Постанова від 30.09.2015 № 2517 Про затвердження Методики визначення та розрахунку тарифів на послуги транспортування природного газу для точок входу і точок виходу на основі багаторічного стимулюючого регулю...

НАЦІОНАЛЬНА КОМІСІЯ, ЩО ЗДІЙСНЮЄ ДЕРЖАВНЕ РЕГУЛЮВАННЯ У СФЕРАХ ЕНЕРГЕТИКИ ТА КОМУНАЛЬНИХ ПОСЛУГ

ПОСТАНОВА

30.09.2015

м. Київ

N 2517

Зареєстровано в Міністерстві юстиції України
06 листопада 2015 р. за N 1388/27833

Про затвердження Методики визначення та розрахунку тарифів на послуги транспортування природного газу для точок входу і точок виходу на основі багаторічного стимулюючого регулювання

Із змінами і доповненнями, внесеними
 постановами Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг,
 від 26 листопада 2015 року N 2845,
від 30 жовтня 2018 року N 1280,
від 22 квітня 2019 року N 580,
від 11 жовтня 2019 року N 2107,
від 20 грудня 2019 року N 2899,
від 11 лютого 2020 року N 370,
від 8 червня 2023 року N 1021,
від 22 лютого 2024 року N 385,
від 24 вересня 2024 року N 1642,
від 5 серпня 2025 року N 1182,
від 11 листопада 2025 року N 1812,
від 30 грудня 2025 року N 2228,
від 21 квітня 2026 року N 575,
від 26 травня 2026 року N 793
(яка вводиться в дію з 1 червня 2026 року)

Відповідно до статті 4 Закону України "Про ринок природного газу" та абзацу п'ятого підпункту 5 пункту 4 Положення про Національну комісію, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг, затвердженого Указом Президента України від 10 вересня 2014 року N 715, Національна комісія, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг,

ПОСТАНОВЛЯЄ:

1. Затвердити Методику визначення та розрахунку тарифів на послуги транспортування природного газу для точок входу і точок виходу на основі багаторічного стимулюючого регулювання, що додається.

2. Департаменту із регулювання відносин у нафтогазовій сфері забезпечити подання цієї постанови на державну реєстрацію до Міністерства юстиції України.

3. Ця постанова набирає чинності з дня її офіційного опублікування.

Голова Комісії	Д. Вовк
ПОГОДЖЕНО:
Голова Державної регуляторної служби України	К. М. Ляпіна
Голова Антимонопольного комітету України	Ю. Терентьєв

ЗАТВЕРДЖЕНО
Постанова Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг
30 вересня 2015 року N 2517

Зареєстровано
в Міністерстві юстиції України
06 листопада 2015 р. за N 1388/27833

Методика
визначення та розрахунку тарифів на послуги транспортування природного газу для точок входу і точок виходу на основі багаторічного стимулюючого регулювання

(У тексті Методики слова "для споживачів України" замінено словами "для внутрішніх точок" згідно з постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг, від 30 жовтня 2018 року N 1280)

(У тексті Методики слова "пропускна потужність" у всіх відмінках замінено словом "потужність" у відповідних відмінках згідно з постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг, від 11 жовтня 2019 року N 2107)

(У тексті Методики формули 33 - 63 вважати відповідно формулами 31 - 61 згідно з постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг, від 21 квітня 2026 року N 575)

I. Загальні положення

1. Ця Методика розроблена відповідно до Законів України "Про природні монополії", "Про ринок природного газу", "Про ціни і ціноутворення", "Про трубопровідний транспорт" та "Про Національну комісію, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг".

(пункт 1 розділу І у редакції постанови Національної
 комісії, що здійснює державне регулювання у сферах
 енергетики та комунальних послуг, від 11.10.2019 р. N 2107)

2. Дія цієї Методики поширюється на суб'єктів господарювання (далі - газотранспортне підприємство, ліцензіат), які отримали або мають намір отримати ліцензію на провадження господарської діяльності з транспортування природного газу газотранспортною системою (далі - транспортування природного газу).

(пункт 2 розділу І у редакції постанови Національної
 комісії, що здійснює державне регулювання у сферах
 енергетики та комунальних послуг, від 11.10.2019 р. N 2107)

На період дії в Україні воєнного стану положення абзацу першого пункту 1 та абзаців першого - четвертого пункту 8 глави 2 та глави 4 розділу X цієї Методики при визначенні та розрахунку тарифів на послуги транспортування природного газу не застосовуються.

(пункт 2 розділу І доповнено абзацом другим згідно з постановою
 Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах
 енергетики та комунальних послуг, від 22.02.2024 р. N 385)

3. Ця Методика установлює механізм формування тарифів на послуги транспортування природного газу від точки (точок) входу до точки (точок) виходу та параметрів регулювання, що мають довгостроковий період дії для цілей стимулюючого регулювання та забезпечення:

отримання необхідного доходу та прибутку на регуляторну базу активів;

дотримання регуляторної бази активів та регуляторної норми доходу.

4. У цій Методиці терміни вживаються в таких значеннях:

амортизація - систематичний розподіл вартості регуляторної бази активів, що амортизується, протягом строку їх корисного використання (експлуатації) для здійснення діяльності з транспортування природного газу;

базовий рік - рік, що передує першому року регуляторного періоду;

використання системи для внутрішніх потреб - транспортування природного газу в межах газотранспортної системи для потреб ринку природного газу України;

(пункт 4 розділу І доповнено абзацом четвертим згідно з постановою
 Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах
 енергетики та комунальних послуг, від 22.02.2024 р. N 385)

використання системи для міжсистемних потреб - транспортування природного газу в межах газотранспортної системи для потреб ринків природного газу інших держав;

(пункт 4 розділу І доповнено абзацом п'ятим згідно з постановою
 Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах
 енергетики та комунальних послуг, від 22.02.2024 р. N 385,
у зв'язку з цим абзаци четвертий - двадцять четвертий
 вважати відповідно абзацами шостим - двадцять шостим)

виробничо-технологічні витрати та нормовані втрати природного газу (далі - виробничо-технологічні витрати, ВТВ) - витрати та втрати природного газу, пов'язані з технологічним процесом транспортування природного газу;

(абзац шостий пункту 4 розділу І у редакції постанови Національної комісії, що
здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг,
 від 30.10.2018 р. N 1280,
із змінами, внесеними згідно з постановою Національної комісії, що
 здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг,
 від 21.04.2026 р. N 575)

встановлення тарифів - затвердження (перегляд, уточнення, коригування) для ліцензіата тарифів, розрахованих відповідно до цієї Методики, згідно з рішенням, яке приймається на засіданні Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг;

довгострокові параметри регулювання - параметри регулювання необхідного доходу ліцензіата, що мають довгостроковий період дії, спрямовані на стимулювання ліцензіата до підвищення якості послуги транспортування природного газу, поступового скорочення неефективних витрат та збільшення інвестицій з метою сталого функціонування та розвитку;

загальний показник ефективності використання витрат на оплату праці - цільове галузеве завдання, спрямоване на стимулювання до ефективного використання витрат на оплату праці, збереження ключових та кваліфікованих спеціалістів, зростання продуктивності праці та підвищення мотивації персоналу, який відображає співвідношення темпів зростання середніх витрат на оплату праці працівників оператора газотранспортної системи категорії "керівники" та інших працівників оператора газотранспортної системи;

загальний показник ефективності для операційних контрольованих витрат - цільове галузеве завдання щодо щорічного скорочення операційних контрольованих витрат у відсотках;

загальний показник ефективності для обсягів ВТВ - цільове галузеве завдання щодо щорічного скорочення обсягів виробничо-технологічних витрат та нормованих втрат природного газу;

загальний показник ефективності для регуляторної бази активів - цільове галузеве завдання, спрямоване на збільшення інвестицій та стимулювання до ефективного використання компонентів прогнозованого необхідного доходу, визначених як прогнозовані джерела фінансування інвестиційних програм оператора газотранспортної системи, що визначається з урахуванням планованих джерел плану розвитку газотранспортної системи та результатів здійснених Регулятором заходів державного контролю;

(абзаци восьмий - десятий пункту 4 розділу І замінено п'ятьма новими абзацами згідно з
постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та
 комунальних послуг, від 21.04.2026 р. N 575,
у зв'язку з цим абзаци одинадцятий - двадцять сьомий
 вважати відповідно абзацами тринадцятим - двадцять дев'ятим)

кластер точок - однорідна група точок або група точок входу або виходу, розташованих поруч і які вважаються, відповідно, однією точкою входу або однією точкою виходу для цілей визначення тарифу;

(пункт 4 розділу І доповнено новим абзацом тринадцятим згідно з
 постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання
 у сферах енергетики та комунальних послуг, від 11.10.2019 р. N 2107,
у зв'язку з цим абзаци тринадцятий - двадцять п'ятий
 вважати відповідно абзацами чотирнадцятим - двадцять шостим)

коригування тарифів - встановлення тарифів на кожен рік регуляторного періоду на підставі розрахованого необхідного доходу з урахуванням фактичних даних за попередній рік;

необхідний дохід - дохід, що визначається на підставі параметрів регулювання, що мають довгостроковий період дії згідно з цією Методикою, та має забезпечувати здійснення діяльності з транспортування природного газу у кожному році регуляторного періоду;

однорідна група точок - група точок у газотранспортній системі: віртуальні та/або фізичні точки входу; точки входу на міждержавних з'єднаннях; віртуальні та/або фізичні точки виходу; точки виходу на міждержавних з'єднаннях; внутрішні точки входу (віртуальні та/або фізичні точки входу від суміжних газовидобувних підприємств, віртуальні точки входу з газорозподільних систем); фізичні точки входу з установки LNG; віртуальні та/або фізичні точки входу з газосховищ; віртуальні точки входу з митного складу газосховища чи групи газосховищ; внутрішні точки виходу (віртуальні та/або фізичні точки виходу до газорозподільних систем, віртуальні та/або фізичні точки виходу до суміжного газовидобувного підприємства, фізичні точки виходу до прямих споживачів); віртуальні та/або фізичні точки виходу до газосховища чи групи газосховищ; віртуальні точки виходу до митного складу газосховища чи групи газосховищ; віртуальна точка виходу для операцій оператора газотранспортної системи, пов'язаних із закупівлею оператором газотранспортної системи природного газу для власних потреб та виробничо-технологічних витрат;

(пункт 4 розділу І доповнено новим абзацом шістнадцятим згідно з
 постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання
 у сферах енергетики та комунальних послуг, від 11.10.2019 р. N 2107,
у зв'язку з цим абзаци шістнадцятий - двадцять шостим
 вважати відповідно абзацами сімнадцятим - двадцять сьомим,
абзац шістнадцятий пункту 4 розділу І із змінами, внесеними згідно з
 постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання
 у сферах енергетики та комунальних послуг, від 24.09.2024 р. N 1642)

операційні витрати - витрати, пов'язані з операційною діяльністю (транспортуванням природного газу) ліцензіата;

операційні контрольовані витрати - операційні витрати, розмір яких залежить від управлінських рішень ліцензіата;

операційні неконтрольовані витрати - операційні витрати, на які ліцензіат не має безпосереднього впливу (податки, збори, обов'язкові платежі, розмір яких установлюється відповідно до законодавства України);

перегляд тарифів - встановлення тарифів на підставі розрахованого необхідного доходу на наступний регуляторний період з урахуванням зміни довгострокових параметрів регулювання;

прогнозні значення (рівень) - значення величини (витрат, обсягів тощо), що враховуються при розрахунку тарифів на наступний рік до його початку;

регуляторний період - період часу між двома послідовними переглядами тарифів та змінами параметрів регулювання, що мають довгостроковий період дії, який становить 5 років, за винятком першого регуляторного періоду, який установлюється окремим рішенням НКРЕКП;

регуляторний рахунок - це обліковий запис, на який відносяться відхилення уточненого необхідного доходу за кожний рік регуляторного періоду;

(пункт 4 розділу І доповнено новим абзацом двадцять третім згідно з
 постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання
 у сферах енергетики та комунальних послуг, від 11.10.2019 р. N 2107,
у зв'язку з цим абзаци двадцять третій - двадцять сьомий
 вважати відповідно абзацами двадцять четвертим - двадцять восьмим)

тариф на послуги транспортування природного газу для точок входу і точок виходу (далі - тариф для точок входу, тариф для точок виходу) - виражена у грошовій формі вартість забезпечення у планованому періоді замовнику обсягу замовленої потужності, вираженої в 1000 м³ та/або в МВт·год до одиниці часу в точках входу в газотранспортну систему та точках виходу з газотранспортної системи;

(абзац двадцять четвертий пункту 4 розділу І із змінами, внесеними згідно
 з постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання
 у сферах енергетики та комунальних послуг, від 26.05.2026 р. N 793,
яка вводиться в дію з 01.06.2026 р.)

точка виходу з газотранспортної системи (точка виходу) - визначена точка у газотранспортній системі, в якій оператор газотранспортної системи доставляє природний газ, що знаходиться у газотранспортній системі, до іншої газотранспортної або газорозподільної системи, газосховища, установки LNG або споживача, приєднаного до газотранспортної системи, або до об'єкта, пов'язаного із видобутком природного газу;

точка входу до газотранспортної системи (точка входу) - визначена точка у газотранспортній системі, в якій природний газ надходить до газотранспортної системи від об'єктів, пов'язаних із видобутком природного газу, газосховища, установки LNG, а також від інших газотранспортних або газорозподільних систем;

уточнення тарифів - встановлення тарифів на кожен рік регуляторного періоду на підставі розрахованого необхідного доходу з урахуванням уточнених прогнозованих значень індексу споживчих цін, індексу цін виробників промислової продукції, індексу зростання номінальної середньомісячної заробітної плати, прогнозованої ціни закупівлі природного газу, прогнозованих обсягів потужності, прогнозованих джерел фінансування інвестиційної програми;

(абзац двадцять сьомий пункту 4 розділу І із змінами, внесеними згідно з
 постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання
 у сферах енергетики та комунальних послуг, від 24.09.2024 р. N 1642)

фактор створення вартості - це ключовий фактор, що визначає діяльність оператора газотранспортної системи, що пов'язаний з витратами цього оператора газотранспортної системи, такий як відстань чи потужність.

(абзац двадцять восьмий пункту 4 розділу І замінено двома абзацами
 згідно з постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання
 у сферах енергетики та комунальних послуг, від 22.02.2024 р. N 385,
у зв'язку з цим абзац двадцять восьмий вважати абзацом двадцять дев'ятим)

Інші терміни вживаються у значеннях, наведених у законах України "Про ринок природного газу", "Про природні монополії", Кодексі газотранспортної системи, затвердженому постановою НКРЕКП від 30 вересня 2015 року N 2493 (далі - Кодекс газотранспортної системи, Кодекс ГТС).

(абзац двадцять дев'ятий пункту 4 розділу І у редакції постанови
 Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики
 та комунальних послуг, від 21.04.2026 р. N 575)

5. Початок першого регуляторного періоду відповідає даті запровадження НКРЕКП стимулюючого регулювання.

6. Розрахунок прогнозованого необхідного доходу від здійснення діяльності з транспортування природного газу здійснюється щорічно до початку кожного року регуляторного періоду на цей та всі наступні роки цього регуляторного періоду з урахуванням:

1) встановлених НКРЕКП параметрів регулювання, що мають довгостроковий період дії:

регуляторної норми доходу для регуляторної бази активів, яка визначена на дату переходу до стимулюючого регулювання;

регуляторної норми доходу для частини регуляторної бази активів, яка створена після переходу до стимулюючого регулювання;

загального показника ефективності використання витрат на оплату праці;

загального показника ефективності для операційних контрольованих витрат;

загального показника ефективності для обсягів ВТВ;

загального показника ефективності для регуляторної бази активів.

Параметри регулювання, що мають довгостроковий період дії, можуть бути переглянуті впродовж регуляторного періоду.

У разі недосягнення загальних показників ефективності тривалість регуляторного періоду може бути переглянута.

За умови систематичного недосягнення загальних показників ефективності Регулятор може переглянути рішення про застосування стимулюючого регулювання до оператора газотранспортної системи.

(підпункт 1 пункту 6 розділу І із змінами, внесеними згідно з постановою Національної
 комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг,
 від 30.10.2018 р. N 1280,
у редакції постанови Національної комісії, що здійснює державне
 регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг, від 21.04.2026 р. N 575)

2) прогнозованих значень параметрів розрахунку необхідного доходу відповідно до прогнозу соціально-економічного розвитку України, основних макропоказників економічного і соціального розвитку України та основних напрямів бюджетної політики:

індексу споживчих цін;

індексу цін виробників промислової продукції;

індексу зростання номінальної середньомісячної заробітної плати.

У разі відсутності зазначених прогнозованих значень на дату встановлення тарифів до розрахунку приймаються їх фактичні значення за останні 12 місяців;

3) прогнозованої ціни закупівлі природного газу;

(пункт 6 розділу І доповнено новим підпунктом 3 згідно з
 постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання
 у сферах енергетики та комунальних послуг, від 24.09.2024 р. N 1642,
у зв'язку з цим підпункт 3 вважати підпунктом 4)

4) інвестиційної програми ліцензіата.

7. Протягом регуляторного періоду за фактичними даними може бути проведено коригування необхідного доходу, яке враховує:

(абзац перший пункту 7 розділу I у редакції постанови
 Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах
 енергетики та комунальних послуг, від 20.12.2019 р. N 2899)

фактичні значення індексу споживчих цін, індексу цін виробників промислової продукції, індексу зростання номінальної середньомісячної заробітної плати;

зміни в чинному законодавстві України в частині розміру ставок податків, зборів, обов'язкових платежів;

зміну обсягів замовлених потужностей;

дохід, отриманий від надання права користування потужністю з обмеженнями;

(пункт 7 розділу І доповнено новим абзацом п'ятим згідно з
 постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання
 у сферах енергетики та комунальних послуг, від 11.10.2019 р. N 2107)

аукціонні надбавки, отримані за результатами проведення процедури розподілу потужності в рамках аукціону;

(пункт 7 розділу І доповнено новим абзацом шостим згідно з
 постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання
 у сферах енергетики та комунальних послуг, від 11.10.2019 р. N 2107,
у зв'язку з цим абзац п'ятий вважати абзацом сьомим)

зобов'язання щодо витрат, пов'язаних із приєднанням, тощо.

8. За умов зміни прогнозованих значень параметрів розрахунку необхідного доходу може бути проведено уточнення необхідного доходу, яке враховує зміну:

прогнозу соціально-економічного розвитку України, основних макропоказників економічного і соціального розвитку України та основних напрямів бюджетної політики щодо прогнозованого індексу споживчих цін, прогнозованого індексу цін виробників промислової продукції, прогнозованого індексу зростання номінальної середньомісячної заробітної плати;

прогнозованої ціни закупівлі природного газу;

прогнозованих обсягів потужності;

прогнозованих джерел фінансування інвестиційної програми.

(розділ І доповнено пунктом 8 згідно з постановою
 Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах
 енергетики та комунальних послуг, від 24.09.2024 р. N 1642)

II. Визначення необхідного доходу від здійснення діяльності з транспортування природного газу

1. Прогнозований необхідний дохід від здійснення діяльності з транспортування природного газу на рік t розраховується на основі плати за потужність за формулою

(тис. грн),

(1)

(абзац другий пункту 1 розділу ІІ у редакції постанов
 Національної комісії, що здійснює державне регулювання
 у сферах енергетики та комунальних послуг, від 11.10.2019 р. N 2107,
від 20.12.2019 р. N 2899)

де:  - прогнозовані операційні контрольовані витрати з транспортування природного газу на рік t, примірний перелік яких наведено в додатку 1 до цієї Методики, тис. грн;

  - прогнозовані операційні неконтрольовані витрати з транспортування природного газу на рік t, примірний перелік яких наведено в додатку 2 до цієї Методики, тис. грн;

  - прогнозовані витрати ліцензіата, пов'язані із закупівлею природного газу, що використовується для забезпечення виробничо-технологічних витрат, нормованих втрат природного газу на рік t, тис. грн;

  - прогнозована амортизація на рік t, тис. грн;

абзац сьомий пункту 1 розділу ІІ виключено

(згідно з постановою Національної комісії, що
 здійснює державне регулювання у сферах  енергетики
 та комунальних послуг, від 11.10.2019 р. N 2107,
у зв'язку з цим абзаци восьмий та дев'ятий
 вважати відповідно абзацами сьомим та восьмим)

  - прогнозований прибуток на регуляторну базу активів на рік t після оподаткування, тис. грн;

 - прогнозований прибуток на робочий капітал на рік t після оподаткування, тис. грн;

(пункт 1 розділу ІІ доповнено новим абзацом восьмим згідно з
 постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання
 у сферах енергетики та комунальних послуг, від 11.10.2019 р. N 2107)

- коригування необхідного доходу у зв'язку з виявленням та підтвердженням порушень за результатами проведення планового та/або позапланового заходу державного нагляду (контролю) щодо дотримання суб'єктом господарювання вимог законодавства у нафтогазовій сфері та Ліцензійних умов провадження господарської діяльності з транспортування природного газу, затверджених постановою НКРЕКП від 16 лютого 2017 року N 201;

(пункт 1 розділу ІІ доповнено новим абзацом дев'ятим згідно з
 постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання
 у сферах енергетики та комунальних послуг, від 11.10.2019 р. N 2107)

абзац десятий пункту 1 розділу ІІ виключено

(пункт 1 розділу ІІ доповнено новим абзацом десятим згідно з
 постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання
 у сферах енергетики та комунальних послуг, від 11.10.2019 р. N 2107,
у зв'язку з цим абзац восьмий вважати абзацом одинадцятим,
абзац десятий пункту 1 розділу II виключено згідно з постановою
 Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах
 енергетики та комунальних послуг, від 20.12.2019 р. N 2899,
у зв'язку з цим абзац одинадцятий вважати абзацом десятим)

  - прогнозований податок на прибуток на рік t, тис. грн.

