МЕТОДИКА расчета тарифов на тепловую энергию и определения размера субсидий

Приложение

(к постановлению Кабинета Министров Кыргызской Республики от 23 февраля 2026 года № 132)

МЕТОДИКА расчета тарифов на тепловую энергию и определения размера субсидий

1. Общие положения

1. Настоящая Методика определяет порядок формирования тарифов на выработку, передачу, распределение и поставку тепловой энергии и горячего водоснабжения потребителям, которая состоит из трех этапов, представленных ниже:

1) определение требуемого дохода предприятий централизованного теплоснабжения (далее - ПТС);

2) определение групп потребителей и распределение требуемого дохода между этими группами потребителей;

3) разработка тарифов для конечных потребителей, возмещающих затраты, отнесенные к данной группе потребителей.

2. Настоящая Методика распространяется на деятельность всех ПТС с учетом особенностей распределения затрат комбинированных ПТС, которые одновременно вырабатывают, транспортируют, распределяют тепловую и электрическую энергию с целью реализации потребителям.

3. Тарифы на тепловую энергию и горячее водоснабжение устанавливает государственный уполномоченный орган по регулированию топливно-энергетического комплекса.

4. Тарифы на тепловую энергию должны отражать все обоснованные затраты ПТС, обеспечивать стимулы для эффективной работы, а также доступность тепловой энергии для уязвимых групп населения.

5. ПТС обязаны использовать для тарифного регулирования план счетов и правила бухгалтерского учета, применяемые при ведении финансового учета.

6. ПТС несут ответственность за достоверность представленных и опубликованных данных в процессе установления тарифов. В процессе установления тарифов такие данные считаются достоверными, если обратное не подтверждено.

2. Определение требуемого дохода ПТС

7. Требуемый доход (RR) представляет совокупность всех обоснованных затрат, которые ПТС необходимо понести в определенный период для обеспечения центрального теплоснабжения и горячего водоснабжения своих потребителей в соответствии с установленными законодательством Кыргызской Республики и принятыми международными стандартами качества. Требуемый доход также включает допускаемую прибыль на инвестиции ПТС, установленную согласно настоящей Методике. Требуемый доход определяется следующим образом:

RR = FC + ЕРС + WPC + ОМС + DEPR + PRF + LRC + PR + MGF + RGF,

где: RR - требуемый доход; FC - топливо на технологические цели; ЕРС - затраты на покупку тепловой и электрической энергии; WPC - затраты на покупку подпиточной воды; ОМС - операционные затраты; DEPR - амортизационные затраты; PRF - допускаемая прибыль на инвестиции; LRC - затраты на обслуживание кредитов, подлежащие включению в требуемый доход в установленных настоящей Методикой случаях; PR - коррекция затрат прошлого тарифного периода; MGF - плата за управление компанией, подлежащая включению в тариф в установленных настоящей Методикой случаях; RGF - плата за регулирование со стороны уполномоченного органа по регулированию топливно-энергетического комплекса.

8. При расчете требуемого дохода:

1) затраты должны быть основаны на данных за последний 12-месячный период (фактический год), близкий к расчетному периоду, для которого имеются достоверные данные о затратах;

2) должна проводиться нормализация годовых затрат, посредством которой затраты в течение фактического года должны корректироваться таким образом, чтобы исключить единовременные расходы, связанные с чрезвычайными обстоятельствами и единовременными расходами или доходами, которые не ожидаются каждый год;

3) затраты не должны включать стоимость возмещаемых налогов.

9. Затраты в составе требуемого дохода должны быть определены с применением технических и технологических норм расходов сырья, материалов, топлива, нормативных технических потерь, нормативной численности персонала, определенных на основе типовых норм и нормативов, действующих для тепловой энергетики в соответствии с законодательством Кыргызской Республики и принятыми международными нормами.

10. ПТС не могут требовать возмещения затрат, которые не были изначально включены в расчет требуемого дохода, если это не предусмотрено настоящей Методикой. Риски, связанные с такими затратами, полностью несут ПТС.

2.1. Топливо на технологические цели

11. Статья расходов "Топливо на технологические цели" (FC) используется для определения требуемого дохода ПТС и включает стоимость только технологического топлива, расходуемого непосредственно на производство тепловой энергии. Затраты на топливо определяются исходя из установленных норм и его потребности:

1) на технологические нужды по выработке тепловой энергии в соответствии с заданной выработкой, удельными расходами топлива на единицу продукции и цены одной тонны топлива;

2) в расходы топлива на технологические цели, также включается все топливо, израсходованное на сушку котлов после ремонта, растопки и горячий резерв.

12. Стоимость топлива на технологические цели определяется по следующей формуле:

Begin_nocompare

,

End_nocompare

где: FRC - стоимость любых видов топлива для дополнения резервов, если данные резервы были использованы в течение прошлого тарифного периода. Виды топлива и количество общих резервов должно быть установлено Кабинетом Министров Кыргызской Республики; Ogte - прогнозируемый объем производства тепловой энергии на станциях, работающих с использованием природного газа; HRgte - удельный расход природного газа на данных станциях; FPgte - прогнозируемая средняя стоимость природного газа для тарифного периода, которое определяется согласно тарифам, установленным для поставки данного топлива для производства тепловой энергии на момент расчета тарифов; Qcte - прогнозируемый объем производства тепловой энергии на станциях, работающих с использованием угля; HRcte - удельный расход угля на данных станциях; FPcte - прогнозируемая средняя стоимость угля для тарифного периода. В стоимость угля входит стоимость топлива по договорным ценам поставщиков, включая скидки (надбавки) к ценам за пониженное (повышенное) качество топлива (за отклонения от расчетных норм зольности и влажности), железнодорожный тариф, а также расходы по погрузке и доставке (если транспорт сторонних организаций), таможенные пошлины и другие расходы до склада хранения ПТС; Qmte - прогнозируемый объем производства тепловой энергии на станциях, работающих с использованием мазута; HRmte - удельный расход мазута на данных станциях; FPmte - прогнозируемая средняя стоимость мазута для тарифного периода. В стоимость мазута входит стоимость топлива по договорным ценам поставщиков, включая скидки (надбавки) к ценам за пониженное (повышенное) качество топлива (за отклонения от расчетных норм зольности и влажности), железнодорожный тариф, а также расходы по погрузке и доставке (если транспорт сторонних организаций), таможенные пошлины и другие расходы до склада хранения ПТС; Qote - прогнозируемый объем производства тепловой энергии на станциях, работающих с использованием других видов топлива; HRote - удельный расход других видов топлива на данных станциях; FPote - прогнозируемая средняя стоимость других типов топлива для тарифного периода. В стоимость других типов топлива входит стоимость топлива по договорным ценам поставщиков, включая скидки (надбавки) к ценам за пониженное (повышенное) качество топлива (за отклонения от расчетных норм зольности и влажности), железнодорожный тариф, а также расходы по погрузке и доставке (если транспорт сторонних организаций), таможенные пошлины и другие расходы до склада хранения ПТС.

