Об утверждении некоторых недискриминационных методик уполномоченного органа, осуществляющего руководство в сферах естественных монополий

      Сноска. Заголовок в редакции приказа Министра национальной экономики РК от 28.12.2017 № 437 (вводится в действие по истечении десяти календарных дней после дня его первого официального опубликования).

      В соответствии с подпунктом 4) пункта 1 статьи 13 Закона Республики Казахстан от 9 июля 1998 года "О естественных монополиях" ПРИКАЗЫВАЮ:

      1. Утвердить:

      1) Недискриминационную методику расчета тарифов (цен, ставок сборов) на регулируемые услуги субъектов естественных монополий по транспортировке нефти по магистральным трубопроводам согласно приложению 1 к настоящему приказу;

      2) Недискриминационную методику расчета тарифов (цен, ставок сборов) на регулируемые услуги субъектов естественных монополий по хранению товарного газа согласно приложению 2 к настоящему приказу;

      3) Недискриминационную методику расчета тарифов (цен, ставок сборов) на регулируемые услуги субъектов естественных монополий по транспортировке товарного газа по магистральным газопроводам согласно приложению 3 к настоящему приказу;

      4) Недискриминационную методику расчета тарифов (цен, ставок сборов) на регулируемые услуги субъектов естественных монополий по подаче воды по магистральным трубопроводам и (или) каналам согласно приложению 4 к настоящему приказу;

      5) Недискриминационную методику расчета тарифов (цен, ставок сборов) на регулируемые услуги субъектов естественных монополий в сфере водоснабжения для сельскохозяйственного орошения согласно приложению 5 к настоящему приказу.

      2. Департаменту по регулированию в сфере трубопроводных и водоканализационных систем Агентства Республики Казахстан по регулированию естественных монополий обеспечить:

      1) в установленном законодательством порядке государственную регистрацию настоящего приказа в Министерстве юстиции Республики Казахстан;

      2) опубликование настоящего приказа на интернет-ресурсе Агентства Республики Казахстан по регулированию естественных монополий, после официального опубликования в средствах массовой информации.

      3. Департаменту административной работы Агентства Республики Казахстан по регулированию естественных монополий после государственной регистрации настоящего приказа в Министерстве юстиции Республики Казахстан:

      1) обеспечить в установленном законодательством порядке его официальное опубликование в средствах массовой информации с последующим предоставлением в Юридический департамент Агентства Республики Казахстан по регулированию естественных монополий сведений об опубликовании;

      2) довести его до сведения структурных подразделений, территориальных органов Агентства Республики Казахстан по регулированию естественных монополий, субъектов естественной монополии, оказывающих услуги по хранению, транспортировке товарного газа по соединительным, магистральным газопроводам и (или) газораспределительным системам и субъектов естественных монополий, оказывающих услуги по транспортировке нефти и (или) нефтепродуктов по магистральным трубопроводам;

      3) в срок не превышающий десяти календарных дней направить копию приказа на бумажном и электронном носителе для официального опубликования в информационно-правовой системе "Әділет".

      4. Контроль за исполнением настоящего приказа возложить на заместителя Председателя Агентства Республики Казахстан по регулированию естественных монополий Алпысбаева А.А.

      5. Настоящий приказ вводится в действие по истечении десяти календарных дней после дня его первого официального опубликования.

Недискриминационная методика расчета тарифов (цен, ставок сборов) на регулируемые услуги субъектов естественных монополий по транспортировке нефти по магистральным трубопроводам

      Сноска. Заголовок в редакции приказа Министра национальной экономики РК от 28.12.2017 № 437 (вводится в действие по истечении десяти календарных дней после дня его первого официального опубликования).

1. Общие положения

      1. Настоящая Недискриминационная методика расчета тарифов (цен, ставок сборов) на регулируемые услуги субъектов естественных монополий по транспортировке нефти по магистральным трубопроводам (далее – Методика) разработана в соответствии с Законом Республики Казахстан от 9 июля 1998 года "О естественных монополиях", приказом Председателя Агентства Республики Казахстан по регулированию естественных монополий от 25 апреля 2013 года № 130-ОД "Об утверждении Особого порядка формирования затрат, применяемого при утверждении тарифов (цен, ставок сборов) на регулируемые услуги (товары, работы) субъектов естественных монополий" (зарегистрирован в Реестре государственной регистрации нормативных правовых актов за № 8480) (далее – Особый порядок).

      2. Методика разработана в целях определения механизма расчета тарифов (цен, ставок сборов) на регулируемые услуги нефтепроводной организации по транспортировке нефти по магистральным трубопроводам.

      3. Для целей настоящей Методики используются следующие понятия:

      отчетный период – финансовый год, предшествующий дате подачи заявки на утверждение тарифа на регулируемые услуги нефтепроводной организации;

      участок магистрального трубопровода – участок магистрального трубопровода без ответвлений и подключений, ограниченный перекачивающими станциями, перекачивающей станцией и (или) границами подразделений нефтепроводной организации;

      услуги по транспортировке нефти по магистральным трубопроводам (далее – Услуги) – услуги по перекачке нефти по магистральным трубопроводам, сливу нефти с железнодорожных цистерн, наливу нефти в железнодорожные цистерны, наливу нефти в танкера, сливу нефти с автоцистерн, наливу нефти в автоцистерны, хранению нефти, перевалке нефти, смешению нефти, операторской деятельности по единой маршрутизации;

      нефтепроводная организация – субъект естественной монополии, оказывающий услуги по транспортировке нефти по магистральным трубопроводам.

      Иные понятия и термины, используемые в настоящей Методике, применяются в соответствии с законодательством о естественных монополиях и Законом Республики Казахстан от 22 июня 2012 года "О магистральном трубопроводе".

2. Определение дохода от реализации услуги по перекачку
нефти по магистральным трубопроводам

      4. При формировании тарифов на Услуги учитываются затраты в соответствии с Особым порядком.

      5. Прибыль, входящая в состав тарифа, должна обеспечивать нормальное функционирование нефтепроводной организации, в том числе выполнение работ по восстановлению, техническому перевооружению и модернизации производственных активов.

      6. Доход от реализации Услуг рассчитывается по формуле:

      Д = 3 + ДУП + КПН,

      где:

      Д - доход;

      3 - учитываемая при расчете тарифа сумма затрат при заявленном объеме услуг;

      ДУП - допустимый уровень прибыли;

      КПН - величина корпоративного подоходного налога, определяемая исходя из допустимого уровня прибыли (ДУП) и ставки корпоративного подоходного налога в соответствии с действующим налоговым законодательством Республики Казахстан.

      7. Допустимый уровень прибыли определяется как произведение стоимости регулируемой базы задействованных активов на ставку прибыли на регулируемую базу задействованных активов и рассчитывается по формуле:

      ДУП = Б * СПЗА,

      где:

      ДУП - допустимый уровень прибыли;

      Б - стоимость регулируемой базы задействованных активов;

      СПЗА - ставка прибыли на регулируемую базу задействованных активов.

