Zaudējis spēku - Dabasgāzes pārvades sistēmas pakalpojuma tarifu aprēķināšanas metodika

Sabiedrisko pakalpojumu regulēšanas komisijas padomes lēmums Nr. 1/29Rīgā 2016.gada 28.novembrī (prot. Nr.45, 4.p.)

Izdota saskaņā ar Enerģētikas likuma 15.panta 1.1 daļu unlikuma "Par sabiedrisko pakalpojumu regulatoriem"9.panta pirmās daļas 2.punktu un 25.panta pirmo daļu

1. Vispārīgie jautājumi

1. Dabasgāzes pārvades sistēmas pakalpojuma tarifu aprēķināšanas metodika (turpmāk – metodika) nosaka kārtību, kādā aprēķina un nosaka dabasgāzes pārvades sistēmas pakalpojuma tarifus.

2. Metodikā lietoti šādi termini:

2.1. dabasgāzes patēriņš tehnoloģiskām vajadzībām – dabasgāzes pārvades sistēmas (turpmāk – pārvades sistēma) darbības nodrošināšanai izlietotā dabasgāze;

2.2. dabasgāzes zudumi – pārvades sistēmā ievadīto un no pārvades sistēmas izvadīto dabasgāzes apjomu starpība attiecīgā laika periodā, neskaitot dabasgāzes patēriņu tehnoloģiskām vajadzībām;

2.3. izmaksas – sistēmas operatora tehnoloģiski un ekonomiski pamatotas izmaksas, kas nepieciešamas pārvades sistēmas pakalpojuma efektīvai sniegšanai;

2.4. jaudas rezervēšanas pakalpojums – pārvades sistēmas pakalpojums, ar kuru tiek nodrošināta ieejas vai izejas punktu jaudas produkta rezervēšana;

2.5. (svītrots ar SPRK padomes 11.06.2018. lēmumu Nr. 1/12);

2.6. (svītrots ar SPRK padomes 11.06.2018. lēmumu Nr. 1/12);

2.7. pārrobežu pārvades sistēma – pārvades sistēmas daļa no ieejas punkta no citas valsts pārvades sistēmas līdz izejas punktam uz citas valsts pārvades sistēmu vai līdz ieejas punktam dabasgāzes krātuvē;

2.8. pārvades sistēmas ieejas jauda – ieejas punktu no citas valsts pārvades sistēmas un ieejas punkta no dabasgāzes krātuves prognozētās dienas vidējās jaudas summa [kWh/d];

2.9. pārvades sistēmas izejas jauda – izejas punktu uz citas valsts pārvades sistēmu, izejas punkta uz dabasgāzes krātuvi prognozētās dienas vidējās jaudas un izejas punkta Latvijas lietotāju apgādei prognozētās maksimālās dienas jaudas summa [kWh/d];

2.10. prognozētā dienas vidējā jauda – ieejas punkta vai izejas punkta trīs iepriekšējo kalendāro gadu dienas vidējā izmantotā jauda (kWh/d);

2.11. regulējamo aktīvu bāze (RAB) – efektīvai sistēmas operatora jaudas rezervēšanas pakalpojuma sniegšanai izmantojamie aktīvi vai to daļa;

2.12. reģionālās apgādes pārvades sistēma – pārvades sistēmas daļa (atzari no pārrobežu pārvades sistēmas, ko neizmanto dabasgāzes pārrobežu pārvadei) apdzīvotu vietu apgādei ar dabasgāzi kopā ar atzariem un sistēmas operatora gāzes regulēšanas stacijām;

2.13. reizinātājs – koeficients, ko piemēro ilgtermiņa jaudas produktu tarifiem, lai aprēķinātu īstermiņa jaudas produktu tarifu;

2.14. sezonālais faktors – koeficients, kas raksturo dabasgāzes pieprasījuma izmaiņas gada laikā un ko var piemērot kopā ar attiecīgo reizinātāju, lai aprēķinātu īstermiņa jaudas un atslēdzamās jaudas produktu tarifu;

2.15. tarifi – atbilstoši izmaksām noteikti pārvades sistēmas pakalpojuma tarifi noteikta ieejas vai izejas punkta jaudas produkta rezervēšanai, pēc kuriem par ieejas vai izejas punktu jaudas produkta rezervēšanu norēķinās pārvades sistēmas lietotājs (turpmāk – sistēmas lietotājs);

2.16. tarifu pārskata cikls – laika periods, kuram tiek noteikti tarifi;

2.17. virtuālās pretplūsmas jaudas produkts – pārvades sistēmas jauda faktiskai plūsmai pretējam virzienam konkrētā laikposmā – gāzes gadā, gāzes ceturksnī, gāzes mēnesī vai gāzes dienā – ieejas vai izejas punktā, kurā nav iespējams fiziski nodrošināt dabasgāzi pretējā virzienā, un dabasgāzes krātuves faktiskā tehnoloģiskā režīma plūsmai pretējam virzienam, kuru var rezervēt sistēmas lietotājs.