2.2. Покупная тепловая и электрическая энергия

13. Статья расходов "Покупная тепловая и электрическая энергия" (ЕРС) используется для определения требуемого дохода всех ПТС и включает:

1) стоимость покупной тепловой энергии (ЕРСte) для поставки потребителям, а также расходуемой на технологические потери, другие технологические цели и хозяйственные нужды (отопление помещений, материальных складов и других непроизводственных зданий) ПТС;

2) стоимость покупной электроэнергии (ЕРСее), расходуемой на технологические потери, другие технологические цели и хозяйственные нужды (освещение и отопление помещений, материальных складов и др. непроизводственных зданий) ПТС.

14. Стоимость покупной тепловой и электрической энергии определяется по следующей формуле:

ЕРС = EPCte + ЕРСее

15. Стоимость покупной тепловой энергии определяется по следующей формуле:

Begin_nocompare

,

End_nocompare

где: QC - прогнозируемое количество покупной тепловой энергии для поставки потребителям ПТС; QL - прогнозируемое количество покупной тепловой энергии, расходуемой на технологические потери ПТС; QT - прогнозируемое количество покупной тепловой энергии, расходуемой на технологические потери, другие технологические цели и хозяйственные нужды (отопление помещений, материальных складов и др. непроизводственных зданий) ПТС; Tte - прогнозируемый тариф покупной тепловой энергии для поставки потребителям, а также расходуемой на технологические потери, другие технологические цели и хозяйственные нужды (отопление помещений, материальных складов и др. непроизводственных зданий) ПТС.

16. Стоимость покупной электроэнергии определяется по следующей формуле:

Begin_nocompare , End_nocompare

где: Wee - прогнозируемое количество покупной электроэнергии, расходуемой на технологические потери, другие технологические цели и хозяйственные нужды ПТС; Тее - прогнозируемый тариф покупной электроэнергии, расходуемой на технологические потери, другие технологические цели и хозяйственные нужды ПТС.

2.3. Покупная подпиточная вода

17. Статья расходов "Покупная подпиточная вода" (WPC) используется для определения требуемого дохода всех ПТС и включает стоимость покупной воды, расходуемой для подпитки в системе центрального отопления.

18. Стоимость подпиточной воды определяется по следующей формуле:

WPC = QW х TW,

где: QW - прогнозируемое количество покупной подпиточной воды; TW - прогнозируемый тариф подпиточной воды.

2.4. Операционные затраты

19. Статья расходов "Операционные затраты" (ОМС) используется для определения требуемого дохода всех ПТС и включает:

OMC = WGS + MRC + MTC + TFC + ADM + PRC + INC + BSF + NFT + ООС,

где: WGS - расходы по оплате труда, а также компенсаций, выплачиваемых в установленных законодательством порядке, выплаты стимулирующего характера (премии, поощрения и т.д.), предусмотренные коллективным договором в соответствии с требованиями Трудового кодекса Кыргызской Республики, в размерах, согласованных с уполномоченным органом по регулированию топливно-энергетического комплекса, и другие связанные с оплатой труда расходы; MRC - стоимость ремонтных работ и технического обслуживания, которая состоит из расходов на комплекс операций по восстановлению исправности или работоспособности и восстановлению ресурса основных средств или его составных частей, также по поддержанию работоспособности или исправности оборудования при использовании по назначению, ожидании, хранении и транспортировании. Стоимость ремонтных работ не должна включать расходы на капитальные вложения, понесенные в связи с вложением в строительство новых активов, реконструкцию, модернизацию и замену существующих активов; МТС - расходы на приобретение материалов, комплектующих изделий и полуфабрикатов для текущего обслуживания основных средств или его составных частей, так же запасных частей для ремонта оборудования, инструментов, приспособлений, инвентаря, приборов, лабораторного оборудования, спецодежды и прочих материалов; TFC - транспортные расходы, включая любые затраты на топливо, другие горюче-смазочные материалы и техническое обслуживание транспортных средств; ADM - административные расходы, включая любые расходы, связанные с офисными принадлежностями, техническими средствами управления, узлами связи, средствами сигнализации, вычислительными центрами и другими техническими средствами управления, командировками, обучением персонала и другими соответствующими расходами; PRC - аренда имущества, включая любую арендную плату за производственные и офисные здания, сооружения, транспортные средства или другое оборудование; INC - расходы на страхование, которые включают любые расходы на страхование, связанные со страхованием здоровья сотрудников, страхованием транспортных средств или активов; BSF - банковские расходы, комиссии за обслуживание счетов, валютные операции или перевод денежных средств, так же расходы связанные со сбором денежных средств от потребителей, или иные платежи за другие банковские услуги или продукты; NFT - налоги с продаж и налог на добавленную стоимость, которые не возмещаются конечными потребителями (населением), земельный налог, налог на имущество, таможенные пошлины и другие сборы и обязательные отчисления в соответствии с законодательством Кыргызской Республики; ООС - прочие операционные и производственные расходы, необходимые для безопасной и надежной работы ПТС или для регулируемых организаций по предоставлению потребителям качественных услуг, а также другие обоснованные и непредвиденные расходы.

