ODLUKA O UTVRĐIVANJU METODOLOGIJE ZA ODREĐIVANJE TARIFNIH ELEMENATA ZA IZRAČUNAVANJE CENA PRISTUPA I KORIŠĆENJA SISTEMA ZA DISTRIBUCIJU PRIRODNOG GASA ("Sl. glasnik RS", br. 68/2006, 1/2007, 100/2008, 116/2008 i 64/2010)

1. Utvrđuje se Metodologija za određivanje tarifnih elemenata za izračunavanje cena pristupa i korišćenja sistema za distribuciju prirodnog gasa, koja je odštampana uz ovu odluku i čini njen sastavni deo.

2. Ovu odluku objaviti u "Službenom glasniku Republike Srbije".

 

Samostalna odredba Odluke o izmenama i dopunama
Odluke o utvrđivanju Metodologije za određivanje tarifnih elemenata za izračunavanje cena pristupa i korišćenja sistema za distribuciju prirodnog gasa

("Sl. glasnik RS", br. 116/2008)

7. Ova odluka se objavljuje u "Službenom glasniku Republike Srbije", a primenjivaće se od 1. januara 2009. godine.

 

Samostalna odredba Odluke o izmeni
Odluke o utvrđivanju Metodologije za određivanje tarifnih elemenata za izračunavanje cena pristupa i korišćenja sistema za distribuciju prirodnog gasa

("Sl. glasnik RS", br. 64/2010)

2. Ovu odluku objaviti u "Službenom glasniku Republike Srbije".

 

METODOLOGIJA
ZA ODREĐIVANJE TARIFNIH ELEMENATA ZA IZRAČUNAVANJE CENA PRISTUPA I KORIŠĆENJA SISTEMA ZA DISTRIBUCIJU PRIRODNOG GASA

 

I PREDMET METODOLOGIJE

Ovom metodologijom se utvrđuje način određivanja tarifnih elemenata za izračunavanje cena pristupa i korišćenja sistema za distribuciju prirodnog gasa (u daljem tekstu: korišćenje sistema).

II METODOLOŠKI PRISTUP

Metodologija se bazira na mehanizmu kontrole cene korišćenja sistema za distribuciju prirodnog gasa primenom metode regulacije "troškovi plus", kojom se energetskim subjektima koji obavljaju delatnosti distribucije prirodnog gasa, odnosno upravljanja distributivnim sistemom za prirodni gas određuje maksimalna visina prihoda u regulatornom periodu, odnosno cena kojom se omogućava pokriće opravdanih troškova poslovanja, kao i odgovarajući povraćaj na angažovana sredstva.

Maksimalno odobreni prihod energetskog subjekta se alocira na tarifne elemente na osnovu:

1) planirane potrošnje prirodnog gasa, strukture i vrednosti energetskih objekata, i

2) učešća varijabilnih i fiksnih troškova u ukupnim troškovima energetskog subjekta.

III POJMOVI I DEFINICIJE

Pojmovi upotrebljeni u ovoj metodologiji imaju sledeće značenje:

Alokacija prihoda		Raspodela prihoda na tarifne elemente;
m3		Kubni metar prirodnog gasa donje toplotne vrednosti 33.338,35 kJ pri temperaturi od 288,15 K (15oC) i na pritisku od 1,01325 bar;
Maksimalno odobreni prihod		Maksimalan iznos prihoda energetskog subjekta u regulatornom periodu kojim se nadoknađuju svi opravdani troškovi koji nastaju obavljanjem regulisane energetske delatnosti i odgovarajući povraćaj na angažovana sredstva;
Mesto troška		Fizičko ili drugo mesto u energetskom subjektu na kome nastaje konkretan trošak;
Tarifni elementi		Obračunske veličine tarifnog sistema u kojima se izražavaju učinci regulisanih energetskih subjekata i obračunavaju cene tih učinaka.

Ostali pojmovi upotrebljeni u ovoj metodologiji imaju isto značenje kao u Zakonu o energetici.

Pri izračunavanju prema formulama u ovoj metodologiji, sve vrednosti koje se izražavaju u procentima se dele sa 100.

