UA
EN
(044) 204 70 72
НАЦІОНАЛЬНА КОМІСІЯ, ЩО ЗДІЙСНЮЄ ДЕРЖАВНЕ РЕГУЛЮВАННЯ
У СФЕРАХ ЕНЕРГЕТИКИ ТА КОМУНАЛЬНИХ ПОСЛУГ (НКРЕКП)
ОФІЦІЙНИЙ ВЕБ-САЙТ

 

 Реєстрація нового користувачаX  



Реєстрація нового користувача
Введіть реєстраційні дані


Логін (мінімум 3 символи)**:



Пароль (мінімум 6 символів)**:



Підтвердження пароля*:



Контрольне запитання*:



Відповідь на запитання*:



Прізвище Ім'я По-батькові*:



E-mail*:



Факс:



Телефон:



Введіть символи, зображені на малюнку:
 
 
* відмічені поля обов'язкові для заповнювання
** логін та пароль повинні містити тільки латинські символи та(або) цифри


 



Документи
Головна сторінка  /  Документи  /  Постанови  /  2018 року  /  НКРЕКП, Постанова від 28.12.2018 № 2113 "Про затвердження Методики розрахунку державної регульованої ціни на електричну енергію для виробників, що здійснюють комбіноване виробництво електричної та теплової енергії на теплоелектроцентралях"



версія для друку


Дата розміщення на сайті: 03.01.2019

НАЦІОНАЛЬНА КОМІСІЯ, ЩО ЗДІЙСНЮЄ ДЕРЖАВНЕ РЕГУЛЮВАННЯ

У СФЕРАХ ЕНЕРГЕТИКИ ТА КОМУНАЛЬНИХ ПОСЛУГ

 

ПОСТАНОВА

28.12.2018         № 2113

 

Про затвердження Методики розрахунку державної регульованої ціни на електричну енергію для виробників, що здійснюють комбіноване виробництво електричної та теплової енергії на теплоелектроцентралях

 

Відповідно до законів України «Про ринок електричної енергії», «Про теплопостачання», «Про комбіноване виробництво теплової та електричної енергії (когенерацію) та використання скидного енергопотенціалу» та «Про Національну комісію, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг» Національна комісія, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг, ПОСТАНОВЛЯЄ:

 

1. Затвердити Методику розрахунку державної регульованої ціни на електричну енергію для виробників, що здійснюють комбіноване виробництво електричної та теплової енергії на теплоелектроцентралях, що додається.

2. Ця постанова набирає чинності з дня, наступного за днем її опублікування в офіційному друкованому виданні – газеті «Урядовий кур’єр».

 

Голова НКРЕКП               О.Кривенко 

 

ЗАТВЕРДЖЕНО

Постанова НКРЕКП

28.12.2018 № 2113

 

Методика розрахунку державної регульованої ціни на електричну енергію для виробників, що здійснюють комбіноване виробництво електричної та теплової енергії на теплоелектроцентралях 

 

1. Загальні положення

1.1. Ця Методика визначає механізм формування, розрахунку, встановлення, зміни державної регульованої ціни на електричну енергію для суб’єктів господарювання, що здійснюють комбіноване виробництво електричної та теплової енергії на теплоелектроцентралях, а також механізми погодження можливості затвердження інвестиційної складової, затвердження/зміни інвестиційної складової, надання звітів та інформації щодо реалізації проекту реконструкції та/або модернізації теплоелектроцентралі.

Ця Методика поширюється на суб’єктів господарювання, які провадять господарську діяльність з виробництва електричної енергії та з виробництва теплової енергії на теплоелектроцентралях, є ліцензіатами Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг, у відповідних сферах та щодо яких Кабінетом Міністрів України прийнято рішення про тимчасову підтримку для проведення реконструкції та/або модернізації визначеної теплоелектроцентралі виробником відповідно до Закону України «Про ринок електричної енергії» (далі – виробники).

1.2. Ця Методика застосовується під час розрахунку, установлення, зміни Національною комісією, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг (далі – НКРЕКП), державної регульованої ціни на електричну енергію, погодження можливості затвердження інвестиційної складової, затвердження/зміни інвестиційної складової (у тому числі інвестиційної складової на електричну енергію та інвестиційної складової на теплову енергію), а також розрахунку інвестиційної складової на теплову енергію для подальшого врахування в тарифах на виробництво теплової енергії.

1.3. У цій Методиці терміни вживаються в таких значеннях:

графік реконструкції та/або модернізації теплоелектроцентралі – графічні матеріали та розрахунки, що відображають план реконструкції та/або модернізації теплоелектроцентралі,  який визначає очікувані строки/терміни початку та закінчення фізичної реалізації проекту реконструкції та/або модернізації теплоелектроцентралі, у тому числі етапи проекту реконструкції та/або модернізації теплоелектроцентралі та вартість заходів (робіт), необхідних для виконання в рамках реалізації проекту з реконструкції та/або модернізації теплоелектроцентралі, що затверджені у встановленому законодавством порядку;

інвестиційна складова – кошти, передбачені для повернення інвестицій, залучених виробником для фінансування проекту реконструкції та/або модернізації теплоелектроцентралі;

поточний рахунок із спеціальним режимом використання – відкритий виробником рахунок, призначений виключно для надходження коштів за надання оператору системи передачі послуги з підвищення ефективності комбінованого виробництва електричної та теплової енергії (у тому числі інвестиційної складової на електричну енергію), кошти з якого витрачаються для повернення інвестицій, залучених виробником для реалізації проекту реконструкції та/або модернізації теплоелектроцентралі, та поточної господарської діяльності з виробництва електричної енергії;

проект реконструкції та/або модернізації – проект, відповідно до якого виконується реконструкція та/або модернізація електротехнічного, теплотехнічного, загальностанційного обладнання, будівель та споруд, іншого обладнання та устаткування теплоелектроцентралі;

проектна документація – затверджені текстові та графічні матеріали, якими визначаються містобудівні, об’ємно-планувальні, архітектурні, технічні, технологічні рішення, а також кошторисна документація, яка визначається залежно від стадії проектування та технічної складності об’єктів будівництва, відповідно до діючих будівельних норм України;

фізична реалізація проекту реконструкції та/або модернізації – виконання будівельно-монтажних та налагоджувальних робіт з визначенням строків/термінів фактичного початку та закінчення робіт, що підтверджено висновками центрального органу виконавчої влади, що реалізує державну політику у сфері нагляду (контролю) в галузі електроенергетики, відповідно до положень пункту 29 Порядку надання тимчасової підтримки виробникам, що здійснюють комбіноване виробництво електричної та теплової енергії на теплоелектроцентралях, затвердженого постановою Кабінету Міністрів України від 18 квітня 2018 року № 324 (далі – Порядок № 324).