      8. Ставка прибыли на регулируемую базу задействованных активов рассчитывается в соответствии с Инструкцией по расчету ставки прибыли на регулируемую базу задействованных активов субъектов естественной монополии, оказывающих услуги по транспортировке нефти по магистральным трубопроводам, утвержденной приказом исполняющего обязанности Председателя Агентства Республики Казахстан по регулированию естественных монополий и защите конкуренции от 5 июля 2004 года № 304-ОД (зарегистрированный в Реестре государственной регистрации нормативных правовых актов за № 2997).

      9. Регулируемую базу задействованных активов нефтепроводной организации составляют долгосрочные активы (остаточная стоимость основных средств и нематериальных активов, авансы поставщикам за долгосрочные активы и другие) и чистый оборотный капитал, необходимые для обеспечения оказания услуг по транспортировке нефти и определяемые на конец отчетного периода. Значение чистого оборотного капитала рассчитывается по формуле:

      ЧОК = ТА - ТО,

      где:

      ЧОК - чистый оборотный капитал;

      ТА - текущие активы;

      ТО - текущие обязательства.

      10. В регулируемую базу задействованных активов для расчета прибыли на отдельные виды услуг включаются только те активы, которые задействованы в предоставлении этих услуг.

3. Расчет тарифа на перекачку нефти
по магистральным трубопроводам

      11. Удельный тариф на услуги по перекачке нефти по магистральным трубопроводам, то есть тариф на перекачку 1 тонны на 1000 километров, рассчитывается по формуле:

      Д

      УТ = -------,

      Г

      где:

      УТ - удельный тариф, тенге/тысяч тонн километров;

      Д - доход, тенге;

      Г - грузооборот при транспортировке нефти (протяженность маршрута транспортировки, умноженная на объем транспортировки по данному маршруту) тысяч тонн километров.

      12. Расчет тарифа на перекачку одной тонны нефти по отдельному участку производится по формуле:

      Туч = УТ * L,

      где:

      Туч - тариф на перекачку одной тонны нефти по определенному участку, тенге/тонна;

      L - протяженность участка, тысяч километров.

      13. При расчете уровня тарифа допускается субсидирование маршрутов на внутренний рынок за счет маршрутов на экспорт и транспортировку транзитной нефти.

4. Расчет тарифов на слив, налив, хранение, перевалку, смешение
и операторскую деятельность по единой маршрутизации нефти

      14. Расчет тарифов на услуги по сливу нефти с железнодорожных цистерн, по наливу нефти в железнодорожные цистерны, по наливу нефти в танкера, по сливу нефти с автоцистерн, по наливу нефти в автоцистерны, по хранению нефти, по перевалке нефти, по смешению нефти, операторской деятельности по единой маршрутизации, оказываемые нефтепроводной организацией, производится для каждого вида услуг отдельно.

      15. Тариф на данные услуги рассчитывается по формуле:

      ДДУi

      t ДУi = ----------,

      ОДУi

      где:

      t ДУi - тариф на 1 тонну i-ой услуги, тенге/тонна;

      ДДУi - доход от оказания i-ой услуги, определяемый в порядке, указанном в разделе 2 настоящей Методики, тенге;

      ОДУ i - объем оказания i-ой услуги, тонна.

      16. Для услуг по сливу нефти с железнодорожных цистерн, по наливу нефти в железнодорожные цистерны, по наливу нефти в танкера, по сливу нефти с автоцистерн, по наливу нефти в автоцистерны, по хранению нефти, по перевалке нефти, по смешению нефти, операторской деятельности по единой маршрутизации чистый оборотный капитал в расчет регулируемой базы задействованных активов не включается.

Методика
расчета тарифов (цен, ставок сборов) на регулируемые услуги
субъектов естественных монополий по транспортировке товарного
газа по магистральным трубопроводным системам через территорию
Республики Казахстан
1. Общие положения

      1. Настоящая Методика расчета тарифов (цен, ставок сборов) на регулируемые услуги субъектов естественных монополий по транспортировке товарного газа по магистральным трубопроводным системам через территорию Республики Казахстан (далее - Методика) разработана в соответствии с Законом Республики Казахстан от 9 июля 1998 года "О естественных монополиях и регулируемых рынках" (далее – Закон), Особым порядком формирования затрат, применяемом при утверждении тарифов (цен, ставок сборов) на регулируемые услуги (товары, работы) субъектов естественных монополий, утвержденным приказом Председателя Агентства Республики Казахстан по регулированию естественных монополий от 25 апреля 2013 года № 130-ОД, (зарегистрированный в Реестре государственной регистрации нормативных правовых актов за № 8480) (далее – Особый порядок).

      2. Методика разработана в целях определения механизма расчета тарифов (цен, ставок сборов) на регулируемые услуги субъектов естественных монополий по транспортировке транзитного газа по магистральным трубопроводным системам через территорию Республики Казахстан (далее – транспортировка транзитного газа).

      3. Для целей настоящей Методики применяются следующие понятия:

      стоимость замещения - текущие затраты по воссозданию имущества газотранспортной организации, имеющего с замещаемым аналогичные функциональные свойства (или полезность) с применением современных строительных материалов и технологий;

      транспортировка газа - прием, перемещение и передача газа по магистральной трубопроводной системе;

      компетентный орган - отраслевое министерство (ведомство) и его территориальные органы или, в случае, когда субъект естественной монополии находится в коммунальной собственности, местный исполнительный орган;

      магистральная трубопроводная система - трубопроводы с ответвлениями и лупингами, компрессорные станции, газораспределительные станции, установки электрохимической защиты, контрольно-измерительные приборы и другие сооружения, представляющие собой единую и связанную систему, предназначенную для транспортировки газа от одного или нескольких пунктов входа до одного или нескольких пунктов выхода;

      объем товаротранспортной работы - объем работы по транспортировке транзитного газа по магистральной трубопроводной системе, определяемый как произведение объема транспортировки газа на расстояние его транспортировки;

      транзитный газ - товарный газ, транспортируемый по магистральной трубопроводной системе между местом его прибытия на территорию Республики Казахстан и местом его убытия с этой территории;

      Иные понятия и термины, используемые в настоящей Методике, применяются в соответствии с законодательством Республики Казахстан о естественных монополиях и регулируемых рынках и Законом Республики Казахстан от 9 января 2012 года "О газе и газоснабжении".

2. Расчет тарифа на услугу по транспортировке транзитного газа

      4. Ставки тарифа на услуги по транспортировке транзитного газа по магистральной трубопроводной системе являются предметом договора между газотранспортной организацией, грузоотправителями и грузополучателями.

      5. При взаимном согласии потребителя услуг и газотранспортной организации заключается долгосрочный договор на транспортировку транзитного газа и устанавливается фиксированный тариф на услугу по транспортировке транзитного газа на период действия договора. Данный тариф рассчитывается с учетом текущей и перспективной загруженности транзитного маршрута, а также планируемых операционных затрат, инвестиций и показателей, используемых для расчета ставки прибыли.

