METODOLOGIJAZA ODREĐIVANJE CENE PRISTUPA SISTEMU ZA DISTRIBUCIJU PRIRODNOG GASA("Sl. glasnik RS", br. 123/2012) |
Ovom metodologijom se određuju uslovi i način utvrđivanja maksimalne visine prihoda energetskog subjekta koji obavlja delatnost distribucije i upravljanja distributivnim sistemom za prirodni gas (u daljem tekstu: operator sistema), kriterijumi i pravila za raspodelu tog prihoda, elementi za obračun (u daljem tekstu: tarifni elementi) i način obračuna usluge distribucije prirodnog gasa, tarife za obračun cene pristupa sistemu za distribuciju prirodnog gasa i način njihovog izračunavanja, kao i način, postupak i rokovi za dostavljanje dokumentacije i vrsta dokumentacije koju operator sistema dostavlja Agenciji za energetiku Republike Srbije (u daljem tekstu: Agencija).
Metodologija se bazira na mehanizmu kontrole cene pristupa sistemu za distribuciju prirodnog gasa primenom metode regulacije "troškovi plus", kojom se operatoru sistema određuje maksimalna visina prihoda za regulatorni period, odnosno cena pristupa sistemu za distribuciju prirodnog gasa kojom se obezbeđuje:
1) pokrivanje opravdanih troškova poslovanja, kao i odgovarajući prinos na angažovana sredstva i investicije u obavljanju delatnosti distribucije i upravljanja distributivnim sistemom za prirodni gas, kojima se obezbeđuje kratkoročna i dugoročna sigurnost snabdevanja, odnosno održivi razvoj sistema;
2) podsticanje ekonomske i energetske efikasnosti;
3) nediskriminacija, odnosno jednaki položaj za korisnike sistema i
4) sprečavanje međusobnog subvencionisanja između pojedinih delatnosti koje obavlja operator sistema i između pojedinih korisnika sistema.
Pojmovi upotrebljeni u ovoj metodologiji imaju sledeće značenje:
1. Info-pravila - skup energetskih i ekonomskih podataka sistematizovanih u tabelama koji se dostavljaju Agenciji u cilju njenog redovnog izveštavanja i prilikom podnošenja odluke o ceni pristupa sistemu za distribuciju prirodnog gasa na saglasnost;
2. m3 - količina prirodnog gasa koja pri pritisku od 101325 Pa (1,01325 bar), temperaturi od 288,15 K (15 °C) i donjoj toplotnoj vrednosti od 33.338,35 kJ zauzima zapreminu od jednog kubnog metra;
3. Maksimalno odobreni prihod - maksimalan iznos prihoda operatora sistema u regulatornom periodu kojim se nadoknađuju svi opravdani troškovi koji nastaju obavljanjem delatnosti distribucije i upravljanja distributivnim sistemom za prirodni gas i odgovarajući prinos na angažovana sredstva i investicije;
4. Regulatorni period - vremenski period u trajanju od jedne kalendarske godine - u daljem tekstu u formulama i objašnjenjima formula označen sa t i
5. Tarifni elementi - obračunske veličine na koje se raspoređuje maksimalno odobreni prihod operatora sistema koji je određen za regulatorni period u skladu sa ovom metodologijom.
Ostali pojmovi upotrebljeni u ovoj metodologiji imaju isto značenje kao u Zakonu o energetici ("Službeni glasnik RS", br. 57/11, 80 /11 - ispravka i 93/12).
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 operatora sistema se obračunava na osnovu opravdanih troškova poslovanja i odgovarajućeg prinosa na angažovana sredstva i investicije u obavljanju delatnosti distribucije i upravljanja distributivnim sistemom za prirodni gas.
Opravdanost troškova se ocenjuje prema prirodi konkretnog troška, sagledavanjem njegove svrsishodnosti, proverom količina i cene kojom je izazvan konkretan trošak, uporednom analizom troškova operatora sistema zasnovanom na podacima o troškovima u prethodnom periodu i troškovima drugih operatora distributivnog sistema 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 operatora sistema koji, pored delatnosti distribucije i upravljanja distributivnim sistemom za prirodni gas, obavlja drugu energetsku delatnost čija je cena regulisana ili koji pored tih energetskih delatnosti obavlja i druge energetske, odnosno druge delatnosti koje se ne smatraju energetskim delatnostima, a koji se ne mogu direktno alocirati na pojedine delatnosti.
Zajedničkim sredstvima se smatraju sredstva (nematerijalna ulaganja osim goodwill-a, nekretnine, postrojenja i oprema) koja su neophodna za funkcionisanje operatora sistema koji, pored delatnosti distribucije i upravljanja distributivnim sistemom za prirodni gas, obavlja drugu energetsku delatnost čija je cena regulisana ili koji pored tih energetskih delatnosti obavlja i druge energetske, odnosno druge delatnosti koje se ne smatraju energetskim delatnostima, a koja se ne mogu direktno alocirati na pojedine delatnosti.
Zajedničkim troškovima amortizacije se smatraju troškovi amortizacije zajedničkih sredstava nastali radi omogućavanja funkcionisanja operatora sistema koji, pored delatnosti distribucije i upravljanja distributivnim sistemom za prirodni gas, obavlja drugu energetsku delatnost čija je cena regulisana ili koji pored tih energetskih delatnosti obavlja i druge energetske, odnosno druge delatnosti koje se ne smatraju energetskim delatnostima, a koji se ne mogu direktno alocirati na pojedine delatnosti.
Zajedničkim ostalim prihodima se smatraju ostali prihodi ostvareni angažovanjem zajedničkih resursa operatora sistema koji se ne mogu direktno alocirati na pojedine delatnosti.
Zajednički operativni troškovi, sredstva, troškovi amortizacije i ostali prihodi se raspoređuju na delatnost distribucije i upravljanja distributivnim sistemom za prirodni gas za koju se utvrđuje maksimalno odobreni prihod i na druge energetske, odnosno druge delatnosti koje se ne smatraju energetskim delatnostima, na osnovu transparentnih pravila (ključeva) utvrđenih u skladu sa opštim aktom o računovodstvu i računovodstvenim politikama energetskog subjekta i objektivnim kriterijumima.
