+996 (312) 56 28 97
gosdeptek@gmail.com
Методика определения себестоимости продукции (работ, услуг) и формирования тарифов на электрическую энергию

Утверждена

приказом Госдепартамента по регулированию

ТЭК при МЭиП КР «Об утверждении Методики

 определения себестоимости продукции

 (работ, услуг) и формирования

 тарифов на электрическую энергию»

 № 32 от 10.11.2014 г.

 

Методика определения себестоимости продукции (работ, услуг) и формирования тарифов на электрическую энергию

1                   Введение

Настоящая Методика определения себестоимости продукции (работ, услуг) и формирования тарифов на электрическую энергию (далее - Методика) распространяется на электроэнергетические предприятия, регулирование тарифов (цен) на продукцию (работы, услуги) которых осуществляется по решению Правительства Кыргызской Республики (далее–электроэнергетические предприятия).

Настоящая Методика разработана в соответствии с требованиями Закона Кыргызской Республики «Об электроэнергетике» и других нормативных правовых актов, регулирующих отношения в топливно-энергетическом комплексе.

Главной задачей настоящей Методики является формирование себестоимости продукции для перераспределения произведенной экономической стоимости в интересах развития потенциала электроэнергетических предприятий.

1.1            Общая часть

Для надежного, бесперебойного и качественного энергоснабжения, необходимо своевременное проведение текущего и капитального ремонтов, реконструкция энергетического оборудования, строительство, что требует финансовых вложений. В свою очередь, источником для финансовых вложений являются тарифы на электрическую энергию.

На сегодняшний день фактические затраты энергокомпаний значительно ниже реально необходимых затрат для обслуживания и эксплуатации оборудования.

За последние годы из-за сдерживания тарифов на энергию ежегодный дефицит денежных средств энергокомпаний составляет порядка 2-3 млрд. сом (43-64 млн. долл. США). Хронический дефицит средств не позволяет вести полноценно ремонтные работы, модернизацию и новое строительство, в результате чего идет рост износа основных фондов Кыргызской энергосистемы, который достиг 50%, тогда как износ 25% оборудования и сетей считается кризисным. Отсюда следует 10 тысяч аварий и отказов в год и низкое напряжение в сетях, и наличие других факторов ухудшающих качество и бесперебойность энергоснабжения потребителей.

Дальнейшее ухудшение финансово-экономического состояния отрасли может привести к системным авариям и массовым отключениям.

Энергосистема, являясь фондоемкой отраслью, работает в основном на импортируемом сырье и материалах. Недооценка основных фондов снизила амортизационные затраты, недостаточно средств направлялось в фонды для ремонта и капитальных вложений, что негативно отразилось на техническом состоянии энергосистемы, а значит и на энергообеспечении потребителей.

Сложившаяся ситуация в отрасли наглядно показывает, что в настоящее время назрела острая необходимость срочного вложения средств на замену и реконструкцию значительной части энергетического оборудования. Это необходимо для обеспечения приемлемого уровня обслуживания в настоящее время и развития системы электроснабжения в будущем.

Выход из создавшегося положения – это, в первую очередь, разработка Методики определения себестоимости продукции (работ, услуг) и формирования тарифов на электрическую энергию и постепенное пошаговое ежегодное повышение тарифа на электроэнергию до его экономически обоснованного уровня.

1.2              Правовая основа

Регулирование топливно-энергетического комплекса в Кыргызской Республике осуществляется в соответствии с законами Кыргызской Республики «Об энергетике», «Об электроэнергетике», «О лицензированиии», и другими нормативными правовыми актами Кыргызской Республики. В соответствии с указанными законами, уполномоченный государственный орган по регулированию топливно-энергетического комплекса - орган исполнительной власти, уполномоченный Правительством Кыргызской Республики осуществлять государственное регулирование деятельности субъектов топливно-энергетического комплекса посредством лицензирования и установления тарифов.

1.3            Цели Методики

Основной целью настоящей Методики является определение принципов формирования себестоимости продукции (работ и услуг) электроэнергетических предприятий и установление тарифов на электрическую энергию.

При этом Методика выполняет следующий комплекс задач:

§  обеспечение технического обоснования производственных затрат вырабатывающих, передающих и распределяющих электроэнергетических предприятий в целях обеспечения безопасности, надежности и бесперебойности электроснабжения потребителей;

§  отражение реальной экономической стоимости продукции в процессе выработки, передачи и распределения электрической энергии по стадиям технологического производственного процесса;

§  обоснование планируемых, учитываемых и калькулируемых затрат на выработку, передачу и распределение энергии на электроэнергетических предприятиях для определения тарифа на электрическую энергию (прочих видов продукции, работ и услуг);

§  выражение общих принципов и правил по определению себестоимости электрической энергии (прочих видов продукции, работ и услуг) на энергопредприятиях.

Себестоимость электрической энергии (прочих видов продукции, работ и услуг) является важнейшим экономическим показателем работы электроэнергетических предприятий и представляет собой совокупность затрат в денежном выражении в процессе производства на электростанциях, передачи и распределения энергии в сетях, оказания других видов продукции и услуг.

1.4            Сфера применения Методики

Настоящая Методика определяет подход расчета себестоимости электроэнергии и формирования тарифов на электроэнергию. Данный расчет обеспечивает полный учет всех расходов на производство и передачу электроэнергии до потребителя, а также служит одним из критериев для рационального размещения, как энергетических мощностей, так и крупных потребителей электроэнергии.

Себестоимость электроэнергии характеризует величину плановой и фактической себестоимости электроэнергии по технологическим стадиям производства и статьям затрат по абсолютной величине и на единицу продукции.

1.5            Структура Методики

Методика состоит из следующих разделов:

§  Раздел 2представляет краткий обзор Методики;

§  Раздел 3определяет статьи затрат, включенные в требуемый доход;

§  Раздел 4описывает процесс распределения затрат между конечными потребителями и разработки тарифов;

§  Раздел 5устанавливает виды ежегодной отчетности компаний перед государственным уполномоченным органом по регулированию топливно-энергетического комплекса.

§  Раздел 6описывает шаги и процедуры обзора и согласования тарифов;

§  Раздел 7определяет нарушения и меры исполнения, касающиеся настоящей методики.

 

§   

2                   Обзор Методики

Настоящая Методика содержит инструкции относительно порядка формирования государственным уполномоченным органом по регулированию топливно-энергетического комплекса (далее государственным уполномоченным органом по регулированию ТЭК) тарифов на электроэнергетические услуги. Методика разработана на основе подходов, считающихся передовой международной практикой, в целях обеспечения устойчивой работы электроэнергетического сектора. В ней содержатся три шага, обозначенных в таблице ниже. В целом, процесс предполагает, что на первом этапе проводится суммирование затрат. После этого, полученный результат делится на части с их закреплением за каждой группой потребителей. В итоге, разрабатываются тарифы, позволяющие возместить затраты, отнесенные на различные группы потребителей.

рисунок 1: Этапы Методики определения себестоимости продукции (работ, услуг) и формирования тарифов на электрическую энергию

Конкретные решения, принятые во исполнение настоящей Методики в Кыргызской Республике, могут быть резюмированы следующим образом:

§  Требуемый доход суммируется с использованием «подхода на основе потребностей в денежных средствах». Существуют два альтернативных подхода к расчету совокупных затрат, которые включаются в требуемый доход. Они отличаются друг от друга в части капитальных затрат. Капитальные затраты – это затраты, связанные с вводом новых активов, а также реконструкция и модернизация уже существующих активов. Подход на основе нормы прибыльности использует приблизительную цифру капитальных затрат, равных амортизации[1] плюс норме прибыльности[2]. «Подход на основе требуемого дохода» контрастирует с более распространенным «подходом по норме прибыльности» тем, что устанавливает ежегодный требуемый доход отталкиваясь от фактических денежных расходов, а не от приблизительно рассчитанных потребностей. При «подходе на основе требуемого дохода», затраты на обслуживание долга (платежи по основной сумме и процентам), а также ежегодные затраты на ремонт включены в требуемый доход. Причина выбора «подхода на основе требуемого дохода» объясняется текущей ситуацией с оценкой рыночной стоимости активов. У многих электроэнергетических компаний затраты на амортизацию крайне низкие, поскольку большинство активов являются полностью самортизированными. Таким образом, формирование тарифов с учетом амортизации, не обеспечит эти компании достаточной выручкой для покрытия их капитальных затрат. Общая потребность в денежных средствах ложится в основу подхода, о котором легче информировать общественность, т.к. использование фактически требующейся суммы, позволяет четко и недвусмысленно объяснить понесенные затраты.

§  Процесс распределения затрат требует наличия данных.  Затраты относятся на группы потребителей с помощью «факторов распределения», либо процентных соотношений, выведенных из данных о потребителях, для пропорционального распределения статей затрат между классами. Факторы распределения обычно получаются из данных по трем детерминантам затрат на энергию: спрос на максимальную нагрузку в течение данного периода времени; общее потребление; количество потребителей. В силу ограниченности данных по спросу на максимальную нагрузку, процесс распределения в краткосрочной перспективе должен выполняться с использованием только данных по потреблению и количеству потребителей. В будущем, государственный уполномоченный орган по регулированию ТЭК начнет сбор данных по спросу на максимальную нагрузку и скорректирует распределение затрат соответствующим образом.

§  Решения по тарифу будут приниматься с учетом социального воздействия и доступности. В настоящее время бытовые потребители оплачивают счета за энергию по тарифам, установленным значительно ниже самоокупаемости. Низкие тарифы для бытовых потребителей поддерживаются за счет более высоких тарифов для небытовых категорий потребителей, а также сокращенных эксплуатационных затрат и постоянно откладывающихся ремонтов и инвестиций. Такая методика формирования самоокупаемых тарифов ставит целью отойти от описываемой практики, путем формирования тарифов, которые отражают затраты на обслуживание каждой группы потребителей, и в конечном итоге, обеспечивают полную самоокупаемость. Внедрение данного подхода потребует повышения тарифов для бытовых потребителей. При принятии окончательного расчета тарифов, государственный уполномоченный орган по регулированию ТЭК проанализирует последствия от повышения тарифов. Тарифный расчет должен включать в себя меры социальной защиты для малоимущих потребителей, а также план переход, который не позволит обременить потребителей неожиданным скачком размера счетов за электричество.

Приведенная далее методика формирования тарифов устанавливает стандартный трехэтапный подход к процессу тарифообразования. Задача методики заключается в формализации процедур, которые государственный уполномоченный орган по регулированию ТЭК и электроэнергетические компании будут использовать в ходе этого процесса.

3                   Требуемый доход

Понятие «требуемый доход» является совокупностью всех издержек, понесенных каждой электроэнергетической компанией. Значение требуемого дохода – это та совокупная сумма, которую необходимо получить в виде сборов с потребителей с помощью тарифов. Величина требуемого дохода определяется следующим образом:

PR=DS+CR+R+PS+AC-ELA-OR

где:

§  RR – требуемый доход;

§  DS – обязательства по обслуживанию долга;

§  CR – предусмотренные сметой расходы по капитальному ремонту и проведению технического обслуживания;

§  R  – резервный счет для ремонта и замены;

§  PC – производственные затраты;

§  AC – административные затраты;

§  ELA – корректировка, призванная учесть сверхнормативные потери электроэнергии;

§  OR – общая сумма прочих видов дохода.

