METODOLOGIJA ZA ODREĐIVANJE CENE PRISTUPA SISTEMU ZA DISTRIBUCIJU PRIRODNOG GASA ("Sl. glasnik RS", br. 105/2016, 29/2017 i 78/2022)

 

I PREDMET METODOLOGIJE

Ovom metodologijom se određuje metod regulacije cene pristupa sistemu za distribuciju prirodnog gasa, koji je zasnovan na opravdanim troškovima poslovanja i odgovarajućem prinosu na sredstva uložena u efikasno obavljanje energetske delatnosti, elementi za koje se utvrđuju tarife (u daljem tekstu: tarifni elementi) i način izračunavanja regulisanih cena, odnosno tarifa, način obračuna usluge distribucije prirodnog gasa, kategorije i grupe korisnika sistema, dužina regulatornog perioda kao vremenskog perioda za koji se izračunava cena pristupa sistemu za distribuciju prirodnog gasa, način utvrđivanja opravdanosti troškova, kao i način, postupak i rokovi za dostavljanje dokumentacije i vrsta dokumentacije koju operator distributivnog sistema dostavlja Agenciji za energetiku Republike Srbije (u daljem tekstu: Agencija).

II METODOLOŠKI PRISTUP

Metodologija se zasniva na metodu regulacije "troškovi plus", kojim se operatoru distributivnog sistema (u daljem tekstu: operator sistema) određuje maksimalna visina prihoda za regulatorni period, odnosno cena pristupa sistemu za distribuciju prirodnog gasa kojom se obezbeđuje:

1) pokrivanje opravdanih troškova poslovanja i odgovarajućeg prinosa na efikasno uložena sredstva u obavljanje delatnosti distribucije i upravljanja distributivnim sistemom za prirodni gas, kojima se obezbeđuje kratkoročna i dugoročna sigurnost snabdevanja, odnosno održivi razvoj sistema;

2) bezbednost rada sistema;

3) podsticanje ekonomske i energetske efikasnosti;

4) nediskriminacija, odnosno jednaki položaj iste kategorije i grupe korisnika sistema i

5) sprečavanje međusobnog subvencionisanja između pojedinih delatnosti koje obavlja operator sistema i između pojedinih korisnika sistema.

III POJMOVI I DEFINICIJE

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. kWh - označava isporučenu energiju prirodnog gasa koja se obračunava u skladu sa uredbom koja bliže uređuje uslove isporuke i snabdevanja prirodnim gasom;

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 efikasno uložena sredstva;

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 kojim se uređuje oblast energetike. 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 efikasno uložena sredstva 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 iskorišćenost sistema za distribuciju prirodnog gasa manja od 10%, obračunava se usklađeni maksimalno odobreni prihod, prema formuli:

UMOPt = (MOPt - TGt) * (8 * IPKt + 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

IPKt - iskorišćenost projektovanog kapaciteta sistema za distribuciju prirodnog gasa, koji se, za regulatorni period, izračunava na osnovu formule:

IPKt = IS/MK

gde je:

IS - količina prirodnog gasa isporučena sa sistema za distribuciju prirodnog gasa u poslednjoj završenoj kalendarskoj godini.

Kada operator sistema obavlja delatnost na sistemu za distribuciju prirodnog gasa za koji ne postoje podaci o količinama isporučenim tokom cele kalendarske godine, IS je količina prirodnog gasa planirana za isporuku na svim mestima isporuke sa sistema za distribuciju prirodnog gasa u regulatornom periodu. Ukoliko operator sistema počinje da obavlja delatnost na sistemu za distribuciju prirodnog gasa za koji postoje podaci o količinama prirodnog gasa isporučenog sa sistema za završenu kalendarsku godinu, IS je količina prirodnog gasa iz te godine (u kWh).

MK - maksimalna količina prirodnog gasa u vremenu korišćenja (u kWh) i izračunava se:

MK=PKD * T * K

gde je:

PKD - suma maksimalnih projektovanih kapaciteta na ulazima u distributivni sistem iz projektne dokumentacije na osnovu koje je distributivna mreža izgrađena, utvrđena na dan 1. januar poslednje završene kalendarske godine, odnosno za operatora koji započinje delatnost na osnovu podataka koji su važili na dan početka obavljanja delatnosti (u m3/h);

T - obračunsko vreme korišćenja sistema, koje iznosi 2920 h, i

K - 10,26 (u kWh/m3).

IV.2.1. Operativni troškovi

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.

IV.2.2. Troškovi amortizacije

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).

IV.2.3. Regulisana sredstva

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.

IV.2.5. Ostali prihodi

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, dobici 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 kWh) 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/kWh).