      6. Тариф на транспортировку 1000 кубических метров транзитного газа на 100 километров по магистральной трубопроводной системе рассчитывается по формуле:

      где:

      Т_ТГ - тариф на транспортировку транзитного газа за 1000 кубических метров на 100 километров;

      ТД_ТГ - плановый тарифный доход газотранспортной организации от оказания услуг по транспортировке транзитного газа по магистральной трубопроводной системе;

      ТТР_ТГ - плановый годовой объем товаротранспортной работы по транспортировке транзитного газа по магистральной трубопроводной системе.

      7. Плановый тарифный доход газотранспортной организации по транспортировке транзитного газа по магистральной трубопроводной системе рассчитывается по формуле:

      где:

      З_ТГ - плановые затраты газотранспортной организации, рассчитанные на плановый объем услуг по транспортировке транзитного газа по магистральной трубопроводной системе;

      ДУП_ТГ - допустимый уровень прибыли (чистого дохода) на плановый объем услуг по транспортировке транзитного газа по магистральной трубопроводной системе;

      Н - коэффициент пересчета допустимого уровня прибыли (чистого дохода) с учетом уплаты корпоративного подоходного налога и других платежей в бюджет от чистого дохода на плановый период.

      8. Плановые затраты газотранспортной организации, рассчитанные на плановый объем услуг по транспортировке транзитного газа по магистральной трубопроводной системе, определяются в соответствии с принципами, предусмотренными Методикой ведения раздельного учета доходов, затрат и задействованных активов субъектами естественных монополий, оказывающими услуги по транспортировке природного газа по магистральным трубопроводам.

      9. Коэффициент пересчета допустимого уровня прибыли (чистого дохода) с учетом уплаты корпоративного подоходного налога и других платежей в бюджет от чистого дохода на плановый период рассчитывается по формуле:

      Н = (1-r) х (1-k) (3)

      где:

      r - cтавка корпоративного подоходного налога;

      k - cтавка платежа в бюджет от чистого дохода.

      10. Допустимый уровень прибыли (чистый доход) газотранспортной организации по транспортировке транзитного газа по магистральной трубопроводной системе рассчитывается по формуле:

      ДУП_ТГ = БА_ТГ х СП (4)

      где:

      БА_ТГ - база задействованных активов, в стоимостном выражении, относимая на транспортировку транзитного газа по магистральной трубопроводной системе;

      СП - ставка прибыли на базу задействованных активов.

      11. Ставка прибыли на базу задействованных активов определяется в соответствии с принципами, предусмотренными Инструкцией по расчету ставки прибыли на регулируемую базу задействованных активов субъектов естественных монополий, оказывающих услуги по транспортировке газа по магистральным трубопроводам, утвержденной приказом Председателя Агентства Республики Казахстан по регулированию естественных монополий от 29 сентября 2005 года № 286-ОД, (зарегистрированный в Реестре государственной регистрации нормативных правовых актов за № 3922).

      12. База задействованных активов газотранспортной организации, относимая на транспортировку транзитного газа рассчитывается по формуле:

      БА_ТГ = ЗА_ТГ + ОК_ТГ + НП_ТГ (5)

      где:

      ЗА_тг - задействованные активы, относимые на транспортировку транзитного газа по магистральной трубопроводной системе;

      ОК_ТГ - оборотный капитал необходимый для оказания услуг по транспортировке транзитного газа по магистральной трубопроводной системе;

      НП_ТГ - незавершенное производство газотранспортной организации, относимое на транспортировку транзитного газа по магистральной трубопроводной системе.

      13. Задействованные активы, относимые на услуги по транспортировке транзитного газа определяются в соответствии с принципами, предусмотренными Методикой ведения раздельного учета доходов, затрат и задействованных активов субъектами естественных монополий, оказывающими услуги по транспортировке природного газа по магистральным трубопроводам.

      14. Задействованные активы принимаются на основе их балансовой стоимости или стоимости замещения на конец отчетного периода, предшествующего расчету тарифа. При этом, стоимость замещения не подразумевает необходимость проведения переоценки основных средств в бухгалтерском учете. При заключении долгосрочного договора, задействованные активы учитываются прогнозные капитальные вложения, направленные на развитие и модернизацию магистральной трубопроводной системы.

      15. Оборотный капитал необходимый для оказания услуг по транспортировке транзитного газа рассчитывается по формуле:

      ОК_ТГ = ЗСМ_ТГ + АП_ТГ + ДОК_ТГ (6)

      где:

      СМ_ТГ - обоснованный запас сырья и материалов, необходимый для предоставления бесперебойного сервиса по магистральной трубопроводной системе;

      АП_ТГ - обоснованные авансовые платежи по операционным затратам магистральной трубопроводной системы;

      ДОК_ТГ - разрешенный объем денежного оборотного капитала, приходящийся на магистральную трубопроводную систему.

      16. Запас сырья и материалов, а также авансовые платежи, включаемые в оборотный капитал, определяются как среднеарифметическое значение ежемесячных балансовых показателей по данным статьям за последние тринадцать месяцев.

      17. Разрешенный объем денежного оборотного капитала определяется на основе систематизированной оценки периодичности денежных потоков компании исходя из следующих требований:

      1) денежный оборотный капитал не превышает одну восьмую общих операционных затрат за вычетом суммы расходов на сырье и материалы, необходимых для осуществления операционной деятельности;

      2) операционные затраты не включают амортизационные отчисления.

      18. Систематизированная оценка денежных потоков заключается в оценке количества фактических дней прошедших с момента:

      оказания услуг и получения оплаты за данные услуги от потребителей услуг газотранспортной организации;

      получения товаров и услуг газотранспортной организацией от поставщиков и оплаты по ним.

      19. Если в результате систематизированной оценки денежных потоков денежный оборотный капитал является негативным, то полученная сумма вычитается из регулируемой базы оборотного капитала.

      20. Незавершенное производство газотранспортной организации включается в базу задействованных активов при условии, что проекты, находящиеся в стадии незавершенного производства обоснованны. Обоснованность проектов подтверждается компетентным органом.

Методика
расчета тарифов (цен, ставок сборов) на регулируемые услуги
субъектов естественных монополий по транспортировке нефти по
магистральным трубопроводам через территорию
Республики Казахстан
1. Общие положения

      1. Настоящая Методика расчета тарифов (цен, ставок сборов) на регулируемые услуги субъектов естественных монополий по транспортировке нефти по магистральным трубопроводам через территорию Республики Казахстан (далее – Методика) разработана в соответствии с Законом Республики Казахстан от 9 июля 1998 года "О естественных монополиях и регулируемых рынках" (далее – Закон) Особым порядком формирования затрат, применяемом при утверждении тарифов (цен, ставок сборов) на регулируемые услуги (товары, работы) субъектов естественных монополий, утвержденным приказом Председателя Агентства Республики Казахстан по регулированию естественных монополий от 25 апреля 2013 года № 130-ОД, (зарегистрированный в Реестре государственной регистрации нормативных правовых актов за № 8480) (далее – Особый порядок).

