Про затвердження Методики визначення та розрахунку тарифів на послуги транспортування природного газу для точок входу і точок виходу на основі багаторічного стимулюючого регулювання

Відповідно до статті 4 Закону України «Про ринок природного газу» та абзацу п’ятого підпункту 5 пункту 4 Положення про Національну комісію, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг, затвердженого Указом Президента України від 10 вересня 2014 року № 715 Національна комісія, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг, ПОСТАНОВЛЯЄ:

1. Затвердити Методику визначення та розрахунку тарифів на послуги транспортування природного газу для точок входу і точок виходу на основі багаторічного стимулюючого регулювання, що додається.

2. Департаменту із регулювання відносин у нафтогазовій сфері забезпечити подання цієї постанови на державну реєстрацію до Міністерства юстиції України.

3. Ця постанова набирає чинності з дня її офіційного опублікування.

МЕТОДИКА
визначення та розрахунку тарифів на послуги транспортування природного газу для точок входу і точок виходу на основі багаторічного стимулюючого регулювання

І. Загальні положення

1. Ця Методика розроблена відповідно до законів України «Про природні монополії», «Про ринок природного газу», «Про ціни і ціноутворення», «Про трубопровідний транспорт» та «Про Національну комісію, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг».

2. Дія цієї Методики поширюється на суб'єктів господарювання (далі - газотранспортне підприємство, ліцензіат), які отримали або мають намір отримати ліцензію на провадження господарської діяльності з транспортування природного газу газотранспортною системою (далі - транспортування природного газу).

3. Ця Методика установлює механізм формування тарифів на послуги транспортування природного газу від точки (точок) входу до точки (точок) виходу та параметрів регулювання, що мають довгостроковий період дії для цілей стимулюючого регулювання та забезпечення:

отримання необхідного доходу та прибутку на регуляторну базу активів;

дотримання регуляторної бази активів та регуляторної норми доходу.

4. У цій Методиці терміни вживаються в таких значеннях:

амортизація - систематичний розподіл вартості регуляторної бази активів, що амортизується, протягом строку їх корисного використання (експлуатації) для здійснення діяльності з транспортування природного газу;

базовий рік - рік, що передує першому року регуляторного періоду;

виробничо-технологічні витрати та нормовані втрати природного газу (далі - технологічні витрати та нормовані втрати) - витрати та втрати природного газу, пов'язані з технологічним процесом транспортування природного газу;

встановлення тарифів - затвердження (перегляд, уточнення, коригування) для ліцензіата тарифів, розрахованих відповідно до цієї Методики, згідно з рішенням, яке приймається на засіданні Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг;

довгострокові параметри регулювання - параметри регулювання необхідного доходу ліцензіата, що мають довгостроковий період дії і залишаються незмінними протягом регуляторного періоду;

загальний показник ефективності - цільове галузеве завдання щодо щорічного скорочення операційних контрольованих витрат у відсотках;

інвестиційна програма - окремий розділ плану розвитку газотранспортної системи на наступні 10 років, що затверджується НКРЕКП, яким передбачено план використання коштів для підвищення рівня надійності та економічності роботи активів та містить комплекс зобов'язань ліцензіата на період її виконання щодо розвитку підприємства, покращення показників якості надання послуг споживачам з відповідними розрахунками та обґрунтуваннями, що підтверджують доцільність здійснення інвестиційної діяльності, джерела її фінансування та графік виконання;

кластер точок - однорідна група точок або група точок входу або виходу, розташованих поруч і які вважаються, відповідно, однією точкою входу або однією точкою виходу для цілей визначення тарифу;

коригування тарифів - встановлення тарифів на кожен рік регуляторного періоду на підставі розрахованого необхідного доходу з урахуванням фактичних даних за попередній рік;

необхідний дохід - дохід, що визначається на підставі параметрів регулювання, що мають довгостроковий період дії згідно з цією Методикою, та має забезпечувати здійснення діяльності з транспортування природного газу у кожному році регуляторного періоду;