IV ODREĐIVANJE MAKSIMALNO ODOBRENOG PRIHODA

Maksimalno odobreni prihod se obračunava za svaku energetsku delatnost posebno na osnovu opravdanih troškova poslovanja energetskog subjekta koji nastaju obavljanjem energetske delatnosti za koju se utvrđuje maksimalno odobreni prihod i na osnovu odgovarajućeg povraćaja na sredstva angažovana za obavljanje te delatnosti.

Ako iz objektivnih razloga (promena Energetskog bilansa Republike Srbije ili promena cene prirodnog gasa iz uvoza, izražena u dinarima, za više od 3%), opravdani troškovi poslovanja na osnovu kojih je utvrđen maksimalno odobreni prihod energetskog subjekta bitno odstupaju od troškova koji realno nastaju, može se izvršiti korekcija maksimalno odobrenog prihoda.

Ocena opravdanosti troškova se vrši prema prirodi konkretnog troška sagledavanjem njegove svrsishodnosti, proverom količina i cene kojom je izazvan konkretan trošak, uporednom analizom troškova energetskog subjekta zasnovanom na podacima o troškovima u prethodnom periodu i troškovima energetskih subjekata koji obavljaju istu energetsku delatnost u zemlji i okruženju (benchmarking).

IV.1. Zajednički operativni troškovi, sredstva, troškovi amortizacije i ostali prihodi

Zajedničkim operativnim troškovima se smatraju operativni troškovi nastali radi omogućavanja funkcionisanja energetskog subjekta koji obavlja dve ili više energetskih delatnosti ili koji pored energetske obavlja i neku drugu delatnost, a koji ne mogu biti direktno vezani ni za jedno konkretno mesto troška.

Zajedničkim sredstvima se smatraju sredstva energetskog subjekta koja su neophodna za funkcionisanje energetskog subjekta koji obavlja dve ili više energetskih delatnosti ili koji pored energetske obavlja i neku drugu delatnost, a koja se ne mogu direktno alocirati na pojedine delatnosti (nematerijalna ulaganja osim goodwill-a, nekretnine, postrojenja i oprema).

Zajedničkim troškovima amortizacije se smatraju troškovi amortizacije zajedničkih sredstava nastali radi omogućavanja funkcionisanja energetskog subjekta koji obavlja dve ili više energetskih delatnosti ili koji pored energetske obavlja i neku drugu delatnost, a koji ne mogu biti direktno vezani ni za jedno konkretno mesto troška.

Zajedničkim ostalim prihodima se smatraju ostali prihodi ostvareni angažovanjem zajedničkih sredstava energetskog subjekta koji se ne mogu direktno alocirati na pojedine delatnosti.

Zajednički operativni troškovi, sredstva, troškovi amortizacije i ostali prihodi se raspoređuju na energetsku delatnost za koju se utvrđuje maksimalno odobreni prihod, u skladu sa ovom metodologijom (distribucija prirodnog gasa, odnosno upravljanje distributivnim sistemom za prirodni gas) i na druge energetske i ostale delatnosti, na osnovu transparentnih pravila (ključeva) utvrđenih u skladu sa računovodstvenim standardima i objektivnim kriterijumima.

IV.2. Distribucija prirodnog gasa

Obračun maksimalno odobrenog prihoda energetskog subjekta po osnovu obavljanja delatnosti distribucije prirodnog gasa vrši se primenom sledeće formule:

MOPdist = OTt + At + PPCK * RSt - OPt + KEt

gde su:

t - regulatorni period

MOPdist - maksimalno odobreni prihod po osnovu obavljanja delatnosti distribucije prirodnog gasa u periodu t (u dinarima),

OTt - operativni troškovi u periodu t (u dinarima),

At - troškovi amortizacije u periodu t (u dinarima),

PPCK - stopa povraćaja na regulisana sredstva (u %),

RSt - regulisana sredstva u periodu t (u dinarima),

OPt - ostali prihodi u periodu t (u dinarima),

KEt - korekcioni element u periodu t (u dinarima).