2.5. Обслуживание кредитов

20. Статья расходов "Обслуживание кредитов" (LRC) используется для определения требуемого дохода только муниципальных ПТС и включает стоимость обслуживания долгосрочных кредитов, которые получают под гарантию Кабинета Министров Кыргызской Республики и направляются на реализацию проектов капитальных вложений. Затраты на обслуживание кредитов (LRC) включаются в состав требуемого дохода ПТС, если их величина больше 85% от общей суммы амортизации (DEPR) и прибыли (PRF). В требуемый доход включается только превышающие 85% амортизации и прибыли затраты на обслуживание кредитов, если другое процентное соотношение текущего уровня долговых обязательств не было применено уполномоченным органом по регулированию топливно-энергетического комплекса во время установления тарифов.

21. Затраты по основной сумме и процентам долгосрочных займов включаются в ежегодное заявление на формирование тарифа точно так, как они прописаны в условиях соглашения о кредитовании и определяются по следующей формуле:

Begin_nocompare

,

End_nocompare

где: LFC - другие финансовые расходы, которые включают любые расходы, связанные с утверждением и финансированием нового соглашения о кредитовании, которые будут гарантированы и предоставлены Кабинету Министров Кыргызской Республики; LB - сумма погашения основного долга соответствующего кредита в течение тарифного периода по соглашению о кредитовании. Если в течение тарифного периода оплаты по основному долгу не предусмотрено, этот компонент считается равным нулю; LI - сумма погашения процентов соответствующего кредита в течение тарифного периода по соглашению о кредитовании. Если в течение тарифного периода оплаты по процентам не предусмотрено, этот компонент считается равным нулю; FXLRC - прогнозируемый обменный курс сома по отношению к иностранной валюте, в котором было заключено соглашение о кредитовании с Кабинетом Министров Кыргызской Республики.

2.6. Регулируемая база активов

22. Регулируемая база активов (РАБ или RAB) представляет собой стоимость активов, в отношении которых ПТС разрешено получить доход. Она определяется для всех ПТС и состоит из следующих трех основных элементов:

1) начальный РАБ (RABrbv);

2) стоимость новых активов (FIA);

3) оборотный капитал (WC).

23. РАБ пересчитывается не реже одного раза в год для учета следующих факторов:

1) новые инвестиции в материальные и нематериальные активы;

2) накопленные амортизационные отчисления;

3) изменение величины оборотного капитала.

24. Уполномоченный орган по регулированию топливно-энергетического комплекса имеет право требовать от ПТС согласования инвестиционных проектов, в результате которых новые созданные активы должны быть включены в РАБ.

25. РАБ определяется по следующей формуле:

RAB = RABrbv + FIA + WC - DEPR,

где: RABrbv - регулируемая база активов, определенная согласно главе 2.7 настоящей Методики; FIA - стоимость нововведенных материальных и нематериальных активов, которые были созданы после определения RABrbv, определенная согласно главе 2.8 настоящей Методики; WC - оборотный капитал, определенный согласно главе 2.9 настоящей Методики; DEPR - амортизационные затраты, определенные согласно главе 2.10 настоящей Методики.

2.7. Начальный РАБ

26. Начальный РАБ (RABrva) во время первого тарифного периода для ПТС будет определена на основании первоначальной балансовой стоимости материальных и нематериальных активов.

27. При последующих тарифных периодах начальный РАБ (RABrva) принимается на уровне, который был использован во время расчета прошлого тарифного периода.

2.8. Стоимость новых активов

28. Стоимость нововведенных материальных и нематериальных активов (FIA), которые были созданы после определения RABrba, определяется по следующей формуле:

FIA = FIAibv - FIAgf - FIAsld - FIAmnt,

где: FIAibv - стоимость нововведенных материальных и нематериальных активов согласно данным бухгалтерского учета, которые были созданы после определения RABrbv; FIAgf - стоимость нововведенных материальных и нематериальных активов, которые были получены безвозмездно, включая безвозмездно полученные любые средства, которые были использованы для создания этих активов после определения RABrbv, если по договору о передаче данных активов другое не предусмотрено; FIAsld - стоимость любых материальных и нематериальных активов, которые были проданы или ликвидированы после определения RABrbv; FIAmnt - стоимость нововведенных или материальных и нематериальных активов, вошедших в состав RABrbv, которые по результатам мониторинга и проверок уполномоченного органа по регулированию топливно-энергетического комплекса и другими уполномоченными государственными органами полностью или частично признаны неполезными или не используемыми для предоставления услуг по выработке, передаче и распределению тепловой энергии или стоимость которых признана частично завышенной.

2.9. Оборотный капитал

29. Оборотный капитал (WC) включается в расчет регулируемой базы активов для финансирования текущей деятельности всех ПТС и определятся по следующей формуле:

WC = ОМС х DWC / 365,

где: DWC - период (количество дней), в течение которого ПТС будут нуждаться в оборотном капитале. DWC принимается равным 30 дням, если уполномоченный орган по регулированию топливно-энергетического комплекса при расчете тарифа не установил другую продолжительность.

2.10. Амортизационные затраты

30. Статья расходов "Амортизационные затраты" (DEPR) используется для определения требуемого дохода всех ПТС и рассчитывается линейным методом по отношению к первоначальной балансовой стоимости тех материальных и нематериальных активов, которые вошли в состав RAB. Амортизационные затраты определяются по следующей формуле:

DEPR = RABibv х DR,

где: RABibv - первоначальная стоимость тех материальных и нематериальных активов, которые вошли в состав RAB; DR - средневзвешенная норма амортизации, которую ПТС применило в своем последнем опубликованном финансовом отчете по отношению к материальным и нематериальным активам.

2.11. Допускаемая прибыль

31. Статья расходов "Допускаемая прибыль" (PRF) используется для определения требуемого дохода всех энергетических предприятий и рассчитывается к отношению RAB по следующей формуле:

Begin_nocompare

,

End_nocompare

где: RoR - средневзвешанная норма допускаемой прибыли, которая определяется согласно пункту 32 настоящей Методики; Т - ставка налога на прибыль.