В других частях данного раздела описывается порядок определения требуемого дохода так, в разделе 3.1описываются данные и по затратам какого периода они будут использованы для исчисления требуемой выручки. В разделах с 3.2по 3.8приводится описание по каждой из составляющих затрат и дается определение того, что можно включать в состав требуемого дохода. И, наконец, в разделе 3.9представлены указания о том, как распределять затраты теплоэлектростанций между двумя видами оказываемых энергоуслуг.

3.1            Базовый год

При определении значения требуемого дохода необходимо определить базовый год. Базовый год – это данные о затратах и объемах потребления за период, состоящий из 12 последовательных месяцев; данные за эти 12 месяцев и используются как база для исчисления тарифов. Есть два вида базовых периодов – фактический и плановый. Поэтому фактический базовый год исчисляется на основе фактических данных за прошедшие 12 месяцев. Плановый базовый год – это прогнозируемые или запланированные данные на будущие 12 месяцев. Для того, чтобы увязать свои расчеты с распространенной практикой использования годовых бюджетов компаний в качестве основы для определения тарифов, государственный уполномоченный орган по регулированию ТЭК использует будущий базовый год.

3.2              Обслуживание долга

Электроэнергетические компании формируют долговые обязательства через получение кредитов под финансирование различных аспектов своей хозяйственной деятельности. Ежегодная стоимость данных кредитов складывается, как из основной суммы, так и по начисленным процентам. Основная сумма представляет собой платеж в счет погашения суммы взятого кредита, а процентная часть – комиссию, взимаемую кредитором за использование подлежащей возврату суммы. Основная сумма и процентные платежи по любому одобренному кредиту должна быть включена в тарифы компании. Ниже представлено описание процесса согласования различных видов долговых инструментов.

Электроэнергетические компании используют заемный капитал как краткосрочного, так и долгосрочного характера:

§  Долгосрочные займы обычно получаются в виде льготного финансирования, которое либо предоставляется компаниям напрямую, либо через Министерство финансов, и направляется на финансирование проектов капитальных инвестиций.

§  Краткосрочные займы обычно используются для покрытия операционных затрат. Периоды, в течение которых, компания несет расходы и получает доход, не обязательно совпадают. Компании используют краткосрочное финансирование для покрытия, образующегося в таких случаях дефицита денежных средств.

В Кыргызской Республике все долгосрочное финансирование получается по линии международных организаций-доноров при рассмотрении и согласовании с Правительством и Жогорку Кенешем Кыргызской Республики. Проекты с таким финансированием готовятся при содействии со стороны технических советников и обсуждаются с руководством компаний. В силу комплексного анализа, обычно проводимого в таких случаях, стоимость такого заемного капитала не требует дополнительного одобрения со стороны государственного уполномоченного органа по регулированию ТЭК. Затраты по основной сумме и ее процентам должны включаться в ежегодное заявление на формирование тарифа точно так, как они прописаны в условиях Соглашения о кредитовании.

Компании используют краткосрочные кредиты для покрытия дефицита, проистекающего из несоразмерных затрат и дохода. Открытие кредитной линии для финансирования краткосрочных затрат является устоявшейся практикой среди подавляющего количества предприятий, оплачивающих собственные расходы, когда выплаты денежных средств превышают поступления. Проблемы случаются у компаний, берущих кредиты под финансирование недостатка выручки, который не устранен и скорректирован со временем. В таких ситуациях заемный капитал используется для того, чтобы позволить компаниям продолжить хозяйственную деятельность и оплачивать расходы, несмотря на дефицит поступлений. Получение кредитов на финансирование недостающего дохода еще более усугубляет ситуацию с доходностью коммунального предприятия. В виду потенциального воздействия затрат на тарифы, краткосрочные кредиты требуют предварительного согласования со стороны государственного уполномоченного органа по регулированию ТЭК, для отражения таковых в тарифах. Компании должны направлять отчет в государственный уполномоченный орган по регулированию ТЭК, с указанием цели привлечения дополнительного заемного капитала, а также ожидаемых условий финансирования. Затраты по основной сумме и ее процентам должны включаться в ежегодное заявление на формирование тарифа точно так, как они прописаны в условиях Соглашения о кредитовании. В случае, если на балансе компании имеются краткосрочные займы, полученные до момента утверждения настоящей методики, то при подаче следующей ежегодной заявки на формирование тарифов может быть применена единовременная исключительная оговорка. В ходе обзора тарифов, государственный уполномоченный орган по регулированию ТЭК получит возможность запрашивать информацию в отношении любого краткосрочного кредита, который не получил предварительного одобрения. В общем, если устанавливается, что такой кредит был открыт на разумных условиях, то возмещение его стоимости будет разрешено. В будущем, для возмещения стоимости краткосрочных кредитов компании обязательно потребуется заблаговременно получить одобрение государственного уполномоченного органа по регулированию ТЭК.

3.3            Ремонт, капитальные вложения и техническое обслуживание

В данном разделе должны быть отражены затраты электроэнергетических компаний на проведение ремонтов и технического обслуживания, а также капитальные вложения.

Ремонт – это комплекс операций по восстановлению исправности или работоспособности объекта и восстановлению ресурса объекта или его составных частей.

Техническое обслуживание – запланированная деятельность по поддержанию работоспособности или исправности оборудования при использовании по назначению, ожидании, хранении и транспортировании.

Капитальные вложения – расходы, понесенные в связи с вложением в новые активы, реконструкцию, модернизацию и замену существующих активов.

Подход, используемый в настоящей тарифной методике, позволяет отнести потребность в денежных средствах на цели капитального ремонта на требуемый доход. Такие строительные проекты, по существу, являются ежегодным периодическим обновлением и заменой изнашивающегося со временем оборудования. Неспособность провести такой ремонт может перерасти в более высокие затраты в будущем и падение качества услуг. В силу того, что описанное является обычными ежегодными затратами, целесообразно, чтобы они покрывались из средств годовых доходов, а не долгосрочных кредитов. Для обоснования предлагаемых затрат электроэнергетические компании обязаны предоставлять план капитального ремонта, описывающий запланированные на трехлетний период работы. Занесенные в бюджет расходы на каждый год в таком плане будут использованы для формирования необходимых показателей дохода в этот год.

Государственный уполномоченный орган по регулированию ТЭК установит отдельную от тарифообразования процедуру для проведения обзоров и согласования планов ремонтных работ. Трехлетний план должен содержать для государственного уполномоченного органа по регулированию ТЭК такие детали, как запланированные работы по ремонту и техническому обслуживанию, а также прогнозируемые расходы за трехлетний период. В дополнение, компании должны сообщать в этом документе о целях по уровню качества предоставляемых услуг (обслуживания) в течение планируемого периода. Каждый трехлетний план должен включать, как минимум, следующие разделы:

§  Аналитический обзор. Краткое обобщение недавних проектов капитального ремонта, основных ремонтных потребностей, а также задач на последующие три года.

§  Обзор активов компании. Информация об активах компании (мощность, линейный километраж (л. эл. передач, трубопровод), срок службы).

§  Резюме планируемых проектов. Таблица, показывающая все работы по техническому обслуживанию на планируемый период. Для каждого запланированного проекта, должны быть приведены следующие детали:

§  Номер проекта. Уникальный идентификационный номер проекта, позволяющий его незатруднительное определение в ходе регуляторного процесса. Компании могут использовать собственный формат обозначения, если таковой остается систематичным.

§  Месторасположение. Конкретный адрес расположения, название предприятия, либо общей обслуживаемой территории, охватываемой проектом.

§  Сводная информация. Обобщение проекта, включая обоснование его проведения.

§  Бюджет проекта. Расчетная стоимость проекта, с указанием итоговой стоимости и разбивкой по годам.

§  Цели по уровню качества обслуживания. Компания должна разработать цели по уровню качества обслуживания для каждого года в плане. Эти цели должны сочетаться с ожидаемыми результатами проекта. Например, распределительные и передающие компании должны установить целевые показатели по сокращению потерь, в то время как вырабатывающие компании могут сосредоточиться на эффективной работе электростанций.

В ходе проводимого обзора государственный уполномоченный орган по регулированию ТЭК рассмотрит актуальность предлагаемого бюджета капитального ремонта. Сумма, осваиваемая ежегодно на цели ремонтных работ, должна быть привязана к сумме оборудования, используемого в компании и сроку его службы. Кроме того, следует уделить внимание тому, каким образом увеличивающийся бюджет на ремонт повлияет на тарифы. Государственный уполномоченный орган по регулированию ТЭК установит ограничение по ежегодным темпам роста такого бюджета. В общем, любое предложение повысить бюджет на ремонт более чем на 10% по сравнению с фактом предыдущего года, потребует предоставления более подробной информации, обосновывающей потребность в таком повышении.

Возможности каждой компании выполнять предложенные работы должны учитываться в процессе тарифообразования. Государственный уполномоченный орган по регулированию ТЭК изучит фактические данные компании при рассмотрении заявок на проведение предлагаемых работ. Если компания систематически переоценивает свой бюджет, то государственный уполномоченный орган по регулированию ТЭК имеет право скорректировать ежегодный бюджет, утвержденный в рамках трехлетнего плана, по своему усмотрению.

3.4            Ремонт и замена. Резервный счет

Один из вопросов, неизбежно возникающих при переключении с «подхода на основе нормы прибыли» на «подход на основе требуемого дохода», состоит в том, что без включения в требуемый доход амортизационной части, компании столкнутся с дефицитом средств для неплановых (аварийных) ремонтов (работ) и технического обслуживания. В этой ситуации, решением станет включение в требуемый доход определенной суммы для отчислений на счет резервирования средств для аварийного ремонта (работы) и замены оборудования. Объем средств на данном счете будет ограничиваться процентной долей от первоначальной стоимости активов компании. Указанная процентная доля будет рассчитываться на основе данных о фактических затратах энергокомпаний на неплановый (аварийный) ремонт (работы) и техническое обслуживание за предыдущий год.

В своих финансовых отчетах электроэнергетические компании должны ввести новую статью учета для данных отчислений. В ходе ежегодной подачи финансовой отчетности для формирования тарифа, компании будут представлять сводные данные по ежемесячному балансу таких статей.

3.5            Производственные затраты

Затраты на производство, передачу распределение и сбыт электрической энергии (работ, услуг) группируются в соответствии с их экономическим содержанием по следующим элементам:

§  материальные затраты;

§  затраты на оплату труда;

§  отчисления на страхование;

§  другие расходы;

§  налоги.

Описание расходов, разрешенных для каждой из этих категорий представлено ниже.