Інші терміни вживаються у значеннях, наведених у Податковому кодексі України, законах України «Про ринок електричної енергії», «Про теплопостачання», «Про комбіноване виробництво теплової та електричної енергії (когенерацію) та використання скидного енергопотенціалу», «Про бухгалтерський облік та фінансову звітність», Порядку формування інвестиційних програм ліцензіатів з виробництва електричної та теплової енергії на теплоелектроцентралях та когенераційних установках, затвердженому постановою НКРЕКП від 15 жовтня 2015 року № 2585 (далі – Порядок формування інвестиційних програм), зареєстрованою в Міністерстві юстиції України 05 листопада 2015 року за № 1367/27812, Методиці формування, розрахунку та встановлення тарифів на електричну та (або) теплову енергію, що виробляється на теплоелектроцентралях, теплових електростанціях та когенераційних установках, затвердженій постановою НКРЕКП від 01 серпня 2017 року № 991 (далі – Методика формування тарифів), чинному законодавстві України у сфері містобудівної діяльності та інших нормативно-правових актах.

1.4. Державна регульована ціна на електричну енергію формується та встановлюється без урахування податку на додану вартість.

1.5. Державна регульована ціна на електричну енергію встановлюється лише у тому разі, якщо її значення вище від цін на ринку «на добу наперед», що визначені протягом останніх 10 календарних днів.

1.6. Державна регульована ціна на електричну енергію формується та розраховується на планований період (як правило, на один календарний рік) та встановлюється з урахуванням прогнозного обсягу відпуску електричної енергії, що визначається на підставі графіка виробництва теплової енергії центральним органом виконавчої влади, що забезпечує формування та реалізацію державної політики в електроенергетичному комплексі, при затвердженні прогнозного балансу електричної енергії об’єднаної енергетичної системи України на відповідний рік.

1.7. Формування державної регульованої ціни на електричну енергію здійснюється з урахуванням витрат за кожним видом діяльності, облік яких ведеться ліцензіатом окремо.

1.8. Державна регульована ціна на електричну енергію складається із собівартості відпуску одиниці електричної енергії (з покриттям різниці між собівартістю відпуску одиниці електричної енергії та вартістю цієї електричної енергії за цінами ринку «на добу наперед» за рахунок надання виробником оператору системи передачі послуги з підвищення ефективності комбінованого виробництва електричної та теплової енергії), інвестиційної складової на відпуск електричної енергії та планованого прибутку. Собівартість відпуску електричної енергії визначається в розрахунку на 1 кВт·год без урахування податку на додану вартість відповідно до положень Методики формування тарифів.

1.9. Державна регульована ціна на електричну енергію визначається шляхом ділення суми планованих річних витрат, що включаються до повної собівартості відпуску електричної енергії, інвестиційної складової на відпуск електричної енергії та планованого прибутку на планований річний обсяг відпуску електричної енергії, що визначається на підставі графіка виробництва теплової енергії центральним органом виконавчої влади, що забезпечує формування та реалізацію державної політики в електроенергетичному комплексі, при затвердженні прогнозного балансу електричної енергії об’єднаної енергетичної системи України на відповідний рік.

1.10. Державна регульована ціна на електричну енергію забезпечує відшкодування економічно обґрунтованих витрат (собівартість відпуску одиниці електричної енергії) з покриттям різниці між собівартістю відпуску одиниці електричної енергії та вартістю цієї електричної енергії за цінами ринку «на добу наперед» за рахунок надання виробником оператору системи передачі послуги з підвищення ефективності комбінованого виробництва електричної та теплової енергії, покриття обґрунтованих інвестицій, залучених виробником для фінансування проекту реконструкції та/або модернізації теплоелектроцентралі у відповідній частині (інвестиційна складова на електричну енергію), та отримання прибутку з урахуванням справедливого розподілу витрат між діяльністю з виробництва електричної та теплової енергії.

1.11. Справедливий розподіл витрат між діяльністю з виробництва електричної і теплової енергії, у тому числі покриття обґрунтованих інвестицій, залучених виробником для фінансування проекту реконструкції та/або модернізації теплоелектроцентралі, забезпечується шляхом розподілу таких інвестиційних витрат між видами виробництва пропорційно витратам умовного палива на виробництво електричної енергії та теплової енергії, крім підходів щодо визначення планованого прибутку при розрахунку та встановленні державної регульованої ціни на електричну енергію, які викладені у пункті 7.2 глави 7 цієї Методики. Поточні витрати, що необхідні для здійснення господарської діяльності з виробництва електричної енергії та з виробництва теплової енергії на теплоелектроцентралях (крім витрат на паливо), розподіляються між видами виробництва пропорційно витратам умовного палива на виробництво електричної енергії та на виробництво теплової енергії відповідно до положень Методики формування тарифів.

1.12. Встановлення державної регульованої ціни на електричну енергію у частині врахування інвестиційної складової на відпуск електричної енергії відбувається з урахуванням справедливого розподілу витрат між діяльністю з виробництва електричної та теплової енергії шляхом урахування відповідної інвестиційної складової на теплову енергію в тарифах на виробництво теплової енергії для повного повернення інвестицій, залучених виробником для фінансування проекту реконструкції та/або модернізації теплоелектроцентралі, у тому числі за рахунок зменшення собівартості виробництва теплової енергії, пов’язаного з досягненням економічного ефекту від заходів (робіт), виконаних у рамках реалізації проекту з реконструкції та/або модернізації теплоелектроцентралі.

1.13. Перед початком реалізації проекту реконструкції та/або модернізації теплоелектроцентралі проектною документацією має бути визначена орієнтовна вартість нового будівництва теплоелектроцентралі з аналогічною встановленою потужністю.

Величина інвестиційної складової, затвердженої відповідно до умов цієї Методики на планований період (відповідний рік), не може перевищувати суму коштів, що складає 30 % від кошторисної вартості проекту реконструкції та/або модернізації теплоелектроцентралі відповідно до затвердженої та погодженої проектної документації.

1.14. Тимчасова підтримка виробника, що здійснює комбіноване виробництво електричної та теплової енергії на теплоелектроцентралі, надається шляхом запровадження державної регульованої ціни на електричну енергію, вироблену на такій теплоелектроцентралі, на строк реконструкції та/або модернізації та повернення коштів, що були залучені виробником для проведення реконструкції та/або модернізації такої теплоелектроцентралі у відповідній частині (інвестиційна складова на електричну енергію), за умови дотримання виробником зобов’язань щодо виконання робіт з реконструкції та/або модернізації теплоелектроцентралі та строків реалізації етапів проекту реконструкції та/або модернізації теплоелектроцентралі.

1.15. Державна регульована ціна на електричну енергію, що виробляється на теплоелектроцентралі, встановлюється на строк реконструкції та/або модернізації такої теплоелектроцентралі та повернення залучених з цією метою коштів, але не пізніше ніж до 01 липня 2024 року.