3. Tarifu pārskata cikla ilgums ir viens gads. Regulators var pieņemt lēmumu arī par tarifu pārskata cikla pagarināšanu.

4. Sistēmas operators visas izmaksas uzrāda tūkstošos euro [tūkst. EUR] ar precizitāti līdz vienai zīmei aiz komata un ieejas vai izejas punktu jaudu kilovatstundās dienā [kWh/d], kas noapaļota līdz veselam skaitlim.

2. Pārvades sistēmas kopējā ieejas un izejas jauda

5. Pārvades sistēmas ieejas jaudu nosaka saskaņā ar šādu formulu:

6. Pārvades sistēmas izejas jaudu nosaka saskaņā ar šādu formulu:

7. Sistēmas operators vienlaikus ar tarifu projektu iesniedz pamatojumu, ja aprēķinātā ieejas punkta vai izejas punkta prognozētā dienas vidējā jauda tiek koriģēta.

3. Tarifu aprēķinā iekļaujamās izmaksas

8. Sistēmas operators tarifu aprēķinā precīzi un nepārprotami norāda tikai jaudas rezervēšanas pakalpojuma izmaksas, kas saistītas ar RAB un jaudas rezervēšanas pakalpojuma sniegšanu.

9. Sistēmas operators lieto izmaksu attiecināšanas modeli, kura pamatprincipus un ieviešanu saskaņo ar regulatoru.

10. Tarifu aprēķinā iekļaujamās izmaksas sedz plānotie jaudas rezervēšanas pakalpojuma nepieciešamie ieņēmumi no pārrobežu pārvades sistēmas un reģionālās apgādes pārvades sistēmas jaudas rezervēšanas.

11. Tarifu aprēķinā iekļaujamās izmaksas veido pārrobežu pārvades sistēmas un reģionālās apgādes pārvades sistēmas kapitāla izmaksas, ekspluatācijas izmaksas un nodokļi, kas attiecināmi uz pārrobežu un reģionālās apgādes pārvades sistēmu, un izmaksas nosaka saskaņā ar šādām formulām:

kur

IPSO – kopējās sistēmas operatora izmaksas [EUR];

IPSO ST – pārrobežu pārvades sistēmas izmaksas [EUR];

IPSO reg – reģionālās apgādes pārvades sistēmas izmaksas [EUR].

kur

Ikap ST – pārrobežu pārvades sistēmas kapitāla izmaksas [EUR];

Ieksp ST – pārrobežu pārvades sistēmas ekspluatācijas izmaksas [EUR];

Inod ST – nodokļi, kas attiecināmi uz pārrobežu pārvades sistēmu [EUR];

Ikor ST – izmaksu korekcija, kas attiecināma uz pārrobežu pārvades sistēmu [EUR].

Ikap reg – reģionālās apgādes pārvades sistēmas kapitāla izmaksas [EUR];

Ieksp reg – reģionālās apgādes pārvades sistēmas ekspluatācijas izmaksas [EUR];

Inod reg – nodokļi, kas attiecināmi uz reģionālās apgādes pārvades sistēmu [EUR];

Ikor reg – izmaksu korekcija, kas attiecināma uz reģionālās apgādes pārvades sistēmu [EUR].

3.1. Kapitāla izmaksas

12. Kapitāla izmaksas veido kapitāla atdeve un nolietojums (amortizācija):

Ikap – kapitāla izmaksas [EUR];

Inol – pamatlīdzekļu nolietojums un nemateriālo ieguldījumu vērtības norakstījums [EUR];

PKA – kapitāla atdeve [EUR].

13. Sistēmas operators veido tādu kapitāla izmaksu uzskaiti, kas dod precīzu un nepārprotamu priekšstatu par pārrobežu pārvades sistēmas kapitāla un reģionālās apgādes pārvades sistēmas kapitāla izmaksām. Sistēmas operators skaidrojumu par pielietoto kapitāla izmaksu attiecināšanas metodi iesniedz vienlaikus ar tarifu projektu.