2. Прогнозовані операційні контрольовані витрати з транспортування природного газу розраховуються перед початком регуляторного періоду на кожний рік регуляторного періоду за формулою

(тис. грн),

(2)

(абзац другий пункту 2 розділу ІІ у редакції постанови
 Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах
 енергетики та комунальних послуг, від 24.09.2024 р. N 1642)

де - прогнозовані операційні контрольовані витрати у році t - 1, тис. грн;

- прогнозовані витрати на оплату праці у році t - 1, що визначаються відповідно до пункту 3 цього розділу, тис. грн;

- прогнозовані витрати на оплату праці у році t, що визначаються відповідно до пункту 3 цього розділу, тис. грн;

- прогнозований індекс цін виробників промислової продукції для року t, %;

ПЕ_з - встановлений НКРЕКП загальний показник ефективності для операційних контрольованих витрат, %.

Базові рівні операційних контрольованих витрат для першого регуляторного періоду (ОКВ_о) установлюються на рівні відповідних витрат, затверджених структурою тарифів на базовий рік.

Економія операційних контрольованих витрат використовується ліцензіатом відповідно до Методики визначення сум додатково отриманого або недоотриманого доходу від здійснення діяльності із транспортування природного газу для оператора газотранспортної системи, який перейшов на стимулююче регулювання, що є додатком до Порядку контролю за дотриманням ліцензіатами, що провадять діяльність у сферах енергетики та комунальних послуг, законодавства у відповідних сферах та ліцензійних умов, затвердженого постановою НКРЕКП від 14 червня 2018 року N 428.

(абзац дев'ятий пункту 2 розділі ІІ у редакції постанови Національної комісії, що здійснює
 державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг, від 11.11.2025 р. N 1812)

Базові рівні контрольованих операційних витрат на другий та наступні регуляторні періоди встановлюються з урахуванням частини економії контрольованих операційних витрат попереднього регуляторного періоду за формулою

(тис. грн),

(3)

де - прогнозовані операційні контрольовані витрати в останньому році попереднього регуляторного періоду, тис. грн;

ЕОКВ - економія операційних контрольованих витрат за попередній регуляторний період (за винятком останніх двох років), що розраховується за формулою

(тис. грн),

(4)

де - прогнозовані операційні контрольовані витрати у році t, тис. грн;

- фактичні операційні контрольовані витрати у році t, тис. грн;

k - кількість років у попередньому періоді регулювання.

(пункт 2 розділу ІІ у редакції постанови Національної комісії, що здійснює державне
 регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг, від 22.02.2024 р. N 385)

У разі очікування суттєвих відмінностей у технологічних режимах роботи газотранспортної системи в наступному регуляторному періоді, пов'язаних, зокрема, зі значним відхиленням прогнозованих обсягів потужності від обсягів, урахованих при формуванні тарифів на послуги транспортування природного газу на попередній регуляторний період, прогнозовані операційні контрольовані витрати у році t визначаються на рівні, необхідному для забезпечення безаварійної та безперебійної роботи газотранспортної системи.

(пункт 2 розділу ІІ доповнено абзацом вісімнадцятим згідно з
 постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання
 у сферах енергетики та комунальних послуг, від 24.09.2024 р. N 1642)

Такі прогнозовані операційні контрольовані витрати приймаються за базові рівні контрольованих операційних витрат на другий та наступні роки планованого регуляторного періоду.

(пункт 2 розділу ІІ доповнено абзацом дев'ятнадцятим згідно з
 постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання
 у сферах енергетики та комунальних послуг, від 24.09.2024 р. N 1642)

3. Визначення прогнозованих ВОП для року t здійснюється за формулою

(тис. грн),

(5)

(абзац другий пункту 3 розділу ІІ у редакції постанови
 Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах
 енергетики та комунальних послуг, від 24.09.2024 р. N 1642)

де - прогнозовані витрати на оплату праці на рік t, тис. грн;

прогнозовані витрати на оплату праці на рік t - 1, тис. грн;

- прогнозований індекс зростання номінальної середньомісячної заробітної плати в Україні для року t, визначається за формулою

(умовні одиниці),

(6)

де  - прогнозований індекс споживчих цін у середньому до попереднього року для року t, %;

- прогнозований індекс зростання номінальної середньомісячної заробітної плати працівників, скоригований на індекс споживчих цін (індекс зростання реальної середньомісячної заробітної плати) для року t, %.

(абзац п'ятий пункту 3 розділу ІІ замінено чотирма новими абзацами
 згідно з постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання
 у сферах енергетики та комунальних послуг, від 24.09.2024 р. N 1642,
у зв'язку з цим формули 6 - 48 вважати відповідно формулами 7 - 49)

Результативність використання витрат на оплату праці у році t оцінюється загальним показником ефективності використання витрат на оплату праці.

(пункт 3 розділу ІІ доповнено абзацом дев'ятим згідно з
 постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання
 у сферах енергетики та комунальних послуг, від 21.04.2026 р. N 575)

Фактичний показник ефективності використання витрат на оплату праці у році t визначається за формулою

(пункт 3 розділу ІІ доповнено абзацом десятим згідно з
 постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання
 у сферах енергетики та комунальних послуг, від 21.04.2026 р. N 575)

(умовні одиниці),

(7)

(пункт 3 розділу ІІ доповнено абзацом одинадцятим згідно з
 постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання
 у сферах енергетики та комунальних послуг, від 21.04.2026 р. N 575)

де - рівень середніх витрат на оплату праці працівників оператора газотранспортної системи категорії "керівники" у році t, грн на місяць;

(пункт 3 розділу ІІ доповнено абзацом дванадцятим згідно з
 постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання
 у сферах енергетики та комунальних послуг, від 21.04.2026 р. N 575)

- рівень середніх витрат на оплату праці працівників оператора газотранспортної системи категорії "керівники" у році t-1, грн на місяць;

(пункт 3 розділу ІІ доповнено абзацом тринадцятим згідно з
 постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання
 у сферах енергетики та комунальних послуг, від 21.04.2026 р. N 575)

- рівень середніх витрат на оплату праці працівників оператора газотранспортної системи, які не відносяться до категорії "керівники", у році t, грн на місяць;

(пункт 3 розділу ІІ доповнено абзацом чотирнадцятим згідно з
 постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання
 у сферах енергетики та комунальних послуг, від 21.04.2026 р. N 575)

- рівень середніх витрат на оплату праці працівників оператора газотранспортної системи, які не відносяться до категорії "керівники", у році t-1, грн на місяць.

(пункт 3 розділу ІІ доповнено абзацом п'ятнадцятим згідно з
 постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання
 у сферах енергетики та комунальних послуг, від 21.04.2026 р. N 575)

Загальний показник ефективності використання витрат на оплату праці, що встановлюється НКРЕКП, не може бути більшим 1.

(пункт 3 розділу ІІ доповнено абзацом шістнадцятим згідно з
 постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання
 у сферах енергетики та комунальних послуг, від 21.04.2026 р. N 575,
у зв'язку з цим формули 7 - 53 вважати відповідно формулами 8 - 54)

(пункт 3 розділу ІІ у редакції постанови Національної комісії, що здійснює державне
 регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг, від 22.02.2024 р. N 385)

4. До складу прогнозованих операційних неконтрольованих витрат мають бути включені тільки ті операційні неконтрольовані витрати, що безпосередньо пов'язані зі здійсненням ліцензованої діяльності з транспортування природного газу:

1) прогнозовані операційні неконтрольовані витрати з транспортування природного газу на рік t () визначаються за формулою

(тис. грн),

(8)

(абзац другий підпункту 1 пункту 4 розділу ІІ у редакції
 постанов Національної комісії, що здійснює державне регулювання
 у сферах енергетики та комунальних послуг, від 11.10.2019 р. N 2107,
від 22.02.2024 р. N 385)

де: Н^ВОП - фактичний рівень єдиного внеску на загальнообов'язкове державне соціальне страхування за останній звітний рік, що передує року t, у відносних одиницях;

(абзац третій підпункту 1 пункту 4 розділу ІІ із змінами, внесеними згідно з
 постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання
 у сферах енергетики та комунальних послуг, від 22.02.2024 р. N 385)

  - прогнозований індекс споживчих цін для року t, %;

абзац п'ятий підпункту 1 пункту 4 розділу ІІ виключено

(згідно з постановою Національної комісії, що
 здійснює державне регулювання у сферах  енергетики
 та комунальних послуг, від 11.10.2019 р. N 2107)

2) за базові рівні неконтрольованих операційних витрат для першого регуляторного періоду (ОНВ⁰) приймаються витрати, затверджені структурою тарифів на базовий рік;

3) Н^ВОП переглядається в разі зміни законодавчо встановленого рівня єдиного внеску на загальнообов'язкове державне соціальне страхування.

(абзац перший підпункту 3 пункту 4 розділу ІІ із змінами, внесеними
 згідно з постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання
 у сферах енергетики та комунальних послуг, від 22.02.2024 р. N 385)

При збільшенні (зменшенні) рівня операційних неконтрольованих витрат базовий рівень операційних неконтрольованих витрат переглядається.

Підставою для перегляду базового рівня операційних неконтрольованих витрат є зміни у чинному законодавстві України в частині розміру ставок податків, зборів, обов'язкових платежів.

5. Прогнозовані витрати ліцензіата, пов'язані із закупівлею природного газу, що використовується для забезпечення виробничо-технологічних витрат та нормованих втрат природного газу (), визначаються перед початком регуляторного періоду на рік t за формулою

(тис. грн),

(9)

де:  - прогнозовані обсяги виробничо-технологічних витрат та нормованих втрат природного газу на рік t 1000 м³, які визначаються з урахуванням фактичних обсягів виробничо-технологічних витрат та нормованих втрат природного газу за попередні періоди, загальних прогнозних обсягів транспортування у році t та загального показника ефективності для обсягів виробничо-технологічних витрат та нормованих втрат природного газу, встановленого НКРЕКП;

(абзаци другий - четвертий пункту 5 розділу ІІ замінено двома
 новими абзацами згідно з постановою Національної комісії, що здійснює
 державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг,
 від 11.10.2019 р. N 2107,
у зв'язку з цим абзаци п'ятий - дев'ятий вважати відповідно абзацами
 четвертим - восьмим, формули 9 - 44 вважати відповідно формулами 8 - 43)

 - прогнозована ціна закупівлі природного газу у році t, грн за 1000 м³;

(абзац четвертий пункту 5 розділу ІІ у редакції постанови
 Національної комісії, що здійснює державне регулювання
 у сферах енергетики та комунальних послуг, від 11.10.2019 р. N 2107)

абзац п'ятий пункту 5 розділу ІІ виключено

(згідно з постановою Національної комісії, що
 здійснює державне регулювання у сферах  енергетики
 та комунальних послуг, від 11.10.2019 р. N 2107,
у зв'язку з цим абзаци шостий - восьмий
 вважати відповідно абзацами п'ятим - сьомим)

Для першого регуляторного періоду показник ефективності для обсягів виробничо-технологічних витрат та нормованих втрат природного газу дорівнює 0.

(абзац п'ятий пункту 5 розділу ІІ у редакції постанови
 Національної комісії, що здійснює державне регулювання
 у сферах енергетики та комунальних послуг, від 11.10.2019 р. N 2107)

Прогнозовані обсяги виробничо-технологічних витрат та нормованих втрат природного газу визначаються перед початком регуляторного періоду як базові рівні обсягів виробничо-технологічних витрат та нормативних втрат природного газу () та не змінюються протягом регуляторного періоду.

За базові рівні обсягів виробничо-технологічних витрат та нормованих втрат природного газу () для першого регуляторного періоду приймаються питомі витрати, прийняті до розрахунку структури тарифів на базовий рік.

Економія витрат, пов'язаних із закупівлею природного газу, що використовується для забезпечення виробничо-технологічних витрат та нормованих втрат природного газу, використовується оператором газотранспортної системи за рішенням Регулятора у році, наступному за звітним роком/році, наступному після здійснення заходу контролю, для фінансування заходів з енергоефективності та/або для фінансування заходів, передбачених інвестиційною програмою, та/або для фінансування інших заходів, крім економії витрат, направленої відповідно до абзацу дев'ятого цього пункту.

(пункт 5 розділу ІІ доповнено абзацом дев'ятим згідно з
 постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання
 у сферах енергетики та комунальних послуг, від 21.04.2026 р. N 575)

У випадку якщо економія витрат, пов'язаних із закупівлею природного газу, що використовується для забезпечення виробничо-технологічних витрат та нормованих втрат природного газу, зумовлена зниженням ціни природного газу внаслідок укладання довгострокових договорів (більше 1 року) для покриття обсягів виробничо-технологічних витрат та нормованих втрат природного газу з власником природного газу, зокрема газодобувним підприємством, виробником біометану або інших видів газу з альтернативних джерел, оптовим продавцем, або внаслідок закупівлі короткострокових стандартизованих продуктів, яка здійснюється на товарних біржах, діяльність яких регулюється законом, що визначає правові умови створення та функціонування (діяльності) товарних бірж, та які відповідають вимогам Кодексу газотранспортної системи, така економія витрат використовується оператором газотранспортної системи за рішенням Регулятора у році, наступному за звітним роком/році, наступному після здійснення заходу контролю, для фінансування інших заходів в обсягах не більше 75 % від такої економії коштів, решта 25 % економії залишається у розпорядженні ліцензіата.

(пункт 5 розділу ІІ доповнено абзацом десятим згідно з
 постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання
 у сферах енергетики та комунальних послуг, від 21.04.2026 р. N 575)

6. Пункт 6 розділу ІІ виключено

(згідно з постановою Національної комісії, що
 здійснює  державне регулювання у сферах енергетики та
 комунальних послуг, від 11.10.2019 р. N 2107,
у зв'язку з цим пункти 7 - 16 вважати відповідно пунктами 6 - 15,
 формули 9 - 43 вважати відповідно формулами 8 - 42)

6. Амортизація у році t регуляторного періоду визначається відповідно до розділів IV та V цієї Методики, окремо на активи, що створені на дату переходу до стимулюючого регулювання, та активи, створені після переходу на стимулююче регулювання, активи, що були отримані ліцензіатами на безоплатній основі, та активи, що були створені за рахунок отримання плати за приєднання об'єктів газоспоживання (газопостачання) замовників до газопроводів газотранспортного підприємства, за формулою

(тис. грн),

(10)

де:  - річна амортизація на активи, що визначені на дату переходу до стимулюючого регулювання, тис. грн;

  - річна амортизація у році t на активи, що створені після переходу на стимулююче регулювання, відповідно до інвестиційної програми, тис. грн;

  - річна амортизація на активи, що були отримані ліцензіатами на безоплатній основі після переходу до стимулюючого регулювання, крім активів (будівлі адміністративного призначення, транспортні засоби, меблі, інвентар, програмне забезпечення та інші активи) відповідно до розділу IV цієї Методики, тис. грн;

  - річна амортизація на активи, що були створені за рахунок отримання плати за приєднання об'єктів газоспоживання (газопостачання) замовників до газопроводів газотранспортного підприємства, тис. грн;

1) при визначенні суми амортизації () у році t у відповідних складових враховується прогнозована сума амортизації активів, що будуть створені у році t в рамках реалізації інвестиційної програми, у тому числі за рахунок отримання плати за приєднання об'єктів газоспоживання (газопостачання) замовників до газопроводів газотранспортного підприємства, або будуть отримані ліцензіатами на безоплатній основі;

2) прогнозована річна амортизація на активи, отримані ліцензіатом на безоплатній основі, які створені після переходу на стимулююче регулювання, або активи, створені за рахунок плати за підключення за споживання газу ( та ) на рік t, розраховується на рівні фактичної амортизації за останні чотири звітні квартали.

(абзац перший підпункту 2 пункту 6 розділу ІІ із змінами, внесеними згідно з
 постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання
 у сферах енергетики та комунальних послуг, від 22.02.2024 р. N 385)

Прогнозована амортизація на ці активи у першому році першого періоду регулювання дорівнює 0.

Зазначена амортизація нараховується, починаючи з кварталу, наступного після кварталу, в якому планується введення відповідного активу в експлуатацію.

7. Розрахунок прибутку на регуляторну базу активів (П_t) здійснюється за формулою

(тис. грн),

(11)

де - регуляторна база активів, що створена на дату переходу до стимулюючого регулювання на початок року t, тис. грн;

- регуляторна база активів, що створена на дату переходу до стимулюючого регулювання на кінець року t, тис. грн;

^{- встановлена НКРЕКП регуляторна норма доходу на регуляторну базу активів, що створена на дату переходу до стимулюючого регулювання, у відносних одиницях;}

- регуляторна база активів, що створена після переходу до стимулюючого регулювання на початок року t, тис. грн;

- регуляторна база активів, що створена після переходу до стимулюючого регулювання на кінець року t, тис. грн;

РНД^нов - встановлена НКРЕКП регуляторна норма доходу на регуляторну базу активів, що створена після переходу до стимулюючого регулювання, у відносних одиницях;

- коефіцієнт, який характеризує досягнення загальних показників ефективності, встановлених Регулятором, умовні одиниці;

- коефіцієнт, який характеризує досягнення показників якості надання послуг транспортування природного газу, умовні одиниці.

Визначення коефіцієнта, який характеризує досягнення загальних показників ефективності, здійснюється за формулою

(умовні одиниці),

(12)

де - коефіцієнт, який характеризує досягнення загального показника ефективності для операційних контрольованих витрат, умовні одиниці;

- коефіцієнт, який характеризує досягнення загального показника ефективності для обсягів ВТВ, умовні одиниці;

- коефіцієнт, який характеризує досягнення загального показника ефективності використання витрат на оплату праці, умовні одиниці;

- коефіцієнт, який характеризує досягнення загального показника ефективності для регуляторної бази активів, умовні одиниці;

- коефіцієнт розподілу впливу досягнення загальних показників ефективності, умовні одиниці.

Коефіцієнт приймається в розмірі 0,7, якщо інше не встановлено НКРЕКП разом з параметрами регулювання, що мають довгостроковий термін дії, для цілей стимулюючого регулювання.

Коефіцієнт, який характеризує досягнення загальних показників ефективності, встановлених Регулятором, не може бути більшим 1,5.

Коефіцієнти, які характеризують досягнення загальних показників ефективності для операційних контрольованих витрат та для обсягів виробничо-технологічних витрат природного газу визначаються за формулою

(умовні одиниці),

(13)

де - відповідний, встановлений НКРЕКП, загальний показник ефективності для року t-1, умовні одиниці;

- відповідний фактичний показник ефективності для року t-1, умовні одиниці.

Коефіцієнт, який характеризує досягнення загального показника ефективності використання витрат на оплату праці, визначається за формулою

(умовні одиниці),

(14)

де - відповідний, встановлений НКРЕКП, загальний показник ефективності використання витрат на оплату праці для року t-1, умовні одиниці;

- відповідний фактичний показник ефективності використання витрат на оплату праці для року t-1, умовні одиниці.

Коефіцієнт, який характеризує досягнення загального показника ефективності для регуляторної бази активів, визначається за формулою

(умовні одиниці),

(15)

де - встановлений НКРЕКП загальний показник ефективності для регуляторної бази активів для року t-1, умовні одиниці;

- фактичний показник ефективності для регуляторної бази активів для року t-1, умовні одиниці.

Загальний показник ефективності для регуляторної бази активів, що встановлюється НКРЕКП, не може бути меншим 1.

Фактичний показник ефективності для регуляторної бази активів для року t-1 визначається за формулою

(умовні одиниці).

(16)

З метою визначення фактичного показника ефективності для регуляторної бази активів вартість регуляторної бази активів на кінець року t-1 визначається:

без урахування безоплатно отриманих активів у році t-1;

без урахування амортизації активів введених в експлуатацію в році t-1;

з урахуванням розміру авансових платежів, передбачених інвестиційною програмою, здійснених у році t-1;

з урахуванням розміру виконання за заходами інвестиційної програми, підтвердженого проміжними актами, у році t-1;

з урахуванням вартості активів (нових, капіталізованих), виконаних відповідно до постанови НКРЕКП від 17 березня 2022 року N 348 "Про врегулювання окремих питань забезпечення безпеки розподілу, транспортування та зберігання природного газу у період дії воєнного стану в Україні", та за умови відсутності компенсації цих витрат з інших джерел.

Розмір авансових платежів, передбачених інвестиційною програмою, та розмір виконання за заходами інвестиційної програми, підтверджений проміжними актами, не враховуються при визначенні фактичного показника ефективності для регуляторної бази активів, за умови їх врахування при визначенні фактичного показника ефективності для регуляторної бази активів у попередніх періодах.

З метою визначення фактичного показника ефективності для регуляторної бази активів враховується вплив вибуття з регуляторної бази активів об'єктів у результаті їх пошкодження, ліквідації, списання внаслідок воєнних дій.

Визначення коефіцієнта, який характеризує досягнення показників якості надання послуг транспортування природного газу, здійснюється за формулою

(умовні одиниці),

(17)

де - коефіцієнт, який характеризує досягнення показника якості надання послуг для безпеки газотранспортної системи, умовні одиниці;

- коефіцієнт, який характеризує досягнення показника якості надання послуг для надійності (безперебійності) транспортування природного газу, умовні одиниці;

- коефіцієнт, який характеризує досягнення показника якості надання послуг для комерційної якості обслуговування замовників послуг транспортування природного газу, умовні одиниці.

Якщо , то .