IV.2. Obračun maksimalno odobrenog prihoda
Maksimalno odobreni prihod operatora sistema po osnovu obavljanja delatnosti distribucije i upravljanja distributivnim sistemom za prirodni gas, obračunava se primenom sledeće formule:
MOPt = OTt + At + PPCKt * RSt - OPt + TGt + KEt + PRt
gde su:
MOPt - maksimalno odobreni prihod po osnovu obavljanja delatnosti distribucije i 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);
PPCKt - stopa prinosa na regulisana sredstva u periodu t (u %);
RSt - regulisana sredstva u periodu t (u dinarima);
OPt - ostali prihodi u periodu t (u dinarima);
TGt - troškovi za nadoknadu gubitaka u sistemu za distribuciju prirodnog gasa u periodu t (u dinarima);
KEt - korekcioni element u periodu t (u dinarima) i
PRt - pripadajući deo kumulirane razlike maksimalno odobrenog prihoda i usklađenog maksimalno odobrenog prihoda za period t (u dinarima).
Kada je stepen iskorišćenosti sistema za distribuciju prirodnog gasa manji od 35%, obračunava se usklađeni maksimalno odobreni prihod, prema formuli:
UMOPt = (MOPt - TGt) * (2,28 * SIDSt + 0,20) + TGt
gde su:
UMOPt - usklađeni maksimalno odobreni prihod po osnovu obavljanja delatnosti distribucije i upravljanja distributivnim sistemom za prirodni gas u periodu t (u dinarima) i
SIDSt - stepen iskorišćenosti kapaciteta svih distributivnih mreža operatora sistema, koji se, za regulatorni period, izračunava na osnovu formule:
SIDSt = (IKDt+OKmrs) /(PKD1t+ PKD2t)
gde su:
IKDt - ukupni iskorišćeni kapacitet svih distributivnih mreža operatora sistema, radnog pritiska p<6 bar (u m3/h), na početku regulatornog perioda;
OKmrs - ukupni odobreni kapacitet svih merno regulacionih stanica (MRS) kupaca, proizvođača i drugih energetskih subjekata priključenih na distributivne gasovode posmatranog operatora sistema, pritiska 6≤p≤16bar (u m3/h);
PKD1t - ukupni projektovani kapacitet svih distributivnih mreža operatora sistema, maksimalnog 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 i
PKD2t - ukupni projektovani kapacitet svih merno regulacionih stanica kupaca, proizvođača i drugih operatora distributivnih sistema povezanih na gasovode maksimalnog radnog pritiska 6≤p≤16bar (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 operatora sistema, 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 distributivnim mrežama operatora sistema, radnog pritiska p<6 bar (u m3/h);
OKipt - suma odobrenih kapaciteta aktivnih individualnih priključaka na početku regulatornog perioda, na svim mrežama operatora sistema, radnog pritiska p<6 bar (u m3/h) i
MKgpt - suma maksimalnih kapaciteta regulacionih uređaja aktivnih grupnih priključaka na početku regulatornog perioda, na svim distributivnim mrežama operatora sistema, radnog pritiska p<6 bar (u m3/h). Aktivni priključak u smislu ove formule je priključak u koji je pušten prirodni gas, osim mesta isporuke na kojima nije bilo potrošnje u prethodnom regulatornom periodu i nije najavljena potrošnja za tekući regulatorni period ili je bilo potrošnje u prethodnom regulatornom periodu i operator sistema pismeno je obavešten da neće biti potrošnje i gas se ne troši u tekućem regulatornom periodu.
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 distributivnim mrežama operatora sistema.
Operativni troškovi predstavljaju opravdane troškove nastale po osnovu obavljanja delatnosti distribucije i upravljanja distributivnim sistemom za prirodni gas i čine ih:
1) troškovi materijala;
2) troškovi zarada, naknada zarada i ostali lični rashodi;
3) troškovi proizvodnih usluga;
4) nematerijalni troškovi i
5) deo rezervisanja za naknade i druge beneficije zaposlenih, a koji se isplaćuju u regulatornom periodu.
U operativnim troškovima sadržani su i operativni troškovi sredstava pribavljenih bez naknade.
Troškovi amortizacije predstavljaju opravdane troškove amortizacije sredstava koja su u funkciji obavljanja delatnosti distribucije i upravljanja distributivnim sistemom za prirodni gas, 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 regulatornom periodu, obračunavaju se proporcionalnom metodom u procenjenom korisnom veku trajanja sredstava.
Troškovi amortizacije sredstava koja će biti aktivirana u 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) i
AASt - troškovi amortizacije sredstava koja će biti aktivirana u periodu t (u dinarima).
Regulisana sredstva predstavljaju neto vrednost nematerijalnih ulaganja (osim goodwill-a), nekretnina, postrojenja i opreme koji su angažovani u obavljanju delatnosti distribucije i upravljanja distributivnim sistemom za prirodni gas, 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 radi potrebe razvoja sistema za distribuciju prirodnog gasa, u cilju zadovoljavanja porasta potražnje za prirodnim gasom, kao i povećanja sigurnosti i kvaliteta isporuke, utvrđuje se na osnovu:
- tehničko-tehnoloških, ekonomskih i drugih parametra i pokazatelja opravdanosti i efikasnosti ulaganja i
- usklađenosti ulaganja sa godišnjim programom, odnosno planom poslovanja i planom razvoja sistema za distribuciju prirodnog gasa energetskog subjekta.
Regulisana sredstva su osnovica za obračun prinosa na angažovana sredstva koji operator sistema 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 - vrednost regulisanih sredstava u periodu t (u dinarima);
PRSt - vrednost regulisanih sredstava na početku perioda t (u dinarima) i
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 (osim 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) i
PNSUPt - neto vrednost nematerijalnih ulaganja (osim 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 (osim goodwill-a), nekretnina, postrojenja i opreme u pripremi i avansa datih za njihovu nabavku u periodu t, uvećana za neto vrednost nematerijalnih ulaganja (osim 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) i
ΔNSUPt - promena vrednosti nematerijalnih ulaganja (osim 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 prinosa na regulisana sredstva
Stopa prinosa na regulisana sredstva se utvrđuje kao ponderisana prosečna cena kapitala operatora sistema.
Ponderisana prosečna cena kapitala je ponderisani prosek stope prinosa na sopstveni kapital i ponderisane prosečne stope prinosa na pozajmljeni kapital, prema ponderima od 0,4 za sopstveni kapital i 0,6 za pozajmljeni kapital i obračunava se pre oporezivanja prema sledećoj formuli:
PPCKt = (0,4 * CSKt) / (1 - SPt) + 0,6 * CPKt
gde su:
PPCKt - stopa prinosa na regulisana sredstva u periodu t (u %);
CSKt - cena sopstvenog kapitala posle oporezivanja u periodu t (u %);
SPt - stopa poreza na dobit prema važećim zakonskim propisima u periodu t (u %) i
CPKt - ponderisana prosečna cena pozajmljenog kapitala u periodu t (u %).
