают в себя расходы обладателя лицензии, непосредственно связанные с оплатой труда производственного персонала, расходы, связанные с обязательными взносами государственного социального страхования. Расходы на персонал определяются учитывая численность персонала, непосредственно задействованного в процессе содержания, эксплуатации и ремонта передающих сетей, диспетчерского оборудования и других основных средств, предназначенных для предоставления услуг по передаче и централизованного управления электроэнергетической системой, гарантированного минимального размера заработной платы, коэффициент сложности отрасли, уровня квалификации персонала, режима работы и условий труда, размера премий и других выплат в соответствии с Трудовым кодексом, утвержденным Законом № 154/2003, Законом об оплате труда № 847/2002, Постановлением Правительства № 152/2004 "О размере компенсационных доплат за работу в неблагоприятных условиях" и Постановлением Правительства № 743/2002 "Об оплате труда работников хозрасчетных предприятий". Расходы, связанные с обязательными взносами государственного социального страхования, включаются в расходы на персонал и определяются на основе взносов, предусмотренных законом за базовый год. Ежегодная актуализация этих расходов осуществляется в соответствии с расходами на персонал, актуализированными за регулируемый год "j" и взносами, предусмотренными законодательством за регулируемый год "j".

[Пкт.16 дополнен Пост.НАРЭ N 261 от 16.04.2026, в силу 23.05.2026]

17. Расходы на персонал определяются оператором передающей системы для каждого базового года (CP_o), рассматриваются и утверждаются Агентством как расходы на персонал, входящие в составе базовых стоимостей.

18. Для 2-го, 3-го, 4-го и 5-го года регулирования каждого чередующего 5 – летнего цикла расходы на персонал актуализируются в соответствии со следующей формулой:

19. Распределительные и административные расходы (CADj) включают все расходы, связанные с деятельностью управленческого аппарата, административных подразделений предприятия, расходы предприятия административного характера, а именно: банковские, консультативные, юридические, аудиторские, почтовые, телекоммуникационные услуги, содержание и эксплуатация телефонных станций, коммутаторов, факсов, установок диспетчерской, радио и других видов связи, используемых для управления, типографские расходы, приобретение канцелярских принадлежностей, бланков учета и отчетности, подготовка и переподготовка кадров, техника безопасности, охрана, плата за текущую аренду, оплата труда административного персонала, амортизация основных средств общего и административного назначения, а также других категорий расходов, установленных в соответствии с НСБУ "Расходы". Затраты относящихся к оплате труда административного персонала определяются в соответствии с принципом, описанным в пункте 16.

20. Распределительные и административные расходы определяются оператором передающей системы для каждого, базового года (CAD₀), рассматриваются и утверждаются Агентством как распределительные и административные расходы, входящие в составе базовых стоимостей.

21. Для 2-го, 3-го, 4-го и 5-го года регулирования каждого чередующего 5 – летнего цикла распределительные и административные расходы актуализируются в соответствии со следующей формулой:

22. Затраты на электрическую энергию, приобретенную для покрытия технологического расхода и потерь электроэнергии в передающих электросетях, определяются согласно формуле:

где:

CTEj – технологический расход и потери электроэнергии в передающих электросетях, принятый Агентством в тарифных целях на год регулирования "j", кВт*ч. Технологический расход и потери электроэнергии в каждом году регулирования "j" определяется как произведение среднего значения за пять лет предыдущих отчетному году технологического расхода и фактических потерь в относительных единицах на количество электроэнергии, запланированное быть инъецируемой в передающую электросеть в отчетном году "j".

В случае, если технологический расход и потери электроэнергии в передающие электросети, фактически зарегистрированные в отчетном году ниже значения, примененного при определении тарифа на услугу по передаче электрической энергии в отчетном году "j", при актуализации тарифа на услугу по передаче электрической энергии применяется фактическое значение.

В случае, если технологический расход и потери электроэнергии в передающие электросети, фактически зарегистрированные в отчетном году в относительных единицах, превышают значение, примененное при определении тарифа на услугу по передаче электрической энергии, оператор передающей системы определяет нормативное значение технологического расхода и потерь электроэнергии в соответствии с Инструкцией расчета технологического расхода электроэнергии в электрических сетях, утвержденной Постановлением Административного совета Национального Агентства по Регулированию в Энергетике № 190/2005 и представляет в адрес Агентства информацию о факторах, которые повлияли на превышение технологического расхода и потерь электроэнергии в отчетном году "j". Агентство проверяет правильность представленных оператором передающей системы расчетов и, если они соответствуют положениям Инструкцией расчета технологического расхода электроэнергии в электрических сетях, принимает в целей тарифообразования минимальное значение между количеством электроэнергии состоящая из технологического расхода и потерь электроэнергии, фактически зарегистрированных и определяемых в соответствии с Инструкцией по расчету технологического расхода электрической энергии в электрических сетях.