3.5.1        Материальные затраты

Стоимость материальных затрат формируется исходя из:

§  цен приобретения (без учета налогов (НДС и НсП) и акцизов, кроме случаев, предусмотренных законодательством);

§  оплаты процентов за приобретение в кредит, предоставленный поставщиком этих ресурсов;

§  стоимости таможенных пошлин;

§  расходов на транспортировку, хранение и доставку, осуществляемых силами сторонних организаций.

Материальные затраты состоят из следующих статей:

Статья «Услуги производственного характера».

К элементу «Услуги производственного характера» относятся затраты на оплату услуг без учета налогов (НДС и НсП), оказываемых сторонними организациями производственного характера:

§  выполнение сторонними организациями отдельных операций по ремонту оборудования, изготовлению продукции, обработке сырья и материалов, проведение испытаний для определения качества потребляемых сырья и материалов, контроля за соблюдением установленных технологических процессов, ремонта основных производственных фондов и прочее;

§  транспортные услуги сторонних организаций по перевозкам грузов внутри предприятия (перемещение сырья, материалов, инструментов, деталей, заготовок, других видов грузов с базисного (центрального) склада в цеха (отделения) и доставка готовой продукции на склады хранения, до станции отправления);

§  другие подобные услуги.

Статья «Вспомогательные материалы».

Затраты на вспомогательные материалы складываются из стоимости:

§  приобретаемых со стороны сырья и материалов, которые входят в состав вырабатываемой продукции, образуя ее основу, или являются необходимым компонентом при изготовлении продукции (проведении работ, оказании услуг);

§  покупных материалов, используемых в процессе производства, продукции (работ, услуг) для обеспечения нормального технологического процесса, упаковки продукции или расходуемых на другие производственные и хозяйственные нужды (проведение испытаний, контроля, содержание, ремонт и эксплуатация оборудования, зданий, сооружений, других основных фондов и прочее);

§  запасных частей для ремонта оборудования, инструментов, приспособлений, инвентаря, приборов, лабораторного оборудования и прочих материалов, спецодежды не относимых к основным фондам;

§  покупных комплектующих изделий и полуфабрикатов, подвергающихся в дальнейшем монтажу или дополнительной обработке на данном предприятии.

В стоимость материальных ресурсов включаются также затраты предприятий по приобретению тары и упаковки, полученных от поставщиков материальных ресурсов, за вычетом стоимости этой тары по цене ее возможного использования в тех случаях, когда цены на них установлены особо сверх цены на эти ресурсы. В тех случаях, когда стоимость тары, принятой от поставщика с материальным ресурсом, включена в его цену, из общей суммы затрат по его приобретению исключается стоимость тары по цене ее возможного использования или реализации (с учетом затрат на ее ремонт в части материалов).

Затраты, связанные с доставкой (включая погрузочно-разгрузочные работы) материальных ресурсов транспортом и персоналом энергопредприятия, подлежат включению в соответствующие элементы затрат на производство (затраты на оплату труда, амортизация основных фондов, материальные затраты и другие).

Из затрат на материалы, включаемые в себестоимость продукции вспомогательного производства, исключается стоимость возвратных отходов. Под возвратными отходами производства понимаются остатки сырья, материалов или полуфабрикатов, образовавшиеся в процессе превращения исходного материала в готовую продукцию, утратившие полностью или частично потребительские качества исходного материала (химические или физические свойства и т.п.) или вовсе не используемые по прямому назначению.

Не относятся к отходам остатки материалов, которые в соответствии с установленной технологией передаются в другие цеха субъекта в качестве полномерного материала для изготовления других деталей или изделий.

Не относится к отходам также попутная (сопряженная) продукция, перечень которой устанавливается учетной политикой энергопредприятий.

Отходы подразделяются на возвратные (используемые и не используемые в производстве) и безвозвратные. Возвратными, используемыми в производстве, считаются отходы, которые могут быть потреблены самим субъектом для изготовления основного или вспомогательного производства. Безвозвратными считаются отходы, которые не могут быть использованы при данном состоянии техники, технологические потери: угары, усушка, улетучивание и т.п.

Возвратными, не используемыми в производстве, считаются отходы, которые могут быть потреблены самим субъектом лишь в качестве материалов, топлива, на другие хозяйственные нужды или реализованы в сторону.

Возвратные отходы оцениваются (безвозвратные отходы оценке не подлежат) в следующем порядке:

§  по пониженной цене исходного сырья и материалов (по цене возможного использования), если отходы могут быть использованы для основного производства, но с повышенными затратами (пониженным выходом готовой продукции), или используются для нужд вспомогательного производства или изготовления предметов широкого потребления (товаров культурно-бытового назначения и хозяйственного обихода);

§  по установленным ценам на отходы за вычетом расходов на их сбор и обработку, когда отходы, обрезки, стружка и другие идут в переработку внутри субъекта или сдаются на сторону;

§  по полной цене исходного сырья или материалов, в случае если отходы реализуются на сторону для использования в качестве кондиционного сырья или полномерного (полноценного материала).

Статья «Топливо на технологические цели»

По данной статье отражается стоимость только технологического топлива, расходуемого непосредственно на производство электрической энергии.

Сюда включается стоимость только тех видов топлива, которые приобретаются со стороны, без учета налогов. Затраты на топливо определяются исходя из установленных норм и его потребности:

§  на технологические нужды по выработке электрической энергии в соответствии с заданной выработкой, удельными расходами топлива на единицу продукции и цены одной тонны условного топлива;

§  в расходе топлива на технологические цели, также включаются все топливо, израсходованное в котельной с учетом расхода его на сушку котлов после ремонта, растопки и горячий резерв.

Израсходованное на производство топливо в натуральных измерителях расценивается по средневзвешенной фактической цене (по стоимости приобретения и доставки на склад), а также по маркам топлива и угольным бассейнам, если такое хранение и отпуск на производстве обеспечены.

В полную стоимость топлива входит стоимость топлива по счетам поставщиков по договорным ценам, включая скидки (надбавки) к ценам за пониженное (повышенное) качество топлива (за отклонения от расчетных норм зольности и влажности), железнодорожный тариф, а также расходы по погрузке и доставке (если транспорт сторонних организаций), таможенные пошлины и другие расходы до склада хранения энергопредприятия.

Расход газа на производство принимается по счетам поставщика газа и показаниям на конец месяца газосчетчиков, установленных на электростанциях.

Статья «Горюче-смазочные материалы».

В затратах на горюче-смазочные материалы отражается стоимость всех видов покупного топлива (бензина, дизтоплива, автола, дизмасла, солидола и прочих видов) без учета налогов (НДС и НСП), расходуемого на технологические цели и хозяйственные нужды в цехах основного, вспомогательного производства, обслуживающих производств, хозяйств.

Статьи «Электрическая энергия»

В данных статьях на электроэнергию отражается стоимость всех видов покупной электроэнергии без учета налогов (НДС и НсП), расходуемой на технологические цели и хозяйственные нужды в цехах вспомогательного производства и на хозяйственные нужды предприятия (освещение и отопление помещений, материальных складов и др. непроизводственных зданий), оплачиваемой по счетам поставщиков.

Электроэнергия, расходуемая на собственные хозяйственные нужды электростанций и электроэнергетических компаний, по данной статье не отражается и оплате не подлежит.

Статья «Невозмещенный налог (НДС и НсП)»

В данной статье отражаются невозмещенные налоги, начисляемые в соответствии с Налоговым Кодексом Кыргызской Республики.

3.5.2        Фонд оплаты труда

Оплата труда основного производственного персонала энергопредприятий состоит из:

§  затрат на оплату труда основного производственного персонала предприятия, включая премии рабочим и служащим за производственные результаты, стимулирующие и компенсирующие выплаты, в том числе компенсации по оплате труда, в связи с повышением цен и индексацией доходов в пределах норм, предусмотренных законодательством;

§  компенсаций, выплачиваемых в установленных законодательством размерах женщинам, находящимся в частично оплачиваемом отпуске по уходу за ребенком до достижения им определенного возраста, в соответствии с законодательством.

В состав затрат на оплату труда включаются:

§  выплаты заработной платы за фактически выполненную работу, исчисленные исходя из сдельных расценок, тарифных ставок и должностных окладов, в соответствии с принятыми на предприятии формами и системами оплаты труда;

§  премии за производственные результаты, в том числе вознаграждения по итогам работы за год, надбавки к тарифным ставкам и окладам за профессиональное мастерство, высокие достижения в труде и т.д.;

§  выплаты компенсирующего характера, связанные с режимом работы и условиями труда, в том числе надбавки и доплаты к тарифным ставкам и окладам за работу в ночное время, сверхурочную работу, работу в многосменном режиме, за совмещение профессий, расширение зон обслуживания, за работу в тяжелых, вредных, особо вредных условиях труда и т.д., в соответствии с законодательством;

§  выплаты работникам, высвобождаемым с предприятий и из организаций в связи с их реорганизацией и сокращением численности работников;

§  единовременные вознаграждения за выслугу лет (надбавки за стаж работы по специальности в данном хозяйстве) в соответствии с действующим законодательством;

§  выплаты, обусловленные районным регулированием оплаты труда, производимые в соответствии с действующим законодательством, в том числе выплаты по районным коэффициентам и коэффициентам за работу в пустынных, безводных, высокогорных местностях, надбавки к заработной плате, предусмотренные за непрерывный стаж работы в отдельных регионах республики, где предусматривается компенсация к заработной плате за неблагоприятные условия работы в районах с особыми природно-климатическими условиями (высокогорье, труднодоступность, необжитость, пустынность, безводье, отдаленность);

§  оплата в соответствии с действующим законодательством учебных отпусков, предоставляемых рабочим и служащим, успешно обучающимся в вечерних и заочных высших и средних специальных учебных заведениях, в вечерних (сменных) профессионально-технических учебных заведениях, в вечерних (сменных) и заочных общеобразовательных школах, в случаях, когда обучение сотрудников оправдано потребностями предприятия в соответствии с Трудовым кодексом Кыргызской Республики;

§  суммы, выплачиваемые при выполнении работ вахтовым методом, в размере тарифной ставки к окладу за дни в пути от места нахождения предприятия (пункта сбора) к месту работы и обратно, предусмотренные графиком работы на вахте, а также за дни задержки работников в пути по метеорологическим условиям;

§  суммы, начисленные за выполненную работу лицам, привлеченным для работы на предприятии согласно специальным договорам с государственными организациями (на предоставление рабочей силы), как выданные непосредственно этим лицам, так и перечисленные государственным организациям, в соответствии с законодательством;

§  заработная плата по основному месту работы, во время обучения сотрудников с отрывом от работы в системе повышения квалификации и переподготовки кадров.

3.5.3        Отчисления на социальное страхование

Отражаются обязательные отчисления по установленным законодательством Кыргызской Республики нормам, органам государственного социального страхования: Социальному фонду Кыргызской Республики и Фонду обязательного медицинского страхования при Правительстве Кыргызской Республики, от затрат на оплату труда работников, включаемых в стоимость товаров (работ, услуг) по статье "Заработная плата" (кроме тех видов оплаты, на которые страховые взносы не начисляются).