Cena sopstvenog kapitala posle oporezivanja treba da odražava specifični rizik operatora sistema, 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. Cena pozajmljenog kapitala se računa kao ponderisana prosečna kamatna stopa na ukupno pozajmljena sredstva, pri čemu se kao ponderi uzimaju učešća pozajmljenih sredstava u ukupno pozajmljenim sredstvima. Cena pozajmljenog kapitala se priznaje do nivoa cene obazrivo i racionalno pozajmljenih sredstava.
Ostali prihodi su prihodi ostvareni angažovanjem resursa namenjenih obavljanju delatnosti distribucije i upravljanja distributivnim sistemom za prirodni gas, kao što su: prihodi od aktiviranja učinaka i robe, prihodi od prodaje regulisanih sredstava, prihodi po osnovu izdavanja odobrenja sa uslovima za izvođenje radova u zaštitnom pojasu cevovoda, prihodi po osnovu naknađenih šteta, prihodi po osnovu obustave isporuke prirodnog gasa i drugi prihodi.
IV.2.6. 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:
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) i
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 = KIt * SGt / (1- SGt)
gde su:
Gt - količina prirodnog gasa za nadoknadu gubitaka (u m3)
KIt - količina prirodnog gasa koja se isporučuje iz celokupnog distributivnog sistema u periodu t (u m3) i
SGt - opravdana stopa gubitaka prirodnog gasa u celokupnom distributivnom sistemu u periodu t (u %).
Količina prirodnog gasa koja se isporučuje sa celokupnog distributivnog sistema jednaka je zbiru količina prirodnog gasa koje se isporučuju kupcima čiji su objekti povezani na mrežu, u mreže distributivnih sistema drugih energetskih subjekata, proizvođačima prirodnog gasa i prirodnog gasa za sopstvenu potrošnju operatora sistema.
Količina prirodnog gasa koja se preuzima u distributivni sistem, jednaka je zbiru količina prirodnog gasa koje se preuzimaju sa povezanog transportnog sistema, sa povezanih distributivnih sistema drugih energetskih subjekata i sa domaćih gasnih polja koja su povezana na mreže operatora sistema.
Opravdana stopa gubitaka prirodnog gasa u periodu t, određuje se na osnovu: ostvarenih stopa gubitaka prirodnog gasa u prethodne tri godine, analize stanja sistema, uporedne analize ostvarenih stopa gubitaka drugih operatora distributivnih sistema u zemlji i okruženju (benchmarking), uzimajući u obzir starost gasovoda, materijal gasovoda i kvalitet prirodnog gasa, kao i na osnovu plana za smanjenje gubitaka i rezultata realizovanih mera za smanjenje gubitaka.
Ostvarena godišnja stopa gubitaka prirodnog gasa se izračunava na osnovu ostvarenih godišnjih količina, deljenjem razlike između ukupno preuzetih i ukupno isporučenih količina sa celokupnog distributivnog sistema, sa ukupno preuzetom količinom prirodnog gasa.
Korekcioni element je vrednosni izraz (novčani iznos) kojim se umanjuje ili uvećava maksimalno odobreni prihod za regulatorni period (t) za iznos odstupanja ostvarenog prihoda po osnovu realizovanih tarifnih elemenata i regulisanih cena na koje je data saglasnost 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 + I t-2)
gde su:
KEt - korekcioni element u periodu t (u dinarima);
OPPRt-2 - opravdani prihod po osnovu obavljanja delatnosti distribucije i upravljanja distributivnim sistemom za prirodni gas 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 realizovanih tarifnih elemenata i regulisanih cena na koje je data saglasnost, u periodu t-2 (u dinarima) i
It-2 - indeks potrošačkih cena 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 operator sistema, prilikom podnošenja odluke o ceni pristupa sistemu za distribuciju prirodnog gasa na saglasnost Agenciji, 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 regulisane cene nisu primenjivane od početka regulatornog perioda, korekcioni element se obračunava samo za deo regulatornog perioda u kome su se regulisane cene primenjivale, pod uslovom da operator sistema raspolaže finansijskim izveštajima za deo regulatornog perioda u kome su regulisane cene primenjivane. Kada operator sistema ne raspolaže finansijskim izveštajima za deo regulatornog perioda u kome su se regulisane cene primenjivale, ostvareni prihod se obračunava, u delu 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 primenjene regulisane cene tog operatora sistema za pristup sistemu, obrazovane u skladu sa zakonom kojim se uređuje oblast energetike.
IV.2.8. Pripadajući deo kumulirane razlike maksimalno odobrenog prihoda i usklađenog maksimalno odobrenog prihoda
Za svaki regulatorni period utvrđuje se razlika između maksimalno odobrenog prihoda i usklađenog maksimalno odobrenog prihoda, sve dok se prvi put ne ostvari stepen iskorišćenosti sistema za distribuciju prirodnog gasa od 35%.
U regulatornom periodu u kome operator sistema ostvari stepen iskorišćenosti sistema za distribuciju prirodnog gasa od 35%, utvrđuje se kumulirana razlika maksimalno odobrenog prihoda i usklađenog maksimalno odobrenog prihoda za najviše pet prethodnih regulatornih perioda, usklađenih za indeks potrošačkih cena u Republici Srbiji primenom sledeće formule:
KRt = |
Rt-1 * (1 + I t-1) + |
+ Rt-2 * (1 + I t-2) * (1 + I t-1) + |
|
+ Rt-3 * (1 + I t-3) * (1 + I t-2) * (1 + I t-1) + |
|
+ Rt-4 * (1 + I t-4) * (1 + I t-3) * (1 + I t-2) * (1 + I t-1) + |
|
+ Rt-5 * (1 + I t-5) * (1 + I t-4) * (1 + I t-3) * (1 + I t-2) * (1 + I t-1) |
gde su:
KRt - kumulirana razlika maksimalno odobrenog prihoda i usklađenog maksimalno odobrenog prihoda za period t (u dinarima);
Rt -razlika maksimalno odobrenog prihoda i usklađenog maksimalno odobrenog prihoda u periodu t (u dinarima) i
It - indeks potrošačkih cena u Republici Srbiji u periodu t, prema objavljenom podatku organa nadležnog za poslove statistike (u %).