Usklađeni maksimalno odobreni prihod energetskog subjekta po osnovu obavljanja delatnosti distribucije prirodnog gasa kod koga je stepen iskorišćenosti sistema za distribuciju prirodnog gasa manji od 35%, za regulatorni period, obračunava se prema formuli:

MOPut = MOPdist * (2,28 * SIDSt + 0,20)

gde su:

MOPut - usklađeni maksimalno odobreni prihod po osnovu obavljanja delatnosti distribucije prirodnog gasa u periodu t (u dinarima);

SIDSt - stepen iskorišćenosti kapaciteta svih distributivnih mreža energetskog subjekta, koji se, za regulatorni period, izračunava na osnovu formule:

SIDSt = (IKDt + OKmrs) / (PKD1t + PKD2t)

gde su:

IKDt - ukupni iskorišćeni kapacitet svih distributivnih mreža energetskog subjekta, radnog pritiska p < 6 bar, na početku regulatornog perioda (u m3/h)

OKmrs - ukupni odobreni kapacitet svih merno regulacionih stanica (MRS) kupaca, proizvođača i drugih energetskih subjekata priključenih na distributivne gasovode posmatranog energetskog subjekta, pritiska 6 ≤ p < 16 bar (u m3/h).

PKD1t - ukupni projektovani kapacitet svih distributivnih mreža energetskog subjekta, radnog pritiska p < 6 bar (u m3/h), u skladu sa podacima iz licence, odnosno sa projektovanim kapacitetom distributivne mreže iz odobrenja za upotrebu ili glavnog projekta na osnovu koga je izdato.

PKD2t - ukupni projektovani kapacitet svih MRS kupaca, proizvođača i drugih energetskih subjekata priključenih na distributivne gasovode posmatranog energetskog subjekta, pritiska 6 ≤ p < 16 bar (u m3/h), u skladu sa podacima iz Rešenja kojim se odobrava priključenje, odnosno odobrenja za upotrebu ili glavnog projekta na osnovu koga je izdato.

Iskorišćeni kapacitet svih distributivnih mreža energetskog subjekta, radnog pritiska p < 6 bar, na početku regulatornog perioda se izračunava prema formuli:

IKDt = UKtpt + OKipt + MKgpt

gde su:

UKtpt - ukupni kapacitet aktivnih tipskih priključaka na početku regulatornog perioda, na svim mrežama energetskog subjekta, radnog pritiska p < 6 bar (u m3/h);

OKipt - suma odobrenih kapaciteta aktivnih individualnih priključaka na početku regulatornog perioda, na svim mrežama energetskog subjekta, radnog pritiska p < 6 bar (u m3/h) i

MKgpt - suma maksimalnih kapaciteta regulacionih uređaja aktivnih grupnih priključaka na početku regulatornog perioda, na svim mrežama energetskog subjekta, radnog pritiska p < 6 bar (u m3/h).

UKtpt se izračunava prema formuli:

UKtpt = BRtpt * 1,2 (u m3/h)

gde je:

BRtpt - ukupan broj aktivnih tipskih priključaka na početku regulatornog perioda, na svim mrežama energetskog subjekta.

Troškovi koji ulaze u obračun maksimalno odobrenog prihoda energetskog subjekta po osnovu obavljanja delatnosti distribucije prirodnog gasa utvrđuju se na osnovu podataka o planiranim količinama za distribuciju prirodnog gasa iz Energetskog bilansa Republike Srbije, odnosno na osnovu podataka koji služe za njegovo donošenje.

IV.2.1. Operativni troškovi

Operativni troškovi predstavljaju opravdane troškove nastale po osnovu obavljanja energetske delatnosti distribucije prirodnog gasa i čine ih:

1) troškovi materijala,

2) troškovi zarada, naknada zarada i ostali lični rashodi,

3) troškovi proizvodnih usluga,

4) deo rezervisanja za naknade i druge beneficije zaposlenih, a koji se isplaćuju u regulatornom periodu,

5) nematerijalni troškovi.

U ovim operativnim troškovima sadržani su i:

- troškovi zaštite životne sredine, i

- operativni troškovi sredstava pribavljenih bez naknade.

IV.2.2. Troškovi amortizacije

Troškovi amortizacije predstavljaju troškove amortizacije sredstava koja su u funkciji obavljanja energetske delatnosti distribucije prirodnog gasa, pri čemu se u troškove amortizacije uključuju i troškovi amortizacije sredstava pribavljenih bez naknade.

Troškovi amortizacije obuhvataju troškove amortizacije postojećih sredstava na početku regulatornog perioda i troškove amortizacije sredstava koja će biti aktivirana u regulatornom periodu.