Коефіцієнт, який характеризує досягнення показника якості надання послуг для безпеки газотранспортної системи, визначається за формулою

(умовні одиниці),

(18)

де - довжина обстежених газопроводів у рамках візуального огляду у році t-1, км;

- довжина газопроводів, запланована для обслуговування у рамках візуального огляду у році t-1, відповідно до періодичності проведення візуальних оглядів лінійної частини магістральних газопроводів, встановленої Оператором ГТС, км;

- довжина обстежених газопроводів у рамках внутрішньотрубного діагностування у році t-1, км;

- довжина газопроводів, запланована для обстеження у рамках внутрішньотрубного діагностування у році t-1, відповідно до графіка проведення внутрішньотрубного діагностування лінійної частини магістральних газопроводів, встановленого Оператором ГТС, км.

Якщо		,	то		.
Якщо		,	то		.
Якщо		,	то		.

Коефіцієнт, який характеризує досягнення показника якості надання послуг для надійності (безперебійності) транспортування природного газу, визначається за формулою

(умовні одиниці),

(19)

де - кількість переривань розподіленої гарантованої потужності у точках входу/виходу на міждержавних з'єднаннях (крім випадків настання форс-мажорних обставин, проведення планових ремонтних робіт відповідно до розділу VII Кодексу ГТС та/або випадків запровадження обмежень згідно з Національним планом дій / Правилами про безпеку постачання природного газу) у році t-1, одиниць;

- кількість переривань (обмежень) транспортування природного газу у внутрішніх точках входу/виходу внаслідок аварійних ситуацій (крім випадків настання форс-мажорних обставин, пошкоджень у газових мережах інших суб'єктів ринку природного газу), а також проведення планових ремонтних робіт у випадках непопередження замовників про такі роботи відповідно до розділу VII Кодексу ГТС у році t-1, одиниць.

Якщо, < 0,7 то = 0,7.

Коефіцієнт, який характеризує досягнення показника якості надання послуг для комерційної якості обслуговування замовників послуг транспортування визначається за формулою

(умовні одиниці),

(20)

де - відсоток реномінацій, розглянутих Оператором ГТС протягом 2 годин від початку процедури розгляду реномінації обсягів транспортування природного газу для газової доби, від загальної кількості останніх поданих реномінацій у році t-1, %;

- відсоток торгових сповіщень, оброблених Оператором ГТС протягом встановленого Кодексом газотранспортної системи строку від загальної кількості останніх поданих торгових сповіщень у році t-1, %;

- відсоток письмових звернень замовників послуг транспортування та замовників приєднання, розглянутих Оператором ГТС протягом 30 календарних днів, від загальної кількості отриманих від замовників звернень у році t-1, %.

(пункт 7 розділу II із змінами, внесеними згідно з
 постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання
 у сферах енергетики та комунальних послуг, від 20.12.2019 р. N 2899,
у редакції постанови Національної комісії, що здійснює державне
 регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг, від 21.04.2026 р. N 575,
у зв'язку з цим формули 12 - 54 вважати відповідно формулами 21 - 63)

8. На початок першого регуляторного періоду регуляторна база активів, яка створена до переходу до стимулюючого регулювання, дорівнює регуляторній базі активів, яка створена на дату переходу до стимулюючого регулювання (  = РБА⁰).

9. Регуляторна база активів, яка створена на дату переходу до стимулюючого регулювання (РБА⁰), та регуляторна база активів, яка створена після переходу на стимулююче регулювання, визначаються відповідно до розділу V цієї Методики.

10. Регуляторна база активів, яка створена на дату переходу до стимулюючого регулювання, може бути одноразово переглянута при коригуванні необхідного доходу на суму вартості активів, які були створені на дату переходу до стимулюючого регулювання, відповідно до інвестиційної програми, у році, який передував року впровадження стимулюючого регулювання, але на дату переходу до стимулюючого регулювання були відсутні дані щодо їх фактичної вартості.

На початок першого року першого періоду регулювання регуляторна база активів, яка створена після переходу до стимулюючого регулювання (), дорівнює 0.

11. Регуляторна база активів, яка створена після переходу до стимулюючого регулювання, на початок кожного наступного року регуляторного періоду встановлюється на рівні регуляторної бази активів, яка створена після переходу до стимулюючого регулювання, на кінець попереднього року ().

12.   та  визначаються за формулами:

(тис. грн),

(21)

де:  - первісна вартість активів, створених у році t згідно з інвестиційною програмою, тис. грн;

  - вартість активів, які були списані протягом року t та створені після переходу до стимулюючого регулювання згідно з інвестиційною програмою, тис. грн;

(тис. грн).

(22)

13. Прогнозований прибуток на робочий капітал у році t розраховується за формулою

(тис. грн),

(23)

де - планований обсяг фінансування інвестиційної програми на рік t, за рахунок компонентів прогнозованого необхідного доходу, тис. грн.

Прогнозований прибуток на робочий капітал, за його наявності, є одним з обов'язкових джерел фінансування заходів інвестиційної програми оператора газотранспортної системи на рік t.

Прогнозований прибуток на робочий капітал може бути врахований при розрахунку тарифів на послуги транспортування природного газу через рік після року, у якому вперше Регулятором затверджено показник ефективності для регуляторної бази активів за умов:

дотримання загального показника ефективності для регуляторної бази активів для року t-1;

включення прогнозованого прибутку джерелом фінансування заходів інвестиційної програми на рік t у розмірі не менше прогнозованого прибутку на робочий капітал на цей рік.

Прогнозований прибуток на робочий капітал на рік t не може перевищувати розміру половини прогнозованої амортизації на рік t.

(розділ ІІ доповнено новим пунктом 13 згідно з
 постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання
 у сферах енергетики та комунальних послуг, від 11.10.2019 р. N 2107,
у зв'язку з цим пункти 13 - 15 вважати відповідно пунктами 14 - 16,
 формули 12 - 42 вважати відповідно формулами 13 - 43,
пункт 13 розділу II у редакції постанови Національної комісії, що
 здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг,
 від 21.04.2026 р. N 575)

14. Прогнозований податок на прибуток у році t розраховується за формулою

(тис. грн),

(24)

де НПП_t - ставка податку на прибуток підприємств у році t, установлена відповідно до Податкового кодексу України, у відносних одиницях.

(пункт 14 розділу ІІ із змінами, внесеними згідно з постановою Національної
 комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних
 послуг, від 11.10.2019 р. N 2107,
у редакції постанови Національної комісії, що здійснює державне
 регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг, від 21.04.2026 р. N 575)

15. Прогнозовані амортизація, прибуток на регуляторну базу активів, прибуток на робочий капітал та податок на прибуток розраховуються відповідно до пунктів 6 - 14 цього розділу з урахуванням прогнозованих значень амортизації, суми інвестицій, індексу споживчих цін тощо.

(абзац перший пункту 15 розділу ІІ у редакції постанови
 Національної комісії, що здійснює державне регулювання
 у сферах енергетики та комунальних послуг, від 11.10.2019 р. N 2107)

При цьому:

прогнозована амортизація на активи регуляторної бази активів, що були отримані ліцензіатами на безоплатній основі після переходу до стимулюючого регулювання, у році t розраховується на активи, отримані до року t-1 включно;

прогнозована амортизація на активи регуляторної бази активів, що були сформовані за рахунок отримання плати від приєднання об'єктів газоспоживання (газопостачання) замовників до газопроводів газотранспортного підприємства, у році t розраховується на активи, сформовані до року t-1 включно.

16. Пункт 16 розділу ІІ виключено

(пункт 16 із змінами, внесеними згідно з постановою
 Національної комісії, що здійснює державне регулювання
 у сферах енергетики та комунальних послуг, від 26.11.2015 р. N 2845,
виключено згідно з постановою Національної комісії, що
 здійснює державне регулювання у сферах енергетики
 та комунальних послуг, від 11.10.2019 р. N 2107,
у зв'язку із цим формули 18 - 43 вважати відповідно формулами 14 - 39)

III. Коригування та уточнення необхідного доходу від здійснення діяльності з транспортування природного газу на основі плати за потужність

(назва розділу ІІІ із змінами, внесеними згідно з постановою
 Національної комісії, що здійснює державне регулювання
 у сферах енергетики та комунальних послуг, від 24.09.2024 р. N 1642)

1. Відхилення необхідного доходу від здійснення діяльності з транспортування природного газу відноситься на регуляторний рахунок.

Оператором ГТС можуть бути створені окремі субрахунки регуляторного рахунку для точки (точок) та/або однорідної групи точок, та/або кластеру точок входу та/або точок виходу в/з газотранспортну(ої) систему(и). У такому випадку значення регуляторного рахунку дорівнює сумі значень усіх субрахунків регуляторного рахунку.

2. Коригування необхідного доходу від здійснення діяльності з транспортування природного газу на основі плати за потужність здійснюється за зверненням ліцензіата за формулою

(тис. грн),

(25)

де: - значення регуляторного рахунку або суми субрахунків регуляторного рахунку, тис. грн;

u - кількість років, протягом яких ураховується коригування необхідного доходу.

З метою уникнення перехресного субсидіювання, у разі якщо значення субрахунку певної точки (точок) та/або однорідної групи точок, та/або кластеру точок у значенні регуляторного рахунку перевищує 50 % значення регуляторного рахунку, значення субрахунку певної точки та/або однорідної групи точок, та/або кластеру точок може бути враховано виключно при розрахунку тарифу на послуги транспортування природного газу для відповідної точки та/або однорідної групи точок, та/або кластеру точок.

3. До складу регуляторного рахунку або субрахунку регуляторного рахунку точки (точок) та/або однорідної групи точок, та/або кластеру точок входу та/або виходу в/з газотранспортну(ої) систему(и) відносяться:

(абзац перший пункту 3 розділі ІІІ із змінами, внесеними згідно з
 постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання
 у сферах енергетики та комунальних послуг, від 11.11.2025 р. N 1812)

1) відхилення планованого необхідного доходу, врахованого при визначенні та розрахунку тарифів на послуги транспортування природного газу, від фактичного доходу ліцензіата від здійснення діяльності з транспортування природного газу, у тому числі за рахунок: застосування коефіцієнтів, які враховують період та сезон замовлення потужності; надання права користування потужністю з обмеженнями, у тому числі плата за зміну умов (обмежень) користування потужністю з обмеженнями; отримання доходу у вигляді аукціонної надбавки від проведення процедури розподілу потужності в рамках аукціону; підтримання тиску природного газу в  газотранспортній системі на заданому рівні відповідно до додатково укладених договорів;

(пункт 3 розділу ІІІ доповнено новим підпунктом 1 згідно з
постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання
у сферах енергетики та комунальних послуг, від 11.11.2025 р. N 1812,
у зв'язку з цим підпункти 1 - 6 вважати відповідно підпунктами 2 - 7)

2) різниця між прогнозованими/уточненими та коригованими компонентами необхідного доходу від здійснення діяльності з транспортування природного газу, зокрема:

(абзац перший підпункту 2 пункту 3 розділу ІІІ із змінами,
 внесеними згідно з постановою Національної комісії, що здійснює державне
 регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг, від 24.09.2024 р. N 1642)

витратами ліцензіата, пов'язаними із закупівлею природного газу, що використовується для забезпечення виробничо-технологічних витрат та нормованих втрат природного газу,

операційними контрольованими витратами з транспортування природного газу,

операційними неконтрольованими витратами з транспортування природного газу,

амортизацією, розрахованою відповідно до пункту 6 розділу II цієї Методики з урахуванням фактичних даних щодо активів, утворених до та після переходу до стимулюючого регулювання, активів, що були отримані ліцензіатами на безоплатній основі, та активів, що були створені за рахунок отримання плати від приєднання об'єктів газоспоживання (газопостачання) замовників до газопроводів газотранспортного підприємства,

прибутком на регуляторну базу активів, розрахованим відповідно до пункту 7 розділу II цієї Методики з урахуванням фактичних даних щодо активів, утворених до та після переходу до стимулюючого регулювання, вартості вибуття активів із регуляторної бази активів, яка сформована після переходу на стимулююче регулювання, тис. грн,

(абзац шостий підпункту 2 пункту 3 розділу ІІІ із змінами, внесеними гідно з
постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання
 у сферах енергетики та комунальних послуг, від 11.11.2025 р. N 1812)

прибутком на робочий капітал, розрахованим відповідно до пункту 13 розділу II цієї Методики з урахуванням фактичних даних суми інвестицій відповідно до затверджених інвестиційних програм,

абзац восьмий підпункту 2 пункту 3 розділу ІІІ виключено

(згідно з постановою Національної комісії, що здійснює державне
 регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг, від 11.11.2025 р. N 1812)

3) різниця між прогнозованим податком на прибуток та сплаченим податком на прибуток у частині здійснення ліцензованої діяльності з транспортування природного газу;

(пункт 3 розділу ІІІ доповнено новим підпунктом 3 згідно з
 постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання
 у сферах енергетики та комунальних послуг, від 24.09.2024 р. N 1642,
у зв'язку з цим підпункти 3 - 5 вважати відповідно підпунктами 4 - 6)

4) коригування необхідного доходу відповідно до зобов'язань щодо витрат, пов'язаних із приєднанням;

5) різниця між коригованою амортизацією та величиною річної амортизації, яка є джерелом фінансування заходів затвердженої інвестиційної програми оператора газотранспортної системи (далі - економія амортизаційних відрахувань).

Економія амортизаційних відрахувань відноситься до складу регуляторного рахунку або субрахунку регуляторного рахунку за весь регуляторний період за результатами передостаннього року регуляторного періоду.

(підпункти 5 - 7 пункту 3 розділу ІІІ замінено новим підпунктом 5
згідно з постановою Національної комісії, що здійснює державне
регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг,
від 11.11.2025 р. N 1812)

4. Кориговані витрати ліцензіата, пов'язані із закупівлею природного газу, що використовується для забезпечення виробничо-технологічних витрат та нормованих втрат природного газу, на рік q розраховуються за формулою

(абзац перший пункту 4 розділу ІІІ із змінами, внесеними згідно з
 постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання
 у сферах енергетики та комунальних послуг, від 24.09.2024 р. N 1642)

(тис. грн),

(26)

(абзац другий пункту 4 розділу ІІІ із змінами, внесеними згідно з
 постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання
 у сферах енергетики та комунальних послуг, від 24.09.2024 р. N 1642)

де: q - відповідний рік регуляторного періоду;

- прогнозовані обсяги виробничо-технологічних витрат та нормованих втрат природного газу на рік q, 1000 м³;

- оптова ціна природного газу на нерегульованому сегменті оптового ринку природного газу України за результатами моніторингу за рік q, грн за 1000 м³.

Визначення різниці між прогнозованими/уточненими та коригованими витратами ліцензіата, пов'язаними із закупівлею природного газу, що використовується для забезпечення виробничо-технологічних витрат та нормованих втрат природного газу, здійснюється з урахуванням відшкодування оператору газотранспортної системи ринкової вартості природного газу, але не вище розміру фактичних витрат, понесених ліцензіатом.

(пункт 4 розділу ІІІ доповнено абзацом шостим згідно з
 постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання
 у сферах енергетики та комунальних послуг, від 24.09.2024 р. N 1642)

5. Кориговані операційні контрольовані витрати з транспортування природного газу на рік q розраховуються за формулою

(тис. грн),

(27)

де  - прогнозовані операційні контрольовані витрати, кориговані для років другого та наступних регуляторних періодів з урахуванням базового рівня операційних контрольованих витрат (для першого періоду регулювання  = ОКВ₀), що розраховуються за формулою 3 з уточненням економії ОКВ^кор за формулою

(тис. грн),

(28)

де  - кориговані витрати на оплату праці у році q, що визначаються за формулою

(тис. грн),

(29)

де  -фактичний індекс зростання номінальної середньомісячної заробітної плати в Україні для року q, %;

- кориговані витрати на оплату праці у році q-1, що визначаються аналогічно до формули 19, тис. грн;

 - фактичний індекс цін виробників промислової продукції року q, %.

Визначення різниці між прогнозованими/уточненими та коригованими операційними контрольованими витратами з транспортування природного газу здійснюється з урахуванням відшкодування оператору газотранспортної системи зміни у часі середньомісячної заробітної плати та цін на товари/послуги у сфері промислового виробництва внаслідок інфляційних процесів, але не вище розміру фактичних операційних контрольованих витрат, понесених ліцензіатом.

(пункт 5 розділу III із змінами, внесеними згідно з постановою
 Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах
 енергетики та комунальних послуг, від 22.02.2024 р. N 385,
у редакції постанови Національної комісії, що здійснює
 державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг,
 від 24.09.2024 р. N 1642)

6. Кориговані операційні неконтрольовані витрати з транспортування природного газу на рік q розраховуються за формулою

(абзац перший пункту 6 розділу ІІІ із змінами, внесеними згідно з
 постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання
 у сферах енергетики та комунальних послуг, від 24.09.2024 р. N 1642)

(тис. грн),

(30)

(абзац другий пункту 6 розділу ІІІ у редакції постанови
 Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах
 енергетики та комунальних послуг, від 24.09.2024 р. N 1642)

де - фактичний рівень операційних неконтрольованих витрат у році q, тис. грн;

- фактичні витрати на оплату праці у році q, тис. грн;

- фактичний розмір єдиного внеску на загальнообов'язкове державне соціальне страхування у році q, у відносних одиницях.

(пункт 6 розділу III у редакції постанови Національної
 комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики
 та комунальних послуг, від 22.02.2024 р. N 385)

7. Пункт 7 розділу ІІІ виключено

(згідно з постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання
у сферах енергетики та комунальних послуг, від 11.11.2025 р. N 1812,
у зв'язку з цим пункти 8 та 9 вважати відповідно пунктами 7 та 8)

7. Коригування необхідного доходу відповідно до зобов'язань щодо витрат, пов'язаних із приєднанням, у році q визначається за формулою

(тис. грн),

(31)

де: - сума фактичних інвестицій у році q, пов'язана з приєднанням об'єктів газоспоживання (газопостачання) замовників до газопроводів газотранспортного підприємства, відповідно до інвестиційної програми, тис. грн без ПДВ;

 - сума отриманої у році q плати за приєднання об'єктів газоспоживання (газопостачання) замовників до газопроводів газотранспортного підприємства, тис. грн без ПДВ.

(розділ ІІІ із змінами, внесеними згідно з постановою
 Національної комісії, що здійснює державне регулювання
 у сферах енергетики та комунальних послуг, від 22.04.2019 р. N 580,
у редакції постанов Національної комісії, що
 здійснює державне регулювання у сферах енергетики
 та комунальних послуг, від 11.10.2019 р. N 2107,
у зв'язку із цим формули 26 - 39 вважати відповідно формулами 25 - 38,
від 20.12.2019 р. N 2899,
у зв'язку з цим формули 25 - 39
 вважати відповідно формулами 23 - 37)

8. Уточнення прогнозованого необхідного доходу здійснюється відповідно до пунктів 1 - 5 розділу II цієї Методики, ураховуючи зміну:

прогнозованого індексу споживчих цін для року t, % ();

прогнозованого індексу цін виробників промислової продукції для року t, % ();

прогнозованого індексу зростання номінальної середньомісячної заробітної плати в Україні для року t, % ();

прогнозованої ціни закупівлі природного газу у році t, грн за 1000 м³ ();

прогнозованих обсягів потужності  ;

прогнозованих джерел фінансування інвестиційної програми.

(розділ ІІІ доповнено пунктом 8 згідно з постановою
 Національної комісії, що здійснює державне регулювання
 у сферах енергетики та комунальних послуг, від 24.09.2024 р. N 1642)

IV. Визначення регуляторної бази активів, яка створена на дату переходу до стимулюючого регулювання

1. Регуляторна база активів ліцензіата, яка сформована на дату переходу до стимулюючого регулювання (РБА), визначається на підставі висновку про вартість активів, що є невід'ємною частиною звіту про оцінку таких активів, проведену відповідно до Методики оцінки активів суб'єктів природних монополій, суб'єктів господарювання на суміжних ринках у сфері комбінованого виробництва електричної та теплової енергії, затвердженої наказом Фонду державного майна України від 12 березня 2013 року N 293, зареєстрованої в Міністерстві юстиції України 29 березня 2013 року за N 522/23054 (далі - Методика оцінки активів), за умови отримання позитивного висновку рецензента, який працює в органі державної влади, що здійснює державне регулювання оціночної діяльності, щодо відповідності звіту про оцінку активів вимогам Методики оцінки та Національним стандартам оцінки, та визначається за такою формулою:

РБА = РБАів х Кдол

(тис. грн),

(32)

де: РБА - регуляторна база активів, визначена на підставі переоціненої вартості активів за результатами незалежної оцінки, проведеної згідно з Методикою оцінки, з урахуванням пункту 3 цього розділу, визначається за такою формулою:

РБА_ів - залишкова вартість заміщення активів за результатами витратного підходу, визначена на основі результатів здійсненої незалежної оцінки вартості активів станом на 30 червня 2014 року, тис. грн;

К_дол - коефіцієнт курсу, що відображає співвідношення офіційного курсу гривні до долара США, встановленого Національним банком України станом на дату встановлення тарифів до офіційного курсу гривні до долара США, встановленого Національним банком України станом на 30 червня 2014 року, визначається за такою формулою:

,

(33)

де: n - дата встановлення тарифів;

  - офіційний курс гривні до долара США, встановлений Національним банком України станом на дату встановлення тарифів (n);

  - офіційний курс гривні до долара США, встановлений Національним банком України станом на 30 червня 2014 року.