3.5.4        Прочие расходы

К прочим расходам относятся отчисления в специальные внебюджетные фонды, производимые в соответствии с установленным законодательством порядке и прочие расходы, не распределяемые по элементам.

В состав прочих расходов, не распределяемых по элементам, включаются все расходы, которые по своему характеру не могут быть прямо отнесены ни к одному из ранее перечисленных элементов.

В частности, в эту статью включаются:

§  арендная плата;

§  оплата в виде вознаграждений авторам рационализаторских предложений и изобретений;

§  отчисления на научно-исследовательские работы, стандартизацию и нормализацию, подготовку кадров, повышение квалификации, освоение новых технологий и т.п.;

§  расходы по страхованию имущества предприятия, учитываемого в составе производственных фондов, а также отдельных категорий работников, занятых в производстве продукции (работ, услуг), в соответствии с законодательством;

§  курсовые разницы по операциям, произведенные энергопредприятиями в иностранной валюте;

§  командировочные расходы, связанные с производственной деятельностью;

§  оплата проезда к месту назначения по маршрутным листам, компенсация за разъездной характер работ;

§  услуги сторонних организаций по пожарной и сторожевой охране предприятий, услуги связи, банков, работы по испытаниям, лабораторным анализам, и другие;

§  услуги своих обслуживающих хозяйств, таких как стирка спецодежды и ее ремонт, т.п.;

§  оплата работникам - донорам за дни обследования, сдачи крови и отдыха, предоставляемого после каждого дня сдачи крови;

§  другие затраты, входящие в состав себестоимости производства электрической и тепловой энергии (работ, услуг).

Эти расходы обосновываются расчетами и фактическими затратами по содержанию и эксплуатации оборудования, цеховых расходов, общехозяйственных расходов, расходов по содержанию цехов вспомогательного производства и т.п.

3.5.5        Налоги

Данный элемент включает в себя налоги, сборы и обязательные отчисления в соответствии с законодательством Кыргызской Республики.

3.6              Административные расходы

В отличие от затрат на производство продукции административные расходы не зависят от объема производства и определены как постоянные расходы, не связанные с конкретными видами реализованной продукции или услуг. Электроэнергетические компании несут данные расходы даже в том случае, когда в течение определенного периода они ничего не продали.

К данным расходам административного назначения, следует отнести:

§  оплату труда работников, относящихся к административному персоналу;

§  отчисления от оплаты труда административного персонала по установленным законодательством нормам в органы государственного социального страхования;

§  содержание административного аппарата управления работников, обслуживающих структурные подразделения энергопредприятий, их материально-техническое и транспортное обслуживание. В том числе расходы на содержание служебного легкового автотранспорта и компенсации за использование для служебных поездок личных легковых автомобилей, в соответствии с техническими нормами и параметрами;

§  расходы на содержание и обслуживание технических средств управления, узлов связи, средств сигнализации, вычислительных центров и других технических средств управления, не относящихся к производству (износ основных средств общехозяйственного назначения, расходы на содержание и ремонт зданий, сооружений и инвентаря общехозяйственного назначения);

§  расходы по созданию (строительству, модернизации) и совершенствованию системы и средств административного управления капитализируются и относятся на увеличение их балансовой стоимости;

§  оплату услуг банка;

§  оплату услуг, осуществляемых сторонними организациями по общехозяйственному управлению, в тех случаях, когда штатным расписанием субъекта не предусмотрены те или иные функциональные службы;

§  расходы на командировки административного персонала управления;

§  подъемные при перемещении сотрудников аппарата административного управления;

§  конторские, типографские, почтовые, телеграфные и телефонные расходы;

§  расходы на обучение кадров, компенсации при увольнении работников;

§  расходы по аренде основных средств общехозяйственного назначения;

§  налоги, сборы и отчисления, предусмотренные законодательством;

§  расходы на коммунальные услуги, охрану труда работников (аппарата управления), расходы на охрану энергопредприятия, противопожарную охрану, расходы по проведению мероприятий по охране труда;

§  доплаты в случае временной утраты трудоспособности по больничным листам в соответствии с законодательством;

§  вознаграждения за выслугу лет непроизводственным работникам (аппарат управления и т.д.) в соответствии с действующим законодательством;

§  оплату консультационных (аудиторских) и информационных услуг, включая расходы на проведения тендера;

§  выплаты работникам (аппарат управления и т.д.), высвобождаемым из организаций в связи с их реорганизацией, сокращением численности работников и штатов, в соответствии с законодательством;

§  прочие расходы, связанные с административно-хозяйственной деятельностью.

3.7            Корректировка на потери

Потери являются естественным явлением при передаче электроэнергии. Затраты, связанные с потерями при передаче электроэнергии, должны считаться обычной составляющей операционных расходов и включаются в состав требуемого дохода. Но, с другой стороны, потери вне пределов нормальных ожиданий являются свидетельством плохого состояния инфраструктуры, плохого учета/плохо поставленной работы по выставлению счетов и/или плохого управления. На потребителя не перекладываются те затраты, что проистекают из избыточных потерь энергии.

Корректировка на потери равна значению единиц потерянной электроэнергии выше определенного порогового значения, умноженному на среднее значение затрат по производству и доставке электроэнергии в местную сеть. Эта корректировка работает таким образом, что та компания, на участке которой происходят потери, все равно обязуется оплатить генерирующим и передающим компаниям утерянную электроэнергию, но при этом индивидуальный требуемый доход сокращается на величину избыточных потерь.

Объемы и проценты нормативных потерь определяются компетентными государственными органами в соответствии с законодательством. Объемы и проценты потерь, превышающие нормативные считаются сверхнормативными.

3.8            Прочие доходы

У электроэнергетических компаний есть и иные источники доходов, помимо того, что поступает от продажи отечественным потребителям. Состав источников прочих доходов зависит от энергокомпании, но, в общем и целом, существуют два вида прочих доходов:

§  Доход от экспорта: Как у ОАО «Электрические станции», так и у ОАО «НЭС Кыргызстана», есть доход от экспорта электроэнергии. Такой экспортный доход регулируется теми двухсторонними соглашениями, на основе которых осуществляются импорт-экспорт электроэнергии.

§  Доход от неэлектроэнергетических услуг. Электроэнергетические компании получают доход от оказания иных услуг, не связанных с электроэнергией.

Электроэнергетические компании должны показывать все источники прочих доходов, которые получены ими в результате использования каких-либо объектов инфраструктуры или сотрудников, затраты по которым включаются в состав той основной себестоимости (прямых издержек) электроэнергии, которая используется для формирования тарифов. Объем доходов, не связанных с оказанием услуг отечественным потребителям электроэнергии, вычитывается из состава требуемого дохода.

3.9            Распределение затрат теплоэлектростанций

Размер требуемого дохода для ОАО «Электрические станции» определяется отдельно для тепловой, и отдельно для электрической энергии. Размер требуемого дохода по электроэнергии должен отражать те затраты, которые были понесены в связи с оказанием этого вида услуг. Затраты, которые несет ОАО «Электрические станции» в связи с оказанием энергоуслуг, делятся на три подразделения – гидроэлектростанции, теплоэлектростанции и административные функции. Распределение затрат этих подразделений между тепловой или электрической энергией описывается в последующих разделах. Приведенная выше Методика распределения затрат должна использоваться вырабатывающей компанией при подготовке отчетности для целей формирования тарифов на электро- и теплоснабжение.

3.9.1        Гидроэлектростанции

Все расходы, связанные с гидроэнергетикой должны относиться на услуги по электроэнергии. Доход, поступающий от экспорта гидроэлектроэнергии, должен использоваться для субсидирования затрат, которые несут теплоэлектростанции. Получаемый размер субсидирования должен распределяться пропорционально между электро- и тепловой энергией в соответствии с тем, какую долю в совокупном объеме производства теплоэлектростанции составляет электрическая, а какую долю составляет тепловая энергия, при исчислении их в термических единицах.

3.9.2        Теплоэлектростанции

Теплоэлектростанции предоставляют как тепловую, так и электроэнергию. Затраты теплоэлектростанций должны относится согласно выработке с привязкой к конкретной статье затрат. Ниже представлены методы распределения на основе переменных затрат (производственные затраты) и постоянной выработки (обслуживание долговых обязательств, а также капитальный ремонт и техническое обслуживание).

Производственные затраты теплоэлектростанций

Рекомендуется, чтобы переменные расходы (включая топливо) относились на тепловую или электрическую энергию пропорционально, в соответствии с объемами вырабатываемой тепловой и электрической энергии. Для упрощения, выработка как электрической, так и тепловой энергии должна измеряться в одних и тех же единицах. Количество выработанной тепловой энергии перемножается на тепловой коэффициент (1 ГКалл = 1163 кВтч) и переводится в кВтч. Общий объем выработанной электростанцией энергии может быть рассчитан через следующую формулу:

W=E+Q

где:

§  W – общий объем выработанной энергии (в кВтч);

§  E – выработка электроэнергии;

§  Q - выработка тепловой энергии.

Доли электрической и тепловой энергии в разрезе общей выработки будут использоваться для отнесения переменных затрат. Затраты будут отнесены согласно следующих коэффициентов долей:

 

где:

§   – коэффициент доли электричества;

§   – коэффициент доли тепловой энергии.

Обслуживание долга, ремонт и работы по техническому обслуживанию

Все постоянные расходы (обслуживание долга и расходы по ремонту) должны распределяться на основе установленной мощности по каждому виду энергии.

где:

§  Cw – совокупная установленная мощность;

§  Ce -  установленная мощность выработки электричества;

§  Cq – установленная мощность выработки тепловой энергии.

Все затраты будут распределяться согласно следующих коэффициентов долей:

 

где:

§   - коэффициент доли электричества;

§   – коэффициент доли тепловой энергии.

Административные расходы

Административные услуги оказывают поддержку как гидроэлектростанциям, так и теплоэлектростанциям. Затраты должны распределяться между тепловой и электрической энергией на основе установленной мощности каждой услуги (в данном случае, установленная мощность по электроэнергии – это сумма мощностей по гидроэнергии и электрической составляющей выработки теплоэлектростанций). На различных этапах отнесения затрат следует использовать уравнения, приведенные в разделе 3.9.2

4                   Формирование тарифа и распределение требуемого дохода

После расчета необходимого уровня требуемого дохода, следующим шагом станет распределение требуемого дохода между различными категориями потребителей, а затем разработка тарифов для достижения необходимого уровня доходов.

4.1            Распределение требуемого дохода

Распределение требуемого дохода представляет собой процесс закрепления части требуемого дохода за каждым потребителем. Показатели требуемого дохода по группам должны определяться исходя из принципа происхождения затрат. Другими словами, требование к доходу по конкретной группе следует устанавливать рассчитав стоимость обслуживания данной группы. Различные потребители имеют отличающиеся особенности использования электроэнергии, нормы расхода, требование к оборудованию и административные требования для обеспечения своих потребностей. Как таковой, распределенный по каждому классу требуемый доход должен отражать понесенные коммунальной компанией издержки в виде мощности, электроэнергии и административных расходов для обслуживания этих групп. Расчет объема дохода в перечете на каждого потребителя и является распределением затрат.