Фактическое значение технологического расхода и потерь электроэнергии в передающих электросетях определяется как разница между количеством электроэнергии, измеренной в точках входа в передающих электросетях и количеством электроэнергии измеренной в точках выхода из передающих электросетей.

PEj – средняя цена приобретения оператором передающей системы в году "j" электрической энергии предназначенная для покрытия технологического расхода и потерь электроэнергии в передающих электросетях лей/кВт*ч. Оператор передающей системы приобретает электрическую энергию, необходимую для покрытия технологического расхода и потерь электроэнергии в передающих электросетях в соответствии с Правилами рынка электроэнергии, утвержденными Постановлением НАРЭ № 283/2020 с соблюдением принципа максимальной эффективности при минимальных затратах.

RFD_j – расходы на дисбалансы, вызванные оператором передающей системы как участником рынка электроэнергии, в леях. Расходы на дисбалансы, принятые в тарифных целях, определяются следующим образом:

где:

W_def,j, W_ex,j – электроэнергия в дефиците и, соответственно, электроэнергия в профиците на год "j", в кВт/ч;

PE_def,j, PE_ex,jn – средневзвешенная цена электроэнергии в дефиците и профиците в году "j", в леях/кВт*ч;

Ƴ – предел дисбалансов, принятых в тарифных целях и регистрируемых оператором передающей системы, установленный в размере 0,1. Если величины W_def,j, и/или W_ex,j составляют меньше произведения Ƴ x CTE_j, финансовое значение расходов на дисбалансы в дефиците и/или доходов от дисбалансов в профиците принимается в полном объёме.";

[Пкт.22 изменен Пост.НАРЭ N 261 от 16.04.2026, в силу 23.05.2026]

23. Другие операционные расходы (ACj) определяются ежегодно согласно формуле:

где:

ITPj – налоги, сборы и другие обоснованные платежи, подлежащие уплате в году "j-1", которые в соответствии с законодательством относятся к расходам, которые рассчитываются ежегодно. Во избежание двойного учета при расчете тарифов, эти расходы не включаются в административные расходы;

CFRj – ассигнование на оборотный фонд в году "j", которое определяется согласно формуле:

где:

α – потребность в оборотном фонде, выраженная в годовых днях фактурирования. Методологией устанавливается α = 10 дней, параметр, определяемый на основании режима оплаты за предоставление услуги по передаче электроэнергии и режима оплаты нужд системного оператора передающей сети (приобретение материалов, оплаты услуг, и др.);

Rrj – уровень рентабельности активов в году "j", определяемый в соответствии с положениями Раздела 4 Методологии.

Если оператор передающей системы не полностью использует резерв оборотных средств для уплаты процентов, комиссий и сборов, связанных с краткосрочными кредитами, Агентство при актуализации тарифа на услугу по передаче электроэнергии уменьшает значение регулируемого дохода от тарифа на следующий год на 50% от стоимости ассигнования, использованного на другие цели или не использованного.

[Пкт.23 изменен Пост.НАРЭ N 261 от 16.04.2026, в силу 23.05.2026]

24. В регулируемые расходы не включаются расходы, относящиеся к:

1) строительным работам, реконструкции, приобретению, модернизации, монтажу и тестированию оборудования, по вводу в действие новых предприятий, цехов и агрегатов, для сдачи в эксплуатацию новых предприятий (объектов) и авторскому надзору проектных организаций. Все эти расходы включаются в тариф только после ввода в эксплуатацию основных средств путем включения их амортизации и рентабельности осуществленных инвестиций, как изложено в пункте 25;

2) устранению недоработок в проектных и строительно-монтажных работах, ревизии (демонтажу), устранению дефектов оборудования и повреждений, полученных по вине изготовителей, поставщиков и транспортных организаций;

3) выполнению работ по проектированию и строительству, приобретению оборудования, ремонту и содержанию объектов жилищного фонда, коммунального и социально-культурного назначения и прочих объектов, не относящихся к производственной деятельности;

4) работам, квалифицированным как оказание помощи другим предприятиям и организациям, как в форме услуг, так и в виде материальной или финансовой поддержки;

5) затратам, связанным с выплатой различных штрафов, пени, покрытием недостач и потерь;

