Указ No 195 / 2014 Coll.
Указ про метод регулювання цін і процедур регулювання цін на газ
Чинний
Замовити
Чинний від 12.09.2014
Версії тексту:
12.09.2014
Zobrazeno prvních 200 z celkem 688 ustanovení tohoto předpisu.
Zobrazit celý předpis →
Pro stažení celého znění použijte tlačítko Stáhnout výše.
195 км
ВИЗНАЧЕННЯ
від 4 вересня 2014
на шляху регулювання цін на газ
Згідно з розділом 98а (2) (f) Акту No 458 / 2000 Coll., з Умов та умов ведення бізнесу та на виконання Урядової адміністрації в енергетичному секторі та про внесення змін до Закону No 158 / 2009 Coll., Енергетичний Акт забезпечує виконання розділу 19a:
Основні поняття
Для цілей цієї постанови:
(а) регульований рік календарного року, за який ціни регулюються Офісом;
(b) нормативний період, визначений строком шести послідовних контрольованих років;
(c) додається регіональна система розподілу газу, до якої додано 90 000 або більше точок попиту замовника;
(d) локальна система розподілу газу, до якої підключено менше 90 000 точок попиту клієнтів.
Метод регулювання та ціноутворення в газі
(1) Адміністрація регулює ціни на газ відповідно до нормативної формули, встановленої в додатку 1 до цього Регламенту.
(2) Адміністрація регулює ціни на розподіл газів відповідно до нормативної формули, встановленої в додатку 2 до цього Регламенту.
(3) Оператор локальної системи розподілу використовується ціни розподілу газу до ціни розподілу газу оператора регіональної системи розподілу, до якого підключена система розподілу. Якщо Адміністрація вирішить про різне визначення дозволених надходжень та вартості змінних оператора системи розподілу за Енергетичним Актом, встановлення цін на розподіл газу оператором локальної системи розподілу, відповідно до Додаток 2 до цієї Указу, приступаємо відповідно до вимог Угоди. Вартість, встановлена цією процедурою, використовується оператором локальної системи розподілу до кінця нормативного періоду, в якому вони визначені.
(4) Проведено процедуру визначення коефіцієнтів корекції операторів системи передачі та операторів системи розподілу в додатку 3 до цього Регламенту.
(5) Порядок визначення регульованого значення газоустановки та порядок визначення регульованої вартості газоустановки встановлюється в додатку 4 до цього Указу.
(6) Положення цього Наказу щодо оренди застосовуються мутанди мутатису до пахту або іншого права користування на газову установку, для якої держатель не має права власності.
(1) За нормативний період, Адміністрація повідомляє Оператора системи передачі параметрів нормативної формули за наступним чином:
(а) початкова вартість уповноважених витрат;
(b) початкове значення бази активів;
(c) річне значення коефіцієнта ефективності;
(d) індекс цін на послуги бізнесу.
(2) За нормативний період Адміністрація повідомляє Оператора системи розподілу параметрів нормативної формули в наступному обсязі:
(а) початкова вартість уповноважених витрат;
(b) початкове значення бази активів;
(c) річне значення коефіцієнта ефективності;
(d) індекс цін на послуги бізнесу.
(3) Зміни до параметрів нормативної формули, зазначених у пунктах 1 та 2, можливо лише в період регулювання, де:
(а) зміни законодавства безпосередньо пов’язані з ліцензованою діяльністю власника ліцензії, що має значний вплив на параметри нормативної формули;
(b) виняткові зміни на ринку газу або інші виняткові зміни в національній економіці, гідні особливого розгляду; або
(c) визначення значень параметрів на основі невірних, неповних або помилкових супровідних документів або даних.