Процесс распределения затрат состоит из трех этапов: распределение прямых затрат, классификация затрат, и само распределение затрат. Подходы для каждого из упомянутых этапов описываются данной методикой в следующих подразделах.

4.1.1        Распределение прямых затрат

Задача процесса распределения заключается в точном и пропорциональном соотнесении затрат по группам потребителей соответственно тому, каким образом эти затраты были понесены. Большая часть затрат проистекает из обслуживания всех клиентов и не ассоциируются с той или иной группой потребителей. В отдельных случаях, однако, имеются инфраструктурные объекты, созданные для обслуживания конкретной группы потребителей. В таких случаях инвестиционные затраты и расходы на техническое обслуживание, связанные с данной инфраструктурой, должны относиться непосредственно на данную группу потребителей. Затраты, отнесенные на таких потребителей, должны быть затем вычтены из соответствующих категорий расходов, распределяемых на всех потребителей в рамках двух следующих этапов.       

4.1.2        Классификация затрат

Первым шагом в процессе распределения затрат является их определение как для каждого компонента требуемого дохода, так и для каждого сегмента хозяйственной деятельности (в т. ч. выработки, передачи и распределения), чтобы классифицировать затраты по способу их получения, либо происхождения. Выбор метода классификации затрат определит их распределение на следующем этапе.

Затраты подпадают под одну из трех представленных ниже классификаций:

§  Товарные либо энергетические затраты, которые варьируют в зависимости от произведенного объема электроэнергии. К товарным затратам относится топливо, приобретенная электроэнергия и ряд расходов на эксплуатацию и техническое обслуживание своих мощностей.

§  Затраты на объявленный максимум нагрузки либо мощность, которые варьируют в зависимости от уровня спроса на электроэнергию со стороны потребителей. Затраты на объявленный максимум нагрузки включают в себя любое оборудование либо производственные объекты, требующиеся для удовлетворения выше чем средне-системные уровни нагрузки.

§  Затраты на обслуживание потребителей. Затраты на обслуживание потребителей складываются из предоставления услуг потребителям и не зависят от объемов услуги либо норм использования электроэнергии. Затраты на обслуживание потребителей включают в себя опоры, линии электропередачи, билинговую систему, затраты, связанные с приборами учета и съемом их показаний, а также большинство затрат, связанных с учетом потребителей и собираемостью по счетам.

Классификация затрат будет зависеть от вида предоставляемой услуги. Классификационный подход, который будет использоваться для компонентов требуемого дохода, обозначенных в Разделе 4.1.1, приведен в таблице ниже.

таблице 1: Классификация компонентов требуемого дохода

Компоненты требуемого дохода

Выработка

Передача

Распределение

Обслуживание долга

Нагрузка

Нагрузка

Нагрузка

Капитальный ремонт

Нагрузка

Нагрузка

Нагрузка

Резервы

Нагрузка

Нагрузка

Нагрузка

Затраты на материалы

Товар

Нагрузка

Товар

Фонд заработной платы

Нагрузка

Нагрузка

Потребитель

Отчисления в Социальный фонд

Нагрузка

Нагрузка

Потребитель

Прочие расходы

Нагрузка

Нагрузка

Потребитель

Налоги

Нагрузка

Нагрузка

Потребитель

Корректировка потерь электроэнергии

Товар

Товар

Товар

Прочие доходы

Нагрузка

Нагрузка

Товар

 

4.1.3        Распределение затрат

Определение того, какую часть требуемого дохода необходимо отнести на каждую группу потребителей является процессом распределения затрат. Каждая статья затрат сформирована пропорционально с учетом «факторов распределения», либо набора процентных показателей, на основе характеристик потребителей. Факторы распределения затрат рассчитываются с использованием данных о характеристиках потребителей, которые представляют требования к обслуживанию для каждой из классификаций, описанных в разделе 4.1.2. Общая формула для расчета фактора распределения затрат выглядит следующим образом:

 

где:

§   - фактор распределения затрат «j» для группы потребителей «i»;

§  CCDi - данные о характеристике потребителей на потребителя «i» (т.е. количество потребителей, кВт, гКал, калории, мегаватты и пр.);

§   - является суммой CCD для всех потребителей от класса «i» до «n».

Сумма факторов распределения затрат для этого же требования к обслуживанию равна 100%. Результат представлен в следующем уравнении:

где: фактор распределения затрат «j» для группы потребителей «i»;

Вид данных о характеристиках потребителей, используемых в расчетах факторов распределения затрат, зависит от присвоенной классификации:

 

§  Затраты на обслуживание потребителей используют количество потребителей в каждой из категорий для определения факторов распределения затрат;

§  Затраты на потребление используют объем электроэнергии, потребляемый каждым классом (т.е. кВтч, Гкал, калории) для определения факторов распределения затрат;

§  Затраты на объявленный максимум нагрузки будут относиться с использованием метода расчета затрат на потребителей – по потреблению кВтч каждой категорией потребителей. Данные, необходимые для отнесения затрат на объявленный максимум нагрузки, в настоящее время отсутствуют. В Графике 1 описываются виды данных, необходимых в будущем для отнесения затрат на объявленный максимум нагрузки.

На основе факторов распределения затрат, обозначенных выше, каждый компонент требуемого дохода будет соотнесен к каждой группе потребителей. В результате, за каждым классом закрепляется часть требуемого дохода, который также называется распределенным требуемым доходом. Уравнение для расчета распределенного требуемого дохода выглядит следующим образом:

 

где:

§  ARRi - распределенный требуемый доход для потребителя «i»

§  DS - обязательства по обслуживанию долга;

§  CR - занесенные в бюджет расходы на капитальный ремонт и техническое обслуживание;

§  PC – производственные расходы;

§  AC – административные расходы;

§  ELA – корректировка для учета ненормативных потерь электроэнергии;

§  OR - общая сумма прочих доходов;

§   – любой фактор распределения «j» для потребителя «i», примененный к компоненту требуемой выручки.

Сумма распределенного требуемого дохода для всех групп будет общим требуемым доходом. Эта взаимосвязь представлена в следующем уравнении:

где: RR (требуемый доход) - сумма всего распределенного требуемого дохода для потребителей от группы «i» до «n».

График 1: Распределители будущей нагрузки

Мощность или электрическая нагрузка измеряется в (МВт). Нагрузка определяется различными методами, поскольку электроэнергетические системы спроектированы для обслуживания различных видов нагрузок (в пиковые и непиковые часы).

Следует отметить, что процесс распределения затрат ограничен в силу существующих пробелов в полученных данных от энергокомпаний. В настоящее время отсутствуют данные по нагрузке с почасовой разбивкой по категориям потребителей. Таблица 2 устанавливает критерии измерения нагрузки, которые должны будут использоваться каждым сегментом бизнеса (выработка, передача, распределение), когда требуемая информация станет доступной. По мере совершенствования электроэнергетическими компаниями своих информационных систем и получения больших объемов данных, потребуется уделить больше внимания введению отчетности по информации, описанной выше.

Таблица 1: Методы распределения потребления с разбивкой по сегментам хозяйственной деятельности

Методы распределения потребления с разбивкой по сегментам хозяйственной деятельности

Определение

Сегмент хозяйственной деятельности

Синхронная пиковая нагрузка

Нагрузка по классу в период пикового потребления мощности системой. Фактором распределения является пропорция нагрузки каждого класса в разрезе пиковой нагрузки. За пик берется единственный час в году с высочайшей нагрузкой.

§  Расходы на передачу

Несинхронная пиковая нагрузка

Индивидуальная максимальная почасовая нагрузка для каждого класса (может приходится на разные часы). Для расчета факторов распределения складываются максимальные нагрузки.

§  Распределение

Средняя – дополнительная нагрузка

Средняя и дополнительная нагрузка по классу (разница между несинхронной пиковой нагрузкой и средней) складываются, при этом пропорция каждого класса в итоговом результате считается фактором распределения. Уравнение по выведению средней и дополнительной нагрузок выглядит следующим образом:

 

где:

§  AED – фактор распределения использующий среднюю-дополнительную нагрузку для группы потребителей «i»

ACD - среднее потребление, рассчитанное как: годовая нагрузка группы «i»/8 760;

§  NCP - несинхронная пиковая нагрузка класса «i».

§  Выработка

 

 

4.2            Формирование тарифа

Формирование тарифа – процесс создания тарифа для получения требуемого дохода. В целом, основная задача разработки тарифа заключается в установке тарифов, обеспечивающих компаниям общий требуемый доход. Вторая задача разработки тарифа состоит в том, чтобы каждая группа потребителей получила тариф, отражающий распределенную часть требуемого дохода для данной группы.

В реальной жизни эти задачи не всегда выполнимы. Уполномоченный государственный орган по регулированию ТЭК должен принять во внимание прочие факторы, в том числе концепцию «постепенности», при разработке тарифов. «Постепенность» - подход, который сводит к минимуму резкие повышения тарифов, для защиты потребителей от скачкообразного роста счетов за электроэнергию.

В конечном итоге главной целью уполномоченного государственного органа по регулированию ТЭК является выход на полную самоокупаемость и установку тарифов для потребителей, отражающих полные расходы на их обслуживание. Несмотря на сказанное, при достижении этой цели, уполномоченный государственный орган по регулированию ТЭК должен руководствоваться сбалансированным и тщательно продуманным подходом. Дальнейшие подразделы Методики описывают подход, который уполномоченный государственный орган по регулированию ТЭК примет при формировании тарифов.

4.2.1        Структура тарифа

Тарифы для всех потребителей с приборами коммерческого учета будут устанавливаться на основе замеренного расхода. Для потребителей, не имеющих приборов коммерческого учета, тариф будет установлен на основе усредненного расхода расчетных единиц электроэнергии в пересчете на конкретного потребителя, либо группы потребителей.

Расчет тарифов должен производиться с использованием детерминантных (определяющих) билинговых данных, сопоставленных с периодом прогнозируемых затрат. Билинговая детерминанта – меры потребления, используемые для подготовки счетов потребителей за электроэнергию, либо определения суммарной выручки по тарифным ставкам для всех видов потребителей. Билинговые детерминанты должны соответствовать структуре тарифов, т.е. билинговыми детерминантами для тарифов за электроэнергию являются кВтч, ГКалл, калории. Предоставляя данные по затратам для расчета требуемого дохода, электроэнергетические компании должны также показывать прогнозы по ожидаемым мерам потребления, за которые будут выставляться счета в течение тестового года.