однорідна група точок - група точок у газотранспортній системі: віртуальні та/або фізичні точки входу на міждержавних з’єднаннях; віртуальні та/або фізичні точки виходу на міждержавних з’єднаннях; внутрішні точки входу (віртуальні та/або фізичні точки входу від суміжних газовидобувних підприємств, віртуальні точки входу з газорозподільних систем); фізичні точки входу з установки LNG; віртуальні та/або фізичні точки входу з газосховищ; віртуальні точки входу з митного складу газосховища чи групи газосховищ; внутрішні точки виходу (віртуальні та/або фізичні точки виходу до газорозподільних систем, віртуальні та/або фізичні точки виходу до суміжного газовидобувного підприємства, фізичні точки виходу до прямих споживачів); віртуальні та/або фізичні точки виходу до газосховища чи групи газосховищ; віртуальні точки виходу до митного складу газосховища чи групи газосховищ; віртуальна точка виходу для операцій оператора газотранспортної системи, пов'язаних із закупівлею оператором газотранспортної системи природного газу для власних потреб та виробничо-технологічних витрат;

операційні витрати - витрати, пов’язані з операційною діяльністю (транспортуванням природного газу) ліцензіата;

операційні контрольовані витрати - операційні витрати, розмір яких залежить від управлінських рішень ліцензіата;

операційні неконтрольовані витрати - операційні витрати, на які ліцензіат не має безпосереднього впливу (податки, збори, обов’язкові платежі, розмір яких установлюється відповідно до законодавства України);

перегляд тарифів - встановлення тарифів на підставі розрахованого необхідного доходу на наступний регуляторний період з урахуванням зміни довгострокових параметрів регулювання;

прогнозні значення (рівень) - значення величини (витрат, обсягів тощо), що враховуються при розрахунку тарифів на наступний рік до його початку;

регуляторний період - період часу між двома послідовними переглядами тарифів та змінами параметрів регулювання, що мають довгостроковий період дії, який становить 5 років, за винятком першого регуляторного періоду, який установлюється окремим рішенням НКРЕКП;

регуляторний рахунок - це обліковий запис, на який відносяться відхилення уточненого необхідного доходу за кожний рік регуляторного періоду;

тариф на послуги транспортування природного газу для точок входу і точок виходу (далі - тариф для точок входу, тариф для точок виходу) - виражена у грошовій формі вартість забезпечення у планованому періоді замовнику обсягу замовленої потужності, вираженої в 1000 м-3 (одиницях енергії) до одиниці часу в точках входу в газотранспортну систему та точках виходу з газотранспортної системи;

точка виходу з газотранспортної системи (точка виходу) - визначена точка у газотранспортній системі, в якій оператор газотранспортної системи доставляє природний газ, що знаходиться у газотранспортній системі, до іншої газотранспортної або газорозподільної системи, газосховища, установки LNG або споживача, приєднаного до газотранспортної системи, або до об'єкта, пов'язаного із видобутком природного газу;

точка входу до газотранспортної системи (точка входу) - визначена точка у газотранспортній системі, в якій природний газ надходить до газотранспортної системи від об'єктів, пов'язаних із видобутком природного газу, газосховища, установки LNG, а також від інших газотранспортних або газорозподільних систем;

уточнення тарифів - встановлення тарифів на кожен рік регуляторного періоду, крім першого, на підставі розрахованого необхідного доходу з урахуванням уточнених прогнозованих значень індексу споживчих цін, індексу цін виробників промислової продукції, індексу зростання номінальної середньомісячної заробітної плати, інвестиційної програми на цей рік тощо.

Інші терміни вживаються у значеннях, наведених у Законах України «Про ринок природного газу», «Про природні монополії».

5. Початок першого регуляторного періоду відповідає даті запровадження НКРЕКП стимулюючого регулювання.

6. Розрахунок прогнозованого необхідного доходу від здійснення діяльності з транспортування природного газу здійснюється щорічно до початку кожного року регуляторного періоду на цей та всі наступні роки цього регуляторного періоду з урахуванням:

1) встановлених НКРЕКП параметрів регулювання, що мають довгостроковий період дії та є незмінними протягом цього регуляторного періоду:

регуляторної норми доходу для регуляторної бази активів, яка визначена на дату переходу до стимулюючого регулювання;

регуляторної норми доходу для частини регуляторної бази активів, яка створена після переходу до стимулюючого регулювання;

загального показника ефективності для контрольованих операційних витрат;

загальний показник ефективності для обсягів ВТВ газу.

2) прогнозованих значень параметрів розрахунку необхідного доходу відповідно до прогнозу соціально-економічного розвитку України, основних макропоказників економічного і соціального розвитку України та основних напрямів бюджетної політики:

індексу споживчих цін;

індексу цін виробників промислової продукції;

індексу зростання номінальної середньомісячної заробітної плати.

У разі відсутності зазначених прогнозованих значень на дату встановлення тарифів до розрахунку приймаються їх фактичні значення за останні 12 місяців;

3) інвестиційної програми ліцензіата.