2. Якщо перехід до стимулюючого регулювання відбувся пізніше ніж через квартал після дати оцінки активів ліцензіата, регуляторна база активів, яка створена на дату переходу до стимулюючого регулювання (РБА⁰), визначається з урахуванням вартості активів, створених згідно з інвестиційною програмою і прийнятих на баланс, та з урахуванням вибуття активів та амортизації за формулою

(тис. грн),

(34)

де: І - первісна вартість активів, створених за період від дати оцінки активів до дати переходу до стимулюючого регулювання відповідно до інвестиційної програми, тис. грн;

ВА - вартість активів, обчислена відповідно до Методики оцінки вартості активів щодо активів, які були списані протягом періоду з дати оцінки активів на дату переходу до стимулюючого регулювання, тис. грн;

  - щорічна амортизація на активи, що були створені на дату переходу до стимулюючого регулювання під час періоду від дати оцінки активів до дати переходу до стимулюючого регулювання, розрахована відповідно до пункту 7 цього розділу, тис. грн;

А^нов - амортизація на активи, що були створені за період від дати оцінки активів до дати переходу до стимулюючого регулювання, розрахована відповідно до пунктів 4 та 5 розділу V цієї Методики, тис. грн.

3. До складу регуляторної бази активів, яка створена на дату переходу до стимулюючого регулювання, включаються активи, що безпосередньо використовуються для здійснення ліцензованої діяльності з транспортування природного газу.

Активи, що використовуються також в інших, крім транспортування природного газу, видах діяльності (адміністративні будівлі, програмне забезпечення, автотранспорт, системи зв'язку, офісна, комп'ютерна техніка тощо), належать до загальновиробничих. Загальновиробничі активи розподіляються пропорційно штатній чисельності персоналу, задіяного у відповідному виді діяльності. Базою розподілу загальновиробничих активів, що використовуються в транспортуванні природного газу, є штатна чисельність персоналу, задіяного у діяльності з транспортування природного газу.

4. Не включаються до складу регуляторної бази активів, яка створена на дату переходу до стимулюючого регулювання:

об'єкти соціально-культурного призначення;

об'єкти інших необоротних матеріальних активів, які не використовуються для надання послуг транспортування газу територією України;

об'єкти незавершених капітальних інвестицій;

довгострокові фінансові інвестиції;

довгострокові біологічні активи;

довгострокова дебіторська заборгованість;

відстрочені податкові активи;

інші необоротні активи;

витрати майбутніх періодів.

5. Не включаються до складу регуляторної бази активів:

частина активів, що перевищують встановлені обмеження, - будівлі адміністративного призначення площею понад 15 м² на одного працюючого в ній за штатним розписом;

активи, для яких встановлені обмеження, - легкові автомобілі, крім спеціалізованих, первісною вартістю понад 200 тис. грн за одиницю та легкові автомобілі, крім спеціалізованих, кількість яких перевищує 3 на 100 працівників.

6. Об'єкти незавершених капітальних інвестицій, вартість виконання робіт за якими була оплачена в межах виконання інвестиційної програми у році, що передував року впровадження стимулюючого регулювання, але при цьому не були включені до складу регуляторної бази активів, яка створена на дату переходу до стимулюючого регулювання, можуть бути включені до неї у році, наступному після року їх введення в експлуатацію.

Об'єкти незавершених капітальних інвестицій, вартість виконання робіт за якими була оплачена в межах виконання інвестиційної програми у роках, що передували року впровадження стимулюючого регулювання, можуть бути включені до складу регуляторної бази активів, яка створена на дату переходу до стимулюючого регулювання, у році, наступному після року їх введення в експлуатацію, з урахуванням висновку про вартість активів, що є невід'ємною частиною звіту про оцінку таких активів, проведену відповідно до Методики оцінки.

7. Річна амортизація на активи, які включені до складу регуляторної бази активів, що створена на дату переходу до стимулюючого регулювання (А^ст), розраховується за формулою

Аст =

РБА С

(тис. грн),

(35)

де: С - строк корисного використання активів, які включені до складу регуляторної бази активів, що створена на дату переходу до стимулюючого регулювання, років.

Оператор газотранспортної системи, враховуючи результати здійсненої незалежної оцінки вартості активів та на підставі довгострокових планів замовлення потужностей, щороку надає НКРЕКП розрахунки амортизації на активи, які включені до складу регуляторної бази активів, що створена на дату переходу до стимулюючого регулювання. У разі необхідності коригування строків корисного використання таких активів таке коригування та розрахунок амортизації підлягають обов'язковому узгодженню Оператором з власником цих активів та центральним органом виконавчої влади, що забезпечує формування та реалізацію державної політики в нафтогазовому комплексі.

8. Амортизація на активи, які включені до складу регуляторної бази активів на дату переходу до стимулюючого регулювання, нараховується щокварталу із застосуванням прямолінійного методу.

9. Після переходу на стимулююче регулювання у разі відчуження активів, що включені до складу регуляторної бази активів, яка створена на дату переходу до стимулюючого регулювання, регуляторна норма доходу на таку регуляторну базу та амортизація на суму вартості цих активів з дати їх відчуження не нараховуються.

V. Визначення регуляторної бази активів, яка створена після переходу до стимулюючого регулювання

1. До складу регуляторної бази активів, яка створена після переходу до стимулюючого регулювання, включаються активи, що були створені (придбані) відповідно до інвестиційної програми.

2. Об'єкти незавершених капітальних інвестицій, вартість виконання робіт за якими була оплачена в межах виконання інвестиційної програми у роках, наступних за роками після впровадження стимулюючого регулювання, можуть бути включені до складу регуляторної бази активів, яка створена після переходу до стимулюючого регулювання, у році, наступному після року їх введення в експлуатацію.

3. Не включаються до складу регуляторної бази активів, яка створена після переходу до стимулюючого регулювання, активи, що були створені за рахунок плати за приєднання об'єктів замовників до газопроводів, та активи, для яких пунктом 4 розділу IV цієї Методики встановлені обмеження.

4. Амортизація на активи, які включені до складу регуляторної бази активів, що створена після переходу до стимулюючого регулювання, нараховується із застосуванням прямолінійного методу щокварталу з урахуванням строків їх корисного використання згідно з додатком 3 до цієї Методики.

5. Нарахування амортизації на активи, які включені до складу регуляторної бази активів, що створена після переходу до стимулюючого регулювання, призупиняється на період виведення їх з експлуатації, що перевищує 3 місяці (з метою реконструкції, модернізації, добудови, дообладнання, консервації тощо), на підставі документів, які свідчать про виведення таких основних засобів з експлуатації. Нарахування амортизації відновлюється з місяця, наступного за місяцем введення в експлуатацію таких активів.

VI. Формування тарифів на послуги транспортування природного газу для точок входу і виходу в/з газотранспортну(ої) систему(и)

1. Тарифи на послуги транспортування природного газу для точок входу і точок виходу в/з газотранспортну(ої) систему(и) розраховуються для річної гарантованої потужності.

2. Тариф на послуги транспортування природного газу для g-тої точки або однорідної групи точок, або кластеру точок входу в газотранспортну систему визначається за формулою

(грн за 1000 м3 на добу),

(36)

де: - частина необхідного доходу, що має бути отримана від надання послуг транспортування в g-тій точці або однорідній групі точок, або кластері точок входу в газотранспортну систему, яка визначається за формулою

(тис. грн),

(37)

де: - коригування необхідного доходу від здійснення діяльності з транспортування природного газу, тис. грн;

 - вага g-тої точки входу або однорідної групи точок, або кластеру точок входу в газотранспортну систему, в умовних одиницях;

 - прогнозований обсяг потужності у g-тій точці входу або однорідній групі точок, або кластері точок входу в газотранспортну систему, 1000 м³ на добу;

k_ов- коефіцієнт розподілу операційних витрат газотранспортного підприємства для визначення тарифу на послуги транспортування природного газу для точок входу в газотранспортну систему України, в умовних одиницях.

Для визначення тарифу на послуги транспортування природного газу для точок входу в газотранспортну систему на перший регуляторний період k_ов приймається в розмірі 0,3. Для всіх наступних регуляторних періодів k_ов, як правило, приймається в розмірі 0,5, якщо інше не встановлено НКРЕКП разом з параметрами регулювання, що мають довгостроковий термін дії, для цілей стимулюючого регулювання.

З метою уникнення перехресного субсидіювання у випадку, визначеному абзацом п'ятим пункту 2 розділу III цієї Методики, тариф на послуги транспортування природного газу для g-тої точки або однорідної групи точок, або кластеру точок входу в газотранспортну систему розраховується за формулою

(грн за 1000 м3 на добу),

(38)

де  - частина необхідного доходу, що має бути отримана від надання послуг транспортування в g-тій точці або однорідній групі точок, або кластері точок входу в газотранспортну систему, визначається за формулою

(тис. грн);

(39)

- частина коригування необхідного доходу, що має бути отримана від надання послуг транспортування в g-тій точці або однорідній групі точок, або кластері точок входу в газотранспортну систему, визначається за формулою

(тис. грн),

(40)

(абзаци десятий, одинадцятий пункту 2 розділу VI замінено шістьма новими
 абзацами згідно з постановою Національної комісії, що здійснює державне
 регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг, від 24.09.2024 р. N 1642,
у зв'язку з цим абзаци дванадцятий - шістнадцятий вважати
 відповідно абзацами шістнадцятим - двадцятим,
 формули 31 - 49 вважати відповідно формулами 33 - 51)

де:  - частка g-тої точки входу або однорідної групи точок, або кластеру точок входу в газотранспортну систему з числа точок, відхилення необхідного доходу за якими обліковується на i-му субрахунку регуляторного рахунку, що розраховується за формулою

(умовні одиниці),

(41)

де: - сумарна вага точок входу або однорідних груп точок, або кластерів точок входу в газотранспортну систему, відхилення необхідного доходу за якими обліковується на i-му субрахунку регуляторного рахунку;

- сумарна вага точок виходу або однорідних груп точок, або кластерів точок виходу з газотранспортної системи, відхилення необхідного доходу за якими обліковується на i-му субрахунку регуляторного рахунку;

CP_i - значення i-го субрахунку регуляторного рахунку, тис. грн.

(пункт 2 розділу VI у редакції постанови Національної комісії,
 що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та
комунальних послуг, від 20.12.2019 р. N 2899)

3. Тариф на послуги транспортування природного газу для g-тої точки або однорідної групи точок, або кластеру точок виходу з газотранспортної системи розраховується за формулою

(грн за 1000 м3 на добу),

(42)

де: - частина необхідного доходу, що має бути отримана від надання послуг транспортування в g-тій точці або однорідній групі точок, або кластері точок виходу з газотранспортної системи, визначається за формулою

(тис. грн),

(43)

де: - вага g-тої точки або однорідної групи точок, або кластеру точок виходу з газотранспортної системи, в умовних одиницях;

 - прогнозований обсяг потужності у g-тій точці або однорідній групі точок, або кластері точок виходу з газотранспортної системи, 1000 м³ на добу.

З метою уникнення перехресного субсидіювання у випадку, визначеному абзацом п'ятим пункту 2 розділу III цієї Методики, тариф на послуги транспортування природного газу для g-тої точки або однорідної групи точок, або кластеру точок виходу з газотранспортної системи розраховується за формулою

(грн за 1000 м3 на добу),

(44)

де  - частина необхідного доходу, що має бути отримана від надання послуг транспортування в g-тій точці або однорідній групі точок, або кластері точок виходу з газотранспортної системи, визначається за формулою

(тис. грн);

(45)

- частина коригування необхідного доходу, що має бути отримана від надання послуг транспортування в g-тій точці або однорідній групі точок, або кластері точок виходу з газотранспортної системи, визначається за формулою

(тис. грн),

(46)

(абзаци сьомий, восьмий пункту 3 розділу VI замінено шістьма новими
 абзацами згідно з постановою Національної комісії, що здійснює державне
 регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг, від 24.09.2024 р. N 1642,
у зв'язку з цим абзаци дев'ятий - дванадцятий вважати
 відповідно абзацами тринадцятим - шістнадцятим,
 формули 37 - 51 вважати відповідно формулами 39 - 53)

де: - частка g-тої точки виходу або однорідної групи точок, або кластеру точок виходу з газотранспортної системи з числа точок, відхилення необхідного доходу за якими обліковується на i-му субрахунку регуляторного рахунку, що розраховується за формулою

(умовні одиниці),

(47)

де: - сумарна вага точок входу або однорідних груп точок, або кластерів точок входу в газотранспортну систему, відхилення необхідного доходу за якими обліковується на i-му субрахунку регуляторного рахунку;

- сумарна вага точок виходу або однорідних груп точок, або кластерів точок виходу з газотранспортної системи, відхилення необхідного доходу за якими обліковується на i-му субрахунку регуляторного рахунку.

(пункт 3 розділу VI у редакції постанови Національної комісії,
 що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та
комунальних послуг, від 20.12.2019 р. N 2899,
у зв'язку з цим формули 29 - 37
 вважати відповідно формулами 35 - 43)

4. Вага g-тої точки або однорідної групи точок, або кластеру точок входу в газотранспортну систему визначається за формулою

(умовні одиниці),

(48)

де:  - середньозважена відстань для g-тої точки або однорідної групи точок, або кластеру точок входу в газотранспортну систему.

5. Вага g-тої точки або однорідної групи точок, або кластеру точок виходу з газотранспортної системи визначається за формулою

(умовні одиниці),

(49)

де:  - середньозважена відстань для g-тої точки або однорідної групи точок, або кластеру точок виходу з газотранспортної системи.

6. Середньозважена відстань для g-тої точки або однорідної групи точок, або кластеру точок входу в газотранспортну систему визначається за формулою

(км),

(50)

де:  - відстань між визначеною точкою або однорідною групою точок, або кластером точок входу в газотранспортну систему та визначеною точкою або однорідною групою точок, або кластером точок виходу з газотранспортної системи, км.

7. Середньозважена відстань для g-тої точки або однорідної групи точок, або кластеру точок виходу з газотранспортної системи визначається за формулою

(км).

(51)

8. У випадку, визначеному абзацом п'ятим пункту 2 розділу III цієї Методики, для цілей розрахунку тарифів на послуги транспортування природного газу для визначення показників   та , що використовуються для визначення показників  та , значення  та  можуть бути прийняті на рівні фактичного обсягу транспортування природного газу за рік, що передує останньому року попереднього регуляторного періоду.

У такому випадку значення  та  застосовуються також як дільник до  та  для розрахунку тарифів на послуги транспортування природного газу для g-тої точки або однорідної групи точок, або кластеру точок входу та виходу в/з газотранспортну(ої) систему(и).

(розділ VІ доповнено новим пунктом 8 згідно з постановою
 Національної комісії, що здійснює державне регулювання
 у сферах енергетики та комунальних послуг, від 24.09.2024 р. N 1642,
у зв'язку з цим пункти 8 - 16 вважати відповідно пунктами 9 - 17)

9. При розрахунку тарифів на послуги транспортування природного газу точки входу або виходу в/з газотранспортну(ої) систему(и) можуть бути об'єднані в однорідні групи точок та/або кластери точок. Перелік точок, які входять до однорідної групи точок та/або кластеру точок, визначається ліцензіатом та може бути врахований НКРЕКП при встановленні тарифів на послуги транспортування природного газу для точок входу і виходу в/з газотранспортну(ої) систему(и).

10. Тарифи на послуги транспортування природного газу для точок входу та точок виходу в/з газотранспортну(ої) систему(и) на міждержавному з'єднанні встановлюються в доларах США або в іншій іноземній валюті за курсом Національного банку України на дату їх установлення НКРЕКП.

У випадку необхідності визначення тарифів на послуги транспортування природного газу для точок входу та точок виходу в/з газотранспортну(ої) систему(и) на міждержавному з'єднанні у МВт·год/добу без уточнення/коригування діючих тарифів на послуги транспортування природного газу для точок входу та точок виходу в/з газотранспортну(ої) систему(и) такий перерахунок здійснюється із застосуванням коефіцієнта, який відповідає значенню вищої теплоти згоряння, що дорівнює 10,64 кВт·год/куб. м.

(пункт 10 розділу VI доповнено абзацом другим згідно з постановою
 Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах
 енергетики та комунальних послуг, від 26.05.2026 р. N 793,
яка вводиться в дію з 01.06.2026 р.)

11. При замовленні послуг транспортування природного газу до тарифів на послуги транспортування природного газу для точок входу та виходу в/з газотранспортну(ої) систему(и) застосовуються коефіцієнти, які враховують період замовлення потужності (квартал, місяць, на добу наперед, протягом доби) та можуть ураховувати сезон замовлення потужності.

(абзац перший пункту 11 розділу VI із змінами, внесеними згідно з
 постановами Національної комісії, що здійснює державне регулювання
 у сферах енергетики та комунальних послуг, від 11.02.2020 р. N 370,
від 05.08.2025 р. N 1182)

Якщо сезон замовлення потужності не враховується, коефіцієнти, які враховують період замовлення потужності квартал та місяць, можуть приймати будь-яке значення від 1 до 1,5, а коефіцієнти, які враховують період замовлення потужності на добу наперед, протягом доби, - від 1 до 1,9.

(абзац другий пункту 11 розділу VI із змінами, внесеними згідно з
 постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання
 у сферах енергетики та комунальних послуг, від 11.02.2020 р. N 370)

Якщо сезон замовлення потужності враховується, то середні арифметичні значення за рік коефіцієнтів, які враховують період замовлення потужності (квартал, місяць, на добу наперед або протягом доби) та сезон замовлення потужності, мають бути в діапазоні, визначеному в абзаці другому цього пункту.

(абзац третій пункту 11 розділу VI із змінами, внесеними згідно з
 постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання
 у сферах енергетики та комунальних послуг, від 11.02.2020 р. N 370)

Коефіцієнти, які враховують період замовлення потужності (квартал, місяць, на добу наперед, протягом доби) та сезон замовлення потужності, розраховуються як добуток коефіцієнтів, які враховують період замовлення потужності (квартал, місяць, на добу наперед або протягом доби), та коефіцієнтів, які враховують сезон замовлення потужності.

(абзац четвертий пункту 11 розділу VI у редакції постанови
Національної комісії, що здійснює державне регулювання
 у сферах енергетики та комунальних послуг, від 11.02.2020 р. N 370)

Для різних точок або груп точок входу та виходу в/з газотранспортну(ої) систему(и) коефіцієнти, які враховують період та сезон замовлення потужності, можуть набувати різних значень.

Абзац шостий пункту 11 розділу VI виключено

(згідно з постановою Національної комісії, що здійснює державне
 регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг, від 05.08.2025 р. N 1182,
у зв'язку з цим абзац сьомий вважати абзацом шостим)

При замовленні потужності на річний період коефіцієнти дорівнюють 1.

12. Оператор газотранспортної системи надає НКРЕКП обґрунтування застосування коефіцієнтів, які враховують період замовлення потужності (квартал, місяць, на добу наперед або протягом доби), та може надавати розрахунок коефіцієнтів, які враховують сезон замовлення потужності.

При цьому коефіцієнти, які враховують сезон замовлення потужності у точках міждержавного з'єднання, розраховуються послідовними кроками, передбаченими статтею 15 Регламенту (ЄС) 2017/460 від 16 березня 2017 року, яким затверджується мережевий кодекс гармонізованих структур тарифів на послуги транспортування газу (далі - Регламент (ЄС) 2017/460).

(пункт 12 розділу VI із змінами, внесеними згідно з
 постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання
 у сферах енергетики та комунальних послуг, від 11.02.2020 р. N 370,
у редакції постанови Національної комісії, що здійснює державне
 регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг, від 22.02.2024 р. N 385)

13. НКРЕКП затверджує коефіцієнти, які враховують період замовлення потужності та можуть ураховувати сезон замовлення потужності, або корегує їх з метою дотримання Оператором прогнозованого необхідного доходу на регуляторний період. У випадку якщо НКРЕКП не затверджено коефіцієнти, визначені у пункті 10 цього розділу, їх величина дорівнює 1. У випадку незатвердження коефіцієнта, який ураховує період замовлення потужності протягом доби, такий коефіцієнт приймається на рівні в 1,1 раза більшим за затверджений коефіцієнт, який ураховує період замовлення потужності на добу наперед.

(пункт 13 розділу VI із змінами, внесеними згідно з
 постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання
 у сферах енергетики та комунальних послуг, від 11.02.2020 р. N 370)

14. У разі замовлення потужності на термін більше одного регуляторного періоду тариф для такого замовлення на наступний регуляторний період переглядається на загальних підставах відповідно до цієї Методики.

15. У випадку застосування понижуючого коефіцієнта для точок входу та виходу в/з газосховищ прогнозований необхідний дохід, попередньо визначений для таких точок, повинен бути перерозподілений на всі точки входу та виходу в/з газотранспортну(ої) систему(и) пропорційно до попередньо розподіленого на них необхідного доходу.

(розділ VI із змінами, внесеними згідно з постановами
 Національної комісії, що здійснює державне регулювання
 у сферах енергетики та комунальних послуг, від 26.11.2015 р. N 2845,
від 30.10.2018 р. N 1280,
від 22.04.2019 р. N 580,
у редакції постанови Національної комісії, що здійснює
 державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг,
 від 11.10.2019 р. N 2107,
у зв'язку із цим формули 36 - 38 вважати відповідно формулами 35 - 37)

16. Встановлення тарифів на послуги транспортування природного газу для точок входу і точок виходу в/з газотранспортну(ої) систему(и) на міждержавному з'єднанні нижче рівня, що відображає економічні витрати ліцензіата, можливе лише з метою приведення цих тарифів до конкурентного рівня з урахуванням рівня тарифів альтернативних маршрутів транспортування газу, рівня альтернативних витрат та економічної доцільності замовників послуг транспортування газу, інших чинників. У такому випадку витрати, ураховані при розрахунку тарифу на послуги транспортування природного газу, не можуть бути нижчі рівня, який покриває граничні витрати ліцензіата на надання послуг транспортування природного газу.

(розділ VI доповнено пунктом 16 згідно з постановою
 Національної комісії, що здійснює державне регулювання у
 сферах енергетики та комунальних послуг, від 20.12.2019 р. N 2899)

17. У випадку створення можливості здійснювати транспортування природного газу через певну точку входу та/або виходу та за умови відсутності встановленого у регуляторному періоді тарифу на послуги транспортування природного газу для такої точки входу та/або виходу або створення нового типу точок входу та/або виходу в/з газотранспортну(ої) систему(и) НКРЕКП за зверненням ліцензіата може встановити тарифи на послуги транспортування природного газу для таких точок без уточнення/коригування діючих тарифів на послуги транспортування природного газу.