Pripadajući deo kumulirane razlike maksimalno odobrenog prihoda i usklađenog maksimalno odobrenog prihoda utvrđuje se primenom sledeće formule:
PRt =0,2 * (OTt + At + PPCKt * RSt - OPt + TGt + KEt),
Ako je PRt izračunat po prethodnoj formuli veći od KRt (PRt > KRt) onda je
PRt = KRt
gde je:
PRt - pripadajući deo kumulirane razlike maksimalno odobrenog prihoda i usklađenog maksimalno odobrenog prihoda za period t (u dinarima).
U narednom regulatornom periodu kumulirana razlika maksimalno odobrenog prihoda i usklađenog maksimalno odobrenog prihoda obračunava se prema formuli:
KRt+1 = (KRt - PRt) * (1 + I t).
Mesta isporuke se razvrstavaju u kategorije i grupe, prema:
1) radnom pritisku gasovoda na mestu priključenja, maksimalnom kapacitetu mernog uređaja utvrđenim aktom kojim se odobrava priključenje objekta na sistem za distribuciju prirodnog gasa i
2) godišnjoj ravnomernosti potrošnje prirodnog gasa.
Godišnja ravnomernost potrošnje prirodnog gasa se utvrđuje na osnovu podataka o potrošnji prirodnog gasa na mestu isporuke i predstavlja količnik zbira ostvarene potrošnje prirodnog gasa u januaru, februaru i decembru prethodne kalendarske godine i ukupne potrošnje prirodnog gasa ostvarene u toj godini na tom mestu isporuke (u daljem tekstu: koeficijent ravnomernosti Kr).
Podaci o godišnjoj ravnomernosti potrošnje za novo mesto isporuke, kao i za mesto isporuke koje tokom prethodne kalendarske godine nije ostvarilo potrošnju prirodnog gasa, utvrđuju se prema ugovorenim količinama prirodnog gasa za mesto isporuke.
Podaci o godišnjoj ravnomernosti potrošnje za postojeće mesto isporuke koje je aktivirano u toku prethodne kalendarske godine i koje nije imalo potrošnju prirodnog gasa u toku 12 uzastopnih meseci, utvrđuju se prema ugovorenim količinama prirodnog gasa za mesto isporuke.
V.1. Kategorije mesta isporuke
Kategorije mesta isporuke su:
1) mesta isporuke sa sistema za distribuciju prirodnog gasa radnog pritiska p<6 bar (u daljem tekstu: "Kategorija 1") i
2) mesta isporuke sa sistema za distribuciju prirodnog gasa radnog pritiska 6≤p≤16bar (u daljem tekstu "Kategorija 2").
V.2.1. Grupe mesta isporuke u "Kategoriji 1"
U okviru "Kategorije 1", utvrđuju se četiri grupe mesta isporuke:
1) "Mala potrošnja", u koju se razvrstavaju mesta isporuke sa mernim uređajima maksimalnog kapaciteta manjeg ili jednakog 10 m3/ čas i to:
- mesta isporuke, fizičkih lica koja prirodni gas koriste za potrebe grejanja stanova, odnosno stambenih objekata, uključujući i grejanje pomoćnih objekata, zagrevanje vode i pripremu hrane, kao i druge potrebe u domaćinstvima ("Mala potrošnja - domaćinstva") i
- mesta isporuke pravnih i fizičkih lica, osim mesta isporuke za domaćinstva ("Mala potrošnja - ostali");
2) "Vanvršna potrošnja K1", u koju se razvrstavaju mesta isporuke kod kojih je merni uređaj maksimalnog kapaciteta većeg od 10 m3/čas, koeficijent ravnomernosti Kr je manji ili jednak 0,20 (Kr≤0,20), a količnik maksimalne dnevne potrošnje u svakom od navedena tri meseca - januar, februar i decembar i maksimalne dnevne potrošnje prirodnog gasa, ostvarenih u godini na osnovu koje se razvrstava mesto isporuke, je manji ili jednak 0,6 (≤0,6);
3) "Ravnomerna potrošnja K1" u koju se razvrstavaju mesta isporuke kod kojih je merni uređaj maksimalnog kapaciteta većeg od 10 m3/čas i to:
- mesta isporuke kod kojih je koeficijent ravnomernosti Kr manji ili jednak 0,33 (Kr≤0,33) i
- mesta isporuke kod kojih je koeficijent ravnomernosti Kr manji ili jednak 0,20 (Kr≤0,20), a količnik maksimalne dnevne potrošnje u bilo kom od navedena tri meseca - januar, februar i decembar i maksimalne dnevne potrošnje prirodnog gasa, ostvarenih u godini na osnovu koje se razvrstava mesto isporuke, je veći od 0,6 (>0,6);
4) "Neravnomerna potrošnja K1", u koju se razvrstavaju mesta isporuke kod kojih je merni uređaj maksimalnog kapaciteta većeg od 10 m3/čas, a koeficijent ravnomernosti Kr je veći od 0,33 (Kr >0,33).
V.2.2. Grupe mesta isporuke u "Kategoriji 2"
U okviru "Kategorije 2", utvrđuju se tri grupe mesta isporuke:
1) "Vanvršna potrošnja K2", u koju se razvrstavaju mesta isporuke kod kojih je koeficijent ravnomernosti Kr manji ili jednak 0,20 (Kr≤0,20), a količnik maksimalne dnevne potrošnje u svakom od navedena tri meseca - januar, februar i decembar i maksimalne dnevne potrošnje prirodnog gasa, ostvarenih u godini na osnovu koje se razvrstava za mesto isporuke, je manji ili jednak 0,6 (≤ 0,6);
2) "Ravnomerna potrošnja K2" u koju se razvrstavaju:
- mesta isporuke kod kojih je koeficijent ravnomernosti Kr manji ili jednak 0,33 (Kr≤ 0,33) i
- mesta isporuke kod kojih je koeficijent ravnomernosti Kr manji ili jednak 0,20 (Kr≤ 0,20), a količnik maksimalne dnevne potrošnje u bilo kom od navedena tri meseca - januar, februar i decembar i maksimalne dnevne potrošnje prirodnog gasa, ostvarenih u godini na osnovu koje se razvrstava mesto isporuke, je veći od 0,6 (Kr>0,6);
3) "Neravnomerna potrošnja K2", u koju se razvrstavaju mesta isporuke kod kojih je koeficijent ravnomernosti Kr veći od 0,33 (Kr>0,33).