1.16. Державна регульована ціна на електричну енергію, що виробляється на теплоелектроцентралі, забезпечує повернення коштів, що були залучені виробником для проведення реконструкції та/або модернізації такої теплоелектроцентралі у відповідній частині (інвестиційна складова на електричну енергію), за умови дотримання виробником зобов’язань щодо виконання робіт з реконструкції та/або модернізації теплоелектроцентралі та строків реалізації етапів проекту реконструкції та/або модернізації теплоелектроцентралі.

1.17. Виробник забезпечує достовірність інформації стосовно залучення, освоєння та повернення коштів, поданих документів та їх копій для встановлення державної регульованої ціни на електричну енергію, погодження можливості затвердження інвестиційної складової, затвердження/зміни інвестиційної складової, надання звітів та інформації щодо реалізації проекту реконструкції та/або модернізації теплоелектроцентралі.

1.18. Державна регульована ціна на електричну енергію не може встановлюватись для виробника, що здійснює комбіноване виробництво електричної та теплової енергії на теплоелектроцентралі, якщо такий виробник став переможцем конкурсу на будівництво генеруючої потужності (проведення реконструкції та/або модернізації тієї ж діючої теплоелектроцентралі) та виконання заходів з управління попитом, що проводяться відповідно до статті 29 Закону України «Про ринок електричної енергії».

1.19. Виробник зобов’язаний використовувати кошти, що надійшли як оплата за надання оператору системи передачі послуги з підвищення ефективності комбінованого виробництва електричної та теплової енергії, відповідно до структури витрат, що були визначені при розрахунку та встановленні державної регульованої ціни на електричну енергію.

 

2. Підготовка до початку реалізації проекту реконструкції та/або модернізації теплоелектроцентралі

2.1. При розробленні техніко-економічного обґрунтування та проектної документації для проведення реконструкції та/або модернізації теплоелектроцентралі має бути визначена необхідність збільшення приєднаного теплового навантаження з урахуванням перспективного плану розвитку теплозабезпечення (у разі його наявності) на території провадження господарської діяльності виробника, розширення зон централізованого теплопостачання від теплоелектроцентралі, збереження та розвитку систем централізованого постачання гарячої води.

2.2. При розробленні техніко-економічного обґрунтування та проектної документації має бути визначена  оптимальна потужність теплоелектроцентралі з урахуванням упровадження енерго- та екологоефективних заходів щодо оптимальної роботи обладнання, а також визначені необхідні капіталовкладення для реконструкції та/або модернізації теплоелектроцентралі.

2.3. Схеми теплопостачання, розроблені та затверджені відповідно до вимог чинного законодавства, є вихідними документами, на основі яких має відбуватись розроблення техніко-економічного обґрунтування та проектної документації для проведення реконструкції та/або модернізації теплоелектроцентралі.

Схема теплопостачання є передпроектним документом, в якому обґрунтовується економічна доцільність та господарська необхідність проектування і будівництва нових, розширення та модернізації діючих джерел теплової енергії і теплових мереж.

Перед початком реалізації проекту реконструкції та/або модернізації теплоелектроцентралі виробник має отримати рішення власника (співвласників) теплоелектроцентралі (якщо виробник провадить господарську діяльність на підставі договору користування або концесії) про підтримку наміру проведення реконструкції та/або модернізації теплоелектроцентралі та укласти договір (внести зміни до діючого договору) користування або концесії з власником (співвласниками) теплоелектроцентралі на строк повного повернення інвестицій, залучених виробником для фінансування проекту реконструкції та/або модернізації теплоелектроцентралі, що не може бути менший строку надання тимчасової підтримки. Договором користування або концесії має бути передбачено, що майно (основні засоби), створене під час реконструкції та/або модернізації теплоелектроцентралі, буде належати виключно державі (народу України) чи буде належати виключно до комунальної власності відповідної територіальної громади. Виробник також має отримати погодження органами місцевого самоврядування та місцевими органами виконавчої влади необхідності проведення реконструкції та/або модернізації теплоелектроцентралі.

Будь-яке рішення щодо перспективних планів реконструкції та/або модернізації теплоелектроцентралі має ґрунтуватись на погодженому органами місцевого самоврядування чи місцевими органами виконавчої влади перспективному плані розвитку теплозабезпечення (у разі його наявності) на території провадження господарської діяльності виробника з урахуванням існуючого та перспективного попиту на теплову енергію. Виробник має укласти довгострокові договори купівлі-продажу теплової енергії/транспортування теплової енергії, що передбачені у сфері теплопостачання, на строк повного повернення інвестицій, залучених виробником для фінансування проекту реконструкції та/або модернізації теплоелектроцентралі, що не може бути менший строку надання тимчасової підтримки (за можливості). Органи місцевого самоврядування чи місцеві органи виконавчої влади відповідним рішенням мають гарантувати збереження існуючих систем централізованого теплопостачання на території провадження господарської діяльності виробника та прийняти рішення про заборону переходу до систем децентралізованого чи помірно-централізованого теплопостачання у відповідному населеному пункті (регіоні) на строк повного повернення інвестицій, залучених виробником для фінансування проекту реконструкції та/або модернізації теплоелектроцентралі, що не може бути менший строку надання тимчасової підтримки.

При проведенні виробником передбаченого Законом України «Про ринок електричної енергії» технічного аудиту органи місцевого самоврядування чи місцеві органи виконавчої влади мають надати погоджений план розвитку теплозабезпечення населеного пункту (у разі його наявності) та схему теплопостачання населеного пункту, якими обґрунтовується економічна доцільність та господарська необхідність проектування і будівництва нових, розширення та модернізація діючих джерел теплової енергії і теплових мереж з урахуванням генерального плану перспективної забудови населеного пункту та схеми розвитку його побутової і соціальної інфраструктури. Виходячи із проблеми теплозабезпечення населених пунктів, мають бути висвітлені всі інші питання технічного аудиту, подальшого техніко-економічного обґрунтування та проектної документації, що передбачені Законом України «Про ринок електричної енергії» та Порядком № 324.

2.4. Перед початком проведення фізичної реалізації проекту реконструкції та/або модернізації теплоелектроцентралі виробник, що отримав рішення Кабінету Міністрів України про надання тимчасової підтримки, має отримати погодження НКРЕКП щодо можливості затвердження інвестиційної складової.