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 kWh)

KIt - količina prirodnog gasa koja se isporučuje iz celokupnog distributivnog sistema u periodu t (u kWh) 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.

IV.2.7. Korekcioni element

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 iskorišćenost projektovanog kapaciteta sistema za distribuciju prirodnog gasa od najmanje 10%.

U regulatornom periodu u kome operator sistema prvi put ostvari iskorišćenost projektovanog kapaciteta sistema za distribuciju prirodnog gasa od najmanje 10%, 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).

Operator sistema koji prvi put obrazuje cenu pristupa sistemu za distribuciju prirodnog gasa, ostvaruje pravo na obračun pripadajućeg dela kumulirane razlike maksimalno odobrenog prihoda i usklađenog maksimalno odobrenog prihoda, ako je iskorišćenost projektovanog kapaciteta sistema za distribuciju prirodnog gasa (IPKt) manja od 10%, a stepen iskorišćenosti kapaciteta svih distributivnih mreža operatora sistema (SIDSt) manji od 35%.

Stepen iskorišćenosti kapaciteta svih distributivnih mreža operatora sistema (SIDSt), se utvrđuje, iz projektne dokumentacije na osnovu koje je distributivna mreža izgrađena za stanje utvrđeno na dan 1. januar regulatornog perioda, a za operatora koji započinje delatnost, na osnovu podataka koji važe na taj dan (u %).

Stepen iskorišćenosti kapaciteta svih distributivnih mreža operatora sistema (SIDSt), za regulatorni period, izračunava se 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);

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≤16 bar (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≤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.

IKDt, OKmrs, PKD1t, PKD2t, se utvrđuju, iz projektne dokumentacije na osnovu koje je distributivna mreža izgrađena za stanje utvrđeno na dan 1. januar regulatornog perioda, odnosno za operatora koji započinje delatnost na osnovu podataka koji su važili na dan početka obavljanja delatnosti (u %).

Iskorišćeni kapacitet svih distributivnih mreža operatora sistema, radnog pritiska p<6 bar, se izračunava prema formuli:

IKDt = UKtpt + OKipt + MKgpt

gde su:

UKtpt - ukupni kapacitet aktivnih tipskih priključaka na svim distributivnim mrežama operatora sistema, radnog pritiska p<6 bar (u m3/h);

OKipt - suma odobrenih kapaciteta aktivnih individualnih priključaka na svim mrežama operatora sistema, radnog pritiska p<6 bar (u m3/h) i

MKgpt - suma maksimalnih kapaciteta regulacionih uređaja aktivnih grupnih priključaka 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 svim distributivnim mrežama operatora sistema

UKtpt, OKipt, MKgpt, BRTPt se utvrđuju, iz projektne dokumentacije na osnovu koje je distributivna mreža izgrađena za stanje utvrđeno na dan 1. januar regulatornog perioda, odnosno za operatora koji započinje delatnost na osnovu podataka koji su važili na dan početka obavljanja delatnosti (u %).

V MESTA ISPORUKE

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≤16 bar (u daljem tekstu "Kategorija 2").

V.2. Grupe mesta isporuke

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).

VI TARIFNI ELEMENTI

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 se iskazuju kao celobrojne vrednosti.

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 kWh/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 kWh.

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 regulatornom periodu, uzimajući u obzir zahteve za obustavu i isključenje isporuke na zahtev korisnika (u daljem tekstu: prekid isporuke) u regulatornom periodu 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 kao aritmetička sredina mesečnih kapaciteta grupe u regulatornom periodu. Mesečni kapacitet grupe je zbir maksimalnih dnevnih potrošnji svih postojećih mesta isporuke, uzimajući u obzir zahteve za prekid isporuke i mesta isporuke koja će biti aktivirana u toj grupi u tom mesecu.

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".

VII TARIFE

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/kWh/dan/godina, zaokruženo na dve decimale.

Tarife po tarifnim elementima za energent se izražavaju u dinarima/kWh, 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 srazmerno neto vrednosti delova 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."

IX NAČIN IZRAČUNAVANJA TARIFA

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 na osnovu obračunskog kapaciteta kategorija mesta isporuke i korigovane maksimalne dnevne potrošnje. Korigovana maksimalna dnevna potrošnja dobija se kao proizvod maksimalne dnevne potrošnje prirodnog gasa odgovarajuće grupe mesta isporuke na način utvrđen odeljkom VI.1. ove metodologije i koeficijenta efikasnosti iskorišćenja sistema, 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= 0,40 - 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 u "Kategoriji 1" koji su nastali korišćenjem dela sistema radnog pritiska 6≤p≤16 bar, koji se izračunava 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 u "Kategoriji 1" sistema za distribuciju prirodnog gasa, pomnoženog sa korigovanom maksimalnom dnevnom potrošnjom prirodnog gasa za grupu mesta isporuke za koju se izračunava tarifa "kapacitet" i pomnoženog sa koeficijentom raspodele prihoda za kapacitet "Kategorije 2" na mesta isporuke u "Kategoriji 1" - Yr1.