Tarifni elementi su obračunske veličine na koje se raspoređuje maksimalno odobreni prihod operatora sistema utvrđen za regulatorni period.
Tarifni elementi su:
1) "kapacitet" i
2) "energent".
Tarifni elementi "kapacitet" i "energent", kao obračunske veličine ove metodologije, utvrđuju se za svaku od kategorija i grupa mesta isporuke za regulatorni period.
Tarifni element "kapacitet" se utvrđuje na osnovu maksimalnih dnevnih potrošnji na mestima isporuke.
Maksimalna dnevna potrošnja za mesto isporuke sa automatskim beleženjem isporučenih dnevnih količina prirodnog gasa na mernom uređaju, utvrđuje se na osnovu ostvarenih dnevnih potrošnji iz prethodne kalendarske godine.
Za mesto isporuke kod kojeg ne postoji mogućnost automatskog beleženja isporučenih dnevnih količina prirodnog gasa na mernom uređaju, maksimalna dnevna potrošnja se izračunava tako što se najveći količnik isporučenih mesečnih količina u prethodnoj kalendarskoj godini i broja dana u tom mesecu, pomnoži sa odgovarajućim koeficijentom mesečne neravnomernosti Km.
Vrednosti koeficijenta mesečne neravnomernosti Km su:
1) Km1=1,35 za mesto isporuke iz grupe "Neravnomerna potrošnja K1" i "Neravnomerna potrošnja K2";
2) Km2=1,20 za mesto isporuke iz grupe "Ravnomerna potrošnja K1", "Ravnomerna potrošnja K2", "Vanvršna potrošnja K1" i "Vanvršna potrošnja K2".
Maksimalna dnevna potrošnja za novo mesto isporuke, kao i za mesto isporuke koje tokom prethodne kalendarske godine nije imalo potrošnju prirodnog gasa, utvrđuje se prema ugovorenoj maksimalnoj dnevnoj potrošnji prirodnog gasa.
Maksimalna dnevna potrošnja za postojeće mesto isporuke koje je aktivirano u toku prethodne kalendarske godine i koje nije imalo potrošnju prirodnog gasa u toku 12 uzastopnih meseci, utvrđuje se prema ugovorenoj maksimalnoj dnevnoj potrošnji prirodnog gasa.
Maksimalna dnevna potrošnja se iskazuje u m3/dan/godina i zaokružuje se na ceo broj.
Tarifni element "energent" se utvrđuje na osnovu planiranih količina prirodnog gasa za isporuku u regulatornom periodu.
Tarifni element "energent" se iskazuje u m3.
Operator sistema koji obavlja delatnost na više distributivnih mreža, tarifne elemente po kategorijama i grupama mesta isporuke utvrđuje sabiranjem odgovarajućih veličina na osnovu kojih se utvrđuju tarifni elementi za sve mreže na kojima obavlja delatnost.
VI.1. Tarifni element "kapacitet"
Tarifni element "kapacitet" za grupu mesta isporuke "Mala potrošnja" se izračunava tako što se najveći količnik zbira ukupnih mesečnih količina isporučenih za mesta isporuke u grupi mala potrošnja u prethodnoj kalendarskoj godini i planiranih mesečnih količina za nova mesta isporuke koja će biti aktivirana u kalendarskoj godini i broja dana u tom mesecu, pomnoži sa koeficijentom Km1=1,35.
Tarifni element "kapacitet" za grupu mesta isporuke "Neravnomerna potrošnja K1", "Ravnomerna potrošnja K1", "Vanvršna potrošnja K1", "Neravnomerna potrošnja K2", "Ravnomerna potrošnja K2" i "Vanvršna potrošnja K2", izračunava se sabiranjem maksimalnih dnevnih potrošnji svih postojećih mesta isporuke u odgovarajućoj grupi i maksimalnih dnevnih potrošnji mesta isporuke koja će biti aktivirana u istoj grupi u regulatornom periodu.
Maksimalna dnevna potrošnja mesta isporuke na kojima su merni uređaji u okviru objekta mernoregulacione stanice operatora transportnog sistema, ne uračunavaju se u tarifni element "kapacitet".
VI.2. Tarifni element "energent"
Tarifni element "energent" je planirana godišnja količina prirodnog gasa koju operator sistema isporučuje svim mestima isporuke prirodnog gasa uključujući i nova mesta isporuke planirana za aktiviranje u regulatornom periodu.
Količine prirodnog gasa isporučene za mesta isporuke na kojima su merni uređaji u okviru objekta mernoregulacione stanice operatora transportnog sistema, ne uračunavaju se u tarifni element "energent".
Tarife se utvrđuju po grupama mesta isporuke za svaki od tarifnih elemenata - "energent" i "kapacitet", osim za mesta isporuke iz grupe "Mala potrošnja", kojima se tarifa utvrđuje samo za tarifni element "energent", u skladu sa ovom metodologijom.
Za tarifni element "kapacitet", utvrđuje se tarifa "kapacitet".
Za tarifni element "energent", utvrđuje se tarifa "energent".
Tarife za "kapacitet" i "energent" u okviru iste grupe mesta isporuke su jednake za sva mesta isporuke za distribuciju prirodnog gasa istog operatora sistema.
Tarife po tarifnim elementima za kapacitet se izražavaju u dinarima/m3/dan/godina, zaokruženo na dve decimale.
Tarife po tarifnim elementima za energent se izražavaju u dinarima/m3, zaokruženo na dve decimale.
VIII RASPODELA MAKSIMALNO ODOBRENOG PRIHODA
VIII.1. Raspodela maksimalno odobrenog prihoda na tarifne elemente
Maksimalno odobreni prihod, odnosno usklađeni maksimalno odobreni prihod, raspoređuje se na tarifne elemente za kapacitet i energent prema formulama:
MOPka = 0,3 * MOPt, odnosno MOPka = 0,3 * UMOPt
MOPen = 0,7 * MOPt, odnosno MOPen = 0,7 * UMOPt
gde su:
MOPka - deo maksimalno odobrenog prihoda za period t raspoređen na tarifni element za kapacitet (u dinarima) i
MOPen - deo maksimalno odobrenog prihoda za period t raspoređen na tarifni element za energent (u dinarima).