Troškovi amortizacije postojećih i sredstava koja će biti aktivirana u posmatranom regulatornom periodu obračunavaju se proporcionalnom metodom u procenjenom korisnom veku trajanja sredstava.

Troškovi amortizacije sredstava koja će biti aktivirana u posmatranom regulatornom periodu obračunavaju se na osnovicu koju čini 50% vrednosti aktiviranih nematerijalnih ulaganja, nekretnina, postrojenja i opreme u pripremi i avansa datih za njihovu nabavku.

Troškovi amortizacije se računaju prema sledećoj formuli:

At = APSt + AASt

gde su:

At - troškovi amortizacije u periodu t (u dinarima),

APSt - troškovi amortizacije postojećih sredstava u periodu t (u dinarima),

AASt - troškovi amortizacije sredstava koja će biti aktivirana u periodu t (u dinarima).

IV.2.3. Regulisana sredstva

Regulisana sredstva predstavljaju neto vrednost nematerijalnih ulaganja (izuzev goodwill-a), nekretnina, postrojenja i opreme koja su angažovana u obavljanju energetske delatnosti distribucije prirodnog gasa, izuzimajući:

- neto vrednost sredstava pribavljenih bez naknade, kao što su donacije, učešće trećih lica u izgradnji sistema za distribuciju prirodnog gasa, sredstva prikupljena po osnovu izgradnje priključaka i slično, i

- neto vrednost nematerijalnih ulaganja, nekretnina, postrojenja i opreme u pripremi i avansa datih za njihovu nabavku, koja se ne aktiviraju u regulatornom periodu ili koja nisu opravdana i/ili efikasna.

Opravdanost i efikasnost investicija se utvrđuju na osnovu:

- potrebe razvoja distributivnog sistema za prirodni gas, u cilju zadovoljavanja porasta potražnje za prirodnim gasom, kao i povećanja sigurnosti i kvaliteta snabdevanja,

- tehničko-tehnoloških, ekonomskih i drugih parametra i pokazatelja opravdanosti i efikasnosti ulaganja, i

- usklađenosti ulaganja sa godišnjim programom, odnosno planom poslovanja i planom razvoja energetskog subjekta.

Regulisana sredstva su osnovica za obračun povraćaja na angažovana sredstva koji energetski subjekt može da ostvari u regulatornom periodu.

Vrednost regulisanih sredstava obračunava se kao aritmetička sredina vrednosti regulisanih sredstava na početku regulatornog perioda i vrednosti regulisanih sredstava na kraju regulatornog perioda prema sledećoj formuli:

RSt = (pRSt + kRSt) / 2

gde su:

RSt - regulisana sredstva u periodu t (u dinarima),

pRSt - vrednost regulisanih sredstava na početku perioda t (u dinarima),

kRSt - vrednost regulisanih sredstava na kraju perioda t (u dinarima).

Vrednost regulisanih sredstava na početku regulatornog perioda obračunava se prema sledećoj formuli:

pRSt = pNVSt - pSBNt - pNSUPt

gde su:

pNVSt - neto vrednost nematerijalnih ulaganja (izuzev goodwill-a), nekretnina postrojenja i opreme na početku perioda t (u dinarima),

pSBNt - neto vrednost sredstava pribavljenih bez naknade na početku perioda t (u dinarima),

pNSUPt - neto vrednost nematerijalnih ulaganja (izuzev goodwill-a), nekretnina, postrojenja i opreme u pripremi i avansa datih za njihovu nabavku na početku perioda t, a koja neće biti aktivirana u periodu t ili koja nisu opravdana i/ili efikasna (u dinarima).

Vrednost regulisanih sredstava na kraju regulatornog perioda obračunava se prema sledećoj formuli:

kRSt = pRSt - ARSt + ΔSUPt - NOPSt - ΔSBNt - ΔNSUPt

gde su:

ARSt - troškovi amortizacije regulisanih sredstava koji ne uključuju troškove amortizacije sredstava pribavljenih bez naknade u periodu t koji se obračunavaju na način definisan ovom metodologijom (u dinarima),

ΔSUPt - promena vrednosti nematerijalnih ulaganja (izuzev goodwill-a), nekretnina, postrojenja i opreme u pripremi i avansa datih za njihovu nabavku u periodu t, uvećana za neto vrednost nematerijalnih ulaganja (izuzev goodwill-a), nekretnina, postrojenja i opreme u pripremi i avansa datih za nabavku istih na početku regulatornog perioda, a koja će biti aktivirana u periodu t (u dinarima),