      2. Методика разработана в целях определения механизма расчета тарифов (цен, ставок сборов) на регулируемые услуги субъектов естественных монополий по транспортировке транзитной нефти по магистральным трубопроводам через территорию Республики Казахстан (далее – транспортировка транзитной нефти).

      3. Тарифы, рассчитанные согласно разделу 2 Методики, применяются при предоставлении регулируемой услуги по транспортировке транзитной нефти.

      4. Для целей настоящей Методики применяются следующие понятия:

      участок магистрального трубопровода - участок магистрального трубопровода без ответвлений и подключений, ограниченный перекачивающими станциями, перекачивающей станцией и (или) границами подразделений нефтепроводной организации;

      нефтепроводная организация - предприятие, оказывающее услуги по транспортировке нефти по магистральным трубопроводам;

      потребитель услуг нефтепроводной организации - физическое или юридическое лицо, пользующееся услугами нефтепроводной организации;

      транзитная нефть - нефть, перемещаемая через территорию Республики Казахстан за ее пределы по системе магистральных трубопроводов или другим видом транспорта.

      Иные понятия и термины, используемые в настоящей Методике, применяются в соответствии с законодательством Республики Казахстан о естественных монополиях и регулируемых рынках и Законом Республики Казахстан от 22 июня 2012 года "О магистральном трубопроводе".

2. Расчет тарифа на услугу по транспортировке транзитной нефти

      5. Тариф на регулируемые услуги по транспортировке транзитной нефти утверждается уполномоченным органом в соответствии с Законом, в пределах максимальной и минимальной величин данного тарифа.

      6. Предельная максимальная величина тарифа рассчитывается как удельный тариф по всей системе магистральных трубопроводов путем деления плановой тарифной выручки нефтепроводной организации на плановое значение грузооборота по транспортировке нефти и рассчитывается по следующей формуле:

      Т_max = ТВ / V,

      где:

      ТВ – плановая тарифная выручка нефтепроводной организации за предоставление услуг по транспортировке нефти по всей системе;

      V - плановый грузооборот нефти по всей системе.

      7. Плановая тарифная выручка на расчетный период действия тарифов для покрытия обоснованных затрат, связанных с оказанием регулируемых услуг по транспортировке нефти, и формирования необходимого размера прибыли рассчитывается по следующей формуле:

      где:

      З_тр – экономически обоснованные затраты нефтепроводной организации на транспортировку нефти по всей системе;

      Н_пр – сумма налога на прибыль нефтепроводной организации, относящейся к деятельности по оказанию услуг по транспортировке нефти;

      ЧП_тр – экономически обоснованная величина чистой прибыли нефтепроводной организации, определяемая в порядке, утвержденном уполномоченным органом;

      С – субсидии, подлежащие вычету (в случае стороннего субсидирования каких-либо затрат нефтепроводной организации) или возмещению (в случае субсидирования каких-либо других убыточных услуг за счет транспортировки нефти) из плановой тарифной выручки;

      8. Минимальная величина тарифа рассчитывается как удельный тариф по участку транспортировки транзитной нефти:

      где:

      З_уч - затраты, приходящиеся на участок транспортировки транзитной нефти;

      Г_т – заявленный грузооборот транзитной нефти;

      r – минимальный уровень рентабельности, определяемый прогнозным уровнем инфляции.

Недискриминационная методика расчета тарифов (цен, ставок сборов) на регулируемые услуги субъектов естественных монополий по хранению товарного газа

      Сноска. Заголовок в редакции приказа Министра национальной экономики РК от 28.12.2017 № 437 (вводится в действие по истечении десяти календарных дней после дня его первого официального опубликования).

1. Общие положения

      1. Настоящая Недискриминационная методика расчета тарифов (цен, ставок сборов) на регулируемые услуги субъектов естественных монополий по хранению товарного газа (далее – Методика) разработана в соответствии с Законом Республики Казахстан от 9 июля 1998 года "О естественных монополиях" (далее – Закон), приказом Председателя Агентства Республики Казахстан по регулированию естественных монополий от 25 апреля 2013 года № 130-ОД "Об утверждении Особого порядка формирования затрат, применяемом при утверждении тарифов (цен, ставок сборов) на регулируемые услуги (товары, работы) субъектов естественных монополий" (зарегистрирован в Реестре государственной регистрации нормативных правовых актов за № 8480) (далее – Особый порядок).

      2. Методика разработана в целях определения механизма расчета тарифов (цен, ставок сборов) на регулируемые услуги субъектов естественных монополий по хранению товарного газа в подземных хранилищах газа (далее – ПХГ).

      3. Для целей настоящей Методики используются следующие понятия:

      буферный газ – объем газа, который необходимо постоянно иметь в наличии в ПХГ с целью поддержания оптимальных условий для эксплуатации ПХГ в проектном режиме;

      активный объем газа – объем газа, определенный проектом эксплуатации ПХГ, который может быть закачан сверх объема буферного газа для хранения;

      газохранящая организация – организация, имеющая в собственности или на иных законных основаниях ПХГ и другие сооружения, предназначенные для оказания услуг по хранению газа на основании имеющейся лицензии на данный вид деятельности;

      отчетный период – финансовый год, предшествующий дате подачи заявки на утверждение или изменение тарифов на услуги газохранящей организации;

      минимальный технологический период хранения газа в ПХГ – нормативный период хранения газа в ПХГ, определяемый технологическим периодом непрерывной закачки газа и устанавливаемый для каждого ПХГ проектом эксплуатации, подтвержденный компетентным органом;

      мощность ПХГ – максимально допустимый объем активного газа в ПХГ, определяемый проектом эксплуатации ПХГ;

      подземное хранилище газа (ПХГ) – подземные сооружения в комплексе с наземным оборудованием, являющиеся частью системы магистральных газопроводов, в которых хранится запас газа;

      капиталоемкость – показатель, который определяет отношение основного капитала (основных производственных фондов) к произведенной в соответствующий период продукции или ее части – чистому доходу, прибыли, национальному доходу.

      Иные понятия и термины, используемые в Методике, применяются в соответствии с законодательством Республики Казахстан о естественных монополиях и Законом Республики Казахстан от 9 января 2012 года "О газе и газоснабжении".

2. Расчет тарифов на услуги по хранению товарного газа в ПХГ

      4. Исходя из геологических и технологических отличий действующих на территории Республики Казахстан ПХГ, тариф на услуги по хранению товарного газа в ПХГ рассчитывается отдельно для каждого ПХГ за 1000 кубических метров в месяц.

      5. При формировании тарифов на услуги по хранению газа в ПХГ затраты учитываются в соответствии с Особым порядком.