MOPt - maksimalno odobreni prihod za period t (u dinarima);
UMOPt - usklađeni maksimalno odobreni prihod za period t (u dinarima);
VIII.2. Raspodela maksimalno odobrenog prihoda na delove sistema
Maksimalno odobreni prihod operatora sistema raspoređuje se na deo sistema za distribuciju prirodnog gasa radnog pritiska p<6 bar i na deo sistema za distribuciju prirodnog gasa radnog pritiska 6≤p≤16 bar na sledeći način:
1) troškovi za nadoknadu gubitaka u sistemu za distribuciju prirodnog gasa, kao sastavni deo maksimalno odobrenog prihoda, raspoređuju se na delove sistema srazmerno količinama prirodnog gasa koje predstavljaju gubitke na tom delu sistema;
2) svi ostali troškovi koji ulaze u obračun maksimalno odobrenog prihoda, izuzev troškova iz tačke 1) ovog odeljka, raspoređuju se na delove sistema srazmerno neto vrednosti sistema za distribuciju prirodnog gasa.
Maksimalno odobreni prihod operatora sistema raspoređen na delove sistema, raspodeljuje se na tarifne elemente "energent" i "kapacitet" u odnosima utvrđenim odeljkom VIII.1. ove metodologije.
Tarife se izračunavaju po tarifnim elementima za svaku grupu mesta isporuke, a prema prihodima operatora sistema raspoređenim na tarifne elemente po kategorijama i grupama mesta isporuke, u skladu sa ovom metodologijom.
IX.1. Utvrđivanje prihoda na osnovu kojih se izračunavaju tarife za svaku grupu mesta isporuke
Prihodi operatora sistema na osnovu kojih se izračunavaju tarife za svaku grupu mesta isporuke, obračunavaju se prema učešću odgovarajuće grupe mesta isporuke u opravdanim troškovima poslovanja operatora sistema, na osnovu kojih se obračunava maksimalno odobreni prihod operatora sistema u regulatornom periodu, u skladu sa poglavljem IV. ove metodologije.
Prihodi operatora sistema koji se raspoređuju na tarifni element "energent", utvrđuju se prema ukupnoj godišnjoj količini prirodnog gasa koju operator sistema isporučuje svakoj od grupa mesta isporuke u smislu ove metodologije.
Prihodi operatora sistema koji se raspoređuju na tarifni element "kapacitet", utvrđuju se prema proizvodu maksimalne dnevne potrošnje prirodnog gasa odgovarajuće grupe mesta isporuke na način utvrđen odeljkom VI.1. ove metodologije i koeficijenta efikasnosti iskorišćenja sistema (u daljem tekstu: korigovana maksimalna dnevna potrošnja prirodnog gasa), za svaku od grupa mesta isporuke u smislu ove metodologije.
U zavisnosti od grupe mesta isporuke, vrednost koeficijenta efikasnosti iskorišćenja sistema iznosi:
1) Ke1=1 - za mesta isporuke "Mala potrošnja", "Neravnomerna potrošnja K1" i "Neravnomerna potrošnja K2";
2) Ke2=0,85 - za mesta isporuke "Ravnomerna potrošnja K1" i "Ravnomerna potrošnja K2" i
3) Ke3=0,60 - za mesta isporuke "Vanvršna potrošnja K1" i "Vanvršna potrošnja K2".
IX.2. Raspodela prihoda raspoređenog na delove sistema po grupama mesta isporuke za koje se izračunavaju tarife
Deo prihoda operatora sistema raspoređen na delove sistema u skladu sa odeljkom VIII.2. ove metodologije, raspoređuje se na prihode po grupama mesta isporuke za koje se izračunavaju tarife.
IX.2.1. Utvrđivanje prihoda po grupama mesta isporuke u okviru "Kategorije 1"
Za grupe mesta isporuke u okviru "Kategorije 1" za tarifni element "energent", prihodi se utvrđuju kao zbir:
1) prihoda po grupama mesta isporuke raspoređenih na sistem za distribuciju prirodnog gasa radnog pritiska p<6 bar, koji se izračunava kao količnik prihoda raspoređenog na taj deo sistema za obračun tarifnog elementa "energent" i godišnje količine prirodnog gasa koja se isporučuje svim mestima isporuke u okviru ove "Kategorije 1", pomnoženog sa količinom prirodnog gasa za isporuku u okviru grupe mesta isporuke za koju se izračunava tarifa "energent" i
2) prihoda po grupama mesta isporuke na celokupnom sistemu za distribuciju prirodnog gasa operatora sistema, koji se izračunava kao količnik prihoda raspoređenog na deo sistema za distribuciju prirodnog gasa radnog pritiska 6≤p≤16 bar za obračun tarifnog elementa "energent" i ukupne godišnje količine prirodnog gasa koja se isporučuje sa celokupnog sistema za distribuciju prirodnog gasa operatora sistema, pomnoženog sa količinom prirodnog gasa za isporuku u okviru grupe mesta isporuke za koju se izračunava tarifa "energent".
Za grupe mesta isporuke u okviru "Kategorije 1", za tarifni element "kapacitet", prihodi se utvrđuju kao zbir:
1) prihoda po grupama mesta isporuke na sistemu za distribuciju prirodnog gasa radnog pritiska p<6 bar koji se izračunava kao količnik prihoda raspoređenog na taj deo sistema za obračun tarifnog elementa "kapacitet" i korigovane maksimalne dnevne potrošnje prirodnog gasa na sistemu za distribuciju prirodnog gasa radnog pritiska p<6 bar svih mesta isporuke iz "Kategorije 1", pomnoženog sa korigovanom maksimalnom dnevnom potrošnjom prirodnog gasa za grupu mesta isporuke za koju se izračunava tarifa "kapacitet"i
2) prihoda po grupama mesta isporuke na celokupnom sistemu za distribuciju prirodnog gasa, koji se izračunava kao količnik prihoda alociranog na deo sistema za distribuciju prirodnog gasa radnog pritiska 6≤p≤16 bar za obračun tarifnog elementa "kapacitet" i korigovane maksimalne dnevne potrošnje prirodnog gasa svih mesta isporuke celokupnog sistema za distribuciju prirodnog gasa, pomnoženog sa korigovanom maksimalnom dnevnom potrošnjom prirodnog gasa za grupu mesta isporuke za koju se izračunava tarifa "kapacitet".
Prihodi raspoređeni na tarifni element "kapacitet" za grupu mesta isporuke "Mala potrošnja", uključuju se u prihode na osnovu kojih se izračunava tarifa "energent" za tu grupu mesta isporuke.