(1) За регульований рік Адміністрація повідомляє Оператора системи передачі параметрів нормативної формули за наступним чином:
(а) значення індексу споживчої ціни;
(b) значення індексу вартості бізнес-послуг;
(c) значення запланованого знецінення основних засобів;
(d) коефіцієнт корекції знецінення;
(e) норма повернення на нормативну базу активів;
(f) планове значення активованих інвестицій;
(г) планове значення видаткових активів;
(h) фактор перетворення для знецінення;
(i) коефіцієнт відповідності прибутку;
(j) запланована ціна закупівлі для газової енергії для покриття втрат і за оцінювання газопроводів для приводу ТПВ в системі передавання;
(k) кількість втрат, дозволених в системі передачі;
(l) запланована сума газоенергетики для приводу компресорних станцій в системі передачі газу до виходу побутової точки і до вихідних точок віртуального газосховища;
(м) запланований акцизний обов’язок на суму газової енергії для поширення компресійних станцій в системі передавання;
(n) планові доходи оператора системи передачі для відхилень над дозволеною толерантністю і плановими доходами для балансування газу, мінусом вартості його придбання;
(o) заплановані витрати на обслуговування гнучкого газового дилера або газового контейнера;
(p) запланована фіксована ємність при вході та точках виходу;
(q) коефіцієнти розподілу допустимих надходжень на початкові та вихідні точки;
(r) коефіцієнти розподілу цін на в’їзд та вихідний пункт кордонів;
(s) коефіцієнти розрахунку об’єму газу для покриття поширення компресійних станцій на точках виходу системи передачі;
(t) коефіцієнт регулювання бази активів;
(u) фактор корекції прибутку;
(v) коефіцієнт корекції газотранспортної діяльності;
(w) коефіцієнт розподілу фактичних надходжень передачі газу в пунктах входу;
(х) значення дозволених продажів для діяльності міжнародного газотранспорту на КПВ;
(y) значення інвестиційного фактора.
(2) За регульований рік Адміністрація повідомляє Оператора системи розподілу параметрів нормативної формули за наступним чином:
(а) значення індексу споживчої ціни;
(b) значення індексу вартості бізнес-послуг;
(c) значення запланованого знецінення основних засобів;
(d) коефіцієнт корекції знецінення;
(e) норма повернення на нормативну базу активів;
(f) планове значення активованих інвестицій;
(г) планове значення видаткових активів;
(h) заплановані витрати на придбання газу для власного технологічного споживання;
(i) кількість збитків, що дозволені;
(j) запланована сума газу для фактичного технологічного споживання оператора системи розподілу;
(k) планові витрати переливу газу між розподільними системами;
(l) коефіцієнт регулювання бази активів;
(m) фактор корекції прибутку;
(n) коефіцієнт корекції газорозподільної діяльності;
(o) заплановані витрати на придбання газу на покриття дозволеної суми збитків в системі розподілу;
(p) заплановане значення регульованих витрат оренди для використання газоустановок;
(q) балансуючий фактор регульованих витрат оренди для використання газоустановок;
(р) значення інвестиційного фактора.
(1) Адміністрація повідомляє Оператора системи передачі і оператора системи регіонального розподілу значень параметрів нормативної формули не пізніше 5 місяців до початку нормативного періоду, якщо значення параметрів, зазначених у статті 3 (1) і (2) стурбовані, а не пізніше 4 місяців до початку кожного регульованого року, якщо параметри, зазначені у статті 4 (1) і (2) стурбовані.
(2) Адміністрація повідомляє Оператора системи передачі та оператора регіональної системи розподілу за 30 вересня календарного року, що передує регульований рік розрахункових цін на газопередачі та розподіл газів.
(3) Адміністрація повідомляє оператору локальної системи розподілу, яка вже була встановлена різна ціна розподілу газу в попередньому році того ж нормативного періоду відповідно до статті 2 (3), 31 жовтня календарного року, що передує регульованому році розрахункових цін на розподіл газу для системи розподілу газу, керованої ним.
(4) Адміністрація запрошує оператор локальної системи розподілу, який запитав, протягом поточного року, встановлення цін на розподіл газів відповідно до статті 2 (3), подати протягом 15 календарних днів отримання запиту на господарські та технічні дані, необхідні для встановлення різних цін. Підтримувані документи будуть оцінювати Адміністрацією протягом 30 календарних днів їх отримання в умовах та змісту даних, необхідних для визначення різних цін на конкретні умови локальної системи розподілу. Розраховані ціни будуть повідомлені Адміністрацією до оператора системи розподілу протягом 30 днів отримання документів, необхідних для визначення різних цін.