32. Средневзвешенная норма допустимой прибыли (RoR) устанавливается уполномоченным органом по регулированию топливно-энергетического комплекса как среднее значение для муниципальных ПТС и частных компаний, исходя из приблизительной оценки средневзвешенной стоимости капитала (WACC), и пересматривается каждые три года. RoR определяется по следующей формуле:

RoR = Е х Re + D х Rd х (1 - Т),

где: Е - оценочный вес материальных и нематериальных активов в составе РАБ ПТС, которые формируются за счет собственного капитала; D - оценочный вес материальных и нематериальных активов в составе РАБ ПТС, который формируется за счет заемного капитала; Re - норма допустимой прибыли на собственный капитал, которая устанавливается на уровне доходности государственных облигаций и предлагается уполномоченным государственным органом по запросу уполномоченного органа по регулированию топливно-энергетического комплекса; Rd - средняя оценочная стоимость заемного капитала, которая рассчитывается с учетом процентных ставок по займам, которые можно использовать для создания материальных и нематериальных активов.

2.12. Коррекция затрат прошлого тарифного периода

33. Статья расходов "Коррекция затрат прошлого тарифного периода" (PR) используется для определения требуемого дохода всех ПТС и включает:

1) корректировку стоимости топлива;

2) корректировку затрат на обслуживание кредитов;

3) прочие доходы от использования активов, вовлеченных для выработки, передачи и распределения тепловой энергии.

34. Коррекция затрат прошлого тарифного периода (PR) определятся по следующей формуле:

PR = FCR + LRCR - OFI,

где: FCR - корректировка стоимости топлива на технологические цели для компенсации финансовых потерь или вычисления дополнительных доходов, которые возникли вследствие изменения стоимости топлива или обменного курса, если топливо покупается в иностранной валюте; LRCR - корректировка затрат на обслуживание кредитов для компенсации финансовых потерь или вычисления дополнительных доходов, которые возникли вследствие изменения обменного курса сома к соответствующей иностранной валюте; OFI - прочие доходы от использования активов, вовлеченных для выработки, передачи и распределения тепловой энергии или полученные вследствие несоблюдения настоящей Методики.

35. Корректировка стоимости топлива на технологические цели прошлого тарифного периода (FCR) определяется по следующей формуле:

FCR = FC - FCA,

где: FCA - фактическая стоимость FC, которая определяется согласно пункту 12 настоящей Методики, используя фактическую стоимость топлива.

36. Корректировка затрат на обслуживание кредитов прошлого тарифного периода (LRCR) определятся по следующей формуле:

LRCR = LRC - LRCA,

где: LRCA - фактические затраты по LRC, которые определяются согласно пункту 21 настоящей Методики, используя фактические данные.

2.13. Плата за управление компанией

37. Статья расходов "Плата за управление компанией" (MGF) используется для определения требуемого дохода ПТС в тех случаях, когда регулируемая база активов была полностью амортизирована, активы были получены безвозмездно или были взяты в аренду. "Плата за управление компанией" (MGF) определятся по следующей формуле:

MGF = (FC + ЕРС + WPC + ОМС + DEPR + PRF + LRC + PR) х RMGF,

где: RMGF - процент от указанных затрат, определяющий плату за управление компанией, которая устанавливается уполномоченным органом по регулированию топливно-энергетического комплекса по обсуждению с данной ПТС, но не может превышать 10%.

2.14. Плата за регулирование

38. Статья расходов "Плата за регулирование" (RGF) используется для определения требуемого дохода всех ПТС и определятся по следующей формуле:

RGF = (FC + ЕРС + ОМС + DEPR + PRF + LRC + PR - SB) х RRGF,

где: SB - сумма субсидии, которую данная регулируемая компания должна получить из республиканского бюджета; RRGF - процент от указанных затрат, определяющий плату за регулирование со стороны уполномоченного органа по регулированию топливно-энергетического комплекса, которая составляет 0,15%. Плата за регулирование уполномоченного органа по регулированию топливно-энергетического комплекса от регулируемых компаний взимается исходя из фактической выручки от продажи и передачи электрической и тепловой энергии.

3. Распределение требуемого дохода

39. Распределение требуемого дохода - это процесс закрепления части требуемого дохода за каждой группой потребителей. Показатели требуемого дохода по группам определяются исходя из происхождения затрат. Требование к доходу по конкретной группе потребителей устанавливается с учетом стоимости обслуживания данной группы. Распределенный по каждой группе потребителей требуемый доход отражает понесенные ПТС издержки для обслуживания данной группы. Расчет объема дохода в пересчете на каждую группу потребителей является распределением затрат. Процесс распределения затрат состоит из следующих трех этапов:

1) функционализация затрат;

2) классификация затрат;

3) распределение затрат.

40. Функционализация - это распределение затрат в соответствии с основными функциями, как представлено ниже:

1) затраты на производство, передачу, распределение и поставку тепловой энергии потребителям;

2) затраты на производство, распределение и поставку горячего водоснабжения потребителям.

41. Классификация - это следующий шаг распределения затрат по группам, связанным с характеристикой данной услуги, как представлено ниже:

1) товарные или энергетические затраты, которые варьируют в зависимости от объема тепловой энергии. К товарным затратам относятся расходы на топливо, приобретенная тепловая и электрическая энергия и ряд расходов на эксплуатацию и техническое обслуживание своих мощностей;

2) затраты на объявленный максимум нагрузки либо мощность, которые варьируют в зависимости от уровня спроса на тепловую энергию со стороны потребителей. Затраты на объявленный максимум нагрузки включают в себя любое оборудование либо производственные объекты, требующиеся для удовлетворения уровней выше среднесистемных нагрузок;

3) затраты на обслуживание потребителей. Затраты на обслуживание потребителей складываются из предоставления услуг потребителям и не зависят от норм использования тепловой энергии. Затраты на обслуживание потребителей включают в себя затраты на обслуживание приборов учета данного потребителя, затраты, связанные со съемом показаний и билинговой системой, с выставлением счетов и обработку платежей, а также связанные с работой колл-центров.

42. Процесс распределения заключается в точном и пропорциональном соотнесении затрат по группам потребителей соответственно тому, каким образом эти затраты были понесены. Часть затрат складывается из обслуживания всех потребителей и не ассоциируется с той или иной группой потребителей. Данные характеристик услуг для каждой группы потребителей используются для разработки факторов распределения.