7. Протягом регуляторного періоду за фактичними даними може бути проведено коригування необхідного доходу, яке враховує:

фактичні значення індексу споживчих цін, індексу цін виробників промислової продукції, індексу зростання номінальної середньомісячної заробітної плати;

зміни в чинному законодавстві України в частині розміру ставок податків, зборів, обов’язкових платежів;

зміну обсягів замовлених потужностей;

дохід, отриманий від надання права користування потужністю з обмеженнями;

аукціонні надбавки, отримані за результатами проведення процедури розподілу потужності в рамках аукціону;

зобов’язання щодо витрат, пов’язаних із приєднанням, тощо.

ІІ. Визначення необхідного доходу від здійснення діяльності з транспортування природного газу

1. Прогнозований необхідний дохід від здійснення діяльності з транспортування природного газу на рік t розраховується на основі плати за потужність за формулою

III. Коригування необхідного доходу від здійснення діяльності з транспортування природного газу на основі плати за потужність

1. Відхилення необхідного доходу від здійснення діяльності з транспортування природного газу відноситься на регуляторний рахунок.

Оператором ГТС можуть бути створені окремі субрахунки регуляторного рахунку для точки (точок) та/або однорідної групи точок, та/або кластеру точок входу та/або точок виходу в/з газотранспортну(ої) систему(и). У такому випадку значення регуляторного рахунку дорівнює сумі значень усіх субрахунків регуляторного рахунку.

2. Коригування необхідного доходу від здійснення діяльності з транспортування природного газу на основі плати за потужність здійснюється за зверненням ліцензіата за формулою

З метою уникнення перехресного субсидіювання, у разі якщо значення субрахунку певної точки (точок) та/або однорідної групи точок, та/або кластеру точок у значенні регуляторного рахунку перевищує 50 % значення регуляторного рахунку, значення субрахунку певної точки та/або однорідної групи точок, та/або кластеру точок може бути враховано виключно при розрахунку тарифу на послуги транспортування природного газу для відповідної точки та/або однорідної групи точок, та/або кластеру точок.

3. До складу регуляторного рахунку або субрахунку регуляторного рахунку точки (точок) та/або однорідної групи точок, та/або кластеру точок входу та/або виходу в/з газотранспортну(ої) систему(и) можуть бути віднесені:

1) різниця між прогнозованими та уточненими компонентами необхідного доходу від здійснення діяльності з транспортування природного газу, зокрема:

витратами ліцензіата, пов'язаними із закупівлею природного газу, що використовується для забезпечення виробничо-технологічних витрат та нормованих втрат природного газу,

операційними контрольованими витратами з транспортування природного газу,

операційними неконтрольованими витратами з транспортування природного газу,

коригуванням необхідного доходу у зв'язку зі зміною обсягів замовлених потужностей;

2) коригування необхідного доходу відповідно до зобов'язань щодо витрат, пов'язаних із приєднанням;

3) фактично отриманий дохід від надання права користування потужністю з обмеженнями;

4) фактично отриманий дохід у вигляді аукціонної надбавки від проведення процедури розподілу потужності в рамках аукціону;

5) відхилення необхідного доходу від здійснення діяльності з транспортування природного газу.

4. Уточнені витрати ліцензіата, пов'язані із закупівлею природного газу, що використовується для забезпечення виробничо-технологічних витрат та нормованих втрат природного газу, на рік q  розраховуються за формулою

5. Уточнені операційні контрольовані витрати з транспортування природного газу на рік q розраховуються за формулою

6. Уточнені операційні неконтрольовані витрати з транспортування природного газу на рік q розраховуються за формулою

7. Коригування необхідного доходу у зв'язку зі зміною обсягів замовлених потужностей у році регулювання q розраховується за формулою

8. Коригування необхідного доходу відповідно до зобов'язань щодо витрат, пов'язаних із приєднанням, у році q визначається за формулою

ІV. Визначення регуляторної бази активів, яка створена на дату переходу до стимулюючого регулювання

1. Регуляторна база активів ліцензіата, яка сформована на дату переходу до стимулюючого регулювання (РБА), визначається на підставі висновку про вартість активів, що є невід’ємною частиною звіту про оцінку таких активів, проведену відповідно до Методики оцінки активів суб’єктів природних монополій, суб’єктів господарювання на суміжних ринках у сфері комбінованого виробництва електричної та теплової енергії, затвердженої наказом Фонду державного майна України від 12 березня 2013 року № 293, зареєстрованої в Міністерстві юстиції України 29 березня 2013 року за № 522/23054 (далі - Методика оцінки активів), за умови отримання позитивного висновку рецензента, який працює в органі державної влади, що здійснює державне регулювання оціночної діяльності, щодо відповідності звіту про оцінку активів вимогам Методики оцінки та Національним стандартам оцінки, та визначається за такою формулою:

2. Якщо перехід до стимулюючого регулювання відбувся пізніше ніж через квартал після дати оцінки активів ліцензіата, регуляторна база активів, яка створена на дату переходу до стимулюючого регулювання (РБА-0), визначається з урахуванням вартості активів, створених згідно з інвестиційною програмою і прийнятих на баланс, та з урахуванням вибуття активів та амортизації за формулою

3. До складу регуляторної бази активів, яка створена на дату переходу до стимулюючого регулювання, включаються активи, що безпосередньо використовуються для здійснення ліцензованої діяльності з транспортування природного газу.

Активи, що використовуються також в інших, крім транспортування природного газу, видах діяльності (адміністративні будівлі, програмне забезпечення, автотранспорт, системи зв'язку, офісна, комп'ютерна техніка тощо), належать до загальновиробничих. Загальновиробничі активи розподіляються пропорційно штатній чисельності персоналу, задіяного у відповідному виді діяльності. Базою розподілу загальновиробничих активів, що використовуються в транспортуванні природного газу, є штатна чисельність персоналу, задіяного у діяльності з транспортування природного газу.

4. Не включаються до складу регуляторної бази активів, яка створена на дату переходу до стимулюючого регулювання:

об’єкти соціально-культурного призначення;

об’єкти інших необоротних матеріальних активів, які не використовуються для надання послуг транспортування газу територією України;

об’єкти незавершених капітальних інвестицій;

довгострокові фінансові інвестиції;

довгострокові біологічні активи;

довгострокова дебіторська заборгованість;

відстрочені податкові активи;

інші необоротні активи;

витрати майбутніх періодів.

5. Не включаються до складу регуляторної бази активів:

частина активів, що перевищують встановлені обмеження, - будівлі адміністративного призначення площею понад 15 м-2 на одного працюючого в ній за штатним розписом;

активи, для яких встановлені обмеження, - легкові автомобілі, крім спеціалізованих, первісною вартістю понад 200 тис. грн за одиницю та легкові автомобілі, крім спеціалізованих, кількість яких перевищує 3 на 100 працівників.

6. Об’єкти незавершених капітальних інвестицій, вартість виконання робіт за якими була оплачена в межах виконання інвестиційної програми у році, що передував року впровадження стимулюючого регулювання, але при цьому не були включені до складу регуляторної бази активів, яка створена на дату переходу до стимулюючого регулювання, можуть бути включені до неї у році, наступному після року їх введення в експлуатацію.

Об’єкти незавершених капітальних інвестицій, вартість виконання робіт за якими була оплачена в межах виконання інвестиційної програми у роках, що передували року впровадження стимулюючого регулювання, можуть бути включені до складу регуляторної бази активів, яка створена на дату переходу до стимулюючого регулювання, у році, наступному після року їх введення в експлуатацію, з урахуванням висновку про вартість активів, що є невід'ємною частиною звіту про оцінку таких активів, проведену відповідно до Методики оцінки.

7. Річна амортизація на активи, які включені до складу регуляторної бази активів, що створена на дату переходу до стимулюючого регулювання (Асm), розраховується за формулою

Оператор газотранспортної системи, враховуючи результати здійсненої незалежної оцінки вартості активів та на підставі довгострокових планів замовлення потужностей, щороку надає НКРЕКП розрахунки амортизації на активи, які включені до складу регуляторної бази активів, що створена на дату переходу до стимулюючого регулювання. У разі необхідності коригування строків корисного використання таких активів таке коригування та розрахунок амортизації підлягають обов’язковому узгодженню Оператором з власником цих активів та центральним органом виконавчої влади, що забезпечує формування та реалізацію державної політики в нафтогазовому комплексі.

8. Амортизація на активи, які включені до складу регуляторної бази активів на дату переходу до стимулюючого регулювання, нараховується щокварталу із застосуванням прямолінійного методу.

9. Після переходу на стимулююче регулювання у разі відчуження активів, що включені до складу регуляторної бази активів, яка створена на дату переходу до стимулюючого регулювання, регуляторна норма доходу на таку регуляторну базу та амортизація на суму вартості цих активів з дати їх відчуження не нараховуються.