(5) Адміністрація визначить ціни на розподіл газу за ціновим рішенням оператора локальної системи розподілу, яка запитала на встановлення іншої ціни згідно статті 2 (3), не пізніше наступного календарного місяця після календарного місяця, в якому були розраховані різні ціни, з ефектом від першого дня календарного місяця, за яким були визначені ціни.
(6) Офіс фіксує ціни, за винятком тих, які зазначені у другому вирокі статті 2 (3), за рішенням 30 листопада календарного року, що передує регульований рік, з дією від 1 січня регульованого року. У разі цінового регулювання в матеріальному способі Офіс визначає умови проведення переговорів ціни за ціновим рішенням від 30 листопада календарного року, що передує календарний рік, за який закладаються умови переговорів ціни, з ефектом від 1 січня поточного року. Де Офіс регулює ціни з різним ефектом від 1 січня поточного року, він визначає ціни або умови для переговорів цін на цінове рішення не менше 30 календарних днів до дати їх застосування.
Метод регулювання та ціноутворення для діяльності газового ринку
(1) Адміністрація регулює ціну на діяльність оператора ринку газу відповідно до нормативної формули, встановленої в додатку 5 до цього Регламенту.
(2) Проведення процедури визначення коефіцієнтів корекції для власників ліцензій на діяльність оператора ринку в додатку 6 до цього Указу.
(3) За нормативний період, Адміністрація зобов’язується повідомити ліцензіата про параметри нормативної формули для газової діяльності за наступним чином:
(а) початкова вартість уповноважених витрат;
(b) річне значення коефіцієнта ефективності;
(c) коефіцієнт цін для бізнес-послуг;
(d) індекс цін на послуги, що надаються в галузі програмування та консультації.
(4) Зміни до параметрів нормативної формули, зазначених у пункті 3, можуть бути тільки при нормативному періоді, де:
(а) внесення змін до законодавства, пов’язаних з ліцензованою діяльністю власника ліцензії, яка має значний вплив на параметри нормативної формули;
(b) виняткові зміни на ринку газу або інші виняткові зміни в національній економіці, гідні особливого розгляду; або
(c) налаштування параметрів на основі невірних, неповних або помилкових супровідних документів або даних.
(5) За регульований рік Адміністрація повідомляє власника ліцензії на діяльність оператора ринку параметрів нормативної формули в наступному обсязі:
(а) значення індексу споживчої ціни;
(b) значення індексу вартості бізнес-послуг;
(c) значення цінового індексу послуг, що надаються в галузі програмування та консалтингу;
(d) значення запланованого знецінення основних засобів для газової діяльності;
(e) коефіцієнт корекції знецінення газу;
(f) заплановані значення збору та споживання газу для розрахунку ціни на регульований рік у газовій промисловості;
(г) дохід від інших газових заходів;
(h) фактор ринку газової діяльності;
(i) швидкість повернення на уповноважені витрати на газ.
(6) Адміністрація повідомляє власника ліцензії діяльності оператора ринку значень параметрів нормативної формули не пізніше ніж за 5 місяців до початку нормативного періоду, якщо значення параметрів, зазначених у пункті 3, турбуються, а не пізніше 4 місяців до початку кожного регульованого року, якщо значення параметрів, зазначених у пункті 5 стурбовані.
(7) Адміністрація повідомить власника ліцензії діяльності оператора ринку 30 вересня календарного року, що передує визначений рік розрахункової ціни на регульовану діяльність оператора ринку.
(8) Офіс фіксує ціни на цінове рішення 30 листопада календарного року, що передує регульований рік, з дією з 1 січня регульованого року.
Порядок фіксації цін при встановленні ліцензії або при перетворенні тримачача ліцензії і при придбанні газу або оренді
(1) Де правовідношення надається юридичній особі без правового попередника або ліцензія надається природній особі протягом регульованого року і правовласник не виконав ліцензійну діяльність у попередньо визначеному році, Офіс направляє положеннями § 3 до 5 мутанів при встановленні регульованих цін.
(2) Де, під час регульованого року, два або більше держателів, які надавали ліцензенту за тією ж діяльністю, ціни регульованих заходів, укладених на правовий попередник Ліцензіара для кожного з їх призначених територій, продовжують застосовуватися до таких держателів, поки не закінчиться регульований рік.