14. (Svītrots ar SPRK padomes 13.08.2018. lēmumu Nr. 1/19)

3.1.1. Regulējamo aktīvu bāze

15. Pārvades sistēmas RAB vērtības aprēķinos iekļauj sistēmas operatora īpašumā esošo pamatlīdzekļu un nemateriālo ieguldījumu iepriekšējā gada finanšu pārskata atlikušo vai bilances vērtību gada beigās, kā arī aktīvos uzskaitītos maksājumus par dalību starptautiskajos pārvades infrastruktūras izveides projektos un saistības, kas izriet no lēmumiem par ieguldījumu izmaksu sadali, kuri ir pieņemti atbilstoši Eiropas Parlamenta un Padomes 2013.gada 17.aprīļa Regulai Nr. 347/2013 (ES), ar ko nosaka Eiropas energoinfrastruktūras pamatnostādnes un atceļ Lēmumu Nr. 1364/2006/EK, groza Regulu (EK) Nr. 713/2009, Regulu (EK) Nr. 714/2009 un Regulu (EK) Nr. 715/2009 (turpmāk – Regula Nr. 347/2013), neiekļaujot finanšu ieguldījumus, debitoru parādus, vērtspapīrus un līdzdalību kapitālos, naudas līdzekļus, krājumus, pamatlīdzekļu izveidošanas un nepabeigto celtniecības objektu izmaksas, kā arī pamatlīdzekļu vērtības daļu, kas finansēta no valsts, pašvaldības, ārvalsts, Eiropas Savienības, citas starptautiskas organizācijas un institūcijas finanšu palīdzības vai finanšu atbalsta. RAB atbilst jaudas rezervēšanas pakalpojuma ilgtermiņa sniegšanai piesaistītā kapitāla vērtībai (pašu kapitāls un ilgtermiņa kredīti). Lai nodrošinātu atbilstošus stimulus, kas piešķirti saskaņā ar Regulas Nr. 347/2013 13.pantu, RAB var iekļaut kopējo interešu projektos radušās pamatlīdzekļu izveidošanas un nepabeigto celtniecības objektu izmaksas, ja, izstrādājot kopējo interešu projektu, tā virzītājs ir pamatojis šāda stimula nepieciešamību un iekļāvis šā stimula papildu ieguvumus projekta izmaksu un ieguvumu analīzē un regulators ir pieņēmis lēmumu par šāda stimula piešķiršanu.

16. Pamatlīdzekļus, kas iegūti par sistēmas lietotāja līdzekļiem (pieslēguma maksu), neiekļauj RAB vērtībā, šo pamatlīdzekļu nolietojumu nesedz ar tarifiem un no šiem aktīviem neplāno kapitāla atdevi.

17. Pamatlīdzekļu vai to daļas, kas netiek efektīvi izmantota jaudas rezervēšanas pakalpojuma sniegšanai, bilances vērtību neietver RAB, un to nolietojumu nesedz ar tarifu. Regulators var uzdot sistēmas operatoram iesniegt pamatlīdzekļu tehniskā stāvokļa un kalpošanas ilguma izvērtējumu.

18. Pamatlīdzekļu RAB iekļaujamā vērtība tiek noteikta kā 2017.gada 1.janvāra pamatlīdzekļu bilances atlikums, kam pieskaitītas pēc 2017.gada 1.janvāra atzītās, ar pamatlīdzekļu iegādi un izveidi saistītās izmaksas un atņemts pēc 2017.gada 1.janvāra atzītais pamatlīdzekļu nolietojums, vērtības samazinājumi un izslēgto pamatlīdzekļu vērtība.

3.1.2. Kapitāla atdeve

19. Kapitāla izmaksu noteikšanai izmanto RAB un kapitāla atdeves likmi. Kapitāla atdevi aprēķina pēc formulas:

PKA – kapitāla atdeve [EUR];

RAB – RAB vērtība [EUR];

wacc – vidējā svērtā kapitāla atdeves likme procentos [%].

20. Kapitāla atdeves likmi nosaka regulators saskaņā ar kapitāla atdeves likmes aprēķināšanas metodiku.

21. (Svītrots ar SPRK padomes 13.08.2018. lēmumu Nr. 1/19)

22. (Svītrots ar SPRK padomes 13.08.2018. lēmumu Nr. 1/19)

3.1.3. Pamatlīdzekļu nolietojums un nemateriālo ieguldījumu vērtības norakstījums

23. Pamatlīdzekļu nolietojumu un nemateriālo ieguldījumu vērtības norakstījumu aprēķina saskaņā ar šādu formulu:

Inol – pamatlīdzekļu nolietojums un nemateriālo ieguldījumu vērtības norakstījums [EUR];

Inol pam – pamatlīdzekļu nolietojums [EUR];

Inol nem – nemateriālo ieguldījumu izveidošanas izmaksu norakstījums [EUR].

24. Pamatlīdzekļu nolietojumu aprēķina saskaņā ar starptautiskajiem grāmatvedības standartiem un sistēmas operatora pieņemto grāmatvedības politiku.

25. Ja pamatlīdzekļi nav pilnībā izmantoti jaudas rezervēšanas pakalpojuma sniegšanai, aprēķināto nolietojumu koriģē atbilstoši pamatlīdzekļu lietderīgai izmantošanai.