4.2.2        Расчет самоокупаемых тарифов

После того, как требуемый доход определен и распределен между различными группами потребителей, заключительным этапом процесса является разработка тарифа, способного обеспечить соответствующую часть требуемого дохода с каждой группы. Когда тарифы устанавливаются в индивидуальном порядке для каждой группы потребителей с целью получить отнесенную на эту группу часть распределенного требуемого дохода, то они считаются самоокупаемыми. Самоокупаемые тарифы отражают издержки на единицу продукции при электроснабжении различных групп потребителей. Формула для расчета самоокупаемых тарифов выглядит следующим образом:

где:

§  T - тарифная цена за единицу электроэнергии для потребителей группы «i»;

§  ARRi - распределенный требуемый доход для потребителей группы «i»;

§  BDi - билинговая детерминанта, либо меры потребления для потребителей класса «i»;

Расчет тарифа, по вышеприведенной формуле выполняется для отдельно взятой компании или электроэнергетической услуги (например, вырабатывающей компании / товар, передающей компании или распределительной компании). Однако электроснабжение конечного потребителя может потребовать оказания услуг несколькими энергетическими компаниями. Фактический самоокупаемый тариф, выставляемый потребителям, должен в совокупности сочетать рассчитанный компанией-поставщиком самоокупаемый тариф, а также отраженные в полной мере прочие выплаты, произведенные от лица потребителей этой компанией в процессе электроснабжения. Например, тариф для бытовых потребителей электроэнергии должен содержать в себе самоокупаемый тариф, сформированный обслуживающей их распределительной компанией, а также самоокупаемые тарифы ОАО Электрические станции и ОАО НЭСК.

Вне зависимости от окончательного тарифа, уполномоченный государственный орган по регулированию ТЭК раскроет результаты анализа самоокупаемого тарифа при объявлении тарифов. Самоокупаемые тарифы будут представлены как в разрезе компаний, так и групп потребителей. Другими словами, самоокупаемые тарифы рассчитываются индивидуально для каждой компании и группы потребителей.

Ежегодная корректировка курса валют и уровня инфляции производится на основании официальных данных Национального банка КР, Министерства экономики КР, и др. официальных данных.

4.2.3        Решение по окончательному тарифу

Окончательный тариф будет подготовлен уполномоченным государственным органом по регулированию ТЭК. Самоокупаемые тарифы предоставят уполномоченному государственному органу по регулированию ТЭК информацию о наиболее дорогостоящей в обслуживании группе потребителей, о выделении субсидий группам потребителей, а также о потребителях, которые эти субсидии получают. Полученные данные будут использованы для определения тарифов, но не будут выступать решающим фактором при выборе соответствующего уровня тарифов.

При выборе окончательного уровня тарифов, решения уполномоченного государственного органа по регулированию ТЭК будут исходить из ряда принципов:

§  Национальная политика. Любые установленные Жогорку Кенешем Правительством КР предписания в рамках текущей политики, ограничивающие повышение тарифов, либо требующие определенных механизмов социальной защиты, останутся в силе.

§  Простота. Преимущества создания единого тарифа для нескольких категорий потребителей или компаний могут перевесить выгоды от отдельных для этих категорий или компаний тарифов, более точно отвечающих принципу происхождения затрат. Уполномоченным государственным органом по регулированию ТЭК будет проводиться анализ на предмет того, окажется ли работа с меньшим количеством тарифов менее обременительной, либо же целесообразно наличие индивидуальных тарифов для каждой категории потребителей.

§  Постепенность. Постепенность - это концепция заключается в том, что повышение тарифов повышения должно носить ограниченный характер, чтобы оградить потребителей от скачкообразного роста сумм в счетах за электроэнергию. При «постепенности», за стандарт берется правило, что ни одна категория потребителей не должна сталкиваться с годовым повышением тарифа, превышающем 25%.

§  Справедливость. Справедливость означает, что той или иной группе потребителей устанавливается тариф, пропорциональный затратам, понесенным при его обслуживании. При невыходе на самоокупаемость данный принцип используется уполномоченным государственным органом по регулированию ТЭК для того, чтобы не выставлять потребителям тариф, который превысит 150% от уровня самоокупаемости.

Принципы, представленные в этом разделе, будут использоваться как «общее правило» и могут при необходимости быть изменены уполномоченным государственным органом по регулированию топливно-энергетического комплекса. Уполномоченный государственный орган по регулированию топливно-энергетического комплекса даст разъяснения по любым дополнениям и изменениям принципов при установлении тарифов.

4.2.4        Распределение дефицита

Дефицит появляется в случае, когда прогнозируемый доход оказывается меньше, чем требуемый. Это случается, когда тарифы для конечных потребителей устанавливаются ниже уровня самоокупаемости. Пример дефицита представлен в неравенстве ниже:

где:

§  Ti - тариф за единицу электроэнергии для потребителей класса «i».

§  BDi. – общие билинговые детерминанты либо нормы потребления для потребителей класса «i».

§  – общий доход, полученный с потребителей всех классов от «i» до «n».

§  RR j- требуемый доход для компании «j».

При разукрупнении электроэнергетических услуг, аналогично тому, как это было проведено в электроэнергетическом секторе, вопрос отнесения дефицита становится сложным, поскольку тарифная выручка, собираемая распределительной компанией, затем расщепляется между вышестоящими компаниями вырабатывающей и передающей компаниями. Если распределительная компания должна оплатить услуги вырабатывающей и передающей компаний по самоокупаемому тарифу, то дефицит полностью относится на распределение. При альтернативном сценарии, если распределительная компания оплачивает электроэнергию по дисконтированным тарифам, что позволяет ей выйти на полную самоокупаемость, то соответственно дефицит относится на вырабатывающую компанию.

Решение по определению объема дефицита, который возьмет на себя каждая компания, по существу, является вопросом разделения общих отраслевых доходов. На смену системе принятия произвольных решений, при которой компании аргументируют свою часть требуемой выручки в соответствии с потребностями, придет стандартный метод. Уполномоченный государственный орган по регулированию ТЭК использует подход, распределяющий любой прогнозируемый дефицит между энергетическими компаниями, пропорционально их требуемой выручке. Данный подход представлен в виде следующего уравнения:

где:

§  DAj - часть дефицита, отнесенного на компанию «j»;

§  D - прогнозируемый отраслевой дефицит;

§  RRj- требуемый доход для компании «j»

§   – сумма отраслевого требуемого дохода для всех компаний, от «j» до «k».

Суммы распределенного дефицита будут учитываться при определении тарифов для компаний в следующем разделе.

4.2.5        Формирование тарифов компаний

Исторически, тарифы на электричество устанавливались на национальном уровне, вне зависимости от той или иной распределительной компании. Решение использовать единый тариф для всех распределительных компаний, имеющих отличающиеся затраты на единицу продукции, приводит к перекрестному субсидированию. Одинаковые тарифы для каждой распределительной компании, выручка по которым используется для оплаты услуг вышестоящих вырабатывающей и передающей компаний, создают ситуацию, когда одни распределительные компании сталкиваются с недостатком, а другие с избытком требуемого дохода. Решением в данной ситуации может стать создание для каждой компании индивидуальных тарифов на выработку и передачу.

Тарифы для компаний рассчитываются таким образом, при котором сначала прогнозируется доход распределительной компании, а затем этот показатель используется для определения ее платежных обязательств перед вырабатывающей и передающей компаниями. На первом этапе необходимо спрогнозировать поступления каждой распределительной компании в разрезе каждого тарифа для конечного потребителя. Далее, часть этого дохода, пропорциональная сумме требуемого дохода каждой компании за минусом суммы отнесенного на эти компании дефицита (см. Раздел 4.2.4), резервируется. Оставшаяся часть дохода используется для оплаты услуг вырабатывающих и передающих компаний. Требуемый доход (за минусом суммы дефицита) вырабатывающих и передающих компаний относится на каждую компанию пропорционально остаточному доходу каждой распределительной компании. В итоге, тарифы для каждой компании разрабатываются на основе прогнозов сбыта, подготавливаемых вырабатывающей и передающей компаниями в отношении каждой распределительной компании. Уравнения, используемые на каждом этапе данного процесса, описаны подробно в Графике 2 ниже.

После выполнения данного процесса для всех распределительных компаний будет получен ряд индивидуальных тарифов, которые каждая компания использует для оплаты услуг по выработке и передаче. Стоит отметить, что конечные потребители по-прежнему будут платить тот-же тариф. Этот тариф для компаний используется исключительно для транзакций между каждой распределительной и двумя вышестоящими генерирующей и передающей компаниями. В результате, прогнозируемый доход по отрасли распределяется таким образом, что все вырабатывающая, передающая и распределительные компании, по расчетам выходят на свой требуемый доход за минусом любых корректировок дефицита.

График 2: Процедура расчета индивидуальных тарифов для компаний

Шаг 1

Первым шагом при формировании удельных тарифов на выработку и передачу является расчет прогнозируемого дохода от тарифов для конечных потребителей, которые могут быть представлены в уравнении ниже:

Где:

§  PRj – прогнозный доход компании «j»;

§  Ti - тарифная цена на единицу энергоснабжения для потребителей класса «i»;

§  BDi - общие билинговые детерминанты либо нормы потребления для потребителей класса «i».

§   - общая выручка, полученная с потребителей всех групп от «i» до «n».

Шаг 2

Вторым шагом является определение чистого требуемого дохода компании, после принятия во внимание любой суммы дефицита, распределенного для этой конкретной компании. Расчет чистого требуемого дохода представлен в следующем уравнении:

где:

§  NPRj – требуемый чистый доход для компании «j».

§  PRj- требуемый доход для конкретной компании;

§  DAj – сумма дефицита распределенная для конкретной компании.;

§   - общая выручка, полученная с потребителей всех классов от «i» до «n».

Шаг 3

Третьим шагом является определение остаточной части прогнозируемого дохода для каждой компании:

 

Где:

§  RPRj – остаточная часть прогнозируемого дохода для компании «j».

§  NPRj - чистая требуемый доход для компании «j»;

§  PRj - прогнозный доход компании «j»;

Шаг 4

Четвертый шаг складывает остаточную часть требуемого дохода для всех распределительных компаний. Данный шаг представлен в следующем уравнении:

Где:

§  TRPR - сумма остаточного прогнозируемого дохода для всех распределительных компаний;

§  RPRj - остаточная часть прогнозируемого дохода для компании «j»

§   - сумма остаточного прогнозируемого дохода для компаний «j» - «k».

Шаг 5

Пятым шагом является распределение чистого требуемого дохода вырабатывающих и передающих компаний. В этом случае распределение рассчитано с использованием результатов двух предыдущих шагов. Уравнение отнесения по компаниям выглядит следующим образом:

Где:

§  NRRAFj - фактор распределения чистого требуемого дохода для компании «j»

§  RPRj – остаточная часть прогнозируемого дохода для компании «j»

§  TRPR - сумма остаточной части прогнозируемого дохода для распределительных компаний.

Шаг 6

Шестой шаг заключается в использовании распределителей затрат для закрепления за каждой распределительной компанией части остаточной суммы требуемого дохода для оплаты услуг вырабатывающей и передающей компаний. Эти расчеты производятся с использованием следующих уравнений:

 

где:

§   и  - части распределенные требуемого чистого дохода вырабатывающей и передающей компаний, отнесенные на компанию «j».