(3) Де, протягом регульованого року, два або більше держателів, які беруть участь у тій же діяльності, ціни регульованих заходів, укладених для держателів, щодо кожного з їх визначених територій, продовжують застосовуватися до держателів, для яких активи існуючих або існуючих держателів ліцензія переносяться до кінця регульованого року.
(4) Якщо, під час регульованого року активи власника ліцензії перераховуються на одного учасника або акціонера (2), які мають право на таку ж діяльність, як або стосується такої ліцензії, ціни на регульовану діяльність існуючого власника ліцензія продовжувати застосовувати до закінчення регульованого року.
(5) Де, під час регульованого року, поділ тримачача ліцензента шляхом поділу з формуванням нових компаній або підрозділом з'єднання м3, здійснюється ціни на регульовану діяльність тримачача ліцензія продовжує застосовуватися до правового наступника або наступників, за умови, що вони тримають ліцензії на однакову активність, як ліцензіат, що набутий, до кінця регульованого року.
(6) Де, протягом регульованого року, власник ліцензії поділяється шляхом формування нових компаній або підрозділом з'єднання м3), ціни на регульовану діяльність розподіленого власника ліцензія продовжує застосовуватися до правового наступника або наступника, якщо ліцензована діяльність пройшла на них від розподіленого власника ліцензії і є власниками ліцензій до тієї ж діяльності, як розподіленого власника ліцензія, до кінця регульованого року.
(7) Де, під час регульованого року, передача або володіння установою або частиною, що передбачає встановлення газу для виконання ліцензованої діяльності або передачі або оренди газоустановки для виконання ліцензійної діяльності здійснюється передачею, меншим, симулятором або симулятором або особою, яка іншим чином уповноважена використовувати газову установу для виконання ліцензійної діяльності до кінця регульованого року, ціна регульованих заходів, здійснених авіаперевізником, меншою або іншою особою, яка залишає газовий об'єкт для використання на визначеній території.
(1) Де наслідки злиття або злиття, зазначених у статті 7 (2) або (3), передача активів до акціонера або акціонера відповідно до статті 7 (4), поділ правовласника відповідно до статті 7 (5) або (6), або передачі або оренди газоустановки, що обслуговує ліцензовану діяльність відповідно до статті 7 (7), здійснюється після 30 листопада поточного року, Офіс має на меті визначення регламентованих цін на наступний рік на інформацію, надану юридичними попередниками Ліцензіара, субпідрядниками, передачею або субпідрядниками або субпідрядниками ліцензійної діяльності. Ціни, викладені для цих суб’єктів та їх позначених територій на наступний регульований рік, поширюються на їх правовий наступник, еквайрингова компанія, прийняття партнера або акціонера, або окупця або симулятора закладу або частини, або на орендодавця, орендаря або інші уповноважені використовувати природний газоустановку для здійснення ліцензійної діяльності на весь регульований рік, якщо Офіс надає інше, де виправдано. Те ж саме слід застосувати, де правові наслідки злиття, злиття, поділу, передачі активів до одного учасника або акціонера, передачі або власності заводу, або частини його, або передачі або оренди газоустановки для ліцензованої діяльності, зазначеної в цьому пункті, ініційованої протягом регульованого року, відбуваються тільки на перший день регульованого року.
(2) Де оператор регіональної системи розподілу набуває установку газу на його визначеній території, Адміністрація враховує в нормативну базу активів, які сплачують вартість активів, так придбаних, але не більше, ніж регульоване значення газового заводу, встановленого відповідно до Додаток 4 до цього Указу. Визначено нормативну базу активів, визначених таким чином, буде прораховано відповідне визначення. Де оператор регіональної системи розподілу набуває газоустановку поза її позначеною територією, регульованою ціною розподілу газу для газорозподільної системи газового оператора, до якої підключено газоустановка, продовжить застосувати до цієї точки попиту.