NOPSt - neto vrednost sredstava koja su otuđena i/ili trajno povučena iz upotrebe u periodu t (u dinarima),

ΔSBNt - promena vrednosti sredstava pribavljenih bez naknade u periodu t (u dinarima),

ΔNSUPt - promena vrednosti nematerijalnih ulaganja (izuzev goodwill-a), nekretnina, postrojenja i opreme u pripremi i avansa datih za njihovu nabavku koja neće biti aktivirana u periodu t ili koja nisu opravdana i/ili efikasna (u dinarima).

IV.2.4. Stopa povraćaja na regulisana sredstva

Stopa povraćaja na regulisana sredstva utvrđuje se kao ponderisana prosečna realna cena kapitala energetskog subjekta koji obavlja energetsku delatnost distribucije prirodnog gasa.

Ponderisana prosečna realna cena kapitala je ponderisani prosek stope povraćaja na sopstveni kapital i ponderisane prosečne stope povraćaja na pozajmljeni kapital, prema ponderima od 40% za sopstveni kapital i 60% za pozajmljeni kapital i obračunava se pre oporezivanja prema sledećoj formuli:

PPCK = (SK * CSK) / (1 - SP) + PK * CPK,

pri čemu je SK + PK = 1

gde su:

PPCK - stopa povraćaja na regulisana sredstva (u %),

SK - učešće sopstvenog kapitala u finansiranju regulisanih sredstava (u %),

CSK - realna cena sopstvenog kapitala posle oporezivanja (u %),

SP - stopa poreza na dobit prema važećim zakonskim propisima (u %),

PK - učešće pozajmljenog kapitala u finansiranju regulisanih sredstava (u %),

CPK - ponderisana prosečna realna cena pozajmljenog kapitala (u %).

Realna cena sopstvenog kapitala posle oporezivanja treba da odražava specifični rizik preduzeća, rizik zemlje i preovlađujuće uslove pribavljanja kapitala na finansijskom tržištu u regulatornom periodu.

Pozajmljeni kapital u smislu ovog pododeljka, predstavlja zbir dugoročnih obaveza i kratkoročnih finansijskih obaveza kojima se finansiraju regulisana sredstva.

Realna cena pozajmljenog kapitala se računa kao ponderisana prosečna realna kamatna stopa na ukupno pozajmljena sredstva, pri čemu se kao ponderi uzimaju učešća pozajmljenih sredstava u ukupno pozajmljenim sredstvima. Realna cena pozajmljenog kapitala se priznaje do nivoa cene obazrivo i racionalno pozajmljenih sredstava.

IV.2.5. Ostali prihodi

Ostali prihodi, izuzev prihoda ostvarenog po osnovu korišćenja sistema, su prihodi ostvareni angažovanjem sredstava namenjenih obavljanju delatnosti distribucije prirodnog gasa, kao što su: prihodi od aktiviranja učinaka i robe, prihodi od prodaje sredstava i drugi prihodi.

IV.2.6. Korekcioni element

Korekcioni element je vrednosni izraz (novčani iznos) kojim se umanjuje ili uvećava maksimalno odobreni prihod u regulatornom periodu (t), za iznos odstupanja ostvarenog prihoda prema godišnjem finansijskom izveštaju energetskog subjekta za t-2 regulatorni period od opravdanog prihoda za t-2 regulatorni period obračunatog na način utvrđen ovom metodologijom a na osnovu ostvarenih energetskih veličina i vrednosti opravdanih troškova i ostalih prihoda ostvarenih u t-2 regulatornom periodu, odnosno u prethodnim regulatornim periodima za koje korekcija nije izvršena.

Korekcioni element se obračunava prema sledećoj formuli:

KEt = (OPPRt-2 - OPRt-2) * (1 + It-2)

gde su:

t - regulatorni period,

KEt - korekcioni element u periodu t (u dinarima),

OPPRt-2 - opravdani prihod po osnovu obavljanja energetske delatnosti u periodu t-2, obračunat u skladu sa ovom metodologijom na osnovu ostvarenih energetskih veličina i vrednosti opravdanih troškova i ostalih prihoda (u dinarima),

OPRt-2 - ostvareni prihod po osnovu obavljanja energetske delatnosti u periodu t-2 (u dinarima),

It-2 - indeks rasta cena na malo u Republici Srbiji u periodu t-2, prema objavljenom podatku organa nadležnog za poslove statistike (u %).