26. Nemateriālo ieguldījumu vērtības norakstījumu aprēķina pētniecības un sistēmas operatora attīstības izmaksām, koncesiju, patentu, licenču, preču zīmju un citu nemateriālo ieguldījumu izmaksām (izņemot pārvades sistēmas operatora nemateriālo vērtību), ņemot vērā starptautiskos grāmatvedības standartus un sistēmas operatora pieņemto grāmatvedības politiku.

3.2. Nodokļi

27. Nekustamā īpašuma nodokli aprēķina saskaņā ar normatīvajiem aktiem tikai no RAB sastāvā iekļautiem aktīviem.

28. (Svītrots ar SPRK padomes 13.08.2018. lēmumu Nr. 1/19)

3.3. Ekspluatācijas izmaksas

29. Pārvades sistēmas ekspluatācijas izmaksas aprēķina saskaņā ar šādu formulu:

kur:

Ieksp – pārvades sistēmas ekspluatācijas izmaksas [EUR];

Itehn proc – dabasgāzes zudumu un tehnoloģiskā procesa nodrošināšanas izmaksas [EUR];

Ipers – personāla un sociālās izmaksas [EUR];

Irem – kārtējo īpašuma uzturēšanai nepieciešamo un veikto ekspluatācijas remontu izmaksas [EUR];

Isaimn – pārējās saimnieciskās darbības izmaksas [EUR];

Isist – dabasgāzes apgādes nodrošināšanas izmaksas [EUR].

30. Dabasgāzes zudumu un tehnoloģiskā procesa nodrošināšanas izmaksas (Itehn proc) ir saistītas ar attiecīgā laika periodā pārvades sistēmai pievadītās un no pārvades sistēmas aizvadītās dabasgāzes apjoma starpību, ko veido dabasgāzes zudumi un dabasgāzes patēriņš tehnoloģiskām vajadzībām. Dabasgāzes zudumu un tehnoloģiskā procesa nodrošināšanas izmaksas aprēķina saskaņā ar šādu formulu:

Izud – maksa par dabasgāzes zudumiem pārvades sistēmā [EUR];

Iteh – maksa par dabasgāzes patēriņu tehnoloģiskām vajadzībām [EUR];

Ezud – prognozētie dabasgāzes zudumi pārvades sistēmā [kWh];

Etehn – prognozētais dabasgāzes patēriņš tehnoloģiskām vajadzībām [kWh];

Czud – prognozētā vidējā dabasgāzes zudumu cena [EUR/kWh].

30.1 Dabasgāzes apgādes nodrošināšanas izmaksas (Isist), kas ir nepieciešamas, lai sistēmas operators izpildītu Ministru kabineta noteikumos noteikto pienākumu nodrošināt enerģētiskās krīzes laikā nepieciešamo dabasgāzes izņemšanas jaudu no Inčukalna pazemes gāzes krātuves, tarifu projektā iekļauj atbilstoši iepriekšējā kalendārā gada faktiskajai vērtībai.

31. Personāla un sociālās izmaksas (Ipers) aprēķina saskaņā ar Darba likumu un sociālās apdrošināšanas jomu reglamentējošajiem normatīvajiem aktiem.

32. Īpašuma uzturēšanai nepieciešamo un veikto kārtējo ekspluatācijas remontu izmaksas (Irem) un darbu, kuri nepieciešami sistēmas operatora grāmatvedības bilancē esošo un nomāto pārvades aktīvu un administrēšanas aktīvu pamatlīdzekļu (ēku, būvju, iekārtu u.c.) uzturēšanai darba kārtībā un saglabāšanai un kurus veic citi komersanti, izmaksas noraksta un iegrāmato pārskata periodā, kurā tās radušās. Šajā pozīcijā iekļauj krājumu uzturēšanas finansēšanas izmaksas atbilstoši plānotajam krājumu aprites ciklam, piemērojot komersanta faktisko aizņēmumu likmi. Krājumu uzturēšanas finansēšanas izmaksas tiek novērtētas, ņemot vērā nepārtrauktu un drošības prasībām atbilstošu jaudas rezervēšanas pakalpojumu sniegšanai nepieciešamo krājumu apjomu. Ja faktiskā aizņēmuma likme, ko piemēro krājumu finansēšanas izmaksu novērtēšanai, pārsniedz pēdējo 6 mēnešu vidējo Latvijas Bankas publicēto nefinanšu sabiedrībām izsniegto īstermiņa kredītu (euro) mainīgo procentu likmi (jaunajiem darījumiem) atbilstoši krājumu apjomiem, krājumu uzturēšanas finansēšanas izmaksas tiek novērtētas, piemērojot pēdējo 6 mēnešu vidējo Latvijas Bankas publicēto nefinanšu sabiedrībām izsniegto īstermiņa kredītu (euro) mainīgo procentu likmi (jaunajiem darījumiem) atbilstoši krājumu apjomiem. Šajā pozīcijā neuzskaita ar kapitalizētu remontu un jaunu pamatlīdzekļu izveidi saistītās izmaksas un to veikšanai uzturēto krājumu finansēšanas izmaksas.