      6. Тариф на услуги по хранению товарного газа в ПХГ рассчитывается на основе планового тарифного дохода. Плановый тарифный доход рассчитывается по формуле:

      ТД = З+ДУП/Н, где:

      ТД - плановый тарифный доход газохранящей организации;

      З - плановая сумма затрат газохранящей организации, связанных с оказанием услуги по хранению товарного газа в ПХГ, включая затраты на закачку и отбор газа;

      ДУП - допустимый уровень прибыли (чистого дохода) газохранящей организации;

      Н - коэффициент пересчета допустимого уровня прибыли (чистого дохода) с учетом уплаты корпоративного подоходного налога и других платежей в бюджет от чистого дохода на плановый период.

      7. Производственные затраты газохранящей организации, связанные с оказанием услуги по хранению товарного газа в ПХГ, отбору и закачке газа определяется по прямой принадлежности к данным видам деятельности.

      8. Допустимый уровень прибыли (чистый доход) газохранящей организации рассчитывается по формуле:

      ДУП = PБA * СП, где:

      PБA - регулируемая база задействованных активов;

      СП - ставка прибыли.

      9. За регулируемую базу задействованных активов принимается суммарная стоимость долгосрочных активов (основных средств и нематериальных активов) и чистого оборотного капитала на конец отчетного периода, необходимых при предоставлении услуг по хранению товарного газа в ПХГ. Основные средства и нематериальные активы производственного назначения не включаются в состав регулируемой базы задействованных активов в случае их консервации или длительного (более одного года) нахождения в ремонте, на техническом перевооружении (реконструкции), в аренде и иных случаях длительного незадействования. В случае невозможности выделения значения чистого оборотного капитала, в связи с тем, что газохранящая организация осуществляет несколько видов деятельности, значение чистого оборотного капитала включается в регулируемую базу задействованных активов по виду деятельности, являющимся наиболее капиталоемким для газохранящей организации. Значение чистого оборотного капитала определяется по формуле:

      ЧОК = ТА - ТО, где:

      ЧОК - чистый оборотный капитал;

      ТА - текущие активы на конец отчетного периода;

      ТО - текущие обязательства на конец отчетного периода.

      10. Ставка прибыли на регулируемую базу задействованных активов газохранящей организации рассчитывается в соответствии с Инструкцией по расчету ставки прибыли па регулируемую базу задействованных активов субъектов естественных монополий, оказывающих услуги по транспортировке газа по магистральным трубопроводам, утвержденной приказом Председателя Агентства Республики Казахстан по регулированию естественных монополий от 29 сентября 2005 года № 286-ОД (далее – Инструкция), (зарегистрированный в Реестре государственной регистрации нормативных правовых актов за № 3922).

      11. Коэффициент перерасчета допустимого уровня прибыли (чистого дохода) с учетом уплаты корпоративного подоходного налога и других платежей в бюджет от чистого дохода на плановый период рассчитывается по формуле:

      Н = (1-r) * (1 -k), где:

      r - ставка корпоративного подоходного налога;

      k - ставка других платежей в бюджет от чистого дохода.

      12. Тариф на услуги по хранению товарного газа в ПХГ за 1000 кубических метров в месяц рассчитывается по формуле:

      ТД

      Т = ---------------, где:

      V

      Т - тариф на услуги по хранению товарного газа в ПХГ;

      ТД - тарифный доход газохранящей организации;

      V - суммарный объем помесячного хранения газа в ПХГ с учетом объемов закачки и отбора газа.

      13. Суммарный объем помесячного хранения товарного газа в ПХГ с учетом объемов закачки и отбора газа рассчитывается по формуле:

      Vⁱ_хр - месячный объем хранения товарного газа в ПХГ с учетом объемов закачки и отбора газа в i-том месяце;

      Vⁱ_ocm - остаток активного газа в ПХГ на начало i-того месяца;

      Vⁱ₃ - объем закачанного газа в i-ом месяце;

      Vⁱ₀ - объем отобранного газа в i-ом месяце.

3. Расчет тарифов на услуги по хранению СУВГ в газгольдерах

      Сноска. Глава 3 исключена приказом Министра национальной экономики РК от 28.12.2017 № 437 (вводится в действие по истечении десяти календарных дней после дня его первого официального опубликования).

Недискриминационная методика расчета тарифов (цен, ставок сборов) на регулируемые услуги субъектов естественных монополий по транспортировке товарного газа по магистральным газопроводам

      Сноска. Заголовок в редакции приказа Министра национальной экономики РК от 28.12.2017 № 437 (вводится в действие по истечении десяти календарных дней после дня его первого официального опубликования).

1. Общие положения

      1. Настоящая Недискриминационная методика расчета тарифов (цен, ставок сборов) на регулируемые услуги субъектов естественных монополий по транспортировке товарного газа по магистральным газопроводам (далее – Методика) разработана в соответствии с Законом Республики Казахстан от 9 июля 1998 года "О естественных монополиях", приказом Председателя Агентства Республики Казахстан по регулированию естественных монополий от 25 апреля 2013 года № 130-ОД "Об утверждении Особого порядка формирования затрат, применяемого при утверждении тарифов (цен, ставок сборов) на регулируемые услуги (товары, работы) субъектов естественных монополий" (зарегистрирован в Реестре государственной регистрации нормативных правовых актов за № 8480) (далее – Особый порядок) и Соглашением между Правительством Республики Казахстан и Правительством Китайской Народной Республики о сотрудничестве в строительстве и эксплуатации газопровода Казахстан-Китай, ратифицированным Законом Республики Казахстан от 4 декабря 2009 года (далее – Соглашение).

      2. Методика разработана в целях определения механизма расчета тарифов (цен, ставок сборов) на регулируемые услуги субъектов естественных монополий по транспортировке товарного газа по магистральным газопроводам Республики Казахстан.

      3. Тарифы на транспортировку товарного газа для потребителей устанавливаются за каждые 1000 кубических метров газа вне зависимости от протяженности газопроводов по территории Республики Казахстан в пределах технических возможностей, за исключением субъектов естественных монополий, оказывающих услуги по транспортировке товарного газа по магистральным газопроводам в рамках Соглашения, для которых тарифы на транспортировку товарного газа для потребителей устанавливаются за 1000 кубических метров газа на 100 км по территории Республики Казахстан в пределах технических возможностей.

      4. Тарифы на оказание услуг по внутренней транспортировке устанавливаются уполномоченным органом сбалансированными, исходя из применяющихся уровней тарифов на международную транспортировку, уровня затрат, объемов и чистого дохода по соответствующим видам деятельности и других показателей.

      5. Для целей настоящей Методики используются следующие понятия:

      доход газотранспортной организации – доход газотранспортной организации от реализации услуг по транспортировке товарного газа по магистральным газопроводам;

      отчетный период – финансовый год, предшествующий дате подачи заявки на утверждение или изменение тарифов на услуги газотранспортной организации;

      внутренняя транспортировка – услуга по транспортировке товарного газа по магистральным трубопроводам, предназначенного для потребления на территории Республики Казахстан;

      управление (-я) магистральных газопроводов – филиалы газотранспортной организации (далее – УМГ);

      объем товаро-транспортной работы – объем работы по транспортировке товарного газа по магистральным газопроводам (грузооборот), определяемый как произведение объема транспортировки газа на расстояние его транспортировки;

      международная транспортировка – услуга по транспортировке товарного газа по магистральному газопроводу с территории одной страны в другую через территорию Республики Казахстан, а также с территории Республики Казахстан в другие страны.