6) безнадежным дебиторским задолженностям;

7) благотворительности, спонсорство и субсидии со стороны оператора передающей системы;

8) выполнению или оплате дополнительных работ (услуг), не связанных с предоставлением услуг по передаче электрической энергии, централизованному управлению электроэнергетической системой, управлению оптовым рынком электроэнергии, обеспечение соблюдения требований ENTSO-Е, платежам, связанные с доступом и обслуживанием платформ, совместно используемых с операторами передающих систем в Европейском Союзе и операторами передающих систем соседних стран, другим видам деятельности в соответствии с действующим законодательством, а также к расходам, возмещаемым оператором передающей системы отдельно от тарифов на предоставление услуги по передаче электроэнергии.

Раздел 4

ОПРЕДЕЛЕНИЕ РЕГУЛИРУЕМОЙ РЕНТАБЕЛЬНОСТИ

25. Регулируемая рентабельность в году "j" определяется согласно формуле:

где:

VNAj – чистая стоимость в году "j" новых основных средств и нематериальных активов, сданных в эксплуатацию в результате осуществленных инвестиций, начиная с 2004 года и до начала года "j". Эта стоимость определяется как разница между первоначальной стоимостью и амортизацией этих активов, накопленной до начала года "j":

где:

VIAj – первоначальная стоимость новых основных средств и нематериальных активов, сданных в эксплуатацию в результате инвестиций, осуществленных начиная с 2004 года и до начала года "j", лей;

UAj-₁ – амортизация новых основных средств и нематериальных активов, накопленная в период с даты сдачи в эксплуатацию до начала года "j", лей.

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

Таким образом:

где:

Rе – стоимость собственного капитала, %, которая определяется на основании модели CAPM согласно формуле:

где:

rf – ставка, свободная от риска, соответствующая среднему значению фиксированных процентных ставок 10-летних государственных облигаций, выпущенных до конца 2025 года, и публикуемая Министерством финансов;

βd – системный риск промышленности, с поправкой на уровень задолженности, который определяется следующим образом:

где:

 β – системный риск промышленности (без учёта долга) в размере 0,4, соответствующий среднему значению, используемому регулирующими учреждениями для операторов передающей системы, и опубликованный в отчёте Совета регуляторов энергетики ЕС (CEER) на 2024 год;

rm – риск рынка, равный 5,48, определённый в январе 2026 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 Stoks, Bonds and Bills, Geometric Average, Risk Premium;

t – ставка подоходного налога, применяемая для предприятия на год "j";

E – собственный капитал оператора передающей системы;

D – заёмный капитал оператора передающей системы.

Методология устанавливает, что структура осуществлённых инвестиций, используемая при расчёте уровня рентабельности, состоит на 50% из собственных средств и на 50% из займов.

В этом случае и равны 0,5.

Rd – стоимость заёмного капитала предприятия. Годовая стоимость заёмного капитала предприятия. Его значение соответствует средней ставке по кредитам, предоставленным в иностранной валюте в год, предшествующий году утверждения Методологии, публикуемой Национальным банком Молдовы в разделе: "Валютная статистика, Средние процентные ставки, Средняя ставка по кредитам, предоставленным в иностранной валюте/юридические лица/более 12 месяцев/2025 год).

[Пкт.25 изменен Пост.НАРЭ N 261 от 16.04.2026, в силу 23.05.2026]

26. Планирование, утверждение и осуществление инвестиций реализуется в строгом соответствии с требованиями, установленными Положением о планировании, утверждении и осуществлении инвестиций, утвержденном Постановлением Административного совета Национального Агентства по Регулированию в Энергетике № 283/2016 .

27. Основные средства и нематериальные активы, сданные в эксплуатацию в результате осуществления инвестиций, утвержденных Агентством, включаются в расчет амортизации и рентабельности в соответствии с положениями настоящей Методологии.

Раздел 5

УТВЕРЖДЕНИЕ, ПЕРЕСМОТР И ПРИМЕНЕНИЕ ТАРИФОВ

28. Оператор передающей системы ежегодно определяет тариф на предоставление услуги по передаче электроэнергии и представляет в Агентство запрос об утверждении тарифа на следующий год, в соответствии с Положением о процедурах представления и рассмотрения заявлений обладателей лицензий относительно регулируемых цен и тарифов утвержденное Постановлением Административного совета Национального Агентства по Регулированию в Энергетике № 286/2018.

29. Регулируемые тарифы на услугу по передаче электроэнергии определяются с учетом основных затрат, утверждаемых Агентством сроком на пять лет. К основным затратам относятся: материальные расходы CМ, расходы на персонал CP, расходы на техническое обслуживание и эксплуатацию CÎE, а также распределительные и административные расходы CAD.