33. Pārējās saimnieciskās darbības izmaksas (Isaimn) ir ar sistēmas operatora darbību saistītās izmaksas, kas nepieciešamas, lai nodrošinātu jaudas rezervēšanas pakalpojuma sniegšanu, un nav iekļautas citās izmaksu pozīcijās.

3.4. Izmaksu korekcija

34. Sistēmas operators aprēķina plānotos jaudas rezervēšanas pakalpojuma nepieciešamos ieņēmumus. Plānotajiem jaudas rezervēšanas pakalpojuma nepieciešamajiem ieņēmumiem ir jāsedz kopējās jaudas rezervēšanas pakalpojuma izmaksas, ņemot vērā šajā metodikā noteiktajā kārtībā aprēķināto izmaksu korekciju.

35. Nākamā tarifu pārskata cikla plānotās jaudas rezervēšanas pakalpojuma izmaksas tiek koriģētas šādos gadījumos:

35.1. ja faktiskie pārvades sistēmas jaudas rezervēšanas ieņēmumi ir mazāki par apstiprinātajā tarifā plānotajiem nepieciešamajiem ieņēmumiem, sistēmas operators negūtos nepieciešamos ieņēmumus iekļauj nākamā tarifu pārskata cikla plānotājās jaudas rezervēšanas pakalpojuma izmaksās. Atgūstamie negūtie nepieciešamie ieņēmumi nepārsniedz 10% no apstiprinātajā tarifā plānotajiem jaudas rezervēšanas pakalpojuma nepieciešamajiem ieņēmumiem;

35.2. ja faktiskie pārvades sistēmas jaudas rezervēšanas ieņēmumi ir lielāki par plānotajiem pārvades sistēmas jaudas rezervēšanas ieņēmumiem, sistēmas operators par papildu gūto ieņēmumu daļu samazina nākamā tarifu pārskata cikla jaudas rezervēšanas pakalpojuma izmaksas;

35.3. ja iepriekšējā tarifu pārskata cikla kopējās faktiskās pārvades sistēmas jaudas rezervēšanas pakalpojuma izmaksas ir mazākas par apstiprinātajām jaudas rezervēšanas pakalpojuma izmaksām (turpmāk – izmaksu ietaupījums), sistēmas operators pamato faktisko izmaksu atšķirību. Nākamā tarifu pārskata ciklā uz sistēmas lietotājiem attiecināmās plānotās jaudas rezervēšanas pakalpojuma izmaksas samazina par izmaksu ietaupījumu. Ja izmaksu ietaupījums veidojas darbības efektivitātes uzlabošanas rezultātā, sistēmas operators nākamā tarifu pārskata ciklā uz sistēmas lietotājiem attiecināmās plānotās jaudas rezervēšanas pakalpojuma izmaksas samazina 50% apmērā no izmaksu ietaupījuma;

35.4. ja iepriekšējā tarifu pārskata ciklā ārējo normatīvo aktu izmaiņu vai ārkārtas situāciju novēršanas dēļ radušās neparedzētas izmaksas ir pamatotas un ciktāl tās nav atgūstamas citādi, nākamā tarifu pārskata cikla plānotajās jaudas rezervēšanas pakalpojuma izmaksās tās iekļauj faktiskā apmērā.

36. (Svītrots ar SPRK padomes 08.03.2018. lēmumu Nr. 1/5)

37. (Svītrots ar SPRK padomes 08.03.2018. lēmumu Nr. 1/5)

4. Izmaksu attiecināšanas principi

38. Sistēmas operatora plānotās kopējās izmaksas (IPSO) iedala pārrobežu pārvades sistēmas izmaksās (IPSO ST) un reģionālās apgādes pārvades izmaksās (IPSO reg), kuras aprēķina saskaņā ar šīs metodikas 11.punktā noteiktajām formulām.

39. Sistēmas operators, nosakot izmaksas, kas atgūstamas no ieejas punktu no citām pārvades sistēmām un no izejas punktu uz citām pārvades sistēmām jaudas rezervēšanas ieņēmumiem, piemēro ieņēmumiem par ieejas punktu jaudas rezervēšanu kopējo ieņēmumu sadalījuma koeficientu 0,50 un ieņēmumiem par izejas punktu jaudas rezervēšanu kopējo ieņēmumu sadalījuma koeficientu 0,50.