U slučaju iz st. 1. i 2. ovog pododeljka, korekcioni element se ne primenjuje prilikom obračuna maksimalno odobrenog prihoda za prva dva regulatorna perioda.

Ako energetski subjekt prilikom podnošenja predloga akta o cenama raspolaže podacima o ostvarenim energetskim veličinama i finansijskim izveštajima za t-1 regulatorni period, korekcioni element se izračunava na osnovu podataka iz t-1 regulatornog perioda, odnosno prethodnih regulatornih perioda za koje korekcija nije izvršena. U ovom slučaju se korekcioni element ne primenjuje prilikom obračuna maksimalno odobrenog prihoda za prvi regulatorni period.

U slučaju da se regulisane cene nisu primenjivale od početka prvog regulatornog perioda, korekcioni element se obračunava samo za deo prvog regulatornog perioda u kome su se regulisane cene primenjivale, pod uslovom da energetski subjekt raspolaže finansijskim izveštajima za deo prvog regulatornog perioda u kome su se regulisane cene primenjivale. Kada energetski subjekat ne raspolaže finansijskim izveštajima za deo prvog regulatornog perioda u kome su se regulisane cene primenjivale, ostvareni prihod se obračunava, u delu prvog regulatornog perioda u kome se nisu primenjivale regulisane cene, primenom regulisanih cena.

Prvi regulatorni period u smislu ovog pododeljka je kalendarska godina u kojoj su, u skladu sa Zakonom o energetici, primenjene cene tog energetskog subjekta za pristup i korišćenje sistema (regulisane cene), određene na način utvrđen ovom metodologijom.

IV.3. Upravljanje distributivnim sistemom za prirodni gas

Obračun maksimalno odobrenog prihoda energetskog subjekta po osnovu obavljanja delatnosti upravljanja distributivnim sistemom za prirodni gas vrši se primenom sledeće formule:

MOPudst = OTt + At + PPCK * RSt - OPt + Gt + KEt

gde su:

t - regulatorni period

MOPudst - maksimalno odobreni prihod po osnovu obavljanja delatnosti upravljanja distributivnim sistemom za prirodni gas u periodu t (u dinarima),

OTt - operativni troškovi u periodu t (u dinarima),

At - troškovi amortizacije u periodu t (u dinarima),

PPCK - stopa povraćaja na regulisana sredstva (u %),

RSt - regulisana sredstva u periodu t (u dinarima),

OPt - ostali prihodi u periodu t (u dinarima),

Gt - troškovi za nadoknadu gubitaka u distributivnom sistemu za prirodni gas u periodu t (u dinarima),

KEt - korekcioni element u periodu t (u dinarima).

IV.3.1. Troškovi za nadoknadu gubitaka

Visina troškova za nadoknadu gubitaka u sistemu za distribuciju prirodnog gasa se utvrđuje na osnovu sledeće formule:

TGt = Gt * CGt

gde su:

t - regulatorni period,

TGt - troškovi za nadoknadu gubitaka u periodu t (u dinarima),

Gt - količina prirodnog gasa potrebna za nadoknadu gubitaka u sistemu za distribuciju prirodnog gasa u periodu t (u m3),

CGt - opravdana ponderisana prosečna nabavna cena prirodnog gasa, uključujući i sve opravdane zavisne troškove nabavke prirodnog gasa za nadoknadu gubitaka u periodu t (u dinarima/m3).

Količina prirodnog gasa potrebna za nadoknadu gubitaka u sistemu za distribuciju prirodnog gasa u periodu t, izračunava se prema sledećoj formuli:

Gt = G1t + G2t

gde su:

G1t - količina prirodnog gasa potrebna za nadoknadu gubitaka u mreži pritiska p < 6 bar u periodu t (u m3),

G2t - količina prirodnog gasa potrebna za nadoknadu gubitaka u mreži pritiska 6 ≤ p < 16 bar u periodu t (u m3).