IX.2.2. Utvrđivanje prihoda po grupama mesta isporuke u okviru "Kategorije 2"
Za grupe mesta isporuke u okviru "Kategorije 2", prihodi na osnovu kojih se izračunavaju tarife se utvrđuju:
1) za tarifni element "energent", kao količnik prihoda raspoređenog na deo sistema za distribuciju prirodnog gasa radnog pritiska 6≤p≤16 bar za obračun tarifnog elementa "energent" i ukupne godišnje količine prirodnog gasa koja se isporučuje sa celokupnog sistema za distribuciju prirodnog gasa, pomnoženog sa količinom prirodnog gasa za isporuku u okviru grupe mesta isporuke za koju se izračunava tarifa "energent" i
2) za tarifni element "kapacitet", kao količnik prihoda raspoređenog na deo sistema za distribuciju prirodnog gasa radnog pritiska 6≤p≤16 bar za obračun tarifnog elementa "kapacitet" i korigovane maksimalne dnevne potrošnje prirodnog gasa svih mesta isporuke celokupnog sistema za distribuciju prirodnog gasa, pomnoženog sa korigovanom maksimalnom dnevnom potrošnjom prirodnog gasa za grupu mesta isporuke za koju se izračunava tarifa "kapacitet".
Tarifa "energent" se izračunava kao količnik prihoda raspoređenih na tarifni element "energent" za grupu mesta isporuke za koju se izračunava tarifa "energent" u skladu sa pododeljkom IX.2.1, odnosno pododeljkom IX.2.2. ove metodologije i godišnje količine prirodnog gasa koja se isporučuje u okviru odgovarajuće grupe mesta isporuke.
Tarifa "kapacitet" se izračunava kao količnik prihoda raspoređenih na tarifni element "kapacitet" za grupu mesta isporuke za koju se izračunava tarifa "kapacitet", u skladu sa pododeljkom IX.2.1, odnosno pododeljkom IX.2.2. ove metodologije i maksimalne dnevne potrošnje prirodnog gasa u okviru odgovarajuće grupe mesta isporuke.
X NAČIN OBRAČUNA USLUGE DISTRIBUCIJE PRIRODNOG GASA
Usluga distribucije prirodnog gasa se obračunava na osnovu tarifa za obračunski period.
Ako se u toku obračunskog perioda promene tarife, usluga distribucije prirodnog gasa se obračunava primenom novih i do tada važećih tarifa, srazmerno broju dana njihovog važenja u obračunskom periodu.
Za jedno mesto isporuke, tarifa "kapacitet" se primenjuje na maksimalnu dnevnu potrošnju prirodnog gasa tog mesta isporuke utvrđenu na način određen ovom metodologijom.
Iznos koji je obračunat za jedno mesto isporuke, množenjem tarife za kapacitet i maksimalne dnevne potrošnje prirodnog gasa, a koji je utvrđen na godišnjem nivou, raspoređuje se prema broju obračunskih perioda.
Za novo mesto isporuke, iznos obračunat za kapacitet utvrđuje se tako što se iznos obračunat na način opisan u stavu 4. ovog odeljka podeli sa ukupnim brojem obračunskih perioda u kalendarskoj godini i pomnoži preostalim brojem obračunskih perioda do kraja te godine.
Za jedno mesto isporuke, tarifa "energent" se primenjuje na isporučenu količinu prirodnog gasa utvrđenu merenjem za to mesto isporuke u obračunskom periodu.
Način merenja, obračunski period, kao i način obračuna usluge distribucije prirodnog gasa, uređuju operator sistema i korisnici sistema za odgovarajuća mesta isporuke, u skladu sa zakonom, propisom o uslovima isporuke prirodnog gasa, pravilima o radu sistema za distribuciju prirodnog gasa, izdatim odobrenjem za priključenje na sistem za distribuciju prirodnog gasa i ovom metodologijom.
Usluga distribucije prirodnog gasa se ne obračunava za mesto isporuke na kojima su merni uređaji u okviru objekta mernoregulacione stanice operatora transportnog sistema.
XI NAČIN, POSTUPAK I ROKOVI DOSTAVLJANJA PODATAKA I DOKUMENTACIJE I PROMENA CENE PRISTUPA SISTEMU ZA DISTRIBUCIJU PRIRODNOG GASA
XI.1. Dokumentacija i rokovi za dostavljanje
Operator sistema dostavlja Agenciji sledeće podatke i dokumentaciju:
1) godišnje finansijske izveštaje (najkasnije do 30. aprila tekuće za prethodnu godinu);
2) godišnji bilans stanja i bilans uspeha za svaku delatnost pojedinačno (najkasnije do 30. aprila tekuće za prethodnu godinu);
3) izveštaj o izvršenoj reviziji godišnjih finansijskih izveštaja, za pravna lica za koja je to određeno zakonom (najkasnije do 30. septembra tekuće za prethodnu godinu);
4) analitički zaključni list za pravno lice u celini i za svaku delatnost energetskog subjekta pojedinačno (najkasnije do 30. aprila tekuće za prethodnu godinu);
5) registar nematerijalnih ulaganja, nekretnina, postrojenja i opreme energetskog subjekta na dan 31. decembar za pravno lice u celini i za svaku delatnost energetskog subjekta pojedinačno (najkasnije do 30. aprila tekuće za prethodnu godinu);
6) godišnji program poslovanja za pravna lica za koja je to određeno zakonom (najkasnije u roku od osam dana od dana usvajanja od strane nadležnog organa);
7) godišnji izveštaj o poslovanju za pravna lica za koja je to određeno zakonom (najkasnije do 30. septembra tekuće za prethodnu godinu);
8) plan razvoja distributivnog sistema (najkasnije do 1. aprila tekuće godine);
9) popunjene tabele info pravila za izračunavanje cena pristupa sistemu za distribuciju gasa koje se objavljuju na sajtu Agencije (www.aers.rs) (uz zahtev za davanje saglasnosti na odluku o ceni pristupa sistemu za distribuciju prirodnog gasa i na zahtev Agencije);
10) popunjene tabele info pravila za redovno izveštavanje koje se objavljuju na sajtu Agencije u skladu sa dinamikom definisanom u tabelama i
11) druge podatke i dokumentaciju na zahtev Agencije, u skladu sa Zakonom.
Podatke i dokumentaciju iz pododeljka XI.1. ove metodologije, operator distributivnog sistema dostavlja u pismenoj formi, potpisane od strane ovlašćenog lica, a popunjene tabele info pravila i u elektronskoj formi na e-mail adresu Agencije.