V. Визначення регуляторної бази активів, яка створена після переходу до стимулюючого регулювання

1. До складу регуляторної бази активів, яка створена після переходу до стимулюючого регулювання, включаються активи, що були створені (придбані) відповідно до інвестиційної програми.

2. Об’єкти незавершених капітальних інвестицій, вартість виконання робіт за якими була оплачена в межах виконання інвестиційної програми у роках, наступних за роками після впровадження стимулюючого регулювання, можуть бути включені до складу регуляторної бази активів, яка створена після переходу до стимулюючого регулювання, у році, наступному після року їх введення в експлуатацію.

4. Амортизація на активи, які включені до складу регуляторної бази активів, що створена після переходу до стимулюючого регулювання, нараховується із застосуванням прямолінійного методу щокварталу з урахуванням строків їх корисного використання згідно з додатком 3 до цієї Методики.

5. Нарахування амортизації на активи, які включені до складу регуляторної бази активів, що створена після переходу до стимулюючого регулювання, призупиняється на період виведення їх з експлуатації, що перевищує 3 місяці (з метою реконструкції, модернізації, добудови, дообладнання, консервації тощо), на підставі документів, які свідчать про виведення таких основних засобів з експлуатації. Нарахування амортизації відновлюється з місяця, наступного за місяцем введення в експлуатацію таких активів.

VI. Формування тарифів на послуги транспортування природного газу для точок входу та виходу в/з газотранспортну(ої) систему(и)

1. Тарифи на послуги транспортування природного газу для точок входу і точок виходу в/з газотранспортну(ої) систему(и) розраховуються для річної гарантованої потужності.

2. Тариф на послуги транспортування природного газу для g-тої точки або однорідної групи точок, або кластеру точок входу в газотранспортну систему визначається за формулою

Для визначення тарифу на послуги транспортування природного газу для точок входу в газотранспортну систему на перший регуляторний період koв приймається в розмірі 0,3. Для всіх наступних регуляторних періодів koв, як правило, приймається в розмірі 0,5, якщо інше не встановлено НКРЕКП разом з параметрами регулювання, що мають довгостроковий термін дії, для цілей стимулюючого регулювання.

З метою уникнення перехресного субсидіювання у випадку, визначеному у пункті 2 розділу III, частина необхідного доходу, що має бути отримана від надання послуг транспортування в g-тій точці або однорідній групі точок, або кластері точок входу в газотранспортну систему, визначається за формулою

VІI. Визначення та затвердження коефіцієнтів для потужності з обмеженнями до тарифів на послуги транспортування природного газу для точок входу і виходу в/з газотранспортну(ої) систему(и)

1. З метою визначення коефіцієнтів для потужності з обмеженнями Оператор подає до НКРЕКП розрахунки таких коефіцієнтів. Розрахунки подаються виключно по тих точках міждержавного з’єднання, щодо яких із оператором суміжної газотранспортної системи підписано угоди про взаємодію, проводиться процес перевірки відповідності номінацій/реномінацій відповідно до угод про взаємодію та існує оперативний балансовий рахунок, а також можливий двосторонній потік газу (фізичний та/або віртуальний).

Умови та обмеження використання потужності в таких точках входу і виходу визначаються Кодексом газотранспортної системи, затвердженого постановою НКРЕКП від 30 вересня 2015 року № 2493 (далі - Кодекс газотранспортної системи).

2. Знижувальні коефіцієнти розраховуються за формулами

Вартість транспортування між транскордонними точками входу та точками виходу, які можуть використовуватися для реалізації права користування потужністю з обмеженнями, не повинна перевищувати вартість транспортування між такими точками альтернативними маршрутами в обхід газотранспортної системи України, яка розраховується на основі тарифів відповідних операторів газотранспортних систем, чинних на момент подачі Оператором розрахунків коефіцієнтів для потужності з обмеженнями до НКРЕКП, крім випадку наявності у суміжних операторів газотранспортних систем спільного прямого з’єднання.

3. НКРЕКП затверджує коефіцієнти або корегує їх з метою дотримання оператором прогнозованого необхідного доходу на регуляторний період. У випадку якщо НКРЕКП не затверджено коефіцієнти, визначені у цьому розділі, їх величина дорівнює 1.

VIII. Визначення ціни аукціону

1. У разі проведення процедури розподілу потужності в рамках аукціону відповідно до вимог розділу XIX Кодексу газотранспортної системи ціна аукціону визначається за формулою

2. Ціна аукціону визначається у валюті, у якій Регулятором встановлено тариф на послуги транспортування природного газу у відповідній точці входу або виходу в/з газотранспортну(ої) систему(и) на міждержавних з’єднаннях.».