2.5. Для розгляду питання щодо можливості затвердження інвестиційної складової виробник надає до НКРЕКП оригінали чи копії таких документів:

лист, в якому викладено суть намірів із реалізації проекту реконструкції та/або модернізації теплоелектроцентралі;

інвестиційну програму на прогнозний період (період реконструкції та/або модернізації теплоелектроцентралі), сформовану та схвалену відповідно до Порядку формування інвестиційних програм;

у разі залучення коштів шляхом розміщення облігацій – інформацію щодо випуску та розміщення облігацій;

узгоджені між собою зведені графіки фінансування та виконання заходів (робіт) за проектом реконструкції та/або модернізації теплоелектроцентралі;

інформацію про очікувані строки початку та закінчення фізичної реалізації проекту реконструкції та/або модернізації теплоелектроцентралі (строки/терміни тимчасового виведення з експлуатації та включення в мережу генеруючого обладнання) відповідно до графіка реконструкції та/або модернізації теплоелектроцентралі;

інформацію про очікуваний строк/термін завершення реалізації проекту реконструкції та/або модернізації теплоелектроцентралі (отримання сертифіката/декларації);

експертний звіт щодо розгляду проектної документації для проведення реконструкції та/або модернізації теплоелектроцентралі, виданий уповноваженим органом відповідно до вимог чинного законодавства України;

документ, що підтверджує схвалення та затвердження проектної документації для проведення реконструкції та/або модернізації теплоелектроцентралі відповідно до вимог чинного законодавства України;

проектну документацію, що схвалена, затверджена та погоджена відповідно до чинного законодавства України та цієї Методики;

рішення власника (співвласників) теплоелектроцентралі (якщо виробник провадить господарську діяльність на підставі договору користування або концесії) про підтримку наміру проведення реконструкції та/або модернізації теплоелектроцентралі, укладений договір користування або концесії з виробником на строк повного повернення інвестицій, залучених виробником для фінансування проекту реконструкції та/або модернізації теплоелектроцентралі, що не може бути менший строку надання тимчасової підтримки, та яким передбачається, що майно (основні засоби), створене під час реконструкції та/або модернізації теплоелектроцентралі, буде належати виключно державі (народу України) чи буде належати виключно до комунальної власності відповідної територіальної громади, або документ, що підтверджує право власності виробника на теплоелектроцентраль;

письмове погодження центральним органом виконавчої влади, що забезпечує формування та реалізує державну політику в електроенергетичному комплексі, власником (співвласниками) теплоелектроцентралі (якщо виробник провадить господарську діяльність на підставі договору користування або концесії), органами місцевого самоврядування та місцевими органами виконавчої влади інформації, визначеної проектною документацією для проведення реконструкції та/або модернізації теплоелектроцентралі, із зазначенням основних техніко-економічних показників, які будуть досягнуті після реалізації проекту реконструкції та/або модернізації теплоелектроцентралі, та строків реалізації проекту реконструкції та/або модернізації теплоелектроцентралі;

кошторисну документацію вартості об’єктів будівництва (реконструкції та/або модернізації теплоелектроцентралі), розроблену, погоджену та затверджену відповідно до вимог чинного законодавства України, на паперових носіях та її інформаційну модель, створену у програмному комплексі;

обґрунтовуючі матеріали до запланованих заходів (робіт) та закупівлі товарів, які, зокрема, можуть містити цінові пропозиції (прайси) виробників або їх офіційних представників в Україні, договори поставок тощо;

парафований кредитний або інвестиційний договір (за наявності).

2.6. Після опрацювання документів, зазначених у пункті 2.5 цієї глави, НКРЕКП протягом 30 календарних днів з дня їх отримання розглядає питання щодо погодження можливості затвердження інвестиційної складової на засіданні, яке проводиться у формі відкритого слухання. Рішення щодо можливості затвердження інвестиційної складової оформлюється постановою НКРЕКП. Після прийняття рішення щодо можливості затвердження інвестиційної складової проектна документація, а також кошторисна документація вартості об’єктів будівництва, що надані виробником на паперових носіях, повертаються виробнику та мають бути надані до НКРЕКП за її запитом для виконання покладених на неї завдань.

2.7. Погодження НКРЕКП можливості затвердження інвестиційної складової є приводом для виробника розпочати фінансування проекту реконструкції та/або модернізації теплоелектроцентралі.

2.8. У разі відмови у погодженні можливості затвердження інвестиційної складової НКРЕКП письмово повідомляє про це виробника з наданням відповідних обґрунтувань протягом 30 календарних днів з дня отримання оригіналів документів чи їх копій, зазначених у пункті 2.5 цієї глави.

2.9. У разі надання не всіх документів, розрахунків, матеріалів чи їх копій, зазначених у пункті 2.5 цієї глави, НКРЕКП залишає питання без розгляду, про що повідомляє виробника протягом 10 календарних днів з дня їх отримання.

 

3. Розрахунок та встановлення державної регульованої ціни на електричну енергію на рівні собівартості (без урахування інвестиційної складової та прибутку)

3.1. У разі прийняття Кабінетом Міністрів України рішення про тимчасову підтримку виробника, що здійснює комбіноване виробництво електричної та теплової енергії на теплоелектроцентралі, для проведення її реконструкції та/або модернізації та відпуску виробником електричної енергії з вищою собівартістю у порівнянні з цінами ринку «на добу наперед» НКРЕКП за власною ініціативою приймає рішення про встановлення державної регульованої ціни на електричну енергію на рівні собівартості, що має забезпечити відшкодування всіх економічно обґрунтованих витрат з виробництва електричної енергії, на строк не більше 12 календарних місяців. Собівартість відпуску електричної енергії визначається відповідно до положень Методики формування тарифів.

Протягом цього строку виробник має розпочати розроблення проектної документації та фізичну реалізацію проекту реконструкції та/або модернізації теплоелектроцентралі або оптимізувати свою господарську діяльність та знизити собівартість відпуску електричної енергії та виробництва теплової енергії.

3.2. Якщо протягом 12 календарних місяців виробник не розпочав розроблення проектної документації для проведення реконструкції та/або модернізації теплоелектроцентралі або фізичну реалізацію проекту реконструкції та/або модернізації теплоелектроцентралі або якщо протягом 30 календарних днів ціни на електричну енергію на ринку «на добу наперед» перевищують встановлену відповідно до цієї Методики державну регульовану ціну на електричну енергію на рівні собівартості, НКРЕКП розглядає питання про визнання таким, що втратило чинність, рішення про встановлення державної регульованої ціни на електричну енергію на рівні собівартості.

3.3. Протягом дії державної регульованої ціни на електричну енергію на рівні собівартості виробнику забезпечується покриття різниці між вартістю електричної енергії за державною регульованою ціною на рівні собівартості та вартістю цієї електричної енергії за цінами ринку «на добу наперед» за рахунок наданих оператору системи передачі послуг з підвищення ефективності комбінованого виробництва електричної та теплової енергії.