40. Ieejas punkta no dabasgāzes krātuves un izejas punkta uz dabasgāzes krātuvi izmaksu pārdales koeficientu starp pārvades sistēmu un izejas punktu Latvijas lietotāju apgādei (Kreg), kā arī ieejas punkta no dabasgāzes krātuves un izejas punkta uz dabasgāzes krātuvi tarifiem piemērojamo atlaidi (Dk) nosaka sistēmas operators. Sistēmas operators var noteikt ieejas punkta no sašķidrinātās dabasgāzes termināļa tarifiem piemērojamu atlaidi. Sistēmas operators noteiktā pārdales koeficienta un atlaides lieluma pamatojumu iesniedz vienlaikus ar tarifu projektu.

5. Gada standarta jaudas produktu tarifu aprēķins

41. Gada standarta jaudas produkta tarifu ieejas punktiem no citas valsts pārvades sistēmas aprēķina šādi:

42. Gada standarta jaudas produkta tarifu ieejas punktam no dabasgāzes krātuves aprēķina šādi:

Tie.kr – gada standarta jaudas produkta tarifs ieejas punktam no dabasgāzes krātuves [EUR/kWh/d/gadā].

43. Gada standarta jaudas produkta tarifu izejas punktiem uz citas valsts pārvades sistēmu aprēķina šādi:

44. Gada standarta jaudas produkta tarifu izejas punktam uz dabasgāzes krātuvi aprēķina šādi:

Tiz.kr – gada standarta jaudas produkta tarifs izejas punktam uz dabasgāzes krātuvi [EUR/kWh/d/gadā].

45. Maksa par izejas punkta Latvijas lietotāju apgādei izmantošanu ir proporcionāla prognozētajam dabasgāzes pārvades un sadales sistēmai pieslēgtajiem gazificētajiem objektiem piegādātajam dabasgāzes apjomam, un to aprēķina šādi:

6. Reizinātāju un sezonālā faktora lielums

46. Pārvades sistēmas operators reizinātājus un sezonālā faktora lielumus aprēķina atbilstoši Eiropas Komisijas 2017.gada 16.marta Regulai Nr. 2017/460, ar ko izveido tīkla kodeksu par harmonizētām gāzes pārvades tarifu struktūrām.

47. (Svītrots ar SPRK padomes 11.06.2018. lēmumu Nr. 1/12)

48. Sistēmas operators tarifu projektā izmantoto reizinātāju lieluma ekonomisko pamatojumu, ņemot vērā sistēmas operatora pienākumu nodrošināt pārvades sistēmas efektīvu izmantošanu jaudas rezervēšanas pakalpojuma sniegšanai un kopējo jaudas rezervēšanas pakalpojuma izmaksu segšanu, iesniedz reizē ar tarifu projektu.

49. (Svītrots ar SPRK padomes 11.06.2018. lēmumu Nr. 1/12)

50. (Svītrots ar SPRK padomes 11.06.2018. lēmumu Nr. 1/12)

51. (Svītrots ar SPRK padomes 11.06.2018. lēmumu Nr. 1/12)

52. (Svītrots ar SPRK padomes 11.06.2018. lēmumu Nr. 1/12)

53. (Svītrots ar SPRK padomes 11.06.2018. lēmumu Nr. 1/12)

54. Pārvades sistēmas ieejas un izejas punktu un ieejas punkta no dabasgāzes krātuves un izejas punktu uz dabasgāzes krātuvi pārslodzes reizinātāju (turpmāk – pārslodzes reizinātājs) aprēķina šādi:

7. Īstermiņa standarta jaudas produktu tarifu aprēķins

55. Ceturkšņa, mēneša, dienas un pašreizējās dienas standarta jaudas produkta tarifu ieejas punktiem no citas valsts pārvades sistēmas aprēķina šādi:

56. Ceturkšņa, mēneša, dienas un pašreizējās dienas standarta jaudas produkta tarifs izejas punktiem uz citas valsts pārvades sistēmu aprēķina šādi:

57. Ceturkšņa, mēneša, dienas un pašreizējās dienas standarta jaudas produkta tarifu ieejas punktam no dabasgāzes krātuves aprēķina šādi:

58. Ceturkšņa, mēneša, dienas un pašreizējās dienas standarta jauda produktu tarifu izejas punktam uz dabasgāzes krātuvi aprēķina šādi:

59. Īstermiņa standarta jaudas produktu tarifus ieejas punktam no dabasgāzes krātuves dabasgāzes iesūknēšanas laikā un izejas punktam uz dabasgāzes krātuvi dabasgāzes izņemšanas laikā aprēķina saskaņā ar šīs metodikas 63.punktā noteikto formulu.

8. Atslēdzamās jaudas produktu tarifu aprēķins ieejas un izejas punktiem

60. Atslēdzamās jaudas gada produkta tarifu ieejas punktiem no citas valsts pārvades sistēmas aprēķina šādi:

kur:

Tat ie,(g,) – atslēdzamās jaudas gada [EUR/kWh/d/gadā] produkta tarifs ieejas punktiem no citas valsts pārvades sistēmas.