У такому випадку НКРЕКП встановлює тариф на послуги транспортування природного газу:

1) для точки входу на міждержавному з'єднанні - на рівні діючого тарифу на послуги транспортування природного газу для точки входу в газотранспортну систему із відповідної країни (у випадку наявності декількох точок входу в газотранспортну систему із відповідної країни - на рівні найбільшого значення);

2) для точки виходу на міждержавному з'єднанні - на рівні діючого тарифу на послуги транспортування природного газу для точки виходу з газотранспортної системи до відповідної країни (у випадку наявності декількох точок виходу з газотранспортної системи до відповідної країни - на рівні найбільшого значення);

3) для інших точок входу та виходу - на рівні діючого тарифу на послуги транспортування природного газу для відповідних типів точок / однорідних груп точок входу/виходу в/з газотранспортну(ої) систему(и).

Дохід, отриманий від надання права користування потужністю у точках, для яких встановлено тариф на послуги транспортування природного газу відповідно до положень цього пункту, відноситься на регуляторний рахунок.

(розділ VI доповнено пунктом 17 згідно з постановою
 Національної комісії, що здійснює державне регулювання у
 сферах енергетики та комунальних послуг, від 08.06.2023 р. N 1021)

VII. Визначення та затвердження коефіцієнтів для потужності з обмеженнями до тарифів на послуги транспортування природного газу для точок входу і виходу в/з газотранспортну(ої) систему(и)

1. З метою визначення коефіцієнтів для потужності з обмеженнями Оператор подає до НКРЕКП розрахунки таких коефіцієнтів. Розрахунки подаються виключно по тих точках міждержавного з'єднання, щодо яких із оператором суміжної газотранспортної системи підписано угоди про взаємодію, проводиться процес перевірки відповідності номінацій/реномінацій відповідно до угод про взаємодію та існує оперативний балансовий рахунок, а також можливий двосторонній потік газу (фізичний та/або віртуальний).

Умови та обмеження використання потужності в таких точках входу і виходу визначаються Кодексом газотранспортної системи, затвердженого постановою НКРЕКП від 30 вересня 2015 року N 2493 (далі - Кодекс газотранспортної системи).

(абзац другий пункту 1 розділу VII із змінами, внесеними згідно з
постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання
 у сферах енергетики та комунальних послуг, від 11.10.2019 р. N 2107)

2. Знижувальні коефіцієнти для потужності з обмеженнями до тарифів на послуги транспортування природного газу для точок входу і точок виходу в/з газотранспортну(ої) систему(и) на міждержавних з'єднаннях розраховуються за формулами

(абзац перший пункту 2 розділу VII із змінами, внесеними
 згідно з постановою Національної комісії, що здійснює державне
 регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг,
від 30.12.2025 р. N 2228)

	(умовні одиниці), (52),
	(умовні одиниці), (53),

(абзаци другий та третій пункту 2 розділу VII із змінами, внесеними
 згідно з постановою Національної комісії, що здійснює державне
 регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг,
 від 11.10.2019 р. N 2107)

де:  - знижувальний коефіцієнт для потужності з обмеженнями для точок входу, на яких пропонується потужність з обмеженнями, в умовних одиницях;

- знижувальний коефіцієнт для потужності з обмеженнями для g-ї точки виходу, на якій пропонується потужність з обмеженнями, в умовних одиницях;

N - кількість маршрутів між точками входу та точками виходу, на яких пропонується потужність з обмеженнями;

K_g - кількість маршрутів до g-ї точки виходу, на якій пропонується потужність з обмеженнями, від точок входу, на яких пропонується потужність з обмеженнями;

Cⁱ- вартість транспортування природного газу для і-того маршруту між точками входу та точками виходу, на яких пропонується потужність з обмеженнями, що розраховується за формулою

(грн за 1000 м3),

(54)

(абзац дев'ятий пункту 2 розділу VII у редакції постанови
 Національної комісії, що здійснює державне регулювання
 у сферах енергетики та комунальних послуг, від 11.10.2019 р. N 2107)

де: Distance_i - протяжність найкоротшого і-того маршруту між точками входу та точками виходу, на яких пропонується потужність з обмеженнями, км;

T_n - питомий тариф на транспортування природного газу, що розраховується за формулою

(пункт 2 розділу VII доповнено новим абзацом одинадцятим згідно з
постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання
 у сферах енергетики та комунальних послуг, від 11.10.2019 р. N 2107)

(грн за 1000 м3 на км),

(55)

(пункт 2 розділу VII доповнено новим абзацом дванадцятим згідно з
постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання
 у сферах енергетики та комунальних послуг, від 11.10.2019 р. N 2107)

де СВg - середньозважена відстань для g-ї точки або однорідної групи точок, або кластеру точок, км;

(пункт 2 розділу VII доповнено новим абзацом тринадцятим згідно з
постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання
 у сферах енергетики та комунальних послуг, від 11.10.2019 р. N 2107)

Ng - прогнозований обсяг потужності у g-й точці або однорідній групі точок, або кластері точок 1000 м³ на добу.

(пункт 2 розділу VII доповнено новим абзацом чотирнадцятим згідно з
постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання
 у сферах енергетики та комунальних послуг, від 11.10.2019 р. N 2107,
у зв'язку з цим абзац одинадцятий вважати абзацом п'ятнадцятим)

Вартість транспортування між транскордонними точками входу та точками виходу, які можуть використовуватися для реалізації права користування потужністю з обмеженнями, не повинна перевищувати вартість транспортування між такими точками альтернативними маршрутами в обхід газотранспортної системи України, яка розраховується на основі тарифів відповідних операторів газотранспортних систем, чинних на момент подачі Оператором розрахунків коефіцієнтів для потужності з обмеженнями до НКРЕКП, крім випадку наявності у суміжних операторів газотранспортних систем спільного прямого з'єднання.

При перегляді тарифів вартість транспортування природного газу між транскордонними точками входу та точками виходу, які можуть використовуватися для реалізації права користування потужністю з обмеженнями, у першому кварталі першого року наступного регуляторного періоду, не повинна перевищувати вартість транспортування між такими точками в останньому році попереднього регуляторного періоду.

(пункт 2 розділу VII доповнено абзацом шістнадцятим згідно з
 постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання
 у сферах енергетики та комунальних послуг, від 24.09.2024 р. N 1642)

При уточненні/коригуванні тарифів у поточному регуляторному періоді вартість транспортування природного газу між транскордонними точками входу та точками виходу, які можуть використовуватися для реалізації права користування потужністю з обмеженнями, у першому кварталі року на який уточнюються/коригуються тарифи, не повинна перевищувати вартість транспортування між такими точками, що діяла в останньому кварталі попереднього року.

(пункт 2 розділу VII доповнено абзацом сімнадцятим згідно з
 постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання
 у сферах енергетики та комунальних послуг, від 24.09.2024 р. N 1642)

3. Знижувальні коефіцієнти для потужності з обмеженнями для постачання видобутого природного газу можуть приймати значення від 0 до 0,5.

Оператор газотранспортної системи надає НКРЕКП розрахунки та обґрунтування застосування таких коефіцієнтів.

(розділі VII доповнено новим пунктом 3 згідно з постановою
 Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах
 енергетики та комунальних послуг, від 30.12.2025 р. N 2228,
у зв'язку з цим пункт 3 вважати пунктом 4)

4. НКРЕКП затверджує коефіцієнти або корегує їх з метою дотримання оператором прогнозованого необхідного доходу на регуляторний період. У випадку якщо НКРЕКП не затверджено коефіцієнти, визначені у цьому розділі, їх величина дорівнює 1.

(розділ VII у редакції постанови Національної комісії, що здійснює
 державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг,
від 22.04.2019 р. N 580)

VIII. Визначення ціни аукціону

1. У разі проведення процедури розподілу потужності в рамках аукціону відповідно до вимог розділу XIX Кодексу газотранспортної системи ціна аукціону визначається за формулою

(у. о. за 1000 м3 на добу),

(56)

де - стартова ціна аукціону, що дорівнює тарифу на послуги транспортування природного газу, встановленому НКРЕКП по точці входу або виходу на міждержавних з'єднаннях;

Кр,і - коефіцієнт, що враховує період та може враховувати сезон замовлення потужності, в умовних одиницях;

АН - аукціонна надбавка у разі наявності.

2. Ціна аукціону визначається у валюті, у якій Регулятором встановлено тариф на послуги транспортування природного газу у відповідній точці входу або виходу в/з газотранспортну(ої) систему(и) на міждержавних з'єднаннях.

(Методику доповнено новим розділом VIII згідно з 
постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання
 у сферах енергетики та комунальних послуг, від 11.10.2019 р. N 2107,
у зв'язку із цим розділи VIII - IX вважати відповідно розділами IX - X)

IX. Окремі положення про розрахунок тарифів

1. Розмір податку на додану вартість, встановлений Податковим кодексом України, при розрахунку тарифів не враховується, а додається до нього.

2. Тарифи для точок входу та точок виходу з ПСГ можуть встановлюватися з коефіцієнтом від 0 до 0,5, який застосовується до тарифів, визначених відповідно до розділу VI цієї Методики.

3. Тимчасові тарифи на послуги транспортування природного газу для точок входу і точок виходу, передбачені пунктом 5 частини сьомої статті 4 Закону України "Про ринок природного газу", встановлюються відповідно до положень цієї Методики у разі, якщо оператор газотранспортної системи вчасно не надав розрахунки відповідних тарифів для їх встановлення.

X. Процедура встановлення та перегляду тарифів на послуги транспортування природного газу для точок входу і точок виходу

1. Вимоги до оформлення заяви та документів, що додаються до неї

1. Для перегляду тарифів ліцензіат подає до НКРЕКП заяву за встановленою формою (додаток 4) і такі документи у друкованій та електронній формах в 1 примірнику:

1) загальну характеристику заявника та динаміку розвитку основних техніко-виробничих показників за останні 5 років (додаток 5);

2) розрахунок прогнозованого необхідного доходу ліцензіата для провадження ліцензованої діяльності з транспортування природного газу на кожен рік регуляторного періоду (додаток 6), у тому числі розрахунок операційних контрольованих витрат з транспортування природного газу на кожний рік регуляторного періоду (додаток 7), розрахунок фонду оплати праці ліцензіата з транспортування природного газу на кожний рік регуляторного періоду (додаток 8), розрахунок операційних неконтрольованих витрат з транспортування природного газу на кожний рік регуляторного періоду (додаток 9), розрахунок витрат, пов'язаних із виробничо-технологічними витратами, нормованими втратами природного газу, ліцензіата з транспортування природного газу на кожний рік регуляторного періоду (додаток 10), розрахунок прибутку на регуляторну базу активів, що використовуються при провадженні діяльності з транспортування природного газу (додаток 11) та прогнозованої амортизації (додатки 12 - 15);

3) джерела фінансування інвестиційної програми на кожен рік регуляторного періоду відповідно до Інвестиційної програми ліцензіата, затвердженої НКРЕКП (додаток 16);

4) розрахунок обсягів замовленої потужності транспортування природного газу відповідно до договорів в розрізі категорій споживачів (додаток 17);

(підпункт 4 пункту 1 глави 1 розділу X згідно з постановою
 Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах
 енергетики та комунальних послуг, від 26.11.2015 р. N 2845)

5) розрахунок прогнозованого необхідного доходу від здійснення діяльності з транспортування природного газу (додаток 18);

(підпункт 5 пункту 1 глави 1 розділу X у редакції
 постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання
 у сферах енергетики та комунальних послуг, від 11.10.2019 р. N 2107)

6) розрахунок тарифів для точок або однорідної групи точок, або кластеру точок входу та виходу в/з газотранспортну(ої) систему(и) (додаток 19);

(підпункт 6 пункту 1 глави 1 розділу X у редакції
 постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання
 у сферах енергетики та комунальних послуг, від 11.10.2019 р. N 2107)

7) інформація щодо динаміки фактичних та граничних обсягів виробничо-технологічних витрат та нормованих втрат природного газу за 5 останніх років (додаток 20);

8) консультаційний документ, обґрунтування застосування коефіцієнтів, які враховують період замовлення потужності, та, у разі необхідності, розрахунок коефіцієнтів, які враховують сезон замовлення потужності.

Консультаційний документ, який включає інформацію, передбачену пунктом 1 статті 26 Регламенту (ЄС) 2017/460 (далі - Консультаційний документ), готується ліцензіатом українською і англійською мовами згідно з формою, розміщеною на вебсайті Агентства з питань співробітництва енергетичних регуляторів.

Обґрунтування коефіцієнтів, які враховують період замовлення потужності, та, у разі необхідності, розрахунок коефіцієнтів, які враховують сезон замовлення потужності, що включає вимоги, передбачені статтею 28(3) Регламенту (ЄС) 2017/460, готується українською і англійською мовами.

(пункт 1 глави 1 розділу X доповнено новим підпунктом 8 згідно з
 постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання
у сферах енергетики та комунальних послуг, від 22.02.2024 р. N 385,
у зв'язку з цим абзац дев'ятий вважати абзацом дванадцятим)

Крім того, на запит НКРЕКП ліцензіат має надавати форми статистичної звітності НКРЕКП (НКРЕ), форми фінансової звітності, податкову декларацію про оподаткування податком на прибуток підприємства (з додатками), звіт з праці (форма 1-ПВ) за видами діяльності та категоріями працюючих, копію договору на постачання природного газу для виробничо-технологічних потреб, укладеного між ліцензіатом та власником газу.

2. Для встановлення тарифу при переході на стимулююче регулювання ліцензіат подає до НКРЕКП заяву, документи, визначені у пункті 1 цього розділу, та додатково копії таких документів в 1 примірнику:

1) звіту про незалежну оцінку активів, проведену відповідно до Методики оцінки активів;

2) рецензії звіту про незалежну оцінку активів, зробленої рецензентами, які працюють в органі державної влади, який здійснює державне регулювання оціночної діяльності;

3) порядку розподілу активів, витрат та доходів між видами господарської діяльності і наказу про його затвердження та/або наказу про облікову політику

та у друкованій та електронній формах в 1 примірнику:

1) розрахунок регуляторної бази активів, яка сформована на дату переходу до стимулюючого регулювання, з урахуванням пунктів 2 та 3 розділу IV цієї Методики;

2) розрахунок базових рівнів операційних контрольованих витрат та операційних неконтрольованих витрат;

3) динаміку обсягів замовлених потужностей та розрахунок прогнозованого обсягу замовлених потужностей за видами замовлених потужностей на кожен рік регуляторного періоду;

4) план заходів із забезпечення підвищення достовірності даних для здійснення моніторингу якості послуг.

3. Для уточнення тарифу ліцензіат подає до НКРЕКП заяву та документи, визначені у пункті 1 цього розділу, у друкованій та електронній формах в 1 примірнику з уточненням прогнозованих даних на рік регуляторного періоду, на який встановлюються тарифи.

Уточнення тарифів здійснюється у разі зміни уточненого необхідного доходу більш ніж на 5 % від рівня необхідного доходу, розрахованого при перегляді тарифів, у тому числі внаслідок зміни прогнозованих обсягів потужності.

(пункт 3 глави 1 розділу X доповнено абзацом другим згідно з
 постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання
у сферах енергетики та комунальних послуг, від 22.02.2024 р. N 385)

4. Для коригування тарифів ліцензіат подає до НКРЕКП заяву за встановленою формою (додаток 4) та такі документи у друкованій та електронній формах в 1 примірнику:

1) розрахунок уточненого необхідного доходу для здійснення діяльності з транспортування природного газу за попередній рік, у тому числі розрахунок фактичної амортизації відповідно до пункту 2 розділу III цієї Методики;

2) розрахунок корегування необхідного доходу з транспортування природного газу у зв'язку зі зміною обсягів замовлених потужностей за видами замовлених потужностей, передбачений при розрахунку відповідного тарифу (додатки 20 та 21).

(підпункт 2 пункту 4 глави 1 розділу X у редакції
 постанови Національної комісії, що здійснює державне регулювання
 у сферах енергетики та комунальних послуг, від 11.10.2019 р. N 2107)

5. Абзац перший пункту 5 глави 1 розділу X виключено

(згідно з  постановою Національної комісії, що здійснює державне
 регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг, від 22.02.2024 р. N 385,
у зв'язку з цим абзаци другий - сьомий вважати відповідно абзацами першим - шостим)

До подання документів ліцензіат оприлюднює на своєму веб-сайті обґрунтування щодо необхідності встановлення тарифів на послуги транспортування для точок входу та виходу в/з газотранспортну(ої) систему(и) або змін до них, яке повинно містити інформацію щодо:

1) параметрів, що використовуються в розрахунках тарифу, які пов'язані з технічними характеристиками газотранспортної системи:

технічна потужність у точках входу та виходу та відповідні прогнози;

прогнозована замовлена потужність у точках входу та виходу та відповідні припущення;

додаткова технічна інформація про газотранспортну систему, зокрема потужність компресорних станцій;

2) плану розвитку газотранспортної системи на наступні 10 років, оформленого з дотриманням вимог Кодексу газотранспортної системи.

(главу 1 розділу X доповнено новим пунктом 5 згідно з
 постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання
у сферах енергетики та комунальних послуг, від 11.10.2019 р. N 2107,
у зв'язку з цим пункти 5 - 9 вважати відповідно пунктами 6 - 10)

6. НКРЕКП може запросити у ліцензіата письмові обґрунтування наданих матеріалів та/або будь-яку іншу додаткову інформацію та документи, необхідні для розгляду заяви та доданих до неї документів.

Ліцензіат має надати всі необхідні матеріали протягом 7 календарних днів від дати отримання письмового запиту від НКРЕКП.

7. Ліцензіат зобов'язаний обґрунтовано розподілити витрати між ліцензованим та іншими видами господарської діяльності.

8. Усі документи, що надаються ліцензіатом до НКРЕКП відповідно до вимог цієї Методики у друкованій формі, мають бути підписані керівником, а копії документів - завірені в установленому законодавством порядку.

9. Усі числові значення в розрахунках мають бути наведені з округленням до двох знаків після коми, окрім тарифів на послуги транспортування природного газу для точок входу та точок виходу в/з газотранспортну(ої) систему(и), виражених у МВт·год до одиниці часу, які мають бути наведені з округленням до чотирьох знаків після коми.

(пункт 9 глави 1 розділу X із змінами, внесеними згідно з постановою
 Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах
 енергетики та комунальних послуг, від 26.05.2026 р. N 793,
яка вводиться в дію з 01.06.2026 р.)

10. Відповідальним за достовірність даних, наданих у документах, є ліцензіат.

2. Порядок та строки розгляду заяви

1. Заява на перегляд тарифу та додані до неї відповідно до пунктів 1 та 2 глави 1 цього розділу документи подаються до НКРЕКП до 01 листопада року t-2.

На період дії в Україні воєнного стану заява на перегляд тарифу та додані до неї відповідно до пунктів 1 та 2 глави 1 цього розділу документи подаються до НКРЕКП не пізніше ніж до 01 жовтня року, що передує року, на який буде встановлюватися тариф.

(пункт 1 глави 2 розділу X у редакції постанови
Національної комісії, що здійснює державне регулювання
у сферах енергетики та комунальних послуг, від 22.02.2024 р. N 385)

2. Заява на уточнення тарифу та додані до неї відповідно до пункту 3 глави 1 цього розділу документи подаються до НКРЕКП до 01 листопада року, що передує року, на який буде встановлюватися тариф.

3. Заява на коригування тарифу та додані до неї відповідно до пункту 4 глави 1 цього розділу документи подаються до НКРЕКП до 01 травня року, в якому буде здійснюватися коригування тарифу.

4. Пункт 4 глави 2 розділу X виключено

(згідно з постановою Національної комісії, що
 здійснює державне регулювання у сферах енергетики
 та комунальних послуг, від 20.12.2019 р. N 2899,
у зв'язку з цим пункти 5 - 12
 вважати відповідно пунктами 4 - 11)

4. Якщо сума коригування необхідного доходу менша, ніж 5 %, вона за рішенням НКРЕКП може враховуватися при черговому встановленні тарифу.

5. У разі якщо заява або додані до неї документи містять помилки, ліцензіат має усунути їх протягом 7 календарних днів після отримання письмового повідомлення НКРЕКП.

У разі якщо після виправлення помилок заява та додані до неї документи не відповідають вимогам пунктів 1 - 9 глави 1 цього розділу або якщо ліцензіат не виправляє помилки у встановлений строк, НКРЕКП може письмово повідомити про відмову у розгляді заяви ліцензіата.

6. У разі якщо заява та додані документи не подані у встановлені пунктами 1 - 3 цієї глави строки, НКРЕКП може самостійно здійснювати розрахунки, що необхідні для встановлення тарифу (крім встановлення тарифу при переході на стимулююче регулювання).

7. Після розгляду заяви ліцензіата та доданих до неї документів, оформлених відповідно до вимог, визначених пунктами 1 - 9 глави 1 цього розділу, та надання ліцензіатом усіх додаткових матеріалів НКРЕКП визначає дату розгляду питання, про що письмово повідомляє ліцензіату.

8. При перегляді тарифів НКРЕКП схвалює проєкт рішення НКРЕКП про встановлення тарифів до 15 грудня року t - 2 та протягом 3 робочих днів надсилає копію проєкту рішення ліцензіату для проведення консультацій згідно з главою 4 цього розділу.

НКРЕКП приймає рішення щодо встановлення тарифів:

при перегляді - до 31 травня року, що передує року, на який встановлюються тарифи,

при уточненні - до 31 грудня року, що передує року, на який встановлюються тарифи.