 

4. Затвердження/зміна інвестиційної складової та її врахування у державній регульованій ціні на електричну енергію

4.1. Для розгляду питання щодо затвердження/зміни величини інвестиційної складової виробник надає до НКРЕКП оригінали чи копії таких документів:

лист, в якому викладено суть намірів із реалізації проекту реконструкції та/або модернізації теплоелектроцентралі;

експертний звіт щодо розгляду проектної документації для проведення реконструкції та/або модернізації теплоелектроцентралі, виданий уповноваженим органом відповідно до вимог чинного законодавства України;

документ, що підтверджує схвалення та затвердження проектної документації для проведення реконструкції та/або модернізації теплоелектроцентралі відповідно до вимог чинного законодавства України;

рішення власника (співвласників) теплоелектроцентралі (якщо виробник провадить господарську діяльність на підставі договору користування або концесії) про підтримку наміру проведення реконструкції та/або модернізації теплоелектроцентралі, укладений договір користування або концесії з виробником на строк повного повернення інвестицій, залучених виробником для фінансування проекту реконструкції та/або модернізації теплоелектроцентралі, що не може бути менший строку надання тимчасової підтримки, та яким передбачається, що майно (основні засоби), створене під час реконструкції та/або модернізації теплоелектроцентралі, буде належати виключно державі (народу України) чи буде належати виключно до комунальної власності відповідної територіальної громади, або документ, що підтверджує право власності виробника на теплоелектроцентраль;

письмове погодження центральним органом виконавчої влади, що забезпечує формування та реалізує державну політику в електроенергетичному комплексі, власником (співвласниками) теплоелектроцентралі (якщо виробник провадить господарську діяльність на підставі договору користування або концесії), органами місцевого самоврядування та місцевими органами виконавчої влади інформації, визначеної проектною документацією для проведення реконструкції та/або модернізації теплоелектроцентралі, із зазначенням основних техніко-економічних показників, які будуть досягнуті після реалізації проекту реконструкції та/або модернізації теплоелектроцентралі, та строків реалізації проекту реконструкції та/або модернізації теплоелектроцентралі;

інформацію про очікувані строки початку та закінчення фізичної реалізації проекту реконструкції та/або модернізації теплоелектроцентралі (строки/терміни тимчасового виведення з експлуатації та включення в мережу генеруючого обладнання) відповідно до графіка реконструкції та/або модернізації теплоелектроцентралі;

інформацію про очікуваний строк/термін завершення реалізації проекту реконструкції та/або модернізації теплоелектроцентралі (отримання сертифіката/декларації);

узгоджені між собою зведені графіки фінансування та реалізації проекту реконструкції та/або модернізації теплоелектроцентралі, що мають бути погоджені власником теплоелектроцентралі (якщо виробник провадить господарську діяльність на підставі договору користування або концесії), органами місцевого самоврядування та місцевими органами виконавчої влади;

розрахунок інвестиційної складової з урахуванням положень цієї Методики (фактично понесені витрати для реалізації проекту реконструкції та/або модернізації теплоелектроцентралі);

реквізити поточного рахунку із спеціальним режимом використання;

інформацію про кошти, отримані від діяльності на ринку електричної енергії, у тому числі від постачання електричної енергії споживачам та трейдерської діяльності, та від діяльності з виробництва теплової енергії, починаючи з моменту прийняття Кабінетом Міністрів України рішення про тимчасову підтримку виробника;

протокол відкритого обговорення (відкритого слухання) на місцях щодо необхідності схвалення/затвердження інвестиційної програми/інвестиційної складової/плану розвитку/змін до них для проведення реконструкції та/або модернізації теплоелектроцентралі відповідно до положень Порядку проведення відкритого обговорення проектів рішень Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг, затвердженого постановою НКРЕКП від 30 червня 2017 року № 866
(далі – Порядок № 866);

розрахунок понесених витрат, які були затрачені виробником для проведення реконструкції та/або модернізації теплоелектроцентралі;

вартість заходів (робіт), виконаних у рамках реалізації проекту з реконструкції та/або модернізації теплоелектроцентралі (додаток 1 до цієї Методики);

документи, що підтверджують понесені витрати для виконання проекту (етапів виконання проекту) реконструкції та/або модернізації теплоелектроцентралі (акти приймання виконаних робіт, акти приймання-передачі основних засобів, платіжні документи за майно/товар/послугу, коносаменти або інші товарно-розпорядчі документи на майно/товар/послугу, акти введення в експлуатацію устаткування, будівель чи споруд тощо);

висновки центрального органу виконавчої влади, що реалізує державну політику у сфері нагляду (контролю) в галузі електроенергетики, щодо виконання зобов’язань виробника з реконструкції та/або модернізації теплоелектроцентралі, у тому числі строків реалізації етапів виконання проекту реконструкції та/або модернізації.

4.2. Сторінки документів чи їх копій, що додаються до листа, нумеруються, прошнуровуються, завіряються підписом керівника виробника (уповноваженої ним особи). Документи, що надаються як обґрунтування витрат, повинні бути підписані керівником виробника (уповноваженою ним особою), їх копії повинні бути належним чином завірені.

4.3. НКРЕКП має право звернутися до виробника з метою отримання у визначений НКРЕКП строк/термін додаткових письмових обґрунтувань та пояснень з метою вирішення спірних питань щодо наданих документів, матеріалів, розрахунків чи їх копій, необхідних для встановлення державної регульованої ціни на електричну енергію, затвердження інвестиційної складової, що виникли під час розгляду листа та поданих документів, матеріалів, розрахунків чи їх копій.

Якщо виробник не надав додаткових пояснень та обґрунтувань на звернення НКРЕКП у визначений строк/термін, НКРЕКП має право не враховувати інформацію чи витрати, щодо яких не отримано додаткових письмових обґрунтувань чи пояснень.

4.4. Виробник забезпечує проведення відкритого обговорення (відкритого слухання) на місцях питання щодо необхідності схвалення/затвердження інвестиційної програми/інвестиційної складової/плану розвитку/змін до них для проведення реконструкції та/або модернізації теплоелектроцентралі із залученням місцевих органів виконавчої влади або органів місцевого самоврядування відповідно до вимог Порядку № 866.

4.5. Після опрацювання листа, зазначених документів, матеріалів, розрахунків чи їх копій НКРЕКП протягом 30 календарних днів з дня їх отримання розглядає на засіданні, яке проводиться у формі відкритого слухання, питання щодо схвалення інвестиційної складової (у тому числі інвестиційної складової на електричну енергію та інвестиційної складової на теплову енергію), необхідної для повернення коштів (інвестицій), залучених виробником для проведення реконструкції та/або модернізації теплоелектроцентралі, встановлення державної регульованої ціни на електричну енергію, а також встановлення тарифів на виробництво теплової енергії з урахуванням інвестиційної складової на теплову енергію, якщо зміна тарифів на виробництво теплової енергії не передбачається з відкладальною умовою (урахування інвестиційної складової на теплову енергію лише після завершення реалізації проекту (етапів виконання проекту) реконструкції та/або модернізації теплоелектроцентралі та зменшення собівартості виробництва теплової енергії, пов’язаного з досягненням економічного ефекту від заходів (робіт), виконаних у рамках реалізації проекту з реконструкції та/або модернізації теплоелектроцентралі для повного повернення інвестицій, залучених виробником для фінансування проекту реконструкції та/або модернізації теплоелектроцентралі).