IX. Окремі положення про розрахунок тарифів

1. Розмір податку на додану вартість, встановлений Податковим кодексом України, при розрахунку тарифів не враховується, а додається до нього.

2. Тарифи для точок входу та точок виходу з ПСГ можуть встановлюватися з коефіцієнтом від 0 до 0,5, який застосовується до тарифів, визначених відповідно до розділу VI цієї Методики.

3. Тимчасові тарифи на послуги транспортування природного газу для точок входу і точок виходу, передбачені пунктом 5 частини сьомою статті 4 Закону України «Про ринок природного газу», встановлюються відповідно до положень цієї Методики у разі, якщо оператор газотранспортної системи вчасно не надав розрахунки відповідних тарифів для їх встановлення.

X. Процедура встановлення та перегляду тарифів на послуги транспортування природного газу для точок входу і точок виходу

1. Вимоги до оформлення заяви та документів, що додаються до неї

1. Для перегляду тарифів ліцензіат подає до НКРЕКП заяву за встановленою формою (додаток 4) і такі документи у друкованій та електронній формах в 1 примірнику:

1) загальну характеристику заявника та динаміку розвитку основних техніко-виробничих показників за останні 5 років (додаток 5);

2) розрахунок прогнозованого необхідного доходу ліцензіата для провадження ліцензованої діяльності з транспортування природного газу на кожен рік регуляторного періоду (додаток 6), у тому числі розрахунок операційних контрольованих витрат з транспортування природного газу на кожний рік регуляторного періоду (додаток 7), розрахунок фонду оплати праці ліцензіата з транспортування природного газу на кожний рік регуляторного періоду (додаток 8), розрахунок операційних неконтрольованих витрат з транспортування природного газу на кожний рік регуляторного періоду (додаток 9), розрахунок витрат, пов’язаних із виробничо-технологічними витратами, нормованими втратами природного газу, ліцензіата з транспортування природного газу на кожний рік регуляторного періоду (додаток 10), розрахунок прибутку на регуляторну базу активів, що використовуються при провадженні діяльності з транспортування природного газу (додаток 11) та прогнозованої амортизації (додатки 12-15);

3) джерела фінансування інвестиційної програми на кожен рік регуляторного періоду відповідно до Інвестиційної програми ліцензіата, затвердженої НКРЕКП (додаток 16);

4) розрахунок обсягів замовленої потужності транспортування природного газу відповідно до договорів в розрізі категорій споживачів (додаток 17);

5) розрахунок прогнозованого необхідного доходу від здійснення діяльності з транспортування природного газу (додаток 18);

6) розрахунок тарифів для точок або однорідної групи точок, або кластеру точок входу та виходу в/з газотранспортну(ої) систему(и) (додаток 19);

7) інформація щодо динаміки фактичних та граничних обсягів виробничо-технологічних витрат та нормованих втрат природного газу за 5 останніх років (додаток 20).

Крім того, на запит НКРЕКП ліцензіат має надавати форми статистичної звітності НКРЕКП (НКРЕ), форми фінансової звітності, податкову декларацію про оподаткування податком на прибуток підприємства (з додатками), звіт з праці (форма 1-ПВ) за видами діяльності та категоріями працюючих, копію договору на постачання природного газу для виробничо-технологічних потреб, укладеного між ліцензіатом та власником газу.

1) звіту про незалежну оцінку активів, проведену відповідно до Методики оцінки активів;

2) рецензії звіту про незалежну оцінку активів, зробленої рецензентами, які працюють в органі державної влади, який здійснює державне регулювання оціночної діяльності;

3) порядку розподілу активів, витрат та доходів між видами господарської діяльності і наказу про його затвердження та/або наказу про облікову політику та у друкованій та електронній формах в 1 примірнику:

1) розрахунок регуляторної бази активів, яка сформована на дату переходу до стимулюючого регулювання, з урахуванням пунктів 2 та 3 розділу IV цієї Методики;

2) розрахунок базових рівнів операційних контрольованих витрат та операційних неконтрольованих витрат;

3) динаміку обсягів замовлених потужностей та розрахунок прогнозованого обсягу замовлених потужностей за видами замовлених потужностей на кожен рік регуляторного періоду;

4) план заходів із забезпечення підвищення достовірності даних для здійснення моніторингу якості послуг.