На період дії в Україні воєнного стану НКРЕКП приймає рішення щодо встановлення тарифів (перегляд та уточнення) не пізніше ніж до 31 грудня року, що передує року, на який встановлюються тарифи.

(пункт 8 глави 2 розділу X у редакції постанови
Національної комісії, що здійснює державне регулювання
у сферах енергетики та комунальних послуг, від 22.02.2024 р. N 385)

9. Питання щодо встановлення тарифів розглядаються на засіданні НКРЕКП, яке проводиться у формі відкритих слухань (далі - засідання).

10. Під час засідання не оголошується інформація, що є конфіденційною для ліцензіата, відповідно до законодавства.

11. Копія рішення про встановлення тарифів надсилається ліцензіату рекомендованим листом протягом 3 робочих днів після відповідного оформлення рішення.

3. Підстави для встановлення тарифів за ініціативою НКРЕКП

1. НКРЕКП може встановлювати тарифи у випадку, передбаченому пунктом 6 глави 2 цього розділу. При цьому необхідний дохід ліцензіата за рішенням НКРЕКП може бути зменшений на суму до 2 % від розрахованого відповідно до цієї Методики.

(пункт 1 глави 3 розділу X із змінами, внесеними згідно з
 постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання
у сферах енергетики та комунальних послуг, від 22.02.2024 р. N 385)

2. НКРЕКП за власною ініціативою, у тому числі за зверненням ліцензіата, може коригувати тариф у таких випадках:

1) прийняття НКРЕКП рішень щодо порушення Ліцензійних умов у частині виявлення фактів недотримання вимог при формуванні реєстру активів для проведення незалежної оцінки та визначення регуляторної бази активів, невиконання інвестиційної програми, надання ліцензіатом недостовірних даних, помилок при розрахунку необхідного доходу для здійснення відповідного виду ліцензованої діяльності;

2) при збільшенні/зменшенні замовленої потужності транспортування природного газу більше ніж на 5 %;

3) невиконання / часткового виконання заходів інвестиційних програм, що фінансуються за рахунок компонентів прогнозованого необхідного доходу;

(пункт 2 глави 3 розділу X доповнено новим підпунктом 3 згідно з
 постановою Національної, комісії, що здійснює державне регулювання
 у сферах енергетики та комунальних послуг, від 21.04.2026 р. N 575,
у зв'язку з цим підпункти 3 - 5 вважати відповідно підпунктами 4 - 6)

4) отримання ліцензіатом доходу від надання права користування потужністю з обмеженнями;

(пункт 2 глави 3 розділу X доповнено новим підпунктом 4 згідно з
 постановою Національної, комісії, що здійснює державне регулювання
 у сферах енергетики та комунальних послуг, від 22.04.2019 р. N 580,
у зв'язку з цим підпункт 4 вважати підпунктом 5)

5) отримання ліцензіатом доходу за результатами проведення процедури розподілу потужності в рамках аукціону;

(пункт 2 глави 3 розділу X доповнено новим підпунктом 5 згідно з
 постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання
у сферах енергетики та комунальних послуг, від 11.10.2019 р. N 2107,
у зв'язку з цим підпункт 5 вважати підпунктом 6)

6) у випадках, передбачених Законом України "Про ринок природного газу".

4. Особливості проведення ліцензіатом відкритого обговорення (відкритого слухання) питання щодо необхідності встановлення тарифів на послуги транспортування природного газу для точок входу і точок виходу

1. При перегляді тарифів на послуги транспортування природного газу ліцензіат з урахуванням вимог Регламенту (ЄС) 2017/460 проводить консультації в порядку, передбаченому цією главою.

2. Ліцензіат протягом 10 робочих днів після отримання від НКРЕКП схваленого проєкту рішення НКРЕКП про встановлення тарифів у разі необхідності коригує Консультаційний документ з урахуванням схваленого НКРЕКП проєкту рішення та оприлюднює його на власному веб-сайті з метою отримання зауважень та пропозицій від усіх заінтересованих осіб разом із інформаційним повідомленням, яке містить:

дату, до якої приймаються зауваження та пропозиції (не менше 2-х місяців з дня оприлюднення інформаційного повідомлення);

формат надання пропозицій та зауважень до Консультаційного документа та проєкту рішення НКРЕКП;

поштову адресу та адресу електронної пошти, на які надсилаються зауваження та пропозиції;

прізвище, власне ім'я та контактний телефон відповідальної контактної особи ліцензіата.

3. Протягом одного місяця від дня, до якого приймаються зауваження та пропозиції, ліцензіат за результатами їх розгляду оприлюднює отримані зауваження та пропозиції від заінтересованих осіб та свій висновок щодо їх урахування/відхилення. Висновок за результатами розгляду зауважень та пропозицій готується українською та англійською мовами.

4. У разі необхідності ліцензіат може проводити узгоджувальні наради за участю осіб, які подали зауваження та пропозиції, та інших заінтересованих сторін, за результатами яких складається протокол.

5. Протягом 3 робочих днів після оприлюднення Консультаційного документа ліцензіат направляє Консультаційний документ до Ради регуляторних органів Енергетичного Співтовариства.

6. Протягом 5 робочих днів від дня публікації висновку Ради регуляторних органів Енергетичного Співтовариства щодо Консультаційного документа ліцензіат надає до НКРЕКП:

Консультаційний документ;

зауваження та пропозиції до Консультаційного документа та проєкту рішення НКРЕКП про встановлення тарифів від заінтересованих осіб та свій висновок щодо їх урахування/відхилення;

висновок Ради регуляторних органів Енергетичного Співтовариства, у тому числі перекладений українською мовою;

у разі необхідності уточнення проєкту розрахунку тарифів за результатами розгляду зауважень та пропозицій до Консультаційного документа та висновку Ради регуляторних органів Енергетичного Співтовариства - уточнені документи відповідно до пункту 1 глави 1 цього розділу.

7. Після отримання документів, передбачених пунктом 6 цієї глави, НКРЕКП проводить відкрите обговорення проєкту рішення з питання щодо встановлення тарифів на послуги транспортування природного газу відповідно до 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 N 866. При цьому у разі наявності спірних питань на відкритих обговореннях можуть бути розглянуті зауваження та пропозиції до Консультаційного документа та проєкту рішення НКРЕКП, отримані від заінтересованих осіб та/або Ради регуляторних органів Енергетичного Співтовариства під час проведення ліцензіатом консультацій.

8. При уточненні тарифів на послуги транспортування природного газу ліцензіат оприлюднює скоригований Консультаційний документ на власному веб-сайті. При цьому додаткові консультації із заінтересованими сторонами та Радою регуляторних органів Енергетичного Співтовариства відповідно до пунктів 2 - 5 цієї глави не здійснюються.

(розділ X доповнено главою 4 згідно з постановою
Національної комісії, що здійснює державне регулювання
у сферах енергетики та комунальних послуг, від 22.02.2024 р. N 385)

5. Оцінка розподілу витрат

1. Оцінка розподілу витрат базується виключно на прогнозованій потужності та відстані, як факторах створення вартості.

Оцінка розподілу витрат вказує ступінь перехресного субсидіювання між використанням системи для внутрішніх потреб та для міжсистемних потреб на основі цієї Методики.

2. Індекс порівняння розподілу витрат визначається за формулою

(%),

(57)

де Ratio^intra - співвідношення використання потужності для внутрішніх потреб, 1000 грн за тис. м³ на добу·км;

Ratio^cross - співвідношення використання потужності для міжсистемних потреб, 1000 грн за тис. м³ на добу·км.

3. Співвідношення використання потужності для внутрішніх потреб визначається за формулою

(тис. грн за 1000 м3 на добу·км),

(58)

де Revenue^intra - прогнозований необхідний дохід від здійснення діяльності з транспортування природного газу, який отримується від використання системи для внутрішніх потреб на всіх точках входу та всіх точках виходу;

Driver^intra - фактор створення вартості, що пов'язаний з використанням системи для внутрішніх потреб, 1000 м³ на добу·км.

4. Фактор створення вартості, що пов'язаний з використанням системи для внутрішніх потреб визначається за формулою

(1000 м3 на добу·км),

(59)

де  - прогнозований обсяг потужності, що пов'язаний з використанням системи для внутрішніх потреб, у g-тій точці входу або однорідній групі точок, або кластері точок входу в газотранспортну систему, 1000 м³ на добу;

- прогнозований обсяг потужності, що пов'язаний з використанням системи для внутрішніх потреб, у g-тій точці виходу або однорідній групі точок, або кластері точок виходу з газотранспортної системи, 1000 м³ на добу.

5. Співвідношення використання потужності для міжсистемних потреб визначається за формулою

(тис. грн за 1000 м3 на добу·км),

(60)

де Revenue^cross - прогнозований необхідний дохід від здійснення діяльності з транспортування природного газу, який отримується від використання системи для міжсистемних потреб на всіх точках входу та всіх точках виходу;

Driver^cross - фактор створення вартості, що пов'язаний з використанням системи для міжсистемних потреб, 1000 м³ на добу·км.

6. Фактор створення вартості, що пов'язаний з використанням системи для міжсистемних потреб визначається за формулою

(1000 м3 на добу·км),

(61)

де  - прогнозований обсяг потужності, що пов'язаний з використанням системи для міжсистемних потреб, у g-тій точці входу або однорідній групі точок, або кластері точок входу в газотранспортну систему, 1000 м³ на добу;

- прогнозований обсяг потужності, що пов'язаний з використанням системи для міжсистемних потреб, у g-тій точці виходу або однорідній групі точок, або кластері точок виходу з газотранспортної системи, 1000 м³ на добу.

7. Прогнозований необхідний дохід від здійснення діяльності з транспортування природного газу, який отримується від використання системи для внутрішніх потреб, визначається таким чином:

прогнозований обсяг потужності, що пов'язаний з використанням системи для міжсистемних потреб, на всіх точках входу вважається таким, що дорівнює прогнозованому обсягу потужності, що пов'язаний з використанням системи для міжсистемних потреб, на всіх точках виходу;

прогнозований обсяг потужності, визначений в абзаці другому цього пункту, використовується для розрахунку доходу від здійснення діяльності з транспортування природного газу, який має бути отриманий від використання системи для міжсистемних потреб в усіх точках входу;

різниця між загальним прогнозованим необхідним доходом від здійснення діяльності з транспортування природного газу, який отримується у точках входу, та значенням, що отримується відповідно до абзацу третього цього пункту, дорівнює прогнозованому необхідному доходу від здійснення діяльності з транспортування природного газу, який отримується від використання системи для внутрішніх потреб на точках входу.

8. Якщо індекс порівняння розподілу витрат, зазначений у пункті 2 цієї глави, перевищує 10 відсотків, оператор газотранспортної системи при підготовці Консультаційного документа надає до НКРЕКП пояснення щодо такого результату.

(розділ X доповнено главою 5 згідно з постановою
Національної комісії, що здійснює державне регулювання
у сферах енергетики та комунальних послуг, від 22.02.2024 р. N 385)

XI. Порядок встановлення тарифів на послуги транспортування природного газу у разі зміни ліцензіата

1. Перший рік після зміни ліцензіата вважається першим роком наступного регуляторного періоду. Встановлення тарифів на послуги транспортування природного газу відбувається відповідно до цієї Методики із використанням показників попередніх регуляторних періодів до того часу, як стане можливим використання інформації про нового ліцензіата.

(пункт 1 розділу XI із змінами, внесеними згідно з постановою
 Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах
 енергетики та комунальних послуг, від 20.12.2019 р. N 2899)

2. Суб'єкт господарювання, який має намір отримати ліцензію на провадження господарської діяльності з транспортування природного газу газотранспортною системою (далі - здобувач ліцензії), забезпечує подання до НКРЕКП документів для встановлення тарифів на послуги транспортування природного газу не пізніше ніж за два місяці до очікуваного дня отримання ліцензії. Для встановлення тарифів здобувач ліцензії подає до НКРЕКП заяву та документи, що додаються до неї, відповідно до пункту 1 глави 1 розділу X цієї Методики. Крім того, здобувач ліцензії подає до НКРЕКП розрахунок регуляторної бази активів, що використовуються при провадженні діяльності з транспортування природного газу, а також порядок розподілу активів, витрат та доходів між видами господарської діяльності і наказ про його затвердження та/або наказ про облікову політику у друкованій та електронній формах.

3. НКРЕКП розглядає документи для перегляду тарифів відповідно до Процедури встановлення та перегляду тарифів на послуги транспортування природного газу для точок входу та точок виходу, визначеної розділом Х цієї Методики.

4. У разі очікування суттєвих відмінностей у діяльності нового ліцензіата у порівнянні із діяльністю попереднього ліцензіата здобувач ліцензії має право на одноразове внесення змін до базових рівнів операційних контрольованих витрат, включаючи витрати на оплату праці, за умови подання до НКРЕКП обґрунтування необхідності внесення таких змін.

(пункт 4 розділу XI із змінами, внесеними згідно з постановою
Національної комісії, що здійснює державне регулювання
у сферах енергетики та комунальних послуг, від 22.02.2024 р. N 385)

5. При визначенні регуляторної бази активів для цілей застосування стимулюючого регулювання до складу РБА можуть бути включені активи, щодо яких ліцензіат має право власності або право користування за договорами управління, концесії чи оренди, або в інших формах, передбачених законодавством України, що безпосередньо використовуються для здійснення ліцензованої діяльності з транспортування природного газу.

При переході у власність або користування за договорами управління, концесії чи оренди, або в інших формах, передбачених законодавством України, активи, що використовуються для провадження господарської діяльності з транспортування природного газу, які раніше враховувались у складі регуляторної бази активів попереднього ліцензіата, первісна і залишкова вартість цих об'єктів встановлюється рівною первісній і залишковій вартості цих активів для цілей застосування стимулюючого регулювання попереднього ліцензіата, якщо інше не передбачено чинним законодавством України.

Будь-які платежі за право управління, концесійні, орендні платежі або платежі в інших формах, передбачених законодавством України, за право користування активами, які включено до РБА, не враховуються у складі операційних контрольованих витрат або операційних неконтрольованих витрат ліцензіата, якщо вони стосуються об'єктів, які включено до РБА, та/або на які нараховується і включається до необхідного доходу амортизація РБА та прибуток на РБА відповідно до розділу II цієї Методики.

6. У разі якщо розрахунок регуляторної бази активів, що використовуються при провадженні діяльності з транспортування природного газу новим ліцензіатом, включає активи, які не входили до регуляторної бази активів попереднього ліцензіата, новий ліцензіат подає до НКРЕКП звіт про незалежну оцінку цих активів, проведену відповідно до Методики оцінки активів, та рецензію цього звіту про незалежну оцінку активів, зроблену рецензентами, які працюють в органі державної влади, який здійснює державне регулювання оціночної діяльності.

7. Коригування необхідного доходу від здійснення діяльності з транспортування природного газу на основі плати за потужність при зміні ліцензіата розраховується для нового ліцензіата виходячи із показників попереднього регуляторного періоду незалежно від ліцензіата, який здійснював діяльність у відповідний період.

8. У разі проведення коригування необхідного доходу при визначенні тарифів на послуги транспортування природного газу нового ліцензіата за регуляторні періоди, що передували зміні ліцензіата, якщо таке коригування веде до збільшення прогнозованого доходу, який має отримати новий ліцензіат, попередній ліцензіат має право на відшкодування такого коригування необхідного доходу.

(пункт 8 розділу XI у редакції постанови Національної комісії,
 що здійснює державне регулювання у сферах енергетики
 та комунальних послуг, від 20.12.2019 р. N 2899)

9. У разі врахування коригування необхідного доходу при визначенні тарифів на послуги транспортування природного газу нового ліцензіата за регуляторні періоди, що передували зміні ліцензіата, якщо таке коригування веде до зменшення прогнозованого доходу, який має отримати новий ліцензіат, новий ліцензіат має право на відшкодування такого коригування необхідного доходу.

(пункт 9 розділу XI у редакції постанови Національної комісії,
 що здійснює державне регулювання у сферах енергетики
 та комунальних послуг, від 20.12.2019 р. N 2899)

10. Порядок виплати цього відшкодування визначається в рамках угоди між новим ліцензіатом і попереднім ліцензіатом.

11. Зміна ліцензіата не вважається переходом ліцензіата на стимулююче регулювання.

(Методику доповнено розділом XI згідно з
постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання
 у сферах енергетики та комунальних послуг, від 11.10.2019 р. N 2107)

Заступник директора департаменту із регулювання відносин у нафтогазовій сфері

Т. Рябуха

Додаток 1
до Методики визначення та розрахунку тарифів на послуги транспортування природного газу для точок входу і точок виходу на основі багаторічного стимулюючого регулювання

Примірний перелік операційних контрольованих витрат

N з/п	Статті витрат
1	Матеріальні витрати, у тому числі:
1.1	матеріали
1.2	паливно-мастильні матеріали
1.3	електроенергія
1.4	витрати на ремонт (без заробітної плати)
1.5	інші матеріальні витрати
1.6	природний газ на власні потреби
2	Витрати на оплату праці
3	Інші контрольовані операційні витрати, у тому числі:
3.1	оренда обладнання (з метою здійснення ліцензованої діяльності)
3.2	оренда приміщень (з метою здійснення ліцензованої діяльності)
3.3	послуги банків
3.4	послуги з повірки приладів обліку
3.5	обов'язкове страхування
3.6	витрати на зв'язок
3.7	витрати на службові відрядження
3.8	витрати на утримання автомобільного транспорту
3.9	зняття показників лічильників
3.10	поліграфічні, друкарські послуги
3.11	впровадження та обслуговування програмного забезпечення
3.12	інформаційно-консультаційні послуги
3.13	юридичні та нотаріальні послуги
3.14	аудиторські послуги
3.15	канцелярські витрати
3.16	послуги сторонніх організацій
3.17	навчання
3.18	забезпечення пожежної, сторожової, воєнізованої охорони
3.19	медичне обслуговування
3.20	послуги реєстратора
3.21	інші витрати
3.22	витрати на транспортування природного газу територією Республіки Молдова для споживачів прикордонних районів України

(додаток 1 із змінами, внесеними згідно з постановами
 Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах
 енергетики та комунальних послуг, від 22.04.2019 р. N 580,
від 11.10.2019 р. N 2107)

Додаток 2
до Методики визначення та розрахунку тарифів на послуги транспортування природного газу для точок входу і точок виходу на основі багаторічного стимулюючого регулювання

Примірний перелік операційних неконтрольованих витрат

N з/п	Статті витрат
1	Екологічний податок
2	Збір за користування радіочастотним ресурсом України
3	Збір за першу реєстрацію транспортного засобу
4	Збір за спеціальне використання води
5	Збір за спеціальне використання лісових ресурсів
6	Єдиний внесок на загальнообов'язкове державне соціальне страхування
7	Отримання ліцензій та спеціальних дозволів
8	Обов'язкове страхування
9	Охорона праці, техніка безпеки та охорона навколишнього природного середовища
10	Плата за землю
11	Інші податки, збори та обов'язкові платежі за рахунок собівартості (за виключенням рентної плати за транзитне транспортування трубопроводами природного газу територією України)
12	Витрати, пов'язані з використанням природного газу у ПСГ, а також послугами оператора ПСГ оператору, для управління газотранспортною системою
13	Внесок на регулювання

(додаток 2 із змінами, внесеними згідно з постановою
 Національної комісії, що здійснює державне регулювання
 у сферах енергетики та комунальних послуг, від 11.10.2019 р. N 2107)

Додаток 3
до Методики визначення та розрахунку тарифів на послуги транспортування природного газу для точок входу і точок виходу на основі багаторічного стимулюючого регулювання
(пункт 4 розділу V)

Групи необоротних активів ліцензіата з транспортування природного газу, що входять до складу регуляторної бази, яка створена після переходу до стимулюючого регулювання, та строки їх корисного використання

Додаток 3 виключено
(згідно з постановою Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг,
 від 11 жовтня 2019 року N 2107,
у зв'язку з цим додатки 4 - 21 вважати відповідно додатками 3 - 20)

Додаток 3
до Методики визначення та розрахунку тарифів на послуги транспортування природного газу для точок входу і точок виходу на основі багаторічного стимулюючого регулювання

Голові Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг

ЗАЯВА
щодо встановлення тарифів на послуги транспортування природного газу для точок входу і точок виходу

_____________________________________________________________________________________ (найменування ліцензіата) Прошу розглянути цю заяву та додані до неї документи щодо встановлення тарифу на послуги транспортування природного газу для точок входу і точок виходу. Підтверджую, що додані до цієї заяви документи містять достовірну інформацію. До цієї заяви додаються: _____________________________________________________________________________________                                                                 (перелік документів згідно з вимогами Методики) _____________________________________________________________________________________
Керівник суб'єкта господарювання (або особа, що його заміщує)	_________________ (підпис)	_________________________ (П. І. Б.)
"___" ____________ 20__ року

(додаток 3 із змінами, внесеними згідно з постановою
 Національної комісії, що здійснює державне регулювання
 у сферах енергетики та комунальних послуг, від 11.10.2019 р. N 2107)

Додаток 4
до Методики визначення та розрахунку тарифів на послуги транспортування природного газу для точок входу і точок виходу на основі багаторічного стимулюючого регулювання