Koeficijent raspodele prihoda za kapacitet kategorije K2 na mesta isporuke iz "Kategorije 1" - Yr1, utvrđuje se kao količnik obračunskog kapaciteta za Kategoriju 1 (OKap(K1)) i zbira obračunskih kapaciteta za Kategoriju 1 (OKap(K1)) i (OKap(K2)) za Kategoriju 2, pri čemu se obračunski kapaciteti izračunavaju se na sledeći način:

Yr1 = OKap (K1)/(OKap (K1) + OKap (K2))

OKap (K1) = Kapmp + 0,6 * Kapvv1 + Kaprv1 + Kapnr1

OKap (K2) = 0,6 * Kapvv2 + Kaprv2 + Kapnr2

Gde su Kapmp, Kapvv1, Kaprv1, Kapnr1, Kapvv2, Kaprv2, Kapnr2, - tarifni element "kapacitet" za odgovarajuće grupe mesta isporuke na sistemu.

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 u "Kategoriji 2" sistema za distribuciju prirodnog gasa, pomnoženog sa korigovanom maksimalnom dnevnom potrošnjom prirodnog gasa za grupu mesta isporuke za koju se izračunava tarifa "kapacitet" i pomnoženog sa koeficijentom raspodele prihoda kategorije 2 na mesta isporuke u "Kategoriji 2" - Yr2 koji se izračunava na sledeći način:

Yr2 =1 - Yr1.gde je Yr1 - koeficijent raspodele prihoda za kapacitet "Kategorije 2" na mesta isporuke iz "Kategorije 1" koji je izračunat u skladu sa pododeljkom IX.2.1.

IX.3. Izračunavanje tarifa

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.

Tarifa "energent" za grupu mesta isporuke utvrđenu ovom metodologijom koja u postupku davanja saglasnosti na odluku o ceni pristupa sistemu za distribuciju prirodnog gasa, odnosno izračunavanja tarifa nema ni jedno mesto isporuke razvrstano u toj grupi, se određuje tako što je za mesto isporuke u "Kategoriji 1", jednaka tarifi "energent" utvrđenoj za bilo koju od grupa mesta isporuke: "Vanvršna potrošnja K1", "Ravnomerna potrošnja K1", ili "Neravnomerna potrošnja K1", a u "Kategoriji 2", tarifa "energent" je jednaka tarifi "energent" utvrđenoj za bilo koju od grupa mesta isporuke u toj kategoriji.

Tarifa "kapacitet" za grupu mesta isporuke utvrđenu ovom metodologijom koja u postupku davanja saglasnosti na odluku o ceni pristupa sistemu za distribuciju prirodnog gasa, odnosno izračunavanja tarifa nema ni jedno mesto isporuke razvrstano u toj grupi, se određuje za "Kategoriju 1", odnosno "Kategoriju 2", na osnovu tarife "kapacitet" za bilo koju od grupa mesta isporuke iz odgovarajuće kategorije i vrednosti koeficijenata efikasnosti iskorišćenja sistema iz tačke IX.1. ove metodologije.

X NAČIN OBRAČUNA USLUGE DISTRIBUCIJE PRIRODNOG GASA

X.1. Opšte odredbe

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 kapacitet, a prema stvarno isporučenim količinama za energent.

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.

Ako se za mesto isporuke u toku obračunskog perioda promeni korisnik distributivnog sistema, iznos obračunat za kapacitet za to mesto isporuke za obračunski period se raspoređuje između starog i novog korisnika distributivnog sistema srazmerno broju dana korišćenja sistema.

Za novo mesto isporuke, iznos obračunat za kapacitet utvrđuje se tako što se iznos obračunat na način određen 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 na osnovu merenja za to mesto isporuke u obračunskom periodu, zaokruženu na ceo broj.

Korisniku sistema kome je, u skladu sa zakonom i propisom o uslovima isporuke i snabdevanja prirodnim gasom, obustavljena isporuka prirodnog gasa, usluga distribucije prirodnog gasa se obračunava prema tarifi "kapacitet" za sve vreme trajanja obustave, osim u slučaju kada je na njegov zahtev obustavljena isporuka koja traje najkraće jednu, a najduže dve godine.