43. После распределения требуемого дохода ПТС по разным группам потребителей разрабатывается структура тарифов, которая распределит требуемый доход между группами потребителей с использованием тарифов на тепловую энергию, горячее водоснабжение или других тарифных ставок.

4. Особенности распределения затрат комбинированных ПТС

44. Распределение затрат комбинированных ПТС, которые одновременно вырабатывают, транспортируют, распределяют тепловую и электрическую энергии с целью реализации потребителям, при определении требуемого дохода применяются следующие подходы:

1) требуемый доход ПТС (RRDH) для тепловой энергии определяется как сумма двух компонентов (RRDH1, RRDH2) в соответствии с подпунктами 2 и 3 настоящего пункта;

2) при определении первого компонента (RRDH1) затраты на топливо для технологических целей (FC), покупку электроэнергии (ЕРС), операционные затраты (ОМС), амортизационные затраты (DEPR), допускаемая прибыль на инвестиции (PRF), затраты на обслуживание кредитов (LRC), коррекция затрат прошлого тарифного периода (PR), плата за управление компанией (MGF) и плата за регулирование уполномоченного органа по регулированию топливно-энергетического комплекса (RGF) распределяются между тепловой и электрической энергией пропорционально в соответствии с объемами выработки тепловой и электрической энергии по следующей формуле:

Begin_nocompare

,

End_nocompare

где: PQDH - объем выработки тепловой энергии; PWDH - объем выработки электроэнергии определенная по тепловому коэффициенту 1 ГКал = 1163 кВтч;

3) в состав второго компонента (RRDH2) входят только затраты на покупку подпиточной воды (WPC), которые полностью относятся к тепловой энергии и используются для определения стоимости горячего водоснабжения.

5. Определение тарифов

45. Для потребителей ПТС устанавливаются следующие тарифы:

1) тариф на тепловую энергию;

2) тариф на горячее водоснабжение.

46. Потребители, оснащенные приборами учета, за тепловую энергию и горячее водоснабжение оплачивают на основании замеренного счетчиком расхода.

47. Бытовые потребители, не оснащенные приборами учета, за тепловую энергию или горячее водоснабжение оплачивают на основании нормативных тарифов за единицу установленного уровня потребления согласно методике по расчету потребности в тепловой энергии здании в соответствии с действующим законодательством Кыргызской Республики.

48. Тарифы для различных групп потребителей применяются согласно действующему законодательству Кыргызской Республики.

49. Тариф на тепловую энергию (TDH, сом/Гкал) для бытовых и небытовых потребителей устанавливается исходя из средневзвешенного тарифа, который определяется по следующей формуле:

Begin_nocompare , End_nocompare

где: RRDH - требуемый доход ПТС для поставки тепловой энергии потребителям, определенный согласно главе 2 настоящей Методики; QDH - прогнозируемое потребление тепловой энергии потребителей ПТС; BDDH - допускаемый уровень безнадежных долгов для ПТС; HOL - стоимость топлива на сверхнормативные потери тепловой энергии, которые возникают вследствие небаланса выработки и потребления и ПТС не смогли обосновать:

HOL = FC / QDH x QOL,

где: QOL - небаланс тепловой энергии.

50. Тарифы на тепловую энергию для отдельных групп бытовых и небытовых потребителей устанавливается таким образом, чтобы обеспечить средневзвешенный тариф тепловой энергии. При установлении тарифов для бытовых потребителей учитывается социальный фактор в отношении уязвимых групп населения на основании предложений уполномоченного государственного органа в сфере социального обеспечения.

51. Тариф на горячее водоснабжение (THW, сом/куб.м) устанавливается по следующей формуле:

THW = TDH х kHW + TW,

где: kHW - норматив тепловой энергии на подогрев холодной воды, который ровняется 0,046 Гкал; TW - тариф холодной воды и водоотведения для потребителей данной ПТС. В тех случаях, когда ПТС закупает подпиточную воду, TW определяется по следующей формуле:

Begin_nocompare

,

End_nocompare

где: QFW - прогнозируемая покупка подпиточной воды со стороны ПТС; LFW - прогнозируемые потери подпиточной воды с учетом возможного недоучета горячего водоснабжения для потребителей ПТС, у которых отсутствуют приборы учета и применяются нормативы потребления. В таких случаях регулятор может устанавливать целевые показатели снижения потерь на последующие периоды регулирования, что будет балансировать интересы потребителей и ПТС.

52. Если расчетный доход от продажи тепловой энергии и горячего водоснабжения не обеспечивает требуемый доход ПТС, уполномоченный орган по регулированию топливно-энергетического комплекса предпринимает следующие шаги:

1) снижение нормы прибыли (RoR), пока не будет обеспечен требуемый доход ПТС, или полное исключение прибыли (PRF) из расчета требуемого дохода, если снижением нормы прибыли требуемый доход обеспечить невозможно;

2) повышение действующих тарифов на тепловую энергию и горячее водоснабжение для всех или отдельных групп потребителей, основываясь на общих подходах определения тарифного плана для потребителей, до уровня, когда будет обеспечен требуемый доход ПТС;

3) определяет дефицит ПТС (DefDH) по отношению его требуемого дохода на период регулирования для финансирования данного дефицита из республиканского бюджета или бюджета органа местного самоуправления. При дефиците расчет тарифа не может включать прибыль, а также дефицит от реализации тепловой энергии и горячего водоснабжения небытовым потребителям. Дефицит ПТС определяется по следующей формуле:

DefDH = (TDHCR - TDHHC) х QDHHC + (THWCR - THWHC) х QHWHR,

где: TDHCR - тариф тепловой энергии полностью покрывающий затраты ПТС, определенный согласно пункту 49 настоящей Методики; TDHHC - социальный тариф на тепловую энергию, установленный для бытовых потребителей; QDHHC - потребление тепловой энергии бытовых потребителей по социальному тарифу; THWCR - тариф горячего водоснабжения полностью покрывающий затраты ПТС, определенный согласно пункту 51 настоящей Методики; THWHC - социальный тариф на горячее водоснабжение, установленный для бытовых потребителей; QHWHR - потребление горячей воды бытовых потребителей по социальному тарифу.