      Иные понятия и термины, используемые в Методике, применяются в соответствии с законодательством Республики Казахстан о естественных монополиях и Законом Республики Казахстан от 9 января 2012 года "О газе и газоснабжении".

2. Расчет тарифов на услуги по транспортировке товарного газа
по магистральным газопроводам

      6. При формировании тарифов на услуги по транспортировке товарного газа по магистральным газопроводам затраты учитываются в соответствии с Особым порядком.

      7. Тарифы на транспортировку товарного газа по магистральным газопроводам рассчитываются на основе планового тарифного дохода. Плановый тарифный доход газотранспортной организации рассчитывается по формуле:

      ТД_общ = З_общ+ДУП_общ /Н, где:

      ТД_общ - общий плановый тарифный доход газотранспортной организации;

      З_общ - суммарные экономически обоснованные плановые затраты газотранспортной организации, рассчитанные на плановый объем услуг;

      ДУП_общ - допустимый уровень прибыли (чистого дохода);

      Н - коэффициент пересчета допустимого уровня прибыли (чистого дохода) с учетом уплаты корпоративного подоходного налога и других платежей в бюджет от чистого дохода на плановый период.

      8. Коэффициент пересчета допустимого уровня прибыли (чистого дохода) с учетом уплаты корпоративного подоходного налога и других платежей в бюджет от чистого дохода на плановый период рассчитывается по формуле:

      Н = (1-r)*(1-k), где:

      r - ставка корпоративного подоходного налога;

      k - ставка платежа в бюджет от чистого дохода.

      9. При наличии в составе газотранспортной организации производственных территориальных филиалов суммарные затраты рассчитываются по формуле:

      З_общ = З_фил + З_центр, где:

      З_фил - суммарные экономически обоснованные плановые затраты филиалов (управлений магистральных газопроводов), рассчитанные на плановый объем услуг;

      З_центр - плановые расходы центрального аппарата газотранспортной организации.

      10. Плановый тарифный доход газотранспортной организации от реализации услуг по внутренней транспортировке без учета доходов от международной транспортировки газа, рассчитывается по формуле:

      ТД^вн = З^вн + ДУП^вн /Н, где:

      ТД^вн - плановый тарифный доход от внутренней транспортировки;

      З^вн - суммарные экономически обоснованные плановые затраты газотранспортной организации, относимые на внутреннюю транспортировку;

      ДУП^вн - допустимый уровень прибыли (чистый доход), рассчитываемый для газотранспортной организации и отнесенный на внутреннюю транспортировку.

      Н - коэффициент пересчета допустимого уровня прибыли (чистого дохода) с учетом уплаты корпоративного подоходного налога и других платежей в бюджет от чистого дохода на плановый период.

      11. Суммарные экономически обоснованные плановые затраты газотранспортной организации, относимые на внутреннюю транспортировку рассчитываются по формуле:

      З^вн = З^вн_фил + З^вн_центр, где:

      З^ен_фил - затраты на внутреннюю транспортировку газа всех УМГ;

      З^ен_центр, - затраты центрального аппарата, приходящиеся на внутреннюю транспортировку.

      12. Допустимый уровень прибыли для деятельности по осуществлению внутренней транспортировки товарного газа по магистральным газопроводам, определяется по формуле:

      ДУП^вн – допустимый уровень прибыли (чистого дохода) для деятельности по осуществлению внутренней транспортировки товарного газа по магистральным газопроводам;

      ДУП_общ – допустимый уровень прибыли организации (чистый доход);

      d^вн_ттр – удельный вес товаротранспортной работы по внутренней транспортировке товарного газа в общем объеме товаротранспортной работы.

      13. Допустимый уровень прибыли (чистый доход) газотранспортной организации определяется по формуле:

      ДУП_общ – допустимый уровень прибыли организации (чистый доход);

      РБА_общ – регулируемая база задействованных активов;

      СП – ставка прибыли.

      14. За регулируемую базу задействованных активов принимается суммарная стоимость долгосрочных активов (основных средств и нематериальных активов) и чистого оборотного капитала на конец отчетного периода, необходимых при предоставлении услуг по транспортировке газа по магистральным газопроводам. Основные средства и нематериальные активы производственного назначения не включаются в состав регулируемой базы задействованных активов в случае их консервации или длительного (более одного года) нахождения в ремонте, на техническом перевооружении (реконструкции), в аренде и иных случаях длительного незадействования. Значение чистого оборотного капитала определяется по формуле:

      ЧОК = ТА - ТО, где:

      ЧОК - чистый оборотный капитал;

      ТА - текущие активы на конец отчетного периода;

      ТО - текущие обязательства на конец отчетного периода.

      15. Ставка прибыли на регулируемую базу задействованных активов газотранспортной организации рассчитывается в соответствии с приказом Председателя Агентства Республики Казахстан по регулированию естественных монополий от 29 сентября 2005 года № 286-ОД "Об утверждении Инструкции по расчету ставки прибыли на регулируемую базу задействованных активов субъектов естественных монополий, оказывающих услуги по транспортировке газа по магистральным трубопроводам" (зарегистрирован в Реестре государственной регистрации нормативных правовых актов за № 3922).

      16. Тариф на внутреннюю транспортировку 1000 кубических метров газа по магистральным газопроводам определяется по формуле:

      Т_вн – тариф на внутреннюю транспортировку 1000 кубических метров газа по магистральным газопроводам;

      ТД_вн – плановый тарифный доход от внутренней транспортировки;

      V_вн – годовой объем внутренней транспортировки газа.

      17. Для субъектов естественных монополий, оказывающих услуги по транспортировке товарного газа по магистральным газопроводам в рамках Соглашения по единому тарифу на транспортировку газа для потребления на территории Республики Казахстан, на услуги по транспортировке газа для целей экспорта и на услуги по транспортировке транзитного газа тариф на транспортировку 1000 кубических метров газа на 100 километров по магистральным газопроводам рассчитывается по формуле:

      Т_общ – тариф на транспортировку газа за 1000 кубических метров на 100 километров;

      ТД_общ – общий плановый тарифный доход газотранспортной организации;

      ТТР_общ – общий плановый годовой объем товаротранспортной работы по транспортировке газа по магистральным газопроводам.

      Для субъектов естественных монополий, оказывающих услуги по транспортировке товарного газа по магистральным газопроводам в рамках Соглашения, тариф на внутреннюю транспортировку за 1000 кубических метров на 100 километров определяется по формуле:

      Т_вн – тариф на внутреннюю транспортировку 1000 кубических метров газа по магистральным газопроводам;

      ТД_вн – плановый тарифный доход от внутренней транспортировки газа;

      ТТР_вн – плановый годовой объем товаротранспортной работы по внутренней транспортировке газа по магистральным газопроводам.