60.1 Atslēdzamās jaudas ceturkšņa, mēneša, dienas un pašreizējās dienas produktu tarifu ieejas punktiem no citas valsts pārvades sistēmas aprēķina šādi:

kur:

Tat ie,(,c,m,d,dl) – atslēdzamās jaudas ceturkšņa [EUR/kWh/d/cet], mēneša [EUR/kWh/d/mēn], dienas un pašreizējās dienas [EUR/kWh/d] produkta tarifs ieejas punktiem no citas valsts pārvades sistēmas.";

61. Atslēdzamās jaudas gada tarifu izejas punktiem uz citas valsts pārvades sistēmu aprēķina šādi:

kur:

Tat iz (g,) – atslēdzamās jaudas gada [EUR/MWh/d/gadā] produkta tarifs izejas punktiem uz citas valsts pārvades sistēmu.

61.1 Atslēdzamās jaudas ceturkšņa, mēneša, dienas un pašreizējās dienas produktu tarifu izejas punktiem uz citas valsts pārvades sistēmu aprēķina šādi:

kur:

Tat iz (c,m,d,dl) – atslēdzamās jaudas ceturkšņa [EUR/kWh/d/cet], mēneša [EUR/kWh/d/mēn], dienas un pašreizējās dienas [EUR/kWh/d] produkta tarifs izejas punktiem uz citas valsts pārvades sistēmu.

9. Atslēdzamās virtuālās pretplūsmas jaudas produktu tarifu aprēķins

62. Atslēdzamās virtuālās pretplūsmas jaudas gada, ceturkšņa, mēneša, dienas un pašreizējās dienas produktu tarifus aprēķina šādiem ieejas un izejas punktiem, kuros nav iespējams fiziski nodrošināt dabasgāzes plūsmu:

62.1. ieejas punktam no Igaunijas pārvades sistēmas (caur Karksi gāzes mērīšanas staciju);

62.2. ieejas punktam no dabasgāzes krātuves un izejas punktam uz dabasgāzes krātuvi pretēji faktiskai tehnoloģiskā režīma dabasgāzes plūsmai.

63. Šīs metodikas 62.punktā minētajiem ieejas un izejas punktiem atslēdzamās virtuālās pretplūsmas jaudas gada produkta tarifu aprēķina šādi:

kur:

T p virt (ie.,iz,) (g) – atslēdzamās virtuālās pretplūsmas jaudas gada [EUR/kWh/d/gadā] produkta tarifs ieejas vai izejas punktā.

63.1 Šīs metodikas 62.punktā minētajiem ieejas un izejas punktiem atslēdzamās virtuālās pretplūsmas jaudas ceturkšņa, mēneša, dienas un pašreizējās dienas produktu tarifu aprēķina šādi:

kur:

Tp virt (ie.,iz,) (c,m,d,dl) – atslēdzamās virtuālās pretplūsmas jaudas, ceturkšņa [EUR/kWh/d/cet], mēneša [EUR/kWh/d/mēn], dienas un pašreizējās dienas [EUR/kWh/d] produktu tarifs ieejas vai izejas punktā.

10. Tarifu noteikšanas procedūra

10.1. Tarifu projekta izstrādāšana un iesniegšana

64. Tarifu projektu sistēmas operators izstrādā saskaņā ar šo metodiku, nosakot ieņēmumus, kuri nepieciešami jaudas rezervēšanas pakalpojuma sniegšanas izmaksu segšanai.

65. Sistēmas operators aprēķina tarifus tā, lai kopējie nepieciešamie ieņēmumi no jaudas rezervēšanas pakalpojuma nepārsniegtu sistēmas operatora pamatotās izmaksas, kas attiecinātas uz jaudas rezervēšanas pakalpojumu.

66. Sistēmas operators līdz katra gada 1.februārim, bet, ja regulators ir pieņēmis lēmumu par tarifu pārskata cikla pagarināšanu, līdz attiecīgā gada 1.februārim, rakstveidā un elektroniskā formā iesniedz regulatoram izvērtēšanai:

66.1. tarifu projektu un tiem atbilstošās izmaksas 12 mēnešu periodam, sākot no dienas, kad plānots uzsākt piemērot aprēķinātos tarifus, kopā ar minēto izmaksu pamatojumu. Kopā ar tarifu projektu sistēmas operators iesniedz tarifu aprēķina projektā minēto tarifus veidojošo izmaksu pamatojumu un minētās izmaksas pamatojošos dokumentus saskaņā ar regulatora noteikumiem par tarifus veidojošo izmaksu pamatojumu;

66.2. informāciju par tarifu pārskata ciklā plānotajiem jaudas rezervēšanas pakalpojuma nepieciešamiem ieņēmumiem;

66.3. informāciju par iepriekšējā kalendārā gada ieņēmumiem no jaudas rezervēšanas pakalpojuma un kopējām faktiskām pārvades sistēmas jaudas rezervēšanas pakalpojuma izmaksām.