53. Если было принято решение финансировать дефицит ПТС из республиканского бюджета или бюджета органа местного самоуправления, то размер субсидии определяется следующим образом:

1) плановый размер субсидии ПТС определяется согласно подпункту 3 пункта 52 настоящей Методики на основании плановых технико-экономических показателей ПТС, утвержденных со стороны уполномоченного органа по регулированию топливно-энергетического комплекса во время установления тарифов. Размер субсидии не должен превышать более чем на 8% сумму субсидии, полученную в прошлом году;

2) плановый размер субсидии корректируется со стороны уполномоченного органа в сфере финансов на основании фактических годовых технико-экономический показателей ПТС. Фактические годовые технико-экономический показатели ПТС в уполномоченный орган в сфере финансов предоставляется со стороны уполномоченного органа по регулированию топливно-энергетического комплекса до 1 июня текущего года. Излишек или недофинансирование субсидий в отчетном периоде засчитывается в объем финансирования следующего отчетного периода. Излишек финансирования не подлежит изъятию в доход республиканского бюджета.

54. Если субсидия из республиканского бюджета полностью не покрывает дефицит, то местный орган самоуправления может недостающую часть субсидировать из местного бюджета.

6. Установление тарифов

55. Тарифы для ПТС устанавливаются уполномоченным органом по регулированию топливно-энергетического комплекса в независимости от территории обслуживания данного ПТС.

56. ПТС обязаны подать тарифную заявку в уполномоченный орган по регулированию топливно-энергетического комплекса до 1 октября текущего года для установления тарифов на следующий тарифный период.

57. Уполномоченный орган по регулированию топливно-энергетического комплекса проверяет комплектность тарифной заявки, письменно информирует ПТС о результатах процесса проверки в течение 10 рабочих дней со дня получения тарифной заявки.

58. В случае отсутствия необходимых документов тарифная заявка уполномоченным органом по регулированию топливно-энергетического комплекса не рассматривается. Отказ в рассмотрении документов направляется уполномоченным органом по регулированию топливно-энергетического комплекса не позднее 10 рабочих дней с момента поступления документов в уполномоченный орган по регулированию топливно-энергетического комплекса и должен содержать перечень недостающей информации согласно пункту 64 настоящей Методики. При этом документы (расчетные материалы) не возвращаются. В таких случаях ПТС устраняет недостатки и подает обновленную тарифную заявку в уполномоченный орган по регулированию топливно-энергетического комплекса. ПТС ссылается на документы, приложенные к предыдущей тарифной заявке, если представленные в них данные не изменились на момент подачи обновленной тарифной заявки. ПТС должны представить обновленные тарифные заявки в уполномоченный орган по регулированию топливно-энергетического комплекса не позднее 1 ноября текущего года.

59. Принятая тарифная заявка рассматривается в течение одного месяца.

60. При рассмотрении тарифной заявки учитывается затраты ПТС в расчет тарифов и их возмещение со стороны потребителей. Целесообразными считаются затраты, которые имеют обоснования, являются рациональными и необходимыми для предоставления услуг и обслуживания потребителей.

61. В случае принятия, в соответствии с настоящей Методикой, решения о пересмотре тарифов на тепловую энергию для конечных потребителей выполняются следующие мероприятия:

1) для ознакомления заинтересованных сторон, в том числе организаций по защите прав потребителей, и представления предложений, тарифная заявка публикуется на официальном интернет-сайте уполномоченного органа по регулированию топливно-энергетического комплекса;

2) для представления заинтересованным сторонам обоснований и разъяснений, приведенных в тарифной заявке, ПТС организуют открытое общественное слушание. Время и место проведения общественных слушаний объявляются не позднее чем за 3 рабочих дня до даты проведения;

3) за 15 рабочих дней до дня представления проекта решения о новых тарифах на утверждение, расчеты предложенных тарифов, подготовленные уполномоченным органом по регулированию топливно-энергетического комплекса, размещаются на его интернет-сайте;

4) после публикации на интернет-сайте расчетов предложенных тарифов уполномоченный орган по регулированию топливно-энергетического комплекса организует открытое общественное слушание проекта решения для представления заинтересованным сторонам, в том числе организациям по защите прав потребителей, возможности внести свои предложения и получить разъяснения.

62. Уполномоченный орган по регулированию топливно-энергетического комплекса пересматривает тарифы на тепловую энергию для ПТС на основе результатов экономической деятельности ПТС, инвестиционных программ и требований к качеству обслуживания потребителей.

63. В случае возникновения обстоятельств, которые влияют на предоставление потребителям качественных услуг по экономически обоснованным ценам, ПТС подают тарифную заявку на пересмотр ранее установленных тарифов на тепловую энергию не ранее шести месяцев.

7. Процедура отчетности

64. ПТС в сроки, установленные настоящей Методикой, по итогам года в рамках процесса установления тарифов, представляют следующие виды отчетов:

1) отчет о технико-экономических показателях согласно приложению 1 к настоящей Методике;

2) отчет по фонду оплаты труда согласно приложению 2 к настоящей Методике;

3) стоимость ремонтных работ и технического обслуживания основных средств согласно приложению 3 к настоящей Методике;

4) стоимость материальных расходов согласно приложению 4 к настоящей Методике;

5) сведения о транспортных расходах согласно приложению 5 к настоящей Методике;

6) отчет об административных расходах согласно приложению 6 к настоящей Методике;

7) отчет о прочих операционных и производственных затратах согласно приложению 7 к настоящей Методике;

8) отчет о кредитах и займах согласно приложению 8 к настоящей Методике;

9) отчет о приобретении, строительстве, отчуждении и ликвидации основных средств согласно приложениям 9а, 9б, 9в и 9г к настоящей Методике;

10) расчет амортизационных отчислений согласно приложению 10 к настоящей Методике.

65. Отчеты, указанные в пункте 64 настоящей Методики, представляются ПТС в уполномоченный орган по регулированию топливно-энергетического комплекса в следующие сроки:

1) 1 квартал до 30 апреля каждого года только отчеты, указанные в подпунктах 1-7;

2) 1 полугодие до 31 июля каждого года только отчеты, указанные в подпунктах 1-8;

3) 9 месяцев до 31 октября каждого года только отчеты, указанные в подпунктах 1-7;

4) годовой до 31 марта следующего года отчеты, указанные в подпунктах 1-10.