      17-1. Общий плановый годовой объем товаротранспортной работы по транспортировке газа по магистральным газопроводам определяется по формуле:

      n – количество точек подачи газа;

      m – количество точек отбора газа;

      L_i – протяженность газопровода от точки подачи до точки отбора;

      V_{i общ} – годовой объем транспортировки газа по участкам магистрального газопровода (L_i).

      Плановый годовой объем товаротранспортной работы по внутренней транспортировке газа по магистральным газопроводам определяется по формуле:

      n – количество точек подачи газа для внутренней транспортировки;

      m – количество точек отбора газа для внутренней транспортировки;

      L_i – протяженность газопровода от точки подачи до точки отбора газа для внутренней транспортировки;

      V_{i вн} – годовой объем внутренней транспортировки газа по участкам магистрального газопровода (L_i).

      18. Планирование затрат производится по каждому из управлений газотранспортной организации на основе анализа их финансово-хозяйственной деятельности в течение отчетного периода и программы работы на планируемый период.

      19. Затраты на транспортировку газа i-того УМГ рассчитывается по формуле:

      i - i-е управление магистральных газопроводов;

      20. Затраты на внутреннюю транспортировку газа i-того УМГ рассчитываются по формуле:

      21. Плановые затраты газотранспортной организации по внутренней транспортировке определяются как сумма плановых затрат на внутреннюю транспортировку газа по каждому УМГ по формуле:

      N - количество УМГ.

      22. Плановые затраты отдельных УМГ определяются с учетом доли затрат по центральному аппарату, которые рассчитываются пропорционально производственным затратам каждого УМГ в общем объеме производственных затрат газотранспортной организации по формуле:

      Зⁱ_центр - составляющая плановых затрат i-того УМГ с учетом распределения затрат центрального аппарата по отдельным УМГ.

      23. При наличии у газотранспортной организации филиалов, непосредственно не осуществляющих транспортировку газа, деятельность которых связана с осуществлением работ производственного характера, планируемые затраты их перераспределяются по производственным филиалам в порядке определенном пунктом 22 настоящей Методики.

      24. Плановые затраты, относимые на внутреннюю транспортировку газа газотранспортной организации, рассчитываются как сумма плановых затрат на внутреннюю транспортировку по каждому УМГ и центрального аппарата, умноженную на долю товаротранспортной работы этого УМГ по формуле:

Недискриминационная методика расчета тарифов (цен, ставок сборов) на регулируемые услуги субъектов естественных монополий по подаче воды по магистральным трубопроводам и (или) каналам

      Сноска. Заголовок в редакции приказа Министра национальной экономики РК от 28.12.2017 № 437 (вводится в действие по истечении десяти календарных дней после дня его первого официального опубликования).

1. Общие положения

      1. Настоящая Недискриминационная методика расчета тарифов (цен, ставок сборов) на регулируемые услуги субъектов естественных монополий по подаче воды по магистральным трубопроводам и (или) каналам (далее – Методика) разработана в соответствии с Законом Республики Казахстан от 9 июля 1998 года "О естественных монополиях", приказом Председателя Агентства Республики Казахстан по регулированию естественных монополий от 25 апреля 2013 года № 130-ОД "Об утверждении Особого порядка формирования затрат, применяемого при утверждении тарифов (цен, ставок сборов) на регулируемые услуги (товары, работы) субъектов естественных монополий" (зарегистрирован в Реестре государственной регистрации нормативных правовых актов за № 8480) (далее – Особый порядок).

      2. Для целей настоящей Методики используются следующие понятия:

      услугодатель – субъект естественной монополии, оказывающий услуги по подаче воды по магистральным трубопроводам и (или) каналам;

      магистральный трубопровод и (или) канал – комплекс гидротехнических сооружений, предназначенный для подвода воды от водозабора до распределителей (подводам воды от магистрального трубопровода и (или) канала к группам водопользователей);

      тарифный участок – участок магистрального трубопровода, в границах которого утверждается и действует единый тариф на подачу воды в пределах одной группы потребителей.

      Иные понятия и термины, используемые в настоящей Методике, применяются в соответствии с законодательством Республики Казахстан о естественных монополиях.

      3. В случае, если при оказании услуг по подаче воды по магистральным трубопроводам в системе магистральных трубопроводов не выделены отдельные тарифные участки и услуги оказываются на территории двух и более областей, единый тариф рассчитывается на всю систему в целом.

      4. В случае, если в системе магистральных трубопроводов выделены отдельные тарифные участки, тариф рассчитывается на каждый тарифный участок.

      5. В случае, если услуги по подаче воды по каналам оказываются на территории нескольких областей, тариф рассчитывается для каждой области.

      6. Объем реализации услуг по подаче воды по магистральным трубопроводам и (или) каналам определяется исходя из объема подачи воды по магистральным трубопроводам и (или) каналам за минусом нормативных технических потерь и объема поставки воды на собственные нужды (необходимого для оказания услуг по подаче воды) субъекта естественной монополии.

      7. Экономически обоснованные затраты, необходимые для предоставления услуг по подаче воды, рассчитываются в соответствии с требованиями Особого порядка. Расчет затрат осуществляется с учетом нормативных технических потерь и объема поставки воды на собственные нужды (необходимого для оказания услуг по подаче воды) субъекта естественной монополии.

2. Расчет тарифа (цены, ставки сбора) на услуги
по подаче воды по магистральным трубопроводам

      8. Тариф на услуги по подаче воды по магистральным трубопроводам рассчитывается по формуле:

      где:

      Т – тариф, тенге за 1 кубический метр;

      Z - экономически обоснованные затраты, тенге;

      ДУП - допустимый уровень прибыли до налогообложения, тенге;

      V - суммарный объем оказываемых услуг по подаче воды, кубических метров.

      9. В случае, если имеется несколько тарифных участков системы магистральных трубопроводов, тариф на подачу воды на каждом тарифном участке рассчитывается по формуле:

      где:

      i - номер тарифного участка;

      Т_i - тариф на подачу воды по i-му тарифному участку, тенге за 1 кубический метр;

      Z - экономически обоснованные затраты по i-му тарифному участку, тенге;

      ДУП_i - допустимый уровень прибыли до налогообложения по i-му тарифному участку, тенге;

      V_i - объем реализации услуг по подаче воды по i-му тарифному участку, кубических метров.

      10. В случае необходимости дифференциации тарифов по тарифным участкам дифференциация производится по группам потребителей.

      11. Стоимость подачи воды по магистральным трубопроводам для отдельного потребителя рассчитывается по формуле:

      где:

      С - стоимость подачи воды по магистральным трубопроводам для отдельного потребителя;

      i - номера тарифных участков, по которым последовательно подается вода для данного потребителя;

      V - объем реализации услуг по подаче воды для данного потребителя.