Динаміка розвитку
основних техніко-виробничих показників за 5 років

________________________________________________
(найменування суб'єкта господарювання)

N з/п	Перелік показників	Рік t-6	Рік t-5	Рік t-4	Рік t-3	Рік t-2
А	Б	1	2	3	4	5
1*	Протяжність газопроводів, які є на балансі (в обслуговуванні) товариства, усього, км
1.1*	у т. ч.: магістральних газопроводів
1.2*	газопроводів-відгалужень
1.3*	розподільних газопроводів
2*	Кількість газорозподільних станцій, шт.
3*	Кількість автогазонаповнювальних компресорних станцій, шт.
4*	Кількість компресорних станцій (компресорних цехів), шт.
5*	Кількість систем телемеханіки, шт.
6*	Кількість газовимірювальних станцій, шт.
7*	Кількість систем електрохімзахисту, шт.
8*	Кількість систем очищення (фільтри), шт.
9*	Кількість хіміко-аналітичних лабораторій, шт.
10*	Кількість споживачів, які підключені до магістральних трубопроводів безпосередньо, од.
11	Обсяг замовленої потужності, усього (млн куб. м на рік)
11.1	план
11.2	факт
12	у т. ч.: обсяг замовленої потужності у точках на міждержавному з'єднанні (млн куб. м на рік)
12.1	план
12.2	факт
13	обсяг замовленої потужності у внутрішніх точках (млн куб. м на рік)
13.1	план
13.2	факт
14	Обсяг виробничо-технологічних витрат та нормованих втрат природного газу (млн куб. м)
14.1	план
14.2	факт
15	Річна тарифна виручка від здійснення діяльності з транспортування природного газу, тис. грн
15.1	у т. ч. від транспортування природного газу в точках на міждержавному з'єднанні, тис. грн
15.2	від транспортування природного газу у внутрішніх точках, тис. грн
16	Прибуток, тис. грн
17	Нарахований податок на прибуток, тис. грн
18	Сплачений податок на прибуток, тис. грн
19	Сума залучених інвестицій, тис. грн
20	Нормативна чисельність персоналу (чол.)
21*	Середньооблікова чисельність персоналу (чол.)
22	Середньомісячна заробітна плата (грн)

____________
* На кінець року.

"___" ____________ 20__ року
Керівник суб'єкта господарювання (або особа, що його заміщує)	___________________ (підпис)	______________________ (П. І. Б.)
Головний бухгалтер	___________________ (підпис)	______________________ (П. І. Б.)
Особа, яка відповідає за складання форми	___________________ (підпис)	______________________ (П. І. Б.)
_______________________          (номер телефону)

(додаток 4 у редакції постанови Національної
 комісії, що здійснює державне регулювання у сферах
 енергетики та комунальних послуг, від 11.10.2019 р. N 2107)

Додаток 5
до Методики визначення та розрахунку тарифів на послуги транспортування природного газу для точок входу і точок виходу на основі багаторічного стимулюючого регулювання

Розрахунок прогнозованого необхідного доходу ліцензіата для провадження ліцензованої діяльності з транспортування природного газу на кожен рік регуляторного періоду

__________________________________________________
(найменування суб'єкта господарювання)

N з/п	Складові необхідного доходу	Рік t			Рік t+1			Рік t+2			Рік t+3			Рік t+4
		прогнозо- ваний	прогнозо- ваний (уточнений)	уточнений з урахуванням коригування	прогнозо- ваний	прогнозо- ваний (уточнений)	уточнений з урахуванням коригування	прогнозо- ваний	прогнозо- ваний (уточнений)	уточнений з урахуванням коригування	прогнозо- ваний	прогнозо- ваний (уточнений)	уточнений з урахуванням коригування	прогнозо- ваний	прогнозо- ваний (уточнений)	уточнений з урахуванням коригування
А	Б	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15
1	Операційні контрольовані витрати (ОКВ), тис. грн
1.1	у т. ч. витрати на оплату праці (ВОП), тис. грн
2	Операційні неконтрольовані витрати (ОНВ), тис. грн
2.1	у т. ч. єдиний соціальний внесок на загальнообов'язкове державне соціальне страхування (Нвоп), тис. грн
3	Витрати, пов'язані із виробничо-технологічними витратами, нормованими втратами природного газу (ВТВ), тис. грн
4	Амортизація (А), тис. грн
5	Прибуток (П), тис. грн
6	Прогнозований прибуток на робочий капітал (РК), тис. грн
7	Податок на прибуток (ПП), тис. грн
8	Коригування необхідного доходу (КП) у зв'язку з виявленням та підтвердженням за результатами планового та/або позапланового заходу державного нагляду (контролю), тис. грн
9	Коригування необхідного доходу відповідно до зобов'язань щодо витрат, пов'язаних з приєднанням (КПР), тис. грн
10	Коригування необхідного доходу у зв'язку зі зміною обсягів замовлених потужностей (КО), тис. грн
11	Фактично отриманий у році t-1 дохід від надання права користування потужністю з обмеженнями (ПО), тис. грн
12	Фактично отриманий у році t-1дохід у вигляді аукціонної надбавки від проведення процедури розподілу потужності в рамках аукціону (АН), тис. грн
13	Необхідний дохід НД, тис. грн

Розрахунок прогнозованого необхідного доходу на період регулювання здійснюється один раз при перегляді тарифу на послуги транспортування природного газу для точок входу і точок виходу на всі роки регуляторного періоду.

Розрахунок прогнозованого (уточненого) необхідного доходу здійснюється щороку при уточненні тарифу на послуги транспортування природного газу для точок входу і точок виходу на наступний рік регуляторного періоду.

Розрахунок уточненого та необхідного доходу з урахуванням коригування здійснюється щороку при коригуванні тарифів на послуги транспортування природного газу для точок входу і точок виходу з урахуванням фактичних даних.

"___" ____________ 20__ року
Керівник суб'єкта господарювання (або особа, що його заміщує)	___________________ (підпис)	______________________ (П. І. Б.)
Головний бухгалтер	___________________ (підпис)	______________________ (П. І. Б.)
Виконавець	___________________ (підпис)	______________________ (П. І. Б.)
_______________________          (номер телефону)

(додаток 5 у редакції постанови Національної
 комісії, що здійснює державне регулювання у сферах
 енергетики та комунальних послуг, від 11.10.2019 р. N 2107,
із змінами, внесеними згідно з постановою Національної
 комісії, що здійснює державне регулювання у сферах
 енергетики та комунальних послуг, від 22.02.2024 р. N 385)

Додаток 6
до Методики визначення та розрахунку тарифів на послуги транспортування природного газу для точок входу і точок виходу на основі багаторічного стимулюючого регулювання

Розрахунок операційних контрольованих витрат з транспортування природного газу на кожний рік регуляторного періоду

__________________________________________________
(найменування суб'єкта господарювання)

N з/п	Перелік показників	Рік t-1			Рік t			Рік t+1			Рік t+2			Рік t+3			Рік t+4
		прогнозо- ваний	прогнозо- ваний (уточнений)	уточ- нений з ураху- ванням коригу- вання	прогнозо- ваний	прогнозо- ваний (уточнений)	уточ- нений з ураху- ванням коригу- вання	прогнозо- ваний	прогнозо- ваний (уточнений)	уточ- нений з ураху- ванням коригу- вання	прогнозо- ваний	прогнозо- ваний (уточнений)	уточ- нений з ураху- ванням коригу- вання	прогнозо- ваний	прогнозо- ваний (уточнений)	уточ- нений з ураху- ванням коригу- вання	прогнозо- ваний	прогнозо- ваний (уточнений)	уточ- нений з ураху- ванням коригу- вання
А	Б	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15	16	17	18
1	Операційні контрольовані витрати (ОКВ) у році t-1, тис. грн
2	Витрати на оплату праці (ВОП) у році t-1, тис. грн
3	Індекс цін виробників (ІЦВ) у році t, %
4	Витрати на оплату праці (ВОП) у році t, тис. грн
5	Загальний показник ефективності (ПЕз), %
6	Операційні контрольовані витрати (ОКВ) у році t, тис. грн

Розрахунок прогнозованих операційних контрольованих витрат необхідного доходу на період регулювання здійснюється один раз при перегляді тарифу на послуги транспортування природного газу для точок входу і точок виходу на всі роки регуляторного періоду.

Розрахунок прогнозованих (уточнених) операційних контрольованих витрат здійснюється щороку при уточненні тарифу на послуги транспортування природного газу для точок входу і точок виходу на наступний рік регуляторного періоду.

Розрахунок уточнених операційних контрольованих витрат з урахуванням фактичних даних здійснюється щороку при коригуванні тарифу на послуги транспортування природного газу для точок входу і точок виходу з урахуванням фактичних даних.

"___" ____________ 20__ року
Керівник суб'єкта господарювання (або особа, що його заміщує)	___________________ (підпис)	______________________ (П. І. Б.)
Головний бухгалтер	___________________ (підпис)	______________________ (П. І. Б.)
Виконавець	___________________ (підпис)	______________________ (П. І. Б.)
_______________________          (номер телефону)

(додаток 6 у редакції постанови Національної
 комісії, що здійснює державне регулювання у сферах
 енергетики та комунальних послуг, від 11.10.2019 р. N 2107,
із змінами, внесеними згідно з постановою Національної
 комісії, що здійснює державне регулювання у сферах
 енергетики та комунальних послуг, від 22.02.2024 р. N 385)

Додаток 7
до Методики визначення та розрахунку тарифів на послуги транспортування природного газу для точок входу і точок виходу на основі багаторічного стимулюючого регулювання

Розрахунок витрат на оплату праці ліцензіата з транспортування природного газу на кожний рік регуляторного періоду

__________________________________________________
(найменування суб'єкта господарювання)

N з/п	Перелік показників	Рік t			Рік t + 1			Рік t + 2			Рік t + 3			Рік t + 4
		прогнозований	прогнозований (уточнений)	уточнений з урахуванням коригування	прогнозований	прогнозований (уточнений)	уточнений з урахуванням коригування	прогнозований	прогнозований (уточнений)	уточнений з урахуванням коригування	прогнозований	прогнозований (уточнений)	уточнений з урахуванням коригування	прогнозований	прогнозований (уточнений)	уточнений з урахуванням коригування
А	Б	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15
1	Витрати на оплату праці (ВОП) у році t - 1, тис. грн
2	Індекс зростання номінальної середньомісячної заробітної плати (ІЗП) у році t, %
3	Витрати на оплату праці (ВОП) у році t, тис. грн

Розрахунок прогнозованих витрат на оплату праці на період регулювання здійснюється один раз при перегляді тарифу на послуги транспортування природного газу для точок входу і точок виходу на всі роки регуляторного періоду.

Розрахунок прогнозованих (уточнених) витрат на оплату праці здійснюється щороку при уточненні тарифу на послуги транспортування природного газу для точок входу і точок виходу на наступний рік регуляторного періоду.

Розрахунок уточненого доходу та витрат на оплату праці з урахуванням фактичних даних здійснюється щороку при коригуванні тарифу на послуги транспортування природного газу для точок входу і точок виходу.

"___" ____________ 20__ року

Керівник суб'єкта господарювання (або особа, що його заміщує)	_______________ (підпис)	___________________________ (П. І. Б.)
Головний бухгалтер	_______________ (підпис)	___________________________ (П. І. Б.)
Виконавець ___________________________                         (номер телефону)	_______________ (підпис)	___________________________ (П. І. Б.)

(додаток 7 у редакції постанов Національної
 комісії, що здійснює державне регулювання у сферах
 енергетики та комунальних послуг, від 11.10.2019 р. N 2107,
від 22.02.2024 р. N 385)

Додаток 8
до Методики визначення та розрахунку тарифів на послуги транспортування природного газу для точок входу і точок виходу на основі багаторічного стимулюючого регулювання

Розрахунок операційних неконтрольованих витрат з транспортування природного газу на кожний рік регуляторного періоду

__________________________________________________
(найменування суб'єкта господарювання)

N з/п	Перелік показників	Рік t			Рік t+1			Рік t+2			Рік t+3			Рік t+4
		прогнозо- ваний	прогнозо- ваний (уточнений)	уточнений з урахуванням коригування	прогнозо- ваний	прогнозо- ваний (уточнений)	уточнений з урахуванням коригування	прогнозо- ваний	прогнозо- ваний (уточнений)	уточнений з урахуванням коригування	прогнозо- ваний	прогнозо- ваний (уточнений)	уточнений з урахуванням коригування	прогнозо- ваний	прогнозо- ваний (уточнений)	уточнений з урахуванням коригування
А	Б	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15
1	Операційні неконтрольовані витрати (ОНВ) у році t-1, тис. грн
2	Витрати на оплату праці (ВОП) у році t-1, тис. грн
3	Внесок на регулювання у році t-1, тис. грн
4	Індекс споживчих цін (ІСЦ) у році t, %
5	Витрати на оплату праці (ВОП) у році t, тис. грн
6	Фактичний рівень єдиного соціального внеску на загальнообов'язкове державне соціальне страхування (Нвоп) за останній звітний рік, що передує року t, відносні одиниці
7	Фактичний рівень єдиного соціального внеску на загальнообов'язкове державне соціальне страхування (Нфопф) у році t-1, відносні одиниці
8	Внесок на регулювання у році t, тис. грн
9	Операційні неконтрольовані витрати (ОНВ) у році t, тис. грн

Розрахунок прогнозованих операційних неконтрольованих витрат необхідного доходу на період регулювання здійснюється один раз при перегляді тарифу на послуги транспортування природного газу для точок входу і точок виходу на всі роки регуляторного періоду.

Розрахунок прогнозованих (уточнених) операційних неконтрольованих витрат здійснюється щороку при уточненні тарифу на послуги транспортування природного газу для точок входу і точок виходу на наступний рік регуляторного періоду.

Розрахунок уточнених операційних неконтрольованих витрат з урахуванням фактичних даних здійснюється щороку при коригуванні тарифу на послуги транспортування природного газу для точок входу і точок виходу з урахуванням фактичних даних.

"___" ____________ 20__ року
Керівник суб'єкта господарювання (або особа, що його заміщує)	___________________ (підпис)	______________________ (П. І. Б.)
Головний бухгалтер	___________________ (підпис)	______________________ (П. І. Б.)
Виконавець	___________________ (підпис)	______________________ (П. І. Б.)
_______________________          (номер телефону)

(додаток 8 у редакції постанови Національної
 комісії, що здійснює державне регулювання у сферах
 енергетики та комунальних послуг, від 11.10.2019 р. N 2107,
із змінами, внесеними згідно з постановою Національної
 комісії, що здійснює державне регулювання у сферах
 енергетики та комунальних послуг, від 22.02.2024 р. N 385)

Додаток 9
до Методики визначення та розрахунку тарифів на послуги транспортування природного газу для точок входу і точок виходу на основі багаторічного стимулюючого регулювання

Розрахунок витрат, пов'язаних із виробничо-технологічними витратами, нормованими втратами природного газу, ліцензіата з транспортування природного газу на кожний рік регуляторного періоду

__________________________________________________
(найменування суб'єкта господарювання)

N з/п	Перелік показників	Рік t			Рік t+1			Рік t+2			Рік t+3			Рік t+4
		прогнозо- ваний	прогнозо- ваний (уточнений)	уточнений з урахуванням коригування	прогнозо- ваний	прогнозо- ваний (уточнений)	уточнений з урахуванням коригування	прогнозо- ваний	прогнозо- ваний (уточнений)	уточнений з урахуванням коригування	прогнозо- ваний	прогнозо- ваний (уточнений)	уточнений з урахуванням коригування	прогнозо- ваний	прогнозо- ваний (уточнений)	уточнений з урахуванням коригування
А	Б	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15
1	Обсяг природного газу на виробничо-технологічні витрати, нормовані втрати та власні потреби, усього, тис. м3
	у тому числі:
1.1	планований газ на роботу ГПА, тис. м3
1.2	виробничо-технологічні витрати природного газу під час його транспортування, тис. м3
1.3	виробничо-технологічні втрати природного газу під час його транспортування, тис. м3
2	Ціна природного газу, що використовується на виробничо-технологічні та власні потреби, грн за тис. м3
3	Витрати, пов'язані із виробничо-технологічними витратами, нормованими втратами природного газу (ВТВ), тис. грн

Розрахунок витрат, пов'язаних із виробничо-технологічними витратами, нормованими втратами природного газу, на період регулювання здійснюється один раз при перегляді тарифу на послуги транспортування природного газу для точок входу і точок виходу на всі роки регуляторного періоду.

Розрахунок прогнозованих (уточнених) витрат, пов'язаних із виробничо-технологічними витратами, нормованими втратами природного газу, здійснюється щороку при уточненні тарифу на послуги транспортування природного газу для точок входу і точок виходу на наступний рік регуляторного періоду.

Розрахунок уточненого доходу та витрат, пов'язаних із виробничо-технологічними витратами, нормованими втратами природного газу, з урахуванням фактичних даних здійснюється щороку при коригуванні тарифу на послуги транспортування природного газу для точок входу і точок виходу.

"___" ____________ 20__ року
Керівник суб'єкта господарювання (або особа, що його заміщує)	___________________ (підпис)	______________________ (П. І. Б.)
Головний бухгалтер	___________________ (підпис)	______________________ (П. І. Б.)
Виконавець	___________________ (підпис)	______________________ (П. І. Б.)
_______________________          (номер телефону)

(додаток 9 у редакції постанови Національної
 комісії, що здійснює державне регулювання у сферах
 енергетики та комунальних послуг, від 11.10.2019 р. N 2107)

Додаток 10
до Методики визначення та розрахунку тарифів на послуги транспортування природного газу для точок входу і точок виходу на основі багаторічного стимулюючого регулювання

Розрахунок прибутку на регуляторну базу активів, що використовуються при провадженні діяльності з транспортування природного газу

__________________________________________________
(найменування суб'єкта господарювання)

N з/п	Перелік показників	Рік t			Рік t+1			Рік t+2			Рік t+3			Рік t+4
		прогнозо- ваний	прогнозо- ваний (уточнений)	уточнений з урахуванням коригування	прогнозо- ваний	прогнозо- ваний (уточнений)	уточнений з урахуванням коригування	прогнозо- ваний	прогнозо- ваний (уточнений)	уточнений з урахуванням коригування	прогнозо- ваний	прогнозо- ваний (уточнений)	уточнений з урахуванням коригування	прогнозо- ваний	прогнозо- ваний (уточнений)	уточнений з урахуванням коригування
А	Б	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15
1	Регуляторна база активів, яка створена на дату переходу до стимулюючого регулювання (РБА0), тис. грн
2	Регуляторна норма доходу на регуляторну базу активів, яка створена на дату переходу до стимулюючого регулювання (РНД0), відносні одиниці
3	Регуляторна база активів, яка утворена після переходу до стимулюючого регулювання, на початок року (РБАновп), тис. грн
4	Регуляторна база активів, яка утворена після переходу до стимулюючого регулювання, на кінець року (РБАновк), тис. грн
5	Регуляторна норма доходу на регуляторну базу активів, яка утворена після переходу до стимулюючого регулювання (РНДнов), відносні одиниці
6	Вартість вибуття активів із регуляторної бази активів, яка утворена після переходу до стимулюючого регулювання (ВАнов), тис. грн
7	Амортизація на активи, які утворені після переходу до стимулюючого регулювання (Анов), тис. грн
8	Сума інвестицій відповідно до інвестиційної програми (І), тис. грн (без ПДВ)
9	Прибуток на регуляторну базу активів (П), тис. грн
10	Прогнозований прибуток на робочий капітал (РК), тис. грн
11	Нормативний показник оборотності (О), днів
12	Ставка податку на прибуток (НПП), відносні одиниці
13	Податок на прибуток (ПП), тис. грн

Розрахунок прогнозованого прибутку на період регулювання здійснюється один раз при перегляді тарифу на послуги транспортування природного газу для точок входу і точок виходу на всі роки регуляторного періоду.

Розрахунок прогнозованого (уточненого) прибутку здійснюється щороку при уточненні тарифу на послуги транспортування природного газу для точок входу і точок виходу на наступний рік регуляторного періоду.

Розрахунок уточненого прибутку з урахуванням фактичних даних здійснюється щороку при коригуванні тарифу на послуги транспортування природного газу для точок входу і точок виходу з урахуванням фактичних даних.