66. Если последняя дата предоставления отчетов выпадает на нерабочий выходной или праздничный день, она переносится на первый рабочий день.

67. Одна заверенная копия отчетов представляется в уполномоченный орган по регулированию топливно-энергетического комплекса с сопроводительным письмом. Предоставляемые данные должны быть также подписаны руководителями и ответственными исполнителями. Все документы также представляются в электронном формате.

68. В процессе установления тарифов уполномоченный орган по регулированию топливно-энергетического комплекса может потребовать от ПТС представить дополнительную информацию и обоснования.

8. Ответственность за нарушение настоящей Методики

69. ПТС несут административную ответственность за несоблюдение требований, установленных настоящей Методикой. К нарушениям Методики относятся:

1) завышение (занижение) регулируемых тарифов (цен) на продукцию (работы, услуги), установленное в ходе мониторинга (проверки) затрат;

2) применение непредусмотренных надбавок, наценок к тарифам (ценам) при наличии установленных;

3) включение в стоимость продукции (работ, услуг) фактически невыполненных работ или выполненных не в полном объеме;

4) использование не по назначению средств, начисленных за счет себестоимости продукции (работ, услуг);

5) включение в стоимость продукции (работ, услуг) затрат выше утвержденных норм (расход топлива, ГСМ, потери) и/или фактически сложившихся за ряд лет;

6) завышение статей затрат при формировании стоимости продукции (работ, услуг), установленное в ходе мониторинга (проверки) затрат;

7) занижение (завышение) стоимости продукции (работ, услуг) по сравнению с закладываемыми объемами при согласовании, установленное в ходе мониторинга (проверки) затрат;

8) включение в стоимость на регулируемые товары (работы, услуги) затраты, не предусмотренные настоящей Методикой;

9) непредставление в уполномоченный орган по регулированию топливно-энергетического комплекса материалов на установление тарифов (цен) или представление с нарушением требований, установленных настоящей Методикой;

10) реализация продукции (работ, услуг) по тарифам (ценам), не установленным уполномоченным органом по регулированию топливно-энергетического комплекса;

11) отсутствие раздельного учета затрат, доходов и активов, задействованных по каждому виду регулируемой продукции (работ, услуг), а также установленных настоящей Методикой новых статей учета.

70. Проверки соблюдения требований настоящей Методики у ПТС проводит уполномоченный орган по регулированию топливно-энергетического комплекса.

71. В случае нарушения настоящей Методики сумма незаконно полученного дохода подлежит перечислению в бюджет органа местного самоуправления в случае муниципальных ПТС и в республиканский бюджет во всех остальных случаях в 30-дневный срок со дня вручения решения или срок, установленный решением уполномоченного органа по регулированию топливно-энергетического комплекса.

72. Решение о перечислении полученного дохода в нарушение требований Методики принимается руководителем уполномоченного органа по регулированию топливно-энергетического комплекса. В случае несвоевременного перечисления указанных сумм начисляется пеня в размере, равном 0,09% размера недоимки за каждый день просрочки. Общая сумма начисленной пени не может превышать 100 процентов размера суммы начисленного взыскания. Пени могут не начисляться в случаях, предусмотренных статьей 37 Кодекса Кыргызской Республики о неналоговых доходах.

73. Факты нарушений настоящей Методики, выявленные другими контролирующими органами, и материалы по ним направляются в уполномоченный орган по регулированию топливно-энергетического комплекса для принятия решения.

74. В случае невозможности определения суммы незаконно полученного дохода в результате нарушения настоящей Методики по решению уполномоченного органа по регулированию топливно-энергетического комплекса подлежат взысканию 25% от суммы среднемесячного дохода.

75. За непредставление материалов для установления тарифов (цен) уполномоченный орган по регулированию топливно-энергетического комплекса выдает соответствующее предписание. В случае невыполнения требований предписания применяются меры в соответствии с Кодексом Кыргызской Республики "О правонарушениях".

76. Решение уполномоченного органа по регулированию топливно-энергетического комплекса о перечислении полученного дополнительного дохода может быть обжаловано в соответствии с Законом Кыргызской Республики "Об основах административной деятельности и административных процедурах".

Begin_nocompare

Приложение 1

к Методике расчета тарифов на тепловую энергию и определения размера субсидий

ОТЧЕТ о технико-экономических показателях

___________________________ 20__ г.

(форма заполняется в тыс. сом.)

№

Показатели

Ед. изм.

1 кв.

2 кв.

3 кв.

4 кв.

годовой

1. Общие сведения

1.1

Количество котлов

усл. ед.

1.2

Общая протяженность теплотрассы

км

1.3

Количество абонентов

абон.

1.3.1

Население

абон.

1.3.2

Промышленные и прочие потребители

абон.

1.3.3

Бюджетные потребители

абон.

1.4

Количество персонала компании

чел.

1.4.1

производственный персонал

чел.

1.4.1.1

ремонтные рабочие

чел.

1.4.1.2

линейный персонал

чел.

1.4.1.3

эксплуатационные рабочие

чел.

1.4.2

административный персонал

чел.

1.4.3

персонал сбыта

чел.

1.4.4

прочий персонал

чел.

2. Баланс тепловой энергии

2.1

Выработка тепловой энергии

Гкал

2.2

Покупка тепловой энергии

Гкал

2.3

Расход на собственные нужды

Гкал

2.4

Разогрев теплосети

Гкал

2.5

Потери в тепловых сетях

Гкал

в % от выработки

%

2.6

Полезный отпуск

Гкал

в том числе:

2.6.1

Население

Гкал

в том числе:

2.6.1.1

до 80 м2

Гкал

2.6.1.2

свыше 80 м2

Гкал

2.6.1.3

на цели ГВС

Гкал

2.6.2

Промышленные и прочие потребители

Гкал

2.6.3

Бюджетные потребители

Гкал

2.7

Небаланс тепловой энергии

Гкал

3. Сведения о доходах

3.1

Тарифы

сом/Гкал

в том числе:

3.1.1

Население

в том числе:

3.1.1.1

до 80 м2

сом/Гкал

3.1.1.2

свыше 80 м2

сом/Гкал

3.1.1.3

на цели ГВС

3.1.2

Промышленные и прочие потребители

сом/Гкал

3.1.3

Бюджетные потребители

сом/Гкал

3.2

Доход от реализации тепловой энергии

тыс. сом.