30. Базовые расходы (CM_o, CÎE_o, CP_o, CAD_o) определяются оператором передающей системы для первого года каждого чередующего 5 – летнего цикла принимая во внимание фактически расходы, зарегистрированные в связи с регулируемой деятельностью и представляются Агентству для рассмотрения, в соответствии с требованиями Положения о процедурах представления и рассмотрения заявлений обладателей лицензий относительно регулируемых цен и тарифов, утвержденное Постановлением Административного совета Национального Агентства по Регулированию в Энергетике № 286/2018.

31. В случае, если в конкретном году на национальном уровне изменится минимальная гарантированная заработная плата, то эти расходы за соответствующий год актуализируются путём замены IPCM_j индексом среднегодового прироста размера минимальной заработной платы и применения индекса роста эффективности X₂ в размере 10% по формуле (8).

32. Оператор передающей системы в праве требовать от Агентства актуализации тарифов на услугу по передаче электроэнергии в течение года, если существуют объективные факторы, неподконтрольных оператору передающей системы (изменение количества транспортируемой электроэнергии, изменение покупной цены электроэнергии, необходимой для покрытия технологического расхода и потерь электроэнергии в передающей электросети, колебания обменного курса национальной валюты, принятие законодательных актов, приводящих к изменению расходов и т.д.), обосновывающих такую корректировку и приводящих к отклонению более чем на 5% от регулируемых расходов, учитываемых при установлении тарифа. С этой целью оператор передающей системы направляет в Агентство запрос на корректировку тарифа, сопровождаемый анализом влияющих факторов и расчетами возникающих отклонений между фактическими показателями и показателями, примененными при определении утвержденного тарифа.

33. В случае выявления объективных факторов, порождающих отклонения более чем на 5% от регулируемых затрат оператора передающей системы, установленных в расчете утвержденного тарифа, и приводящих к его снижению, Агентство потребует от оператора передающей системы представить расчет скорректированного тарифа.

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

35. Тариф на предоставление услуги по передаче электрической энергии применяется к участникам рынка электрической энергии за фактически транспортируемые количества электроэнергии по передающей сети электрической энергии, в том числе количества экспортированной и транзитированной электрической энергии, за исключением случаев, когда оператор передающей системы является стороной механизма компенсации между операторами передающих систем.

Раздел 6

ОСОБЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ

36. Настоящая Методология устанавливает, что годовая амортизация основных средств и нематериальных активов, включенная в тариф, за исключением тех, которые относятся к инвестициям, осуществленным из заемных средств, будет использоваться оператором передающей системы только в целях осуществления новых инвестиций. В случае использования амортизации активов в других целях, Агентство снизит тарифы на услугу по передаче электроэнергии на следующий год, на соответствующее значение этих средств, использованных на иные цели.

37. Если суммарное значение материальных затрат и расходов на техническое обслуживание и эксплуатацию, фактически понесенных оператором передающей системы в году "j" (CM_j,e + CÎE_j,e), меньше суммарного значения этих расходов, рассчитанной по формулам (5) и (7), в целях внедрения механизмов стимулирования повышения эффективности, при актуализации тарифа, Агентство включает в регулируемый доход следующие значения:

Такой же подход применим и к расходам на персонал

38. За несоблюдение установленных значений показателей качества услуги по передаче электрической энергии, Агентство снижает тариф на услугу по передаче электроэнергии на величину и порядок, предусмотренных Положением о качестве услуг по передаче и распределению электроэнергии, утвержденном Постановлением Административного совета Национального Агентства по Регулированию в Энергетике № 537/2020.

39. При определении регулируемых тарифов на услугу по передаче электроэнергии учитываются количества, доходы и расходы, относящиеся к трансграничным потокам, а также другие обоснованные расходы, возникающие в связи с выполнением положений и требований ENTSO – Е.

40. Настоящая Методология является обязательной для оператора передающей системы, обладающего лицензией на деятельность по передаче электроэнергии и централизованное управление электроэнергетической системой, выданной Агентством.

41. Если в период применения Методологии принимаются нормативные акты, влияющие на уровень стоимостей и расходов, относящиеся к предоставлению услуги по передаче электроэнергии, эти изменения учитываются Агентством при корректировке регулируемых тарифов на передачу электроэнергии. В Методологии в течение срока действия, вносятся изменения в той мере, в какой это необходимо для обеспечения соответствия нормативной базе Республики Молдова.