4. Для коригування тарифів ліцензіат подає до НКРЕКП заяву за встановленою формою (додаток 4) та такі документи у друкованій та електронній формах в 1 примірнику:

1) розрахунок уточненого необхідного доходу для здійснення діяльності з транспортування природного газу за попередній рік, у тому числі розрахунок фактичної амортизації відповідно до пункту 2 розділу ІІІ цієї Методики;

2) розрахунок корегування необхідного доходу з транспортування природного газу у зв'язку зі зміною обсягів замовлених потужностей за видами замовлених потужностей, передбачений при розрахунку відповідного тарифу (додатки 20 та 21);

5. До подання документів до НКРЕКП ліцензіат має провести відкриті обговорення питання щодо встановлення тарифів на послуги транспортування природного газу для точок входу та виходу в/з газотранспортну(ої) систему(и) або змін до них відповідно до Порядку проведення відкритого обговорення проектів рішень Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг, затвердженого постановою НКРЕКП від 30 червня 2017 року № 866.

До подання документів ліцензіат оприлюднює на своєму веб-сайті обґрунтування щодо необхідності встановлення тарифів на послуги транспортування для точок входу та виходу в/з газотранспортну(ої) систему(и) або змін до них, яке повинно містити інформацію щодо:

1) параметрів, що використовуються в розрахунках тарифу, які пов’язані з технічними характеристиками газотранспортної системи:

технічна потужність у точках входу та виходу та відповідні прогнози;

прогнозована замовлена потужність у точках входу та виходу та відповідні припущення;

додаткова технічна інформація про газотранспортну систему, зокрема потужність компресорних станцій;

2) плану розвитку газотранспортної системи на наступні 10 років, оформленого з дотриманням вимог Кодексу газотранспортної системи.

6. НКРЕКП може запросити у ліцензіата письмові обґрунтування наданих матеріалів та/або будь-яку іншу додаткову інформацію та документи, необхідні для розгляду заяви та доданих до неї документів.

Ліцензіат має надати всі необхідні матеріали протягом 7 календарних днів від дати отримання письмового запиту від НКРЕКП.

7. Ліцензіат зобов’язаний обґрунтовано розподілити витрати між ліцензованим та іншими видами господарської діяльності.

8. Усі документи, що надаються ліцензіатом до НКРЕКП відповідно до вимог цієї Методики у друкованій формі, мають бути підписані керівником, а копії документів - завірені в установленому законодавством порядку.

9. Усі числові значення в розрахунках мають бути наведені з округленням до двох знаків після коми.

10. Відповідальним за достовірність даних, наданих у документах, є ліцензіат.

2. Порядок та строки розгляду заяви

1. Заява на перегляд тарифу та додані до неї відповідно до пунктів 1 та 2 глави 1 цього розділу документи подаються до НКРЕКП до 01 жовтня року, що передує року, на який буде встановлюватися тариф.

2. Заява на уточнення тарифу та додані до неї відповідно до пункту 3 глави 1 цього розділу документи подаються до НКРЕКП до 01 листопада року, що передує року, на який буде встановлюватися тариф.

3. Заява на коригування тарифу та додані до неї відповідно до пункту 4 глави 1 цього розділу документи подаються до НКРЕКП до 01 травня року, в якому буде здійснюватися коригування тарифу.

{Пункт 4 глави 2 розділу X виключено на підставі Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 2899 від 20.12.2019}

4. Якщо сума коригування необхідного доходу менша, ніж 5 %, вона за рішенням НКРЕКП може враховуватися при черговому встановленні тарифу.

5. У разі якщо заява або додані до неї документи містять помилки, ліцензіат має усунути їх протягом 7 календарних днів після отримання письмового повідомлення НКРЕКП.

8. НКРЕКП приймає рішення щодо встановлення тарифів (перегляд та уточнення) до 31 грудня року, що передує року, на який встановлюються тарифи.

9. Питання щодо встановлення тарифів розглядаються на засіданні НКРЕКП, яке проводиться у формі відкритих слухань (далі - засідання).

10. Під час засідання не оголошується інформація, що є конфіденційною для ліцензіата, відповідно до законодавства.

11. Копія рішення про встановлення тарифів надсилається ліцензіату рекомендованим листом протягом 3 робочих днів після відповідного оформлення рішення.

3. Підстави для встановлення тарифів за ініціативою НКРЕКП

1. НКРЕКП може встановлювати тарифи у випадку, передбаченому пунктом 7 глави 2 цього розділу. При цьому необхідний дохід ліцензіата за рішенням НКРЕКП може бути зменшений на суму до 2 % від розрахованого відповідно до цієї Методики.