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.

X.2. Obračun usluge distribucije prirodnog gasa za mesta isporuke sa više korisnika sistema

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.

Ukupna količina isporučenog prirodnog gasa za svakog korisnika sistema na zajedničkom mestu isporuke utvrđuje se u skladu sa pravilima kojima se uređuje rad sistema za distribuciju prirodnog gasa.

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 (MDPZM) određuje se na početku kalendarske godine za tu godinu, kao i u svakom mesecu u kome je došlo do promene koeficijenta. Promena koeficijenta učešća maksimalne dnevne potrošnje za svakog od korisnika na zajedničkom mestu isporuke u toku kalendarske godine vrši se u slučaju:

1) pojave novog korisnika sistema ili novog mesta isporuke za koje se prirodni gas isporučuje preko zajedničkog mesta isporuke;

2) promene snabdevača na mestu isporuke za koje se prirodni gas isporučuje preko zajedničkog mesta isporuke;

3) obustave isporuke prirodnog gasa na zahtev kupca ili isključenja sa distributivnog sistema mesta isporuke za koje se prirodni gas isporučivao preko zajedničkog mesta isporuke u prethodnoj kalendarskoj godini.

Operator sistema koji u distributivnu mrežu preuzima prirodni gas sa zajedničkog mesta isporuke iz drugog distributivnog sistema (uzvodni distributivni sistem), izračunava koeficijent učešća maksimalne dnevne potrošnje (MDPZM) za sve korisnike sistema za to zajedničko mesto isporuke. Operator sistema koji u distributivnu mrežu preuzima prirodni gas sa zajedničkog mesta isporuke, o koeficijentu obaveštava operatora uzvodnog distributivnog sistema, koji na osnovu tog koeficijenta raspodeljuje ukupnu maksimalnu dnevnu potrošnju po korisnicima na zajedničkom mestu isporuke i o tome obaveštava korisnike sistema. Na mestu isporuke sa distributivnog sistema za krajnjeg kupca na kojem ima više korisnika sistema, podatke o raspodeli ukupne količine isporučenog prirodnog gasa kao i maksimalne dnevne potrošnje za to mesto isporuke po korisnicima, operatoru sistema dostavlja krajnji kupac, prema ugovorenim količinama za to mesto isporuke.

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 Agenciji dostavlja:

1) podatke i dokumentaciju u skladu sa propisom kojim se utvrđuje način, postupak i rokovi vođenja knjigovodstvenih evidencija, sprovođenje razdvajanja računa po delatnostima i dostava podataka i dokumentacije za potrebe regulacije;

2) plan razvoja distributivnog sistema (najkasnije do 1. aprila tekuće godine);

3) popunjene tabele info pravila za izračunavanje cene pristupa sistemu za distribuciju prirodnog 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);

4) popunjene tabele info pravila za redovno izveštavanje koje se objavljuju na sajtu Agencije u skladu sa dinamikom definisanom u tabelama i

5) druge podatke i dokumentaciju na zahtev Agencije, u skladu sa zakonom.

XI.2. Način dostavljanja

Podatke i dokumentaciju iz odeljka XI.1. ove metodologije, operator 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

Ako 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, na zahtev Agencije operator sistema podnosi novi zahtev za davanje saglasnosti na odluku o ceni pristupa sistemu za distribuciju prirodnog gasa sa odlukom o ceni, u roku od 30 dana od dana prijema tog zahteva.

Ako 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, operator sistema podnosi Agenciji novi zahtev za davanje saglasnosti na odluku oceni pristupa sistemu za distribuciju prirodnog gasa sa odlukom o ceni, koja će se obrazovati na osnovu poslednjeg primenjenog maksimalno odobrenog prihoda tog operatora sistema koji se koriguje po osnovu troškova za nabavku gubitaka i obračunatog korekcionog elementa.

Cena pristupa sistemu za distribuciju prirodnog gasa može se obrazovati i na osnovu poslednjeg primenjenog maksimalno odobrenog prihoda operatora sistema za odgovarajuću regulatornu godinu korigovanog po osnovu troškova za nabavku gubitaka i obračunatog korekcionog elemenata, s tim što se taj prihod, kao osnov za obrazovanje nove cene pristupa sistemu primenjuje najduže 36 meseci od dana njegove prve primene.

XI.4. Neurednost zahteva

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.

XII PRIMENA METODOLOGIJE

Operator sistema podnosi zahtev za davanje saglasnosti na odluku o ceni pristupa sistemu za distribuciju prirodnog gasa, sa odlukom o ceni, u skladu sa odredbama ove metodologije, najkasnije do 1. oktobra 2017. godine.