Za mrežu pritiska p < 6 bar količina prirodnog gasa potrebna za nadoknadu gubitaka u periodu t je:

G1t = KI1t * SG1t / (1 - SG1t)

gde su:

KI1t - količina prirodnog gasa koja se isporučuje sa mreže pritiska p < 6 bar u periodu t (u m3),

SG1t - opravdana stopa gubitaka prirodnog gasa u mreži pritiska p < 6 bar u periodu t (u %).

Količina prirodnog gasa koja se isporučuje sa mreže pritiska p < 6 bar je zbir količina koje se isporučuju kupcima čiji su objekti povezani na mrežu pritiska p < 6 bar, proizvođaču i za sopstvenu potrošnju energetskog subjekta.

Količina prirodnog gasa koja se preuzima u distributivni sistem, jednaka je zbiru količina prirodnog gasa koje se preuzimaju sa: transportnog sistema, sa distributivnog sistema iz mreže pritiska 6 ≤ p < 16 bar tog ili drugog energetskog subjekta i sa domaćih gasnih polja koja su povezana na mrežu pritiska p < 6 bar.

Opravdana stopa gubitaka prirodnog gasa u mreži pritiska p < 6 bar u periodu t, određuje se na osnovu: ostvarenih stopa gubitaka prirodnog gasa u prethodne tri godine, analize stanja sistema, uporedne analize ostvarenih stopa gubitaka energetskih subjekata koji obavljaju istu delatnost u zemlji i okruženju (benchmarking), uzimajući u obzir starost i materijal distributivnih mreža i kvalitet prirodnog gasa, kao i plana smanjenja gubitaka i rezultata realizovanih mera za njegovo smanjenje, s tim da opravdana stopa gubitaka ne može biti veća od ostvarene stope u periodu t-1 (u %).

Ostvarena godišnja stopa gubitaka prirodnog gasa se izračunava na osnovu ostvarenih godišnjih količina, deljenjem razlike između preuzetih i isporučenih količina sa mreže pritiska p < 6 bar, sa preuzetom količinom prirodnog gasa.

Za mrežu pritiska 6 ≤ p < 16 bar, količina prirodnog gasa potrebna za nadoknadu gubitaka u periodu t je:

G2t = KI2t * SG2t / (1 - SG2t)

gde su:

KI2t - količina prirodnog gasa koja se isporučuje sa sistema za distribuciju prirodnog gasa iz mreže pritiska 6 ≤ p < 16 bar (u m3),

SG2t - opravdana stopa gubitaka prirodnog gasa u mreži pritiska 6 ≤ p < 16 bar u periodu t (u %).

Količina prirodnog gasa koja se preuzima u mrežu pritiska 6 ≤ p < 16 bar je jednaka zbiru količina prirodnog gasa preuzetih sa transportnog sistema, iz mreže pritiska 6 ≤ p < 16 bar drugog energetskog subjekta za distribuciju prirodnog gasa i sa domaćih gasnih polja koja su povezana na mrežu pritiska 6 ≤ p < 16 bar.

Količina prirodnog gasa koja se isporučuje sa mreže pritiska 6 ≤ p < 16 bar je zbir količina koje se isporučuju: kupcima čiji su objekti povezani na mrežu pritiska 6 ≤ p < 16 bar, u mrežu istog pritiska drugog distributivnog sistema, u mrežu pritiska p < 6 bar, istog ili drugog distributivnog sistema, proizvođaču i količina za sopstvenu potrošnju energetskog subjekta.

Opravdana stopa gubitaka prirodnog gasa u mreži pritiska 6 ≤ p < 16 bar za period t, utvrđuje se na osnovu: ostvarenih stopa gubitaka prirodnog gasa u prethodne tri godine, uporedne analize ostvarenih stopa gubitaka energetskih subjekata koji obavljaju istu delatnost, uzimajući u obzir starost gasovoda i kvalitet prirodnog gasa, kao i plana smanjenja gubitaka i rezultata realizovanih mera za njegovo smanjenje, s tim da opravdana stopa gubitaka ne može biti veća od ostvarene stope u periodu t-1 (u %).

Ostvarena godišnja stopa gubitaka prirodnog gasa se izračunava na osnovu ostvarenih godišnjih količina, deljenjem razlike preuzetih i isporučenih količina prirodnog gasa sa mreže pritiska 6 ≤ p < 16 bar, sa preuzetom količinom prirodnog gasa.