в том числе:

3.2.1

Население

тыс. сом.

в том числе:

3.2.1.1

до 80 м2

тыс. сом.

3.2.1.2

свыше 80 м2

тыс. сом.

3.2.1.3

на цели ГВС

тыс. сом.

3.2.2

Промышленные и прочие потребители

тыс. сом.

3.2.3

Бюджетные потребители

тыс. сом.

3.3

Прочие доходы

тыс. сом.

3.4

Субсидия

тыс. сом.

3.5

Доходы всего

тыс. сом.

4. Требуемый доход

4.1

Топливные затраты на производство тепловой энергии (FC)

тыс. сом.

4.1.1

Затраты на дополнение резервов для производства тепловой энергии (FRC)

тыс. сом.

4.1.1.1

природный газ

тыс. сом.

4.1.1.2

уголь

тыс. сом.

4.1.1.3

мазут

тыс. сом.

4.1.1.4

другие виды топлива

тыс. сом.

4.1.2

Затраты на природный газ для производства тепловой энергии

тыс. сом.

4.1.3

Затраты на уголь для производства тепловой энергии

тыс. сом.

4.1.4

Затраты на мазут для производства тепловой энергии

тыс. сом.

4.1.5

Затраты на другие топлива для производства тепловой энергии

тыс. сом.

4.2

Затраты на покупку тепловой и электрической энергии (ЕРС)

тыс. сом.

4.2.1

Затраты на покупку тепловой энергии

тыс. сом.

4.2.2

Затраты на покупку электрической энергии

тыс. сом.

4.3

Затраты на покупку подпиточной воды (WPC)

тыс. сом.

4.4

Операционные расходы (ОМС)

тыс. сом.

4.4.1

Расходы по оплате труда (WGS)

тыс. сом.

4.4.2

Стоимость ремонтных работ и технического обслуживания (MRC)

тыс. сом.

4.4.3

Стоимость материальных расходов (МТС)

тыс. сом.

4.4.4

Транспортные расходы (TFC)

тыс. сом.

4.4.5

Административные расходы (ADM)

тыс. сом.

4.4.6

Аренда имущества (PRC)

тыс. сом.

4.4.6.1

аренда недвижимости

тыс. сом.

4.4.6.2

аренда транспортных средств

тыс. сом.

4.4.7

Расходы на страхование (INC)

тыс. сом.

4.4.7.1

страхование персонала

тыс. сом.

4.4.7.2

страхование недвижимости

тыс. сом.

4.4.7.3

страхование транспортных средств

тыс. сом.

4.4.7.4

страхование других видов имущества

тыс. сом.

4.4.8

Расходы для сбора денежных средств от потребителей (МСС)

тыс. сом.

4.4.9

Невозмещаемые налоги, пошлины и сборы (NFT)

тыс. сом.

4.4.9.1

налог на имущество

тыс. сом.

4.4.9.2

земельный налог

тыс. сом.

4.4.9.3

прочие невозмещаемые налоги, пошлины и сборы

тыс. сом.

4.4.10

прочие операционные и производственные расходы (ООС)

тыс. сом.

4.5

Амортизационные отчисления по части регулируемой деятельности (DEPR)

тыс. сом.

4.5.1

Амортизационные отчисления

тыс. сом.

4.5.2

Остаточная стоимость ликвидированных активов при чрезвычайных ситуациях

тыс. сом.

4.6

Прибыль на инвестиционный капитал (PRF)

тыс. сом.

4.6.1

Средневзвешенная стоимость капитала (WACC)

%

4.6.2

Ставка налога на прибыль

%

4.6.3

Регулятивная база активов (RAB)

тыс. сом.

4.6.4

Оборотный капитал (WC)

тыс. сом.

4.7

Расходы по кредитам (LRC)

тыс. сом.

4.7.1

Расходы по кредитам (LRC)

тыс. сом.

4.7.2

DEPR и PRF

тыс. сом.

4.7.3

Коэффициент LRC / (DEPR + PRF)

4.8

Коррекция затрат прошлого тарифного периода (PR)

тыс. сом.

4.8.1

Коррекция стоимости топлива на технологические цели (FCR)

тыс. сом.

4.8.2

Коррекция расходов на обслуживание кредитов (LRCR)

тыс. сом.

4.8.3

Прочие доходы (OFI)

тыс. сом.

4.9

Коррекция сверхнормативных потерь тепловой энергии (LSR)

тыс. сом.

4.10

Плата за управление компаний (MGF)

тыс. сом.

4.11

Плата за регулирование (RGF)

тыс. сом.

4.12

Требуемый доход, всего

тыс. сом.

5. Тариф на тепловую энергию

5.1

Себестоимость тепловой энергии

сом./Гкал

5.2

Отпускной тариф тепловой энергии (без учета налогов)

сом./Гкал

5.3

Прибыль/убытки

тыс. сом.

6. Тарифы на тепловую энергию и ГВС

6.1

Себестоимость тепловой энергии

сом./Гкал

6.2

Себестоимость ГВС

сом./куб.м

6.2.1

Себестоимость подпиточной воды

сом./тонн

6.2.2

Затраты на разогрев

сом./тонн

6.3

Тарифы на тепловую энергию

6.3.1

Социальный тариф тепловой энергии для населения (до 80 м2)

сом./Гкал

6.3.1.1

Уровень покрытия затрат

6.3.2

Тариф тепловой энергии для населения (свыше 80 м2)

сом./Гкал

6.3.3

Тариф тепловой энергии для небытовых потребителей

сом./Гкал

6.4

Тарифы на ГВС

6.4.1

Социальный тариф ГВС для населения (с приборами учета)

сом./куб.м

6.4.1.1

Уровень покрытия затрат

6.4.2

Социальный тариф ГВС для населения (без прибора учета)

сом./чел.

6.4.3

Тариф для небытовых потребителей

сом./куб.м

Приложение 2