67. Sistēmas operators var iesniegt regulatoram pamatotu pieprasījumu atļaut pašam noteikt tarifus saskaņā ar šo metodiku.

10.2. Tarifu projekta izvērtēšana

68. Tarifu projektu regulators izvērtē likumā "Par sabiedrisko pakalpojumu regulatoriem" noteiktajos termiņos.

69. Regulators apstiprina vai noraida tarifus, izvērtējot to veidojošo izmaksu pamatojumu.

70. Tarifu projekta izvērtēšanas laikā sistēmas operators var iesniegt tarifu projekta labojumus un papildinājumus.

71. Ja regulators ir devis atļauju, atbilstoši Enerģētikas likuma 15.panta 1.1 daļai sistēmas operators pats nosaka tarifus saskaņā ar šo metodiku, ievērojot turpmāk norādīto kārtību:

71.1. ja sistēmas operators tarifu pārskata cikla laikā pieņem lēmumu par jauniem tarifiem, tad ne vēlāk kā divus mēnešus pirms jauno tarifu spēkā stāšanās brīža publicē tarifus oficiālajā izdevumā "Latvijas Vēstnesis". Vienlaikus sistēmas operators iesniedz regulatoram tarifus, pamatojumu tarifiem un informāciju par iepriekšējā tarifu pārskata cikla faktiskajām izmaksām, jauno tarifu prognozētos datus, kā arī salīdzinājuma tabulas, kurās norādītas sistēmas lietotāju struktūras izmaiņas, un citus dokumentus, kuri pamato jauno tarifu nepieciešamību;

71.2. regulators 21 dienas laikā pēc tarifu saņemšanas izvērtē iesniegto tarifu atbilstību šai metodikai un iesniegto tarifu ekonomisko pamatojumu;

71.3. ja regulators 21 dienas laikā pēc tarifu saņemšanas nav pieņēmis lēmumu par iesniegto tarifu neatbilstību šai metodikai vai nav noraidījis tarifu ekonomisko pamatojumu, tad tarifi stājas spēkā sistēmas operatora noteiktā laikā;

71.4. ja regulators 21 dienas laikā pēc tarifu saņemšanas pieņem lēmumu par iesniegto tarifu neatbilstību šai metodikai vai noraida tarifu ekonomisko pamatojumu, tad tarifi nestājas spēkā sistēmas operatora noteiktajā laikā. Pieņemto lēmumu regulators 7 dienu laikā pēc lēmuma pieņemšanas nosūta sistēmas operatoram un publicē oficiālajā izdevumā "Latvijas Vēstnesis" paziņojumu par pieņemto lēmumu, kurā atsauc tarifu spēkā stāšanos.

11. Noslēguma jautājumi

72. Kapitāla atdeves likmi, kas pārvades sistēmas operatoram jāpiemēro, izstrādājot tarifu projektu, kura spēkā stāšanās datums plānots 2017.gadā, regulators nosaka līdz 2016.gada 30.decembrim.

73. (Svītrots ar SPRK padomes 13.08.2018. lēmumu Nr. 1/19)

74. Sistēmas operators šīs metodikas 66.punktā noteikto informāciju 2017.gadā iesniedz regulatoram līdz 2017.gada 15.janvārim.

74.1 Izmaksas, kas saistītas ar dabasgāzes nodrošināšanu pārvades sistēmas starpsavienojumā ar Inčukalna pazemes gāzes krātuvi uz 2018.gada 1.martu, ievērojot sistēmas operatora 2017.gadā rīkoto izsoli, un kas atbilst dabasgāzes daudzumam 3160 tūkst. MWh (300 milj.m3), atgūstamas 2018./2019.gada un 2019./2020.gada tarifu pārskata ciklā.

75. (Svītrots ar SPRK padomes 11.06.2018. lēmumu Nr. 1/12)

76. Atzīt par spēku zaudējušu Sabiedrisko pakalpojumu regulēšanas komisijas 2013.gada 27.septembra lēmumu Nr. 1/23 "Dabasgāzes pārvades pakalpojumu tarifu aprēķināšanas metodika" (Latvijas Vēstnesis 2013, 193.nr.).

77. Metodika stājas spēkā nākamajā dienā pēc tās publicēšanas oficiālajā izdevumā "Latvijas Vēstnesis".

Sabiedrisko pakalpojumu regulēšanas komisijaspadomes priekšsēdētājs R.Irklis