Za distributivne sisteme koji imaju mreže pritiska p < 6 bar i 6 ≤ p < 16 bar, a kod kojih ne postoji merna oprema na svim mestima isporuke između tih mreža, podela gubitaka na mreže različitih pritisaka se procenjuje na osnovu izmerenih veličina na mestima isporuke između mreža gde postoji merna oprema, tako da zbir gubitaka mora biti jednak ukupnim gubicima na distributivnom sistemu.

IV.3.2. Značenje ostalih elemenata formule

Značenje ostalih elemenata formule za izračunavanje maksimalno odobrenog prihoda energetskog subjekta koji obavlja delatnost upravljanja distributivnim sistemom za prirodni gas identično je značenjima utvrđenih ovom metodologijom kod maksimalno odobrenog prihoda energetskog subjekta koji obavlja delatnost distribucije prirodnog gasa.

Troškovi koji ulaze u obračun maksimalno odobrenog prihoda energetskog subjekta koji obavlja delatnost upravljanja distributivnim sistemom za prirodni gas, izračunavaju se na osnovu podataka o količinama koji se koriste za obračun maksimalno odobrenog prihoda energetskih subjekata koji obavljaju delatnosti distribucije prirodnog gasa, čijim sistemima taj energetski subjekt upravlja.

V ALOKACIJA MAKSIMALNO ODOBRENOG PRIHODA NA TARIFNE ELEMENTE

Maksimalno odobreni prihod energetskog subjekta (MOPt), kao zbir maksimalno odobrenog prihoda za delatnost distribucije prirodnog gasa i za delatnost upravljanja distributivnim sistemom za prirodni gas (MOPt = MOPdist + MOPudst) se alocira na tarifne elemente:

- kapacitet, izražava se u m3/dan/godina, i

- energent, izražava se u m3.

Tarifni element "kapacitet" utvrđuje se sabiranjem maksimalnih dnevnih potrošnji iz prethodne godine koje se mere i maksimalnih izvedenih dnevnih potrošnji prirodnog gasa gde ne postoji mogućnost dnevnog očitavanja, na svim mestima primopredaje gasa sa sistema za distribuciju prirodnog gasa.

Maksimalna izvedena dnevna potrošnja prirodnog gasa se određuje za mesta primopredaje na kojima ne postoji dnevno očitavanje i izračunava se na osnovu maksimalne izmerene mesečne potrošnje datog mesta primopredaje u prethodnoj godini, svedene na dan i uvećane za 20%, zaokružene na ceo broj.

Tarifni element "energent" predstavlja ukupnu godišnju količinu prirodnog gasa koja se distribuira radi isporuke sa distributivnog sistema energetskog subjekta.

Prihod koji se alocira na tarifni element "kapacitet" se izračunava prema sledećoj formuli:

PKt = MOPt * u

a prihod koji se alocira na tarifni element "energent" se izračunava prema sledećoj formuli:

PEt = MOPt * (1 - u)

gde su:

PKt - prihod koji se alocira na tarifni element "kapacitet" u periodu t (u dinarima),

MOPt - maksimalno odobreni prihod energetskog subjekta u periodu t (u dinarima),

PEt - prihod koji se alocira na tarifni element "energent" u periodu t (u dinarima),

u - učešće tarifnog elementa "kapacitet" u ostvarivanju maksimalno odobrenog prihoda (u %).

Na bazi učešća varijabilnih i fiksnih troškova u ukupnim troškovima, optimalnog korišćenja sistema za distribuciju prirodnog gasa i uporedne analize zasnovane na podacima o strukturi troškova energetskih subjekata koji obavljaju istu energetsku delatnost u zemlji i okruženju, utvrđuje se učešće tarifnog elementa "kapacitet" u ostvarivanju maksimalno odobrenog prihoda od u = 30%.

VI REGULATORNI PERIOD

Prvi regulatorni period počinje 1. januara 2007. godine.

Dužina regulatornog perioda utvrđuje se u trajanju od godinu dana (kalendarska godina). Dokumentacija i podaci na osnovu kojih se određuje maksimalno odobreni prihod energetskog subjekta dostavljaju se Agenciji za energetiku Republike Srbije, po pravilu, 45 dana pre podnošenja predloga akta o cenama na mišljenje.