(3) Де оператор локальної системи розподілу набуває установку газу на платній або договірній основі, Адміністрація враховує, в нормативно-правових засадах активів, сплачених, ціна активів так придбана, але не більше регульованого значення газоустановки, встановленого в додатку 4 до цієї Укази. Визначено нормативну базу активів, визначених таким чином, буде прораховано відповідне визначення.
(4) Де оператор системи розподілу уклала договір оренди газу протягом регульованого року, Адміністрація враховує дозволені витрати оренди, але не більше регульованих витрат оренди газу, встановлених в додатку 4 до цього Регламенту.
Перехідні положення
(1) За нормативний період, починаючи з 1 січня 2010 року і закінчуючи 31 грудня 2015 року, Адміністрація діятиме вперше відповідно до цього Указу на визначений рік 2015 року.
(2) Коригувальні чинники, встановлені відповідно до Додаток 3 та Додаток 6 до цього Положення про останні два роки нормативного періоду, починаючи з 1 січня 2010 року та закінчуючи 31 грудня 2015 року, розраховуються протягом нормативного періоду з 1 січня 2016 року.
(3) Актуальна вартість інвестиційного фактора, визначеного у зв’язку з коефіцієнтом корекції за регульований рік 2015 року, не входить до параметра бази активів та відповідних значень коефіцієнта розпаду на відповідні регульовані роки.
(4) Нормативно-правова база активів, визначених у відповідності до методології додаткового податку на додану середню вартість капіталу, встановлена на визначений рік 2015 року, на підставі середнього цього параметра з 2013 та 2014, тобто для газотранспортної діяльності 6,105% та для газорозподільної діяльності 6,479%. Вартість видаткових витрат на 2015 рік визначається без впливу коефіцієнта ескалації витрат на рік та фактором ефективності, тобто на рівні допустимих витрат на регульований рік 2014. Порядок, встановлена в додатку 1 та 2, не поширюється на визначення коефіцієнтів повернення регульованої бази активів та витрат на неї.
(5) Повідомлень, що стосується § 8 (1) Указу No 140/2009 Кол., як змінено, вважається Повідомлення, згідно з § 5 (1).
(6) Указ No 140/2009 Кол., як змінено, вважається повідомленням § 6 (6).
Репеталь
Видалено наступні дії:
1. Указ No 140/2009 Кол., на метод регулювання цін в енергетичних секторах та процедурах регулювання цін.
2. Указ No 264 / 2010 Coll., поправка Указу No 140 / 2009 Coll., за методикою регулювання цін в енергетичних секторах та процедурах регулювання цін.
3. Указ No 393 / 2011 Coll., поправки Указу No 140 / 2009 Coll., щодо способу регулювання цін в енергетичних секторах та процедурах регулювання цін, внесених до Указу No 264 / 2010 Coll.
4. Указ No 348 / 2012 Coll., поправки Указу No 140 / 2009 Coll., про спосіб регулювання цін в енергетичних секторах і процедурах регулювання цін, внесених змінами.
5. Частина друга Указу No 436 / 2013 Coll., за способом регулювання цін та процедур регулювання цін на електроенергію та опалення та внесення змін до Указу No 140 / 2009 Coll., за методом регулювання цін в енергетичних секторах та процедур регулювання цін, внесених змінами.
Еффіфікація
Цей Указ діє на день його публікації.
Президент:
Інг. Вітасова в. р.