4.6. Протягом 30 календарних днів після проведення відкритого обговорення за місцезнаходженням центрального апарату НКРЕКП та відповідного оприлюднення на офіційному веб-сайті НКРЕКП у мережі Інтернет протоколу такого відкритого обговорення НКРЕКП розглядає на засіданні, яке проводиться у формі відкритого слухання, питання щодо затвердження інвестиційної складової (у тому числі інвестиційної складової на електричну енергію та інвестиційної складової на теплову енергію), необхідної для повернення коштів (інвестицій), залучених виробником для проведення реконструкції та/або модернізації теплоелектроцентралі, встановлення державної регульованої ціни на електричну енергію, а також встановлення тарифів на виробництво теплової енергії з урахуванням інвестиційної складової на теплову енергію, якщо зміна тарифів на виробництво теплової енергії не передбачається з відкладальною умовою (урахування інвестиційної складової на теплову енергію лише після завершення реалізації проекту (етапів виконання проекту) реконструкції та/або модернізації теплоелектроцентралі та зменшення собівартості виробництва теплової енергії, пов’язаного з досягненням економічного ефекту від заходів (робіт), виконаних у рамках реалізації проекту з реконструкції та/або модернізації теплоелектроцентралі для повного повернення інвестицій, залучених виробником для фінансування проекту реконструкції та/або модернізації теплоелектроцентралі).

4.7. У разі відмови у затвердженні/зміні інвестиційної складової (у тому числі інвестиційної складової на електричну енергію та інвестиційної складової на теплову енергію), необхідної для повернення інвестицій, залучених виробником для реалізації проекту реконструкції та/або модернізації теплоелектроцентралі, встановленні державної регульованої ціни на електричну енергію, а також встановленні тарифів на виробництво теплової енергії з урахуванням інвестиційної складової на теплову енергію НКРЕКП письмово повідомляє про це виробника, центральний орган виконавчої влади, що забезпечує формування та реалізує державну політику в електроенергетичному комплексі, органи місцевого самоврядування та місцеві органи виконавчої влади з наданням відповідних обґрунтувань.

4.8. У разі надання не всіх документів, матеріалів, розрахунків чи їх копій, передбачених пунктом 4.1 цієї глави, НКРЕКП залишає питання без розгляду, про що повідомляє виробника протягом 10 календарних днів з дня їх отримання.

4.9. Величина інвестиційної складової (у тому числі інвестиційної складової на електричну енергію та інвестиційної складової на теплову енергію) формується та розраховується на підставі документів, матеріалів, розрахунків чи їх копій, поданих відповідно до пункту 4.1 цієї глави, висновків центрального органу виконавчої влади, що реалізує державну політику у сфері нагляду (контролю) в галузі електроенергетики, щодо виконання зобов’язань виробника з реконструкції та/або модернізації теплоелектроцентралі, у тому числі строків реалізації етапів виконання проекту реконструкції та/або модернізації, прийнятих Кабінетом Міністрів України рішень про тимчасову підтримку виробника, що здійснює комбіноване виробництво електричної та теплової енергії на теплоелектроцентралі.

4.10. При розрахунку та затвердженні/зміні інвестиційної складової мають ураховуватись кошти, отримані від діяльності на ринку електричної енергії, у тому числі від постачання електричної енергії споживачам та трейдерської діяльності, а також діяльності з виробництва теплової енергії.

4.11. Строк, на який розраховується та затверджується інвестиційна складова відповідно до положень цієї Методики, не може бути меншим 12 календарних місяців з дня (з дати) завершення реалізації проекту (етапів виконання проекту) з реконструкції та/або модернізації теплоелектроцентралі.

4.12. Кошти за надання виробником оператору системи передачі послуги з підвищення ефективності комбінованого виробництва електричної та теплової енергії (у тому числі інвестиційної складової на електричну енергію) щомісяця перераховуються оператором системи передачі (в особі Адміністратора розрахунків) на поточний рахунок із спеціальним режимом використання, що відкритий виробником відповідно до умов укладеного з оператором системи передачі договору про надання послуги з підвищення ефективності комбінованого виробництва електричної та теплової енергії.

4.13. При розрахунку величини інвестиційної складової кошти, що витрачені виробником на розроблення проектно-кошторисної документації інвестиційного проекту з реконструкції та/або модернізації теплоелектроцентралі, не враховуються.

4.14. Коригування проектно-кошторисної документації через зміну вартості ресурсів та/або у зв’язку зі зміною об’ємів робіт (з відповідними обґрунтуваннями) здійснюється на підставі скоригованих проектних рішень та відповідно оформлених вихідних даних згідно з вимогами чинного законодавства України. Після відповідного коригування виробник має повторно отримати погодження НКРЕКП щодо можливості затвердження інвестиційної складової та надати до НКРЕКП оригінали чи копії документів, що визначені пунктом 2.5 глави 2 цієї Методики.

У разі збільшення фактичної кошторисної вартості проекту реконструкції та/або модернізації теплоелектроцентралі порівняно з вартістю, визначеною проектно-кошторисною документацією, додаткове фінансування проекту реконструкції та/або модернізації теплоелектроцентралі здійснюється у повному обсязі за рахунок власних коштів виробника без відповідного повернення залучених інвестицій через механізм тимчасової підтримки.

4.15. Затвердження інвестиційної складової, необхідної для повернення інвестицій, залучених виробником для реалізації проекту реконструкції та/або модернізації теплоелектроцентралі, що перевищує кошторисну вартість, яка була визначена проектно-кошторисною документацією, не допускається.

4.16. Затвердження інвестиційної складової (у тому числі інвестиційної складової на електричну енергію та інвестиційної складової на теплову енергію), необхідної для повернення інвестицій, залучених виробником для реалізації проекту реконструкції та/або модернізації теплоелектроцентралі, встановлення державної регульованої ціни на електричну енергію в частині врахування інвестиційної складової на відпуск електричної енергії має відбуватись одночасно зі зміною тарифів на виробництво теплової енергії, що пов’язана з урахуванням інвестиційної складової на теплову енергію у тарифах на виробництво теплової енергії, якщо зміна тарифів на виробництво теплової енергії не передбачається з відкладальною умовою (урахування інвестиційної складової на теплову енергію лише після завершення реалізації проекту (етапів виконання проекту) реконструкції та/або модернізації теплоелектроцентралі та зменшення собівартості виробництва теплової енергії, пов’язаного з досягненням економічного ефекту від заходів (робіт), виконаних у рамках реалізації проекту з реконструкції та/або модернізації теплоелектроцентралі для повного повернення інвестицій, залучених виробником для фінансування проекту реконструкції та/або модернізації теплоелектроцентралі).

4.17. Затвердження інвестиційної складової є підставою для зміни тарифів на виробництво теплової енергії з урахуванням відповідної інвестиційної складової на теплову енергію за рахунок нерозподіленого прибутку, якщо зміна тарифів на виробництво теплової енергії не передбачається з відкладальною умовою (урахування інвестиційної складової на теплову енергію лише після завершення реалізації проекту (етапів виконання проекту) реконструкції та/або модернізації теплоелектроцентралі та зменшення собівартості виробництва теплової енергії, пов’язаного з досягненням економічного ефекту від заходів (робіт), виконаних у рамках реалізації проекту з реконструкції та/або модернізації теплоелектроцентралі для повного повернення інвестицій, залучених виробником для фінансування проекту реконструкції та/або модернізації теплоелектроцентралі).