XI.3. Izmena cene pristupa sistemu za distribuciju prirodnog gasa
Ukoliko na osnovu dostavljenih podataka i dokumentacije iz odeljka XI.1. ove metodologije, Agencija u obavljanju poslova iz svoje nadležnosti utvrđene Zakonom, utvrdi da operator sistema primenom regulisanih cena ostvaruje prihode koji su veći od opravdanog prihoda koji se dobija primenom ove metodologije, operator sistema je dužan da na zahtev Agencije, u roku od 30 dana od dana prijema tog zahteva, podnese novi zahtev za davanje saglasnosti na odluku o ceni pristupa sistemu za distribuciju prirodnog gasa sa odlukom o ceni.
Operator sistema podnosi Agenciji novi zahtev za davanje saglasnosti na odluku o ceni pristupa sistemu za distribuciju prirodnog gasa sa izmenjenim tarifnim elementima, sa odlukom o ceni, ukoliko isporučene godišnje količine prirodnog gasa odstupaju za više od 10% od količina prirodnog gasa koje su kao tarifni elementi primenjeni u izračunavanju postojećih i primenjenih cena pristupa sistemu za distribuciju prirodnog gasa operatora sistema.
Smatra se da zahtev za davanje saglasnosti na odluku o ceni pristupa sistemu za distribuciju prirodnog gasa sa odlukom o ceni nije podnet Agenciji, ukoliko dokumentacija iz odeljka XI.1. ove metodologije nije dostavljena u rokovima i na način utvrđen ovom metodologijom.
Do prvog obrazovanja cena pristupa sistemu za distribuciju prirodnog gasa u skladu sa odredbama ove metodologije, primenjivaće se cene energetskog subjekta - operatora sistema koje su, u skladu sa zakonom, obrazovane i bile primenjene za tarifne stavove "kapacitet" i "energent", na dan stupanja na snagu ove metodologije.
Usluga distribucije prirodnog gasa za jedno mesto isporuke, do prvog obrazovanja cena pristupa sistemu za distribuciju prirodnog gasa u skladu sa odredbama ove metodologije, obračunavaće se za obračunski period na osnovu cena po tarifnim stavovima "kapacitet" i "energent", u skladu sa pravilima utvrđenim u odredbama čl. 23. do 26. Tarifnog sistema za pristup i korišćenje sistema za distribuciju prirodnog gasa ("Službeni glasnik RS", broj 1/07).
Do donošenja pravila o radu distributivnog sistema prirodnog gasa, mesto isporuke na kome postoji više korisnika sistema (u daljem tekstu: zajedničko mesto isporuke) razvrstava se u kategoriju i grupu prema radnom pritisku i godišnjoj ravnomernosti isporuke utvrđenoj na način iz poglavlja V. ove metodologije.
Usluga distribucije prirodnog gasa za zajedničko mesto isporuke obračunava se za svakog od korisnika sistema primenom tarifa "kapacitet" i "energent" na isporučenu količinu prirodnog gasa i na maksimalnu dnevnu potrošnju prirodnog gasa, za to mesto isporuke.
Raspodela ukupne količine isporučenog prirodnog gasa na korisnike sistema, utvrđuje se prema količinama prirodnog gasa isporučenim na mestima isporuke korisnicima za koje se preko zajedničkog mesta isporuke isporučuje prirodni gas. Razlika između ukupno isporučene količine prirodnog gasa na zajedničkom mestu isporuke i ukupne količine koja je isporučena svim korisnicima, izuzev operatora distributivnog sistema, raspodeljuje se operatoru distributivnog sistema za potrebe sistema.
Ukupna maksimalna dnevna potrošnja na zajedničkom mestu isporuke, raspodeljuje se na korisnike sistema, na osnovu koeficijenta učešća maksimalne dnevne potrošnje, prema formuli:
MDPOBk = Ku,k * MDPZM
gde su:
MDPOBk - maksimalna dnevna potrošnja prirodnog gasa za koju se korisniku sistema na zajedničkom mestu isporuke obračunava usluga distribucije gasa;
Ku,k - koeficijent učešća maksimalne dnevne potrošnje korisnika na zajedničkom mestu isporuke i
MDPZM - maksimalna dnevna potrošnja prirodnog gasa utvrđena za zajedničko mesto isporuke.
Koeficijent učešća maksimalne dnevne potrošnje korisnika na zajedničkom mestu isporuke, izračunava se prema formuli:
Ku,k -= MDPi / MDPuk
gde su:
MDPi - maksimalna dnevna potrošnja i-tog korisnika;
MDPuk - ukupna maksimalna dnevna potrošnja svih korisnika sistema;
gde su:
MDPk - maksimalna dnevna potrošnja korisnika sistema, izuzev operatora distributivnog sistema i
MDPods - maksimalna dnevna potrošnja operatora distributivnog sistema koji je povezan na zajedničko mesto isporuke, utvrđena prema podacima iz prethodne kalendarske godine, kao proizvod koeficijenta Km1=1,35 i najvećeg količnika zbira mesečnih količina za nadoknadu gubitaka i sopstvene potrošnje operatora i broja dana u tom mesecu.
Koeficijent učešća maksimalne dnevne potrošnje se utvrđuje za kalendarsku godinu. U slučaju da se u toku kalendarske godine pojavi novi korisnik na zajedničkom mestu isporuke ili krajnji kupac kome se prirodni gas isporučuje preko zajedničkog mesta isporuke promeni snabdevača, utvrđuju se nove vrednosti koeficijenta učešća maksimalne dnevne potrošnje za svakog od korisnika na zajedničkom mestu isporuke.
Operator distributivnog sistema sa čijeg se zajedničkog mesta isporuke raspodeljuje maksimalna dnevna potrošnja prirodnog gasa (MDPZM), izračunava koeficijent učešća maksimalne dnevne potrošnje za svaki mesec u kome je došlo do promene i o tome obaveštava korisnike sistema.
Danom stupanja na snagu ove metodologije prestaje da važi Odluka o utvrđivanju Metodologije za određivanje tarifnih elemenata za izračunavanje cena pristupa i korišćenja sistema za distribuciju prirodnog gasa i Metodologija za određivanje tarifnih elemenata za izračunavanje cena pristupa i korišćenja sistema za distribuciju prirodnog gasa ("Službeni glasnik RS", br. 68/06, 1/07, 100/08, 116/08 i 64/10).
Ovu metodologiju objaviti u "Službenom glasniku Republike Srbije" i ona stupa na snagu 1. januara 2013. godine.