Příloha č. 1
Додаток No 1 до Указу No 195 / 2014 Співпраця
Порядок встановлення цін на газ
(A) Регульований допущений врожай
(1) Дозволені доходи UPVppi в CZK оператора системи передачі визначаються на регульованому році відносинами
UPVppi = PVppi + IRFppi + NCPpppli × PZTpppli + SDpppli + CBKppi - VOBpppli + KFppi + PTpti,
де
i [-] - серійний номер регульованого року,
PVppi [CZK] є значенням дозволених надходжень оператора системи передачі для діяльності газопередача на регульований рік і визначений відносинами
PNppi = PNppi + Oppi + Zppi,
де
PNppi [CZK] є допущені витрати оператора системи передачі, необхідні для забезпечення транспортування газу на регульований рік, а також відносин
PNppi = PNpp0 × 1-Xppi × i-1It100
де
т – кількість років в нормативному періоді;
l – рік, що передує перший регульований рік нормативного періоду;
PNpp0 [CZK] є типовим значенням уповноважених витрат оператора системи передачі, необхідно забезпечити транспортування газу, визначених на основі значень вартості у попередньому нормативному періоді,
Xpp [-] - щорічне значення коефіцієнта ефективності газотранспортної діяльності,
[%] є значенням фактора ескалації вартості року, але якщо його значення менше 100, значення 100 визначених відносин буде використовуватися для цілей обчислення
Ім'я *
де
PIPS [-] - ціновий індекс бізнес-послуг для газотранспортної діяльності, що виражає вплив індексу вартості бізнес-послуг,
IPSt [%] є індексом цін на бізнес-послуг, визначених як вагова середина 62-Программування та консалтингу, 63-Інформаційні послуги, послуги 68-ї нерухомості, 69-правові та бухгалтерські послуги, 71- архітектурно-технічні послуги, 73-рекламні послуги та дослідження ринку, 74-і інші професійні, науково-технічні послуги, 77-разові послуги, 78- Послуги у сфері зайнятості, 80-безпеки та пошукові послуги, 81- Послуги, пов'язані з будівлями, краєвидами, 82-Адміністрацією та іншими послугами підтримки, заявленими чеським статичним офісом у таблиці «Індекспертринок обслуговування маркетингу» (кодом 011046)
CPit [%] - Індекс споживчої ціни, визначений на основі частки плаваючих середніх показників основних показників споживчих цін за останні 12 місяців і попередні 12 місяців, повідомлених Чеським статичним офісом в таблиці "Індекс цінний договір"(код 012018) за квітень т,
Oppi [CZK] є значенням дозволеного визначення довгострокових відчутних і нематеріальних активів оператора системи передачі, що використовуються для надання транспортних послуг на обмежений рік і визначених відносинами
Oppi = Opppli + KVppoi + KFppoi
де
Oppli [CZK] є значенням запланованого визначення довгострокових відчутних і нематеріальних активів оператора системи передачі, що використовуються для надання транспортних послуг на обмежений рік i,
KVppoi [CZK] є балансуючий фактор для визначення оператора системи передачі, балансування різниці знецінення через зміну методології між 2-м та 3-м нормативним періодом, застосованим в рік i,
KFppoi [CZK] є корекційним фактором для визначення оператора системи передачі, враховуючи різницю між фактичним і запланованим знеціненням фіксованих відчутних і нематеріальних активів в рік i-2, визначених відповідно до процедури, встановлених в додатку 3 до цього Указу,
Zppi [CZK] є отриманням оператора системи передачі для регульованого року і визначається відносинами
Zppi = MVppi100 × RABppi + KVppzi + KFppzi
де
MVppi [%] є курсом повернення на нормативну базу активів для діяльності газопередач на регульований рік, визначений Органом, відповідно до методології вагової середньої вартості капіталу до оподаткування за рік i,
RABppi [CZK] є значенням нормативної бази активів оператора передачі для регульованого року і визначених відносинами
RABppi = RABpp0 + VYt = l + 1l + i VYRABppt + VYT = l + 3l + i KFPPRABt
для i = l і 2 - KFppRABt = o,
де
RABpp0 [CZK] є початковим значенням нормативної бази активів оператора передавальної системи для забезпечення передачі газу, визначених Адміністрацією на основі еволюції вартості нормативної бази активів в попередньому нормативному періоді,
RABppt [CZK] - запланована щорічна зміна вартості нормативної бази активів оператора передачі для забезпечення транспорту газу в рік, визначених відносинами
IAppplt - VMppplt - Oppplt × kppplt,
де
Увійдіть для нотаток, обраного та сповіщень
Інформація про нормативний акт
| Цитування | Указ No 195 / 2014 Кол., на метод регулювання цін та процедур регулювання цін на газ |
|---|---|
| Тип нормативного акту | Замовити |
| Автор | - |
| Збірка | Збірка законів |
| Дата оприлюднення | 12.09.2014 |
|---|---|
| Чинний від | 12.09.2014 |
| Чинний до | - |
| Стан | Чинний |
Текст нормативного акту має інформаційний характер.
Коментарі 0