4.18. Якщо реалізація проекту реконструкції та/або модернізації теплоелектроцентралі здійснюється за рахунок інших механізмів фінансування (без необхідності повернення інвестицій, залучених виробником для реалізації проекту реконструкції та/або модернізації теплоелектроцентралі, за рахунок інвестиційної складової), затвердження величини інвестиційної складової не відбувається.

 

5. Механізм зміни величини інвестиційної складової, зміни державної регульованої ціни на електричну енергію чи прийняття рішення про визнання таким, що втратило чинність, рішення про затвердження величини інвестиційної складової та встановлення державної регульованої ціни на електричну енергію

5.1. Після виконання певного етапу проекту реконструкції та/або модернізації теплоелектроцентралі (введення в експлуатацію устаткування, будівель чи споруд, генеруючого обладнання тощо), що підтверджено висновками центрального органу виконавчої влади, що реалізує державну політику у сфері нагляду (контролю) в галузі електроенергетики, та надання всіх необхідних документів, матеріалів, розрахунків чи їх копій, визначених цією Методикою, НКРЕКП може розглянути питання щодо зміни величини інвестиційної складової та державної регульованої ціни на електричну енергію на відповідний період.

5.2. Питання щодо зміни величини інвестиційної складової та державної регульованої ціни на електричну енергію, визнання таким, що втратило чинність, рішення про затвердження величини інвестиційної складової та державної регульованої ціни на електричну енергію розглядається НКРЕКП на засіданні, яке проводиться у формі відкритого слухання, у разі надання виробником усіх необхідних документів, передбачених цією Методикою, прийняття Кабінетом Міністрів України відповідних рішень про тимчасову підтримку виробника, що здійснює комбіноване виробництво електричної та теплової енергії на теплоелектроцентралі, або настання обставин чи умов, що передбачені цією Методикою.

5.3. Підставами для зміни НКРЕКП величини інвестиційної складової та державної регульованої ціни на електричну енергію є настання щонайменше однієї з таких умов:

1) зміна обсягу виробництва теплової енергії та/або відпуску електричної енергії у період регулювання (поточний період, на який здійснено встановлення державної регульованої ціни на електричну енергію), що призводить до зміни державної регульованої ціни на електричну енергію не менше ніж на 3 % від установленого НКРЕКП рівня;

2) зміна собівартості виробництва теплової та відпуску електричної енергії у зв’язку з підставами, що визначені пунктами 4.12 або 4.14 глави 4 Методики формування тарифів;

3) виконання певного етапу проекту реконструкції та/або модернізації теплоелектроцентралі;

4) результати діяльності виробника на ринку електричної енергії;

5) аналіз звітів виробника;

6) зміна законодавства.

5.4. Виробник може звернутись до НКРЕКП щодо припинення, обмеження або відновлення дії інвестиційної складової чи державної регульованої ціни на електричну енергію або визнання таким, що втратило чинність, рішення про затвердження величини інвестиційної складової чи встановлення державної регульованої ціни на електричну енергію.

5.5. НКРЕКП на підставі звітів виробника може прийняти рішення щодо зміни величини інвестиційної складової та державної регульованої ціни на електричну енергію на періоди, що залишились, до величин, необхідних для повернення коштів, залучених виробником для проведення реконструкції та/або модернізації теплоелектроцентралі.

5.6. У разі внесення змін до графіка реконструкції та/або модернізації теплоелектроцентралі виробник надає до НКРЕКП та центрального органу виконавчої влади, що забезпечує формування та реалізацію державної політики в електроенергетичному комплексі, обґрунтування технічної та економічної доцільності запропонованих змін, на підставі яких протягом 30 календарних днів приймаються відповідні рішення.

5.7. Якщо впродовж 30 календарних днів ціни на електричну енергію на ринку «на добу наперед» перевищують встановлену відповідно до цієї Методики державну регульовану ціну на електричну енергію, НКРЕКП розглядає питання про визнання таким, що втратило чинність, рішення про встановлення державної регульованої ціни на електричну енергію.

5.8. Зупинка фізичної реалізації проекту реконструкції та/або модернізації теплоелектроцентралі не може тривати більше 7 календарних місяців. Якщо строк зупинки фізичної реалізації проекту реконструкції та/або модернізації теплоелектроцентралі перевищує 7 календарних місяців, НКРЕКП протягом 30 календарних днів розглядає питання щодо визнання таким, що втратило чинність, рішення про встановлення державної регульованої ціни на електричну енергію.

 

6. Фінансування проекту реконструкції та/або модернізації теплоелектроцентралі та повернення залучених з цією метою коштів

6.1. Виробник забезпечує фінансування проекту реконструкції та/або модернізації теплоелектроцентралі. Через механізм тимчасової підтримки виробнику забезпечується повернення коштів, залучених ним для проведення реконструкції та/або модернізації теплоелектроцентралі, за умови дотримання таким виробником зобов’язань щодо виконання робіт з реконструкції та/або модернізації теплоелектроцентралі та строків реалізації етапів проекту реконструкції та/або модернізації теплоелектроцентралі.

6.2. Джерелами фінансування реконструкції та/або модернізації теплоелектроцентралі можуть бути кредити (позики), умови залучення яких узгоджені з НКРЕКП, власні кошти, будь-яка фінансова допомога, кошти, отримані від здійснення діяльності, пов’язаної та не пов’язаної з виробництвом електричної та теплової енергії, кошти, отримані від діяльності на ринку електричної енергії, у тому числі від постачання електричної енергії споживачам та трейдерської діяльності, та інші джерела відповідно до вимог чинного законодавства.

6.3. У разі невиконання виробником зобов’язань щодо реконструкції та/або модернізації теплоелектроцентралі, порушення умов укладеного з оператором системи передачі договору про надання послуги з підвищення ефективності комбінованого виробництва електричної та теплової енергії або скасування придбання відповідної послуги відбувається повернення виробником коштів, отриманих у результаті надання тимчасової підтримки.

6.4. Виробник має погоджувати з НКРЕКП зміну загального річного обсягу фінансування проекту реконструкції та/або модернізації теплоелектроцентралі.

6.5. Фінансові витрати, пов’язані з обслуговуванням кредитних договорів (чи інших запозичень), залучених виробником для фінансування проекту реконструкції та/або модернізації теплоелектроцентралі, можуть бути включені до собівартості відпуску електричної енергії та собівартості виробництва теплової енергії лише за кредитними договорами (чи іншими запозиченнями), умови яких попередньо узгоджені з НКРЕКП.