3. Расчет тарифа (цены, ставки сбора) на услуги
по подаче воды по каналам

      12. Тариф для потребителей услуги по подаче воды по каналам по областям рассчитывается по формуле:

      где:

      Ti – тариф для потребителей i-й области, тенге за 1 кубический метр;

      Zi – эксплуатационные затраты и расходы периода i-й области, тенге;

      Vi – объем реализации услуг по подаче воды потребителям, расположенным на территории i-й области, кубический метр.

4. Расчет тарифов по группам потребителей по отдельным участкам
при подаче воды по магистральным трубопроводам

      13. Дифференциация тарифов по группам потребителей производится на основании степени потребности в ремонте и капитальных вложениях в модернизацию, реконструкцию и обновление основных средств субъекта естественной монополии в целях обеспечения непрерывности производственно – технологического процесса потребителей.

      14. Потребители классифицируются на следующие группы:

      1) население, бюджетные и некоммерческие организации, а также другие предприятия, оказывающие коммунальные услуги населению, бюджетным и некоммерческим организациям;

      2) сельхозтоваропроизводители;

      3) промышленные предприятия и другие коммерческие организации;

      4) нефтегазодобывающие предприятия.

      15. Тариф для группы потребителей "население, бюджетные и некоммерческие организации, а также другие предприятия, оказывающие коммунальные услуги населению, бюджетным и некоммерческим организациям" (1-я группа) на i-м участке рассчитывается по формуле:

      где:

      Z_i - экономически обоснованные затраты на i-м участке, тенге;

      M_i – амортизационные отчисления на i-м участке, тенге;

      Р_i – расходы на ремонт на i-м участке, тенге;

      V_i – cуммарный объем реализации услуг по подаче воды по магистральным трубопроводам для всех групп потребителей на i-м участке, кубических метров.

      16. Расходы на ремонт на i-м участке рассчитываются исходя из общей суммы ремонта в целом по всей системе магистральных трубопроводов, распределенной по участкам пропорционально доле каждого участка в стоимости основных средств.

      17. Тариф для группы потребителей "сельхозтоваропроизводители" (2-я группа) на i-м участке рассчитывается по формуле:

      где:

      Z_i - экономически обоснованные затраты на i-м участке, тенге;

      V_i – cуммарный объем реализации услуг по подаче воды по магистральным трубопроводам для всех групп потребителей на i-м участке, кубических метров.

      18. Тариф для группы потребителей "промышленные предприятия и другие коммерческие организации" (3-я группа) на i-м участке рассчитывается по формуле:

      где:

      Z_i - экономически обоснованные затраты на i-м участке, тенге;

      ДУП_i – допустимый уровень прибыли до налогообложения на i-м участке, тенге;

      V_i – cуммарный объем реализации услуг по подаче воды по магистральным трубопроводам для всех групп потребителей на i-м участке, куб. м.

      19. Тариф для группы потребителей "нефтегазодобывающие предприятия" (4-я группа) на i-м участке рассчитывается по формуле:

      где:

      V_i1 – объем реализации услуг по подаче воды потребителям 1-й группы на i-м участке;

      V_i2 – объем реализации услуг по подаче воды потребителям 2-й группы на i-м участке;

      V_i4 – объем реализации услуг по подаче воды потребителям 4-й группы на i-м участке.

      Примечание. К объему V_i1 реализации услуг по подаче воды потребителям 1-й группы на i-м участке относятся только те объемы, которые непосредственно потребляются населением, бюджетными и некоммерческими организациями.

Недискриминационная методика расчета тарифов (цен, ставок сборов) на регулируемые услуги субъектов естественных монополий в сфере водоснабжения для сельскохозяйственного орошения

      Сноска. Заголовок в редакции приказа Министра национальной экономики РК от 28.12.2017 № 437 (вводится в действие по истечении десяти календарных дней после дня его первого официального опубликования).

1. Общие положения

      1. Настоящая Недискриминационная методика расчета тарифов (цен, ставок сборов) на регулируемые услуги субъектов естественных монополий в сфере водоснабжения для сельскохозяйственного орошения (далее – Методика) разработана в соответствии с Законом Республики Казахстан от 9 июля 1998 года "О естественных монополиях", приказом Председателя Агентства Республики Казахстан по регулированию естественных монополий от 25 апреля 2013 года № 130-ОД "Об утверждении Особого порядка формирования затрат, применяемого при утверждении тарифов (цен, ставок сборов) на регулируемые услуги (товары, работы) субъектов естественных монополий" (зарегистрирован в Реестре государственной регистрации нормативных правовых актов за № 8480) (далее – Особый порядок).

      2. Методика разработана в целях определения механизма расчета тарифов (цен, ставок сборов) на регулируемые услуги субъектов естественных монополий в сфере водоснабжения для сельскохозяйственного орошения (далее – Услуги водоснабжения) и распространяется на всех субъектов естественных монополий, оказывающих данные услуги независимо от форм собственности.

      3. Для целей настоящей Методики используется следующее понятие:

      оросительные нормы – объем воды, подаваемый на гектар орошаемой площади за вегетационный период (кубический метр/га).

      Иные понятия и термины, используемые в настоящей Методике, применяются в соответствии с законодательством Республики Казахстан о естественных монополиях.

2. Расчет тарифов на услуги водоснабжения

      4. Тариф на услугу водоснабжения является единым для всех групп потребителей и устанавливается на единицу объема поданной воды в точки выдела водопотребителей.

      5. Дифференциация тарифов по группам водопотребителей возможна в том случае, если она экономически обоснована, то есть уровни затрат необходимые для оказания услуг различны для групп водопотребителей.

      6. Тариф на услуги водоснабжения рассчитывается по формуле:

      где:

      Т – тариф на услуги водоснабжения за один кубический метр, в тенге;

      Z – экономически обоснованные затраты, принятые с учетом требований Особого порядка, в тенге;

      Р – прибыль, в тенге;

      V – объем оказываемых услуг водоснабжения, в кубических метрах.

      7. Прибыль в тарифе определяется в соответствии с Инструкцией по расчету ставки прибыли (чистого дохода) на регулируемую базу задействованных активов для субъектов естественной монополии, оказывающих услуги водоснабжения и (или) водоотведения и субъектов естественной монополии энергетического сектора, утвержденной приказом Председателя Агентства Республики Казахстан по регулированию естественных монополий и защите конкуренции от 27 января 2003 года № 17-ОД (зарегистрированный в Реестре государственной регистрации нормативных правовых актов за № 2154).

      8. В расчет тарифа на услуги водоснабжения закладываются планируемые объемы, подтверждаемые договорами, заключенными с водопотребителями на оказание услуг.

      9. Снижение объемов оказываемых услуг подтверждается водохозяйственной организацией материалами, обосновывающими снижение.

      10. Объем потребляемой воды для сельскохозяйственного орошения определяется исходя из оросительных норм, утвержденных компетентным органом с учетом увлажненности территорий, биоклиматических условий, почвенно-мелиоративных и гидрогеологических условий по водохозяйственным бассейнам, видов орошаемых сельскохозяйственных культур, орошаемой площади сельскохозяйственных культур и других.