2. НКРЕКП за власною ініціативою, у тому числі за зверненням ліцензіата, може коригувати тариф у таких випадках:

1) прийняття НКРЕКП рішень щодо порушення Ліцензійних умов у частині виявлення фактів недотримання вимог при формуванні реєстру активів для проведення незалежної оцінки та визначення регуляторної бази активів, невиконання інвестиційної програми, надання ліцензіатом недостовірних даних, помилок при розрахунку необхідного доходу для здійснення відповідного виду ліцензованої діяльності;

2) при збільшенні/зменшенні замовленої потужності транспортування природного газу більше ніж на 5 %;

3) отримання ліцензіатом доходу від надання права користування потужністю з обмеженнями;

4) отримання ліцензіатом доходу за результатами проведення процедури розподілу потужності в рамках аукціону;

5) у випадках, передбачених Законом України «Про ринок природного газу».

XI. Порядок встановлення тарифів на послуги транспортування природного газу у разі зміни ліцензіата

1. Перший рік після зміни ліцензіата вважається першим роком наступного регуляторного періоду. Встановлення тарифів на послуги транспортування природного газу відбувається відповідно до цієї Методики із використанням показників попередніх регуляторних періодів до того часу, як стане можливим використання інформації про нового ліцензіата.

4. У разі очікування суттєвих відмінностей у діяльності нового ліцензіата у порівнянні із діяльністю попереднього ліцензіата здобувач ліцензії має право на одноразове внесення змін до базових рівнів операційних контрольованих витрат, включаючи фонд оплати праці, за умови подання до НКРЕКП обґрунтування необхідності внесення таких змін.

5. При визначенні регуляторної бази активів для цілей застосування стимулюючого регулювання до складу РБА можуть бути включені активи, щодо яких ліцензіат має право власності або право користування за договорами управління, концесії чи оренди, або в інших формах, передбачених законодавством України, що безпосередньо використовуються для здійснення ліцензованої діяльності з транспортування природного газу.

При переході у власність або користування за договорами управління, концесії чи оренди, або в інших формах, передбачених законодавством України, активи, що використовуються для провадження господарської діяльності з транспортування природного газу, які раніше враховувались у складі регуляторної бази активів попереднього ліцензіата, первісна і залишкова вартість цих об’єктів встановлюється рівною первісній і залишковій вартості цих активів для цілей застосування стимулюючого регулювання попереднього ліцензіата, якщо інше не передбачено чинним законодавством України.

6. У разі якщо розрахунок регуляторної бази активів, що використовуються при провадженні діяльності з транспортування природного газу новим ліцензіатом, включає активи, які не входили до регуляторної бази активів попереднього ліцензіата, новий ліцензіат подає до НКРЕКП звіт про незалежну оцінку цих активів, проведену відповідно до Методики оцінки активів, та рецензію цього звіту про незалежну оцінку активів, зроблену рецензентами, які працюють в органі державної влади, який здійснює державне регулювання оціночної діяльності.

7. Коригування необхідного доходу від здійснення діяльності з транспортування природного газу на основі плати за потужність при зміні ліцензіата розраховується для нового ліцензіата виходячи із показників попереднього регуляторного періоду незалежно від ліцензіата, який здійснював діяльність у відповідний період.

8. У разі проведення коригування необхідного доходу при визначенні тарифів на послуги транспортування природного газу нового ліцензіата за регуляторні періоди, що передували зміні ліцензіата, якщо таке коригування веде до збільшення прогнозованого доходу, який має отримати новий ліцензіат, попередній ліцензіат має право на відшкодування такого коригування необхідного доходу.

9. У разі врахування коригування необхідного доходу при визначенні тарифів на послуги транспортування природного газу нового ліцензіата за регуляторні періоди, що передували зміні ліцензіата, якщо таке коригування веде до зменшення прогнозованого доходу, який має отримати новий ліцензіат, новий ліцензіат має право на відшкодування такого коригування необхідного доходу.

10. Порядок виплати цього відшкодування визначається в рамках угоди між новим ліцензіатом і попереднім ліцензіатом.

11. Зміна ліцензіата не вважається переходом ліцензіата на стимулююче регулювання.».

ПРИМІРНИЙ ПЕРЕЛІК
операційних контрольованих витрат

ПРИМІРНИЙ ПЕРЕЛІК
операційних неконтрольованих витрат

{Додаток 3 виключено на підставі Постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг № 2107 від 11.10.2019}

ЗАЯВА
щодо встановлення тарифів на послуги транспортування природного газу для точок входу і точок виходу