"___" ____________ 20__ року
Керівник суб'єкта господарювання (або особа, що його заміщує)	___________________ (підпис)	______________________ (П. І. Б.)
Головний бухгалтер	___________________ (підпис)	______________________ (П. І. Б.)
Виконавець	___________________ (підпис)	______________________ (П. І. Б.)
_______________________          (номер телефону)

(додаток 10 у редакції постанови Національної
 комісії, що здійснює державне регулювання у сферах
 енергетики та комунальних послуг, від 11.10.2019 р. N 2107)

Додаток 11
до Методики визначення та розрахунку тарифів на послуги транспортування природного газу для точок входу і точок виходу на основі багаторічного стимулюючого регулювання

Розрахунок прогнозованої (фактичної) амортизації активів, що використовуються для провадження ліцензованої діяльності з транспортування природного газу, які утворені після переходу на стимулююче регулювання

__________________________________________________
(найменування суб'єкта господарювання)

N з/п	Групи активів	Вартість активів на початок року, тис. грн	Введення в експлуатацію, тис. грн	Вибуття, тис. грн	Строки корисного використання, роки	Амортизація, тис. грн	Вартість активів на кінець року, тис. грн
А	Б	1	2	3	4	5	6
1	Група 1 - Будівлі, споруди, передавальні пристрої
1.1	Будівлі				50
1.1.1	Будівлі технологічного (виробничого) призначення				50
1.1.2	Будівлі інфраструктурні (інженерна інфраструктура, склади)				50
1.1.3	Будівлі, приміщення (вбудовані, прибудовані), в яких розміщене газорегуляторне обладнання				50
1.1.4	Будівлі, приміщення, за винятком тих, в яких розміщене газорегуляторне обладнання				50
1.1.5	Будівлі адміністративного призначення				70
1.2	Споруди				40
1.3	Передавальні пристрої (газопроводи)				40
1.3.1	Поліетиленові газопроводи (низького, середнього та високого тиску)				40
1.3.2	Сталеві газопроводи (низького, середнього та високого тиску)				40
1.3.3	Комбіновані газопроводи (низького, середнього та високого тиску)				40
1.3.4	Передавальні пристрої, за винятком тих, що належать до газопроводів				40
2	Група 2 - Машини та обладнання
2.1	Технологічне обладнання				16
2.2	Вимірювальні та регулювальні прилади, за винятком приладів, що належать до газорегуляторних пунктів, та приладів електрохімічного захисту				15
2.3	Обладнання систем зв'язку				10
2.4	Газорегуляторне обладнання, що за своєю конструкцією є окремим газорегуляторним пунктом (блоковий, шафовий)				25
2.5	Газорегуляторне обладнання, що є складовою газорегуляторного пункту, без врахування будівель, у яких воно розміщене				25
2.6	Обладнання електрохімічного захисту				10
2.7	Машини та обладнання, за винятком обладнання, що належить до газорегуляторних пунктів, та обладнання електрохімічного захисту				10
2.8	Обчислювальна та офісна техніка				7
3	Група 3 - Транспортні засоби				10
3.1	Колісні транспортні засоби				10
3.2	Інші транспортні засоби				10
4	Група 4 - Меблі				15
5	Група 5 - Інвентар				5
6	Група 6 - Програмне забезпечення				7
7	Група 7 - Інші активи				15
	Усього

"___" ____________ 20__ року.
Керівник суб'єкта господарювання (або особа, що його заміщує)	__________________ (підпис)	_____________________________ (П. І. Б.)
Головний бухгалтер	__________________ (підпис)	_____________________________ (П. І. Б.)
Виконавець	__________________ (підпис)	_____________________________ (П. І. Б.)
________________     (номер телефону)

(додаток 11 із змінами, внесеними згідно з постановою
 Національної комісії, що здійснює державне регулювання
 у сферах енергетики та комунальних послуг, від 11.10.2019 р. N 2107)

Додаток 12
до Методики визначення та розрахунку тарифів на послуги транспортування природного газу для точок входу і точок виходу на основі багаторічного стимулюючого регулювання

Розрахунок річної амортизації на активи, що використовуються для провадження ліцензованої діяльності з транспортування природного газу, які були утворені на момент переходу до стимулюючого регулювання

__________________________________________________
(найменування суб'єкта господарювання)

N з/п	Перелік показників	Рік t	Рік t+1	Рік t+2	Рік t+3	Рік t+4
А	Б	1	2	3	4	5
1	Вартість активів, тис. грн
2	Амортизація, тис. грн

"___" ____________ 20__ року
Керівник суб'єкта господарювання (або особа, що його заміщує)	___________________ (підпис)	______________________ (П. І. Б.)
Головний бухгалтер	___________________ (підпис)	______________________ (П. І. Б.)
Виконавець	___________________ (підпис)	______________________ (П. І. Б.)
_______________________          (номер телефону)

(додаток 12 у редакції постанови Національної
 комісії, що здійснює державне регулювання у сферах
 енергетики та комунальних послуг, від 11.10.2019 р. N 2107)

Додаток 13
до Методики визначення та розрахунку тарифів на послуги транспортування природного газу для точок входу і точок виходу на основі багаторічного стимулюючого регулювання

Розрахунок фактичної амортизації активів (що використовуються для провадження ліцензованої діяльності з транспортування природного газу), що були отримані на безоплатній основі після переходу на стимулююче регулювання

__________________________________________________
(найменування суб'єкта господарювання)

тис. грн

	Групи активів	Вартість активів на початок року	Введення в експлуатацію	Вибуття	Строки корисного використання	Амортизація	Вартість активів на кінець року
N з/п	1	2	3	4	5	6	7
1	Група 1 - Будівлі, споруди, передавальні пристрої
1.1	Будівлі				50
1.1.1	Будівлі технологічного (виробничого) призначення				50
1.1.2	Будівлі інфраструктурні (інженерна інфраструктура, склади)				50
1.1.3	Будівлі, приміщення (вбудовані, прибудовані), в яких розміщене газорегуляторне обладнання				50
1.1.4	Будівлі, приміщення, за винятком тих, в яких розміщене газорегуляторне обладнання				50
1.1.5	Будівлі адміністративного призначення				70
1.2	Споруди				40
1.3	Передавальні пристрої (газопроводи)				40
1.3.1	Поліетиленові газопроводи (низького, середнього та високого тиску)				40
1.3.2	Сталеві газопроводи (низького, середнього та високого тиску)				40
1.3.3	Комбіновані газопроводи (низького, середнього та високого тиску)				40
1.3.4	Передавальні пристрої, за винятком тих, що належать до газопроводів				40
2	Група 2 - Машини та обладнання
2.1	Технологічне обладнання				16
2.2	Вимірювальні та регулювальні прилади, за винятком приладів, що належать до газорегуляторних пунктів, та приладів електрохімічного захисту				15
2.3	Обладнання систем зв'язку				10
2.4	Газорегуляторне обладнання, що за своєю конструкцією є окремим газорегуляторним пунктом (блоковий, шафовий)				25
2.5	Газорегуляторне обладнання, що є складовою газорегуляторного пункту, без врахування будівель, у яких воно розміщене				25
2.6	Обладнання електрохімічного захисту				10
2.7	Машини та обладнання, за винятком обладнання, що належить до газорегуляторних пунктів, та обладнання електрохімічного захисту				10
2.8	Обчислювальна та офісна техніка				7
3	Група 3 - Транспортні засоби				10
3.1	Колісні транспортні засоби				10
3.2	Інші транспортні засоби				10
4	Група 4 - Меблі				15
5	Група 5 - Інвентар				5
6	Група 6 - Програмне забезпечення				7
7	Група 7 - Інші активи				15
	Усього

"___" ____________ 20__ року.
Керівник суб'єкта господарювання (або особа, що його заміщує)	__________________ (підпис)	_____________________________ (П. І. Б.)
Головний бухгалтер	__________________ (підпис)	_____________________________ (П. І. Б.)
Виконавець	__________________ (підпис)	_____________________________ (П. І. Б.)
________________     (номер телефону)

(додаток 13 із змінами, внесеними згідно з постановою
 Національної комісії, що здійснює державне регулювання
 у сферах енергетики та комунальних послуг, від 11.10.2019 р. N 2107)

Додаток 14
до Методики визначення та розрахунку тарифів на послуги транспортування природного газу для точок входу і точок виходу на основі багаторічного стимулюючого регулювання

Розрахунок фактичної амортизації активів (що використовуються для провадження ліцензованої діяльності з транспортування природного газу), що були створені за рахунок отримання плати за приєднання об'єктів газоспоживання (газопостачання) замовників до газопроводів газотранспортного підприємства після переходу на стимулююче регулювання

__________________________________________________
(найменування суб'єкта господарювання)

тис. грн

	Групи активів	Вартість активів на початок року	Введення в експлуатацію	Вибуття	Строки корисного використання	Амортизація	Вартість активів на кінець року
N з/п	1	2	3	4	5	6	7
1	Група 1 - Будівлі, споруди, передавальні пристрої
1.1	Будівлі				50
1.1.1	Будівлі технологічного (виробничого) призначення				50
1.1.2	Будівлі інфраструктурні (інженерна інфраструктура, склади)				50
1.1.3	Будівлі, приміщення (вбудовані, прибудовані), в яких розміщене газорегуляторне обладнання				50
1.1.4	Будівлі, приміщення, за винятком тих, в яких розміщене газорегуляторне обладнання				50
1.1.5	Будівлі адміністративного призначення				70
1.2	Споруди				40
1.3	Передавальні пристрої (газопроводи)				40
1.3.1	Поліетиленові газопроводи (низького, середнього та високого тиску)				40
1.3.2	Сталеві газопроводи (низького, середнього та високого тиску)				40
1.3.3	Комбіновані газопроводи (низького, середнього та високого тиску)				40
1.3.4	Передавальні пристрої, за винятком тих, що належать до газопроводів				40
2	Група 2 - Машини та обладнання
2.1	Технологічне обладнання				16
2.2	Вимірювальні та регулювальні прилади, за винятком приладів, що належать до газорегуляторних пунктів, та приладів електрохімічного захисту				15
2.3	Обладнання систем зв'язку				10
2.4	Газорегуляторне обладнання, що за своєю конструкцією є окремим газорегуляторним пунктом (блоковий, шафовий)				25
2.5	Газорегуляторне обладнання, що є складовою газорегуляторного пункту, без врахування будівель, у яких воно розміщене				25
2.6	Обладнання електрохімічного захисту				10
2.7	Машини та обладнання, за винятком обладнання, що належить до газорегуляторних пунктів, та обладнання електрохімічного захисту				10
2.8	Обчислювальна та офісна техніка				7
3	Група 3 - Транспортні засоби				10
3.1	Колісні транспортні засоби				10
3.2	Інші транспортні засоби				10
4	Група 4 - Меблі				15
5	Група 5 - Інвентар				5
6	Група 6 - Програмне забезпечення				7
7	Група 7 - Інші активи				15
	Усього

"___" ____________ 20__ року.
Керівник суб'єкта господарювання (або особа, що його заміщує)	__________________ (підпис)	_____________________________ (П. І. Б.)
Головний бухгалтер	__________________ (підпис)	_____________________________ (П. І. Б.)
Виконавець	__________________ (підпис)	_____________________________ (П. І. Б.)
________________     (номер телефону)

(додаток 14 із змінами, внесеними згідно з постановою
 Національної комісії, що здійснює державне регулювання
 у сферах енергетики та комунальних послуг, від 11.10.2019 р. N 2107)

Додаток 15
до Методики визначення та розрахунку тарифів на послуги транспортування природного газу для точок входу і точок виходу на основі багаторічного стимулюючого регулювання

Джерела фінансування інвестиційної програми на регуляторний період з ____ року по ____ рік

__________________________________________________
(найменування суб'єкта господарювання)

тис. грн

N з/п	Джерела	Рік t			Рік t+1			Рік t+2			Рік t+3			Рік t+4
		прогнозо- ваний	прогнозований (уточнений)	уточнений з урахуванням коригування	прогнозо- ваний	прогнозований (уточнений)	уточнений з урахуванням коригування	прогнозо- ваний	прогнозований (уточнений)	уточнений з урахуванням коригування	прогнозо- ваний	прогнозований (уточнений)	уточнений з урахуванням коригування	прогнозо- ваний	прогнозований (уточнений)	уточнений з урахуванням коригування
А	Б	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15
1	Амортизація
2	Прибуток
3	Інші доходи
4	Залучені кошти (приєднання)
5	Кредити:
6	Іноземні інвестиції
7	Технічна допомога (гранти)
8	Інші джерела
	Всього

"___" ____________ 20__ року.
Керівник суб'єкта господарювання (або особа, що його заміщує)	__________________ (підпис)	_____________________________ (П. І. Б.)
Виконавець	__________________ (підпис)	_____________________________ (П. І. Б.)
________________     (номер телефону)

(додаток 15 із змінами, внесеними згідно з постановою
 Національної комісії, що здійснює державне регулювання
 у сферах енергетики та комунальних послуг, від 11.10.2019 р. N 2107)

Додаток 16
до Методики визначення та розрахунку тарифів на послуги транспортування природного газу для точок входу і точок виходу на основі багаторічного стимулюючого регулювання

Обсяги замовленої потужності транспортування природного газу в розрізі категорій споживачів

__________________________________________________
(найменування суб'єкта господарювання)

млн м³/ рік

N з/п	Показники	Рік t-2	Рік t-1	Рік t	Рік t+1	Рік t+2	Рік t+3	Рік t+4
		факт/очікуваний факт	очікуваний факт	прогноз	прогноз	прогноз	прогноз	прогноз
1	Потужність у точках входу, усього
1.1	у т. ч.: у точках на міждержавному з'єднанні, усього
1.1.1	у т. ч.: транзит територією України
1.1.2	імпорт через точки входу на міждержавному з'єднанні
1.2	у внутрішніх точках, усього
1.2.1	у т. ч.: у точках входу від суміжних газовидобувних підприємств
1.2.2	у точках входу з газосховищ
1.2.3	у точках входу з митного складу газосховища чи групи газосховищ
1.2.4	у точках входу з газорозподільних систем
2	Потужність у точках виходу, усього
2.1	у т. ч. у точках на міждержавному з'єднанні
2.1.1	у т. ч. транзит територією України
2.1.2	експорт через точки на міждержавному з'єднанні
2.2	у внутрішніх точках, усього
2.2.1	у т. ч.: у точках виходу до газорозподільних систем
2.2.2	у точках виходу до прямих споживачів
2.2.3	у точках виходу до газосховищ
2.2.4	у точках виходу до митного складу газосховища чи групи газосховищ
2.2.5	у точка виходу до суміжних газовидобувних підприємств

Особа, яка відповідає за складання форми	___________________ (підпис)	______________________ (П. І. Б.)
_______________________          (номер телефону)

(додаток 16 у редакції постанови Національної
 комісії, що здійснює державне регулювання у сферах
 енергетики та комунальних послуг, від 11.10.2019 р. N 2107,
із змінами, внесеними згідно з постановою Національної
 комісії, що здійснює державне регулювання у сферах
 енергетики та комунальних послуг, від 22.02.2024 р. N 385)

Додаток 17
до Методики визначення та розрахунку тарифів на послуги транспортування природного газу для точок входу і точок виходу на основі багаторічного стимулюючого регулювання

Розрахунок прогнозованого необхідного доходу від здійснення діяльності з транспортування природного газу

__________________________________________________
(найменування суб'єкта господарювання)

N з/п	Перелік показників	Позначення, одиниці виміру	Рік t-1	Рік t
			очікуваний факт	прогноз
А	Б	1	2	3
1	Необхідний дохід	(НД), тис. грн
2	Операційні контрольовані витрати	(ОКВ), тис. грн
3	Операційні неконтрольовані витрати	(ОНВ), тис. грн
4	Витрати, пов'язані із виробничо-технологічними витратами, нормованими втратами природного газу	(ВТВ), тис. грн
5	Витрати на оплату праці	(ВОП), тис. грн
6	Амортизація	(А), тис. грн
7	Прибуток	(П), тис. грн
8	Прибуток на робочий капітал	(РК), тис. грн
9	Податок на прибуток	(ПП), тис. грн
10	Коефіцієнт розподілу операційних витрат газотранспортного підприємства для визначення тарифу на послуги транспортування природного газу для точок входу в газотранспортну систему України	(kОВ), умовні одиниці
11	Обсяг виробничо-технологічних витрат, нормованих втрат природного газу та власних потреб	(VВТВ), тис. м3
12	Ціна природного газу для забезпечення виробничо-технологічних витрат, нормованих втрат природного газу та власних потреб	(Цгаз), грн за 1000 м3
13	Коригування необхідного доходу від здійснення діяльності з транспортування природного газу на основі плати за потужність	(), тис. грн

"___" ____________ 20__ року
Керівник суб'єкта господарювання (або особа, що його заміщує)	___________________ (підпис)	______________________ (П. І. Б.)
Головний бухгалтер	___________________ (підпис)	______________________ (П. І. Б.)
Виконавець	___________________ (підпис)	______________________ (П. І. Б.)
_______________________          (номер телефону)

(додаток 17 у редакції постанови Національної
 комісії, що здійснює державне регулювання у сферах
 енергетики та комунальних послуг, від 11.10.2019 р. N 2107,
із змінами, внесеними згідно з постановою Національної
 комісії, що здійснює державне регулювання у сферах
 енергетики та комунальних послуг, від 22.02.2024 р. N 385)

Додаток 18
до Методики визначення та розрахунку тарифів на послуги транспортування природного газу для точок входу і точок виходу на основі багаторічного стимулюючого регулювання

Розрахунок тарифів для точок або однорідної групи точок, або кластеру точок входу та виходу в/з газотранспортну(ої) систему(и)

__________________________________________________
(найменування суб'єкта господарювання)

N з/п	Назва точки або однорідної групи точок, або кластеру точок входу та виходу в/з газотранспортну(ої) систему(и)		Відстань між визначеною точкою або однорідною групою точок, або кластером точок входу в газотранспортну систему та визначеною точкою або однорідною групою точок, або кластером точок виходу з газотранспортної системи, км
	назва точки входу	назва точки виходу
1
2
3
...
N

N з/п	Назва точки або однорідної групи точок, або кластеру точок входу в газотранспортну систему	Обсяги замовленої потужності транспортування (млн м3/ рік)	Середньозважена відстань для g-тої точки або однорідної групи точок, або кластеру точок входу в газотранспортну систему, км	Вага g-тої точки або однорідної групи точок, або кластеру точок входу в газотранспортну систему	Тариф для точки, однорідної групи точок або кластеру точок входу, грн за тис. м3 на добу
1
2
3
...
N

N з/п	Назва точки або однорідної групи точок, або кластеру точок виходу з газотранспортної системи	Обсяги замовленої потужності транспортування (млн м3/ рік)	Середньозважена відстань для g-тої точки або однорідної групи точок, або кластеру точок виходу з газотранспортної системи, км	Вага g-тої точки або однорідної групи точок, або кластеру точок виходу з газотранспортної системи	Тариф для точки, однорідної групи точок або кластеру точок виходу, грн за тис. м3 на добу
1
2
3
...
N

"___" ____________ 20__ року
Керівник суб'єкта господарювання (або особа, що його заміщує)	___________________ (підпис)	______________________ (П. І. Б.)
Головний бухгалтер	___________________ (підпис)	______________________ (П. І. Б.)
Виконавець	___________________ (підпис)	______________________ (П. І. Б.)
_______________________          (номер телефону)

(додаток 18 у редакції постанови Національної
 комісії, що здійснює державне регулювання у сферах
 енергетики та комунальних послуг, від 11.10.2019 р. N 2107)

Додаток 19
до Методики визначення та розрахунку тарифів на послуги транспортування природного газу для точок входу і точок виходу на основі багаторічного стимулюючого регулювання

Динаміка фактичних та граничних обсягів виробничо-технологічних витрат та нормованих втрат природного газу за 5 останніх років

__________________________________________________
(найменування суб'єкта господарювання)

N з/п	Перелік показників	Рік t-6	Рік t-5	Рік t-4	Рік t-3	Рік t-2
А	Б	1	2	3	4	5
1	Граничний обсяг природного газу на виробничо-технологічні витрати, нормовані втрати природного газу (ВТВ) та власні потреби, тис. м3, усього
1.1	у т. ч.: паливний газ на роботу ГПА, тис. м3
1.2	виробничо-технологічні витрати природного газу під час його транспортування, тис. м3
1.3	виробничо-технологічні втрати природного газу під час його транспортування, тис. м3
2	Фактичний обсяг природного газу на виробничо-технологічні витрати, нормовані втрати природного газу (ВТВ) та власні потреби, тис. м3, усього
2.1	у т. ч.: паливний газ на роботу ГПА, тис. м3
2.2	виробничо-технологічні витрати природного газу під час його транспортування, тис. м3
2.3	виробничо-технологічні втрати природного газу під час його транспортування, тис. м3
3	Фактичний обсяг природного газу на власні потреби, тис. м3

"___" ____________ 20__ року
Керівник суб'єкта господарювання (або особа, що його заміщує)	___________________________ (підпис)	___________________________ (П. І. Б.)
Виконавець	___________________________ (підпис)	___________________________ (П. І. Б.)
_______________________          (номер телефону)

(додаток 19 у редакції постанови Національної
 комісії, що здійснює державне регулювання у сферах
 енергетики та комунальних послуг, від 11.10.2019 р. N 2107)

Додаток 20
до Методики визначення та розрахунку тарифів на послуги транспортування природного газу для точок входу і точок виходу на основі багаторічного стимулюючого регулювання

Розрахунок коригування необхідного доходу від здійснення діяльності з транспортування природного газу
______________________________________________
(найменування суб'єкта господарювання)

тис. грн

N з/п	Календарний рік
1	Відхилення планованого необхідного доходу від фактичного
1.1	Прогнозований необхідний дохід
1.2	Фактичний дохід
1.2.1	у т. ч. надання права користування потужністю з обмеженнями
1.2.2	плата за зміну умов (обмежень) користування потужністю з обмеженнями
1.2.3	аукціонна надбавка
1.2.4	підтримання тиску природного газу в газотранспортній системі на заданому рівні відповідно до додатково укладених договорів
2	Різниця між прогнозованими/уточненими та коригованими компонентами необхідного доходу від здійснення діяльності з транспортування природного газу
2.1	у т. ч. витратами ліцензіата, пов'язаними із закупівлею природного газу, що використовується для забезпечення виробничо-технологічних витрат та нормованих втрат природного газу
2.2	операційними контрольованими витратами
2.3	операційними неконтрольованими витратами
2.4	амортизацією
2.5	прибутком на регуляторну базу активів
2.6	прибутком на робочий капітал
3	Різниця між прогнозованим та сплаченим податком на прибуток
3.1	прогнозований податок на прибуток
3.2	сплачений податок на прибуток у частині здійснення ліцензованої діяльності з транспортування природного газу
4	Коригування необхідного доходу відповідно до зобов'язань щодо витрат, пов'язаних із приєднанням
5	Різниця між коригованою амортизацією та амортизацією, яка є джерелом фінансування заходів інвестиційної програми
5.1	коригована амортизація
5.2	амортизація, яка є джерелом фінансування заходів інвестиційної програми
6	Значення регуляторного рахунку станом на кінець року
7	Кількість років, протягом яких ураховується коригування необхідного доходу
8	Коригування необхідного доходу від здійснення діяльності з транспортування природного газу НДкор

"___" ____________ 20__ року
Керівник суб'єкта господарювання (або особа, що його заміщує)	____________ (підпис)	_______________________ (Власне ім'я, ПРІЗВИЩЕ)
Головний бухгалтер	____________ (підпис)	_______________________ (Власне ім'я, ПРІЗВИЩЕ)
Виконавець _________________________                     (номер телефону)	____________ (підпис)	_______________________ (Власне ім'я, ПРІЗВИЩЕ)

(додатки 20 і 21 із змінами, внесеними згідно з постановою
 Національної комісії, що здійснює державне регулювання
 у сферах енергетики та комунальних послуг, від 11.10.2019 р. N 2107,
замінено додатком 20 згідно з постановою НКРЕКП від 11.11.2025 р. N 1812)