§   и - части чистого требуемого дохода для вырабатывающей и распределительной компаний:

§  NRRAFj – фактор распределения чистого требуемого дохода для компании «j».

Шаг 7

И последним, седьмым шагом является то, что тарифы, которые должны оплачиваться вырабатывающей и передающей компаниям, рассчитываются путем деления части чистого требуемого дохода, собранного каждой компанией, на объем электроэнергии, выработанной и доставленной до распределительных сетей каждой компании:

 

Где:

§   и  - тарифы компаний для генерации и передачи электроэнергии компании «j»;

§   и - части распределенного чистого требуемого дохода для вырабатывающей и передающей компаний, отнесенные на компанию «j».

§    – тарифицированные единицы за выработку и передачу электроэнергии компании «j».

 

 

 

5                   Процедуры отчетности

Процедуры отчетности являются правилами, в соответствии с которыми компании представляют информацию в уполномоченный государственный орган по регулированию ТЭК. Целью разработки данных процедур является создание унифицированного набора документов, который позволит уполномоченному государственному органу по регулированию ТЭК легко осуществлять проверку информации и сравнивать затраты в разрезе компаний.

Ежегодно электроэнергетические компании представляют определенную документацию, которая впоследствии будет использована уполномоченным государственным органом по регулированию ТЭК для установления тарифов. В рамках процесса установления тарифов компаний должны представить следующее виды отчетов:

§  Информация о компании;

§  Детализация затрат;

§  Сводные затраты;

§  Резервный счет.

Одна печатная копия всех форм представляется в уполномоченный государственный орган по регулированию ТЭК наряду с сопроводительным письмом, подписанным руководителем и главным бухгалтером компании и заверенным печатью данного юридического лица. Все документы также представляются в электронном формате. Разделы с 5.1 по 5.4 описывают результаты, которые ожидает получить уполномоченный государственный орган по регулированию топливно-энергетического комплекса для каждого из перечисленных выше требований.

5.1            Информация о компании

Компании предоставляют различные данные о деятельности компании и характеристиках потребителей. Данные отчеты должны включать в себя следующее:

§  Технические потери;

§  Нетехнические потери;

§  Собственное потребление;

§  Размер пиковой нагрузки (МВт);

§  Произведенное электричество;

§  Полученное электричество (от вышестоящих компаний);

§  Переданное электричество (по линиям высокого напряжения);

§  Поставленное электричество с разбивкой по группам потребителей;

§  Пиковое потребление, с разбивкой по классам потребителей (МВт);

§  Несовмещенный максимум нагрузки, с разбивкой по классам потребителей (МВт);

§  Количество потребителей, с разбивкой по группам потребителей (# потребителей).

Если данные недоступны, компания делает соответствующее уведомление об отсутствии информации при подаче документов. Если не указано иное, вышеупомянутыми единицами измерения являются кВт/ч.

Отчет с указанием информации о компании представляется с отражением прогнозов на испытательный год. Кроме того, представляются отдельные подробные отчеты, охватывающие показатели деятельности за три предыдущих финансовых года.

5.2    Детализация затрат

Сводные таблицы необходимо составлять с указанием детализации затрат по категориям, описанным в Разделе 3. Наряду с предусмотренными в бюджете расходами, представляется динамика затрат по каждой категории за предыдущие три года. Предусматривается подача отдельных таблиц для каждой из следующих категорий:

§  Стоимость активов компании в сомах (по состоянию на конец последнего финансового года);

§  Обслуживание долга;

§  Ремонт и техническое обслуживание;

§  Материальные затраты;

§  Фонд оплаты труда;

§  Отчисления на социальное страхование;

§  Прочие расходы;

§  Налоги;

§  Административные расходы;

§  Прочие доходы.

5.3    Сводные затраты

В отчете о сводных затратах представляется краткое изложение предлагаемого необходимого уровня требуемого дохода для установления тарифов. В ведомости требуемый доход следует представлять в виде совокупного итога по отчетам с детализацией затрат.

 

Стандартный шаблон для отчетов с детализацией затрат в т.ч. и по статьям «Обслуживание долга» и «Ремонт и техническое обслуживание» представлен в Приложении (технико-экономические показатели- ТЭП).

6                   Процесс рассмотрения и утверждения тарифов

После представления форм, описанных в Разделе 5, уполномоченный государственный орган по регулированию ТЭК начинает процесс рассмотрения документации и сбора дополнительных данных, которые будут использоваться для принятия окончательного решения по предлагаемым расходам. Данные расходы будут в дальнейшем использоваться для определения окончательной структуры тарифов. В период рассмотрения, уполномоченный государственный орган по регулированию ТЭК предоставит предварительную информацию по результатам формирования тарифов, чтобы дать общественности возможность высказать свое мнение. Шаги и процедуры процесса рассмотрения и утверждения тарифов устанавливаются в соответствии с нижеизложенными пунктами настоящего раздела.

6.1            Обзор расходов

Уполномоченный государственный орган по регулированию ТЭК отвечает за рассмотрение всех документов, представленных электроэнергетическими компаниями в поддержку предлагаемого необходимого уровня требуемого дохода для каждой компании. На основании имеющейся информации уполномоченный государственный орган по регулированию ТЭК определяет факт включения всех предлагаемых расходов при расчете необходимого уровня требуемого дохода.

 

В следующих подразделах приводится описание процесса обзора стоимости.

6.1.1        Предварительный обзор

Уполномоченный государственный орган по регулированию ТЭК проводит первоначальный обзор всех разделов в рамках тарифной подачи каждой компании. Первоначальный обзор будет сосредоточен на следующих направлениях:

§  Подтверждение того, что все процедуры подачи отчетности соблюдены;

§  Проверка всех расчетов;

§  Идентификация статей затрат, которые требуют дальнейшего разъяснения.

Целью данного обзора является идентификация всех элементов, которые необходимо будет уточнить в период изучения документов.

 

6.1.2        Период изучения документов и информационные запросы

Работа сотрудников уполномоченного государственного органа по регулированию ТЭК заключается в определении того, отражают ли расходы, понесенные каждой компанией, целесообразность хозяйственных решений, которые эти компании принимают от своего лица. Для правильного проведения такого анализа, важно осуществить сбор дополнительной информации, которая могла бы использоваться при проверке затрат или разрешении потенциальных вопросов впоследствии. Уполномоченный государственный орган по регулированию ТЭК осуществляет сбор данной информации посредством «информационных запросов» или письменных вопросов, направляемых энергетическим компаниям. В информационном запросе следует четко указать требуемые информацию или объяснение.

При подготовке информационного запроса сотрудникам следует заблаговременно проанализировать, какие подтверждающие документы необходимы для принятия решения о том, утверждать или отклонять категорию затрат. Как правило, информационный запрос должен отвечать одной из следующих целей:

§  Предоставление справочной информации;

§  Разъяснение об изменениях стоимости или несоответствиях.

Цель разработки формальной процедуры для осуществления таких запросов, вместо простой отправки по электронной почте или звонка сотрудникам компании, является создание прозрачной системы учета и обмена информацией между регулятором и компаниями. Каждый запрос данных, представленный в адрес компаний, должен быть пронумерован и хранится в журнале учета с указанием принятого конкретного решения по установлению тарифов. Формат нумерации для каждого запроса информации выглядит следующим образом:

IR-ACN-YYYY-NNN

 

где:

§  IR- маркировка, означающая сам информационный запрос;

§  ACN- сокращенное название компании (например, «СЭ» для ОАО «Северэлектро»);

§  YYYY - год процесса установления тарифов (например, 2014 г.);

§  NNN - трехзначный номер запроса (например, 001 или 123).

Удовлетворяющий требованиям информационный запрос состоит из следующих трех компонентов:

§  Ссылка на подачу отчетности компаниями. Если есть конкретная категория затрат или документ, который находится под вопросом, ему должно быть определено конкретное место в представляемой отчетности.

§  Контекст запроса. Иногда важно предоставить компании описание ситуации, в связи с которой делается запрос. Чем лучше компания понимает суть запроса, тем лучше она сможет ответить на него.

§  Детализация запроса. При указании запроса, необходимо четко указать конкретную информацию, которая требуется в таком случае. Если есть предпочтение по формату или типу файла (например, электронная копия в формате MS Excel), то такую информацию следует также указать в запросе.

Компании обязаны отвечать на информационные запросы в течение десяти рабочих дней со дня подачи отчетности, начиная с даты получения письма уполномоченным государственным органом по регулированию ТЭК. Компании не обязаны отвечать на какие-либо информационные запросы, сделанные после даты окончания периода анализа документации, как указано в Разделе 6.4.

6.1.3            Решение по затратам

Заключительным шагом в процессе обзора затрат является принятие решения по утверждению либо отклонению затрат, предлагаемых для включения в требуемый доход. В этих целях, уполномоченный государственный орган по регулированию ТЭК изучит документы компаний на предмет целесообразности понесенных затрат и соответствия таковых нормативным требованиям для отражения в тарифах. Целесообразными считаются те затраты, что демонстрируют рациональность принятых компанией решений.

Решение по утверждению либо отклонению той или иной статьи затрат, будет зависеть от конкретной ситуации. Таким образом, не имеет смысла создавать свод правил, регулирующих одобрение или отклонение различных статей затрат. Уполномоченный государственный орган по регулированию ТЭК должен проанализировать любые затраты / статьи затрат, которые не согласуются с отчетными расходам компании за предыдущие годы, либо расходами смежных компаний в энергетическом секторе. Уполномоченному государственному органу по регулированию ТЭК разрешается запрашивать дополнительную информацию для изучения и определения причин таких отклонений. Решение одобрить или отклонить какие-либо затраты зависит от того, предоставит ли компания приемлемое объяснение, подкрепляющее целесообразность несения таких затрат.

6.2Общественные слушания по тарифам для конечных потребителей

После объявления о принятии предварительного тарифного расчета, каждая компания должна провести, как минимум, одно общественное слушание в своей зоне обслуживания, чтобы дать общественности возможность выразить мнение по предлагаемым тарифам. Дата и место проведения общественных слушаний должны быть опубликованы в местной газете, а также на веб-страницах компании и уполномоченного государственного органа по регулированию ТЭК, по крайней мере, за пять рабочих дней до собрания. Компании и уполномоченный государственный орган по регулированию ТЭК должны согласовать график общественных слушаний до публикации каких-либо дат. Сотрудники компании и уполномоченного государственного органа по регулированию ТЭК должны присутствовать на каждом слушании. По возможности, представители уполномоченного государственного органа по регулированию топливно-энергетического комплекса должны также выступать в качестве модераторов мероприятия. Каждое слушание будет иметь следующий регламент:

§  Сначала представляются сотрудники уполномоченного государственного органа по регулированию ТЭК, а затем представители компании;

§  Компания проводит краткий обзор предлагаемых затрат, направленных в уполномоченный государственный орган по регулированию ТЭК;

§  Сотрудники уполномоченного государственного органа по регулированию ТЭК представляют информацию о предварительном решении по тарифу.