Osnov za prvo obrazovanje cena pristupa sistemu za distribuciju prirodnog gasa u skladu sa odredbama ove metodologije su: maksimalno odobreni prihod, odnosno usklađeni maksimalno odobreni prihod i tarifni elementi primenjeni pri određivanju cene pristupa sistemu za distribuciju prirodnog gasa, koja je postojala i bila primenjena na dan stupanja na snagu ove metodologije.

Operator sistema koji je do dana stupanja na snagu ove metodologije ostvario SIDS veći od 35%, ne ostvaruje pravo na obračun pripadajućeg dela kumulirane razlike maksimalno odobrenog prihoda i usklađenog maksimalno odobrenog prihoda u skladu sa ovom metodologijom.

Operator sistema koji zaključno sa regulatornom 2016. godinom ostvari kumuliranu razliku maksimalno odobrenog prihoda i usklađenog maksimalno odobrenog prihoda u skladu sa Metodologijom za određivanje cene pristupa sistemu za distribuciju prirodnog gasa ("Službeni glasnik RS", br. 123/12 i 75/14), ostvaruje pravo na obračun pripadajućeg dela kumulirane razlike maksimalno odobrenog prihoda i usklađenog maksimalno odobrenog prihoda na način i pod uslovima utvrđen tom metodologijom, bez obzira na iskorišćenost projektovanog kapaciteta sistema za distribuciju prirodnog gasa.

Operator sistema kome se za regulatornu 2016. godinu utvrdi SIDS manji od 35%, obračunatu razliku maksimalno odobrenog prihoda i usklađenog maksimalno odobrenog prihoda na način i pod uslovima utvrđenim Metodologijom za određivanje cene pristupa sistemu za distribuciju prirodnog gasa ("Službeni glasnik RS", br. 123/12 i 75/14) uključuje u kumuliranu razliku maksimalno odobrenog prihoda i usklađenog maksimalno odobrenog prihoda u skladu sa ovom metodologijom.

Do prvog obrazovanja cene pristupa sistemu za distribuciju prirodnog gasa u skladu sa odredbama ove metodologije, primenjivaće se cena energetskog subjekta - operatora sistema koja je, u skladu sa zakonom, obrazovana i bila primenjena za tarife "kapacitet" i "energent" za odgovarajuću kategoriju, odnosno grupu kupaca, na dan stupanja na snagu ove metodologije.

XIII ZAVRŠNE ODREDBE

Danom stupanja na snagu ove metodologije prestaje da važi Metodologija za određivanje cene pristupa sistemu za distribuciju prirodnog gasa ("Službeni glasnik RS", br. 123/12 i 75/14).

Ova metodologija se objavljuje u "Službenom glasniku Republike Srbije" i stupa na snagu i primenjuje se od 1. januara 2017. godine.

 

Samostalna odredba Odluke o izmeni
Metodologije za određivanje cene pristupa sistemu za distribuciju prirodnog gasa

("Sl. glasnik RS", br. 29/2017)

2. Ovu odluku objaviti u "Službenom glasniku Republike Srbije" i ona stupa na snagu i primenjuje se osmog dana od dana objavljivanja.

 

Samostalne odredbe Odluke o izmenama i dopunama
Metodologije za određivanje cene pristupa sistemu za distribuciju prirodnog gasa

("Sl. glasnik RS", br. 78/2022)

6. Agencija objavljuje na svojoj internet stranici (www.aers.rs) info pravila iz poglavlja XI.1. Metodologije, koja su usklađena sa ovom odlukom.

Operator distributivnog sistema koji primenjuje odluku o ceni pristupa sistemu za distribuciju prirodnog gasa koja je bila na snazi na dan donošenja ove odluke, podnosi Agenciji, najkasnije do 1. avgusta 2022. godine, zahtev za davanje saglasnosti na odluku o ceni pristupa sistemu za distribuciju prirodnog gasa koju primenjuje od 1. oktobra 2022. godine, a u kojoj tarife propisane Metodologijom određuje tako što iznose važećih tarifa podeli brojem 10,26.

Operator distributivnog sistema u odluci iz stava 2. ove tačke propisane tarife za "kapacitet" iskazuje u "dinarima/kWh/dan/godinu", a tarife za "energent" u "dinarima/kWh", u skladu sa uredbom koja bliže uređuje uslove isporuke i snabdevanja prirodnim gasom i ovom odlukom.

7. Ova odluka se objavljuje u "Službenom glasniku Republike Srbije" i stupa na snagu 1. oktobra 2022. godine, osim tačke 6. ove odluke koja se primenjuje osmog dana od dana objavljivanja ove odluke.