 

7. Визначення планованого прибутку при розрахунку та встановленні державної регульованої ціни на електричну енергію та встановленні тарифів на виробництво теплової енергії з урахуванням інвестиційної складової на теплову енергію

7.1. При розрахунку державної регульованої ціни на електричну енергію, що складається із собівартості відпуску одиниці електричної енергії та інвестиційної складової на відпуск електричної енергії, планування прибутку здійснюється лише шляхом урахування обігових коштів за рахунок нерозподіленого прибутку у розмірі не більше 2 % рентабельності по відношенню до собівартості відпуску електричної енергії, окрім випадку, що передбачений пунктом 7.2 цієї глави.

7.2. НКРЕКП може розглянути питання про врахування в розрахунку державної регульованої ціни на електричну енергію нерозподіленого прибутку у розмірі не більше 20 % від суми, необхідної для виконання певного етапу проекту реконструкції та/або модернізації теплоелектроцентралі, якщо протягом 12 календарних місяців після встановлення державної регульованої ціни на електричну енергію на рівні собівартості виробник виконав усі наступні умови:

1) отримав рішення НКРЕКП щодо можливості затвердження інвестиційної складової;

2) розробив проектну документацію та розпочав фізичну реалізацію проекту реконструкції та/або модернізації теплоелектроцентралі;

3) отримав експертний звіт щодо розгляду проектної документації для проведення реконструкції та/або модернізації теплоелектроцентралі, виданий уповноваженим органом відповідно до вимог чинного законодавства України;

4) уклав кредитний або інвестиційний договір з фінансовою установою;

5) надав узгоджені між собою зведені графіки фінансування та виконання заходів (робіт) за проектом реконструкції та/або модернізації теплоелектроцентралі.

При цьому при проведенні розрахунку величини інвестиційної складової (у тому числі інвестиційної складової на електричну енергію та інвестиційної складової на теплову енергію), що формується та розраховується на підставі документів, матеріалів, розрахунків чи їх копій, поданих відповідно до
пункту 4.1 глави 4 цієї Методики, загальна сума понесених виробником витрат для виконання проекту (етапів виконання проекту) реконструкції та/або модернізації теплоелектроцентралі зменшується на відповідну суму нерозподіленого прибутку, що був урахований у державній регульованій ціні на електричну енергію для виконання проекту (певного етапу проекту) реконструкції та/або модернізації теплоелектроцентралі.

7.3. Інвестиційна складова на теплову енергію у тарифах на виробництво теплової енергії враховується за рахунок нерозподіленого прибутку.

7.4. Податок на прибуток розраховується відповідно до Податкового кодексу України.

 

8. Умови визнання таким, що втратило чинність, рішення про встановлення державної регульованої ціни на електричну енергію та/або затвердження інвестиційної складової, скасування придбання послуги з підвищення ефективності комбінованого виробництва електричної та теплової енергії

8.1. НКРЕКП протягом 30 календарних днів розглядає питання щодо визнання таким, що втратило чинність, рішення про встановлення державної регульованої ціни на електричну енергію, затвердження інвестиційної складової виробнику у разі настання щонайменше однієї з таких умов (починаючи з дня, що настає за днем отримання повідомлення або інформації про настання таких умов):

1) перевищення виробником встановлених граничних показників обсягу та вартості послуг з підвищення ефективності комбінованого виробництва електричної та теплової енергії, у межах яких оператор системи передачі здійснює придбання таких послуг у період регулювання (поточний період, на який здійснено встановлення державної регульованої ціни на електричну енергію);

2) якщо протягом 12 календарних місяців після встановлення державної регульованої ціни на електричну енергію на рівні собівартості виробник не розпочав розроблення проектної документації для проведення реконструкції та/або модернізації теплоелектроцентралі або фізичну реалізацію проекту реконструкції та/або модернізації теплоелектроцентралі;

3) якщо впродовж 30 календарних днів ціни на електричну енергію на ринку «на добу наперед» перевищують встановлену виробнику державну регульовану ціну на електричну енергію відповідно до цієї Методики;

4) якщо протягом 7 календарних місяців після завершення фізичної реалізації заходів (робіт) реконструкції та/або модернізації теплоелектроцентралі виробник не надав сертифікат/декларацію;

5) прийняття Кабінетом Міністрів України відповідних рішень про тимчасову підтримку виробника;

6) нецільового використання виробником коштів, отриманих за надання оператору системи передачі послуги з підвищення ефективності комбінованого виробництва електричної та теплової енергії, кредитів або інвестицій;

7) недотримання виробником погоджених строків/термінів реалізації проекту реконструкції та/або модернізації теплоелектроцентралі;

8) втрати виробником права власності, закінчення/розірвання договору користування/концесії теплоелектроцентралі;

9) припинення виробником провадження господарської діяльності з виробництва електричної та/або виробництва теплової енергії;

10) зупинки виробником фізичної реалізації проекту реконструкції та/або модернізації теплоелектроцентралі більше ніж на 7 календарних місяців;

11) початку процедури банкрутства, ліквідації чи реорганізації (крім випадків зміни найменування, організаційно-правового статусу або місця реєстрації) щодо виробника;

12) настання форс-мажорних обставин, підтверджених належним чином відповідно до чинного законодавства.

8.2. Скасування придбання послуги з підвищення ефективності комбінованого виробництва електричної та теплової енергії у разі невиконання виробником зобов’язань щодо реконструкції та/або модернізації теплоелектроцентралі відбувається відповідно до умов укладеного з оператором системи передачі договору про надання послуги з підвищення ефективності комбінованого виробництва електричної та теплової енергії. У разі скасування придбання послуги з підвищення ефективності комбінованого виробництва електричної та теплової енергії для виробника НКРЕКП протягом 30 календарних днів, починаючи з дати такого скасування, розглядає питання щодо визнання таким, що втратило чинність, рішення про встановлення державної регульованої ціни на електричну енергію, затвердження інвестиційної складової виробнику.

 

9. Надання звітів та інформації щодо виконання інвестиційної програми, у тому числі заходів (робіт) з реконструкції та/або модернізації теплоелектроцентралі

9.1. Звіт щодо виконання інвестиційної програми виробника, у тому числі заходів (робіт) з реконструкції та/або модернізації теплоелектроцентралі, надається відповідно до вимог Порядку формування інвестиційних програм.

9.2. Виробник надає інформацію про фактичне виконання заходів (робіт) з реконструкції та/або модернізації теплоелектроцентралі згідно з додатком 2 до цієї Методики в електронній формі та на паперових носіях до центрального апарату НКРЕКП і територіального органу НКРЕКП у відповідному регіоні щокварталу не пізніше 28 числа місяця, наступного за звітним періодом (кварталом), та за підсумками року не пізніше 25 лютого року, наступного за звітним періодом (роком).

 

Директор Департаменту із

регулювання відносин у сфері енергетики                 А.Гудаченко

 

Додатки див. тут.

 

Офіційно опубліковано в газеті „Урядовий кур’єр”, 28.03.2019, № 60


 





   НКРЕКП

03057 м. Київ, вул. Смоленська, 19            тел. (044) 204-48-27;
E-mail: box@nerc.gov.ua

© 2016 Національна комісія, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг (НКРЕКП)