§  Представители общественности имеют право выразить свое мнение в течение 3-5 минут. Регламент может быть установлен сотрудниками уполномоченного государственного органа по регулированию ТЭК в зависимости от количества участников, приглашенных на слушание.

Модератор слушаний должен особо оговорить, что в процессе формирования тарифов потребителям предоставляется возможность выразить жалобы, либо представить на рассмотрение регулятора аргументы.

6.3            Объявление о тарифе

При объявлении решения о конечном тарифе уполномоченным государственным органом по регулированию ТЭК должно быть дано четкое разъяснение и обоснование процесса формирования тарифа. В ходе процесса формирования тарифов будут сделаны два объявления: объявление о предварительных тарифах, а также объявление об окончательном решении по официальным тарифам.

6.3.1        Предварительное объявление

Уполномоченный государственный орган по регулированию ТЭК объявит о предварительных итогах анализа и предлагаемом тарифе до принятия окончательного решения о тарифе. Это объявление будет сделано в форме пресс-релиза, опубликованного в электронной форме на веб-странице уполномоченного государственного органа по регулированию ТЭК, а также должно иметься в распечатанном виде.

В данный пресс-релиз войдет следующая информация:

§  Тарифы для конечного потребителя;

§  Тарифы для компаний;

§  Обзор предлагаемых затрат и прогнозируемой выручки компаний.

Предварительное объявление будет сделано к дате, обозначенной в Разделе 6.4.

6.3.2        Решение об установлении окончательных тарифов

Решение об окончательном тарифе будет оформлено в виде обзорного отчета по тарифным решениям, принятым уполномоченным государственным органом по регулированию ТЭК. Данный отчет должен включить следующие разделы:

§  Вводная часть. Обобщенная информация по процессу формирования тарифов, должна включаться, но не ограничиваться датой подачи отчетности компаниями, количеством информационных запросов, датой и обзором решения о предварительном решении, датой общественных слушаний и обзором отчета.

§  Обзор отчетности компаний по затратам: описание предлагаемых каждой компанией затрат в разрезе отчетных данных по затратам за предыдущие годы. В обзор следует включить соответствующую информацию от компаний по обоснованию затрат.

§  Самоокупаемые тарифы. Следует представить таблицу с расчетами по самоокупаемым тарифам.

§  Вывод по окончательным тарифам. Окончательный расчет тарифа должен содержать перечень цен для конечных потребителей, на которых эти цены будут распространяться. Кроме того, в нем следует указать индивидуальные тарифы для компаний.

§  Объяснение по окончательным тарифам. Уполномоченный государственный орган по регулированию ТЭК должен предоставить обзор с изложением причин и принципов, использовавшихся при разработке тарифов.

§  Обоснование окончательных тарифов. Сводная таблица, представляющая: прогнозируемый доход для каждой компании, одобренные показатели требуемого дохода и любой получаемый дефицит.

            Решение об окончательном тарифе должно быть объявлено на дату, обозначенную в разделе 6.4. Данный отчет будет опубликован в электронной форме на веб-сайте уполномоченного государственного органа по регулированию ТЭК, а также иметься в документарной форме в его офисе и электроэнергетических компаний. В дополнение, в ряде газет и распечатываемых электронных СМИ будет опубликован пресс-релиз о принятии решения об окончательном тарифе.

6.4            График процесса

Уполномоченный государственный орган по регулированию ТЭК будет устанавливать тарифы на электроэнергию ежегодно, руководствуясь, каждый раз нижеприведенным графиком.

Таблица 2: График процедур формирования тарифов

Шаг

Даты

Описание

Компании предоставляют планируемые технико-экономические показатели (ТЭП) на следующий год и документы, необходимые для формирования тарифов с учетом фактических данных за 11 месяцев и ожидаемых показателей за декабрь

до 31 декабря

В конце каждого календарного года уполномоченный государственный орган по регулированию ТЭК рассматривает материалы по бюджету энергокомпаний на следующий год. Данная работа проводится с учетом представленных энергокомпаниями данных о прогнозных затратах на будущий год с учетом фактических данных за 11 месяцев и ожидаемых за декабрь, а также возможной структуре потребления на год.

Период изучения документов

до 10 февраля

Уполномоченный государственный орган по регулированию ТЭК изучает поданные компаниями документы и проводит анализ технико-экономических показателей компаний.

Утверждение тарифов

до 15 февраля

На основе проведенного анализа затрат, уполномоченный государственный орган по регулированию ТЭК утверждает тарифы для энергокомпаний на покупку и передачу электрической энергии

Компании подают окончательную фактическую отчетность за предыдущий год

31 марта

Электроэнергетические компании направляют документы, определенные для процедуры подачи отчетности.

Период изучения документов

31 марта – 15 мая

Уполномоченный государственный орган по регулированию ТЭК изучает поданные компаниями документы и при необходимости направляет запросы на получение информации. Компании должны ответить на такие запросы в течение двух недель. Компании не обязаны отвечать на какие-либо запросы на получение информации, направленные после 15 мая.

Период анализа и принятия решения

16 мая – 30 июня

Уполномоченный государственный орган по регулированию ТЭК анализирует поданные компаниями документы и дополнительную информацию и делает выводы в отношении фактических затрат по сравнению с планом, и тарифов для конечных потребителей.

Объявление достаточности или недостаточности действующих тарифов

1 июля

Уполномоченный государственный орган по регулированию ТЭК объявляет результаты анализа и отчетов компаний и размеры необходимых тарифов для самоокупаемой деятельности на планируемый год..

Общественные слушания

6 - 15 июля

После объявления о принятии предварительного тарифного расчета, каждая компания должна провести, как минимум, три общественных слушания в своей зоне обслуживания, чтобы дать общественности возможность выразить мнение по предлагаемым тарифам. Дата и место проведения общественных слушаний должны быть опубликованы в местной газете, а также на веб-страницах компании и уполномоченного государственного органа по регулированию ТЭК, по крайней мере, за пять рабочих дней до собрания. Компании и уполномоченный государственный орган по регулированию ТЭК должны согласовать график до публикации каких-либо дат. Сотрудники компании и уполномоченного государственного органа по регулированию ТЭК должны присутствовать на каждом слушании.

Объявление окончательного тарифа

31 июля

Уполномоченный государственный орган по регулированию ТЭК объявляет решение об окончательном тарифе.

Дата вступления тарифа в силу.

1 августа

Новые тарифы вступают в силу. Тарифы остаются действительными в период с 1 августа по 31 июля.

 

7                   Ответственность за нарушение настоящей Методики

Все электроэнергетические компании, регулируемые уполномоченным государственным органом по регулированию ТЭК, придерживаются требований, предусмотренных вышеуказанными нормативными правовыми актами. 

7.1            Нарушения

К нарушениям относятся:

1.       Завышение (занижение) регулируемых тарифов (цен) на продукцию (работы, услуги), установленные в ходе мониторинга (проверки) затрат, проводимых уполномоченным государственным органом по регулированию ТЭК;

2.       Применение непредусмотренных надбавок, наценок к тарифам (ценам) при наличии установленных;

3.       Включение в стоимость продукции (работ, услуг) фактически невыполненных работ или выполненных не в полном объеме;

4.       Применение тарифов (цен) без учета удешевления сырья, материалов и других технологических изменений;

5.       Использование не в полном объеме или не по назначению средств, начисленных за счет себестоимости продукции (работ, услуг) и части прибыли, предназначенной для инвестиций;

6.       Включение в стоимость продукции (работ, услуг) затрат выше утвержденных норм и/или фактически сложившихся за ряд лет;

7.       Преднамеренное завышение статей затрат при формировании стоимости продукции (работ, услуг) установленное в ходе мониторинга (проверки) затрат, проводимых уполномоченным государственным органом по регулированию ТЭК;

8.       Занижение удельного веса фактической зарплаты на единицу продукции (работ, услуг) по сравнению с закладываемыми объемами при согласовании, установленное в ходе мониторинга (проверки) затрат, проводимых уполномоченным государственным органом по регулированию ТЭК;

9.       Непредставление государственному уполномоченному органу по регулированию ТЭК материалов на установление тарифов (цен) или представление с нарушением требований, установленных настоящей Методикой;

10.   Реализация продукции (работ, услуг) по тарифам (ценам), не установленным государственным уполномоченным органом по регулированию ТЭК;

11.   Отсутствие раздельного учета затрат, доходов и активов, задействованных по каждому виду регулируемой продукции (работ, услуг).

7.2            Правоприменение

1.    В случае нарушения настоящей Методики сумма незаконно полученного дохода, определенная уполномоченным государственным органом по регулированию ТЭК в ходе мониторинга (проверки) затрат, подлежит перечислению в республиканский бюджет по решению уполномоченного государственного органа по регулированию ТЭК.

2.       Решение о перечислении незаконно полученного дохода принимается руководителем государственного уполномоченного органа по регулированию ТЭК, сумма подлежит уплате в тридцатидневный срок. В случае несвоевременного перечисления указанных сумм взимается 0,5 процента пени за каждый день просрочки.

3.       Факты нарушений настоящей Методики, выявленные другими контролирующими органами, и материалы по ним направляются в уполномоченный государственный орган по регулированию ТЭК для принятия решения.

4.       В случае невозможности определения суммы незаконно полученного дохода в результате нарушения настоящей Методики, по решению государственного уполномоченного органа по регулированию ТЭК подлежат взысканию 25 процентов от суммы среднемесячного дохода.

5.       За не предоставление материалов для установления тарифов (цен) уполномоченный государственный орган по регулированию ТЭК выдает соответствующее предписание, в котором указывается срок устранения нарушения. В случае невыполнения требований предписания подлежат взысканию 5 процентов от суммы месячного дохода.

6.       Решение уполномоченного государственного органа по регулированию ТЭК о перечислении незаконно полученного дохода может быть обжаловано в вышестоящем органе или суде.

 




[1] Амортизация – концепция бухгалтерского учета, используемая для приблизительного расчета износа актива.

[2] Сумма средств, учитываемая при расчете тарифа для приблизительного определения прибыльности (дивиденды плюс рост стоимости акций для акционеров; процентные платежи для кредиторов), ожидаемой инвесторами и кредиторами. Норма прибыльности рассчитывается как процент от общей рыночной стоимости активов компании. Процент «разрешенной прибыльности» устанавливается регулирующим органом.

 

Filtered HTML

  • Адреса страниц и электронной почты автоматически преобразуются в ссылки.
  • Разрешённые HTML-теги: <a> <em> <strong> <cite> <blockquote> <code> <ul> <ol> <li> <dl> <dt> <dd>
  • Строки и параграфы переносятся автоматически.

Plain text

  • No HTML tags allowed.
  • Адреса страниц и электронной почты автоматически преобразуются в ссылки.
  • Строки и параграфы переносятся автоматически.
CAPTCHA
Для доказательства того, что вы человек введите пожалуйста символы с картинки
Image CAPTCHA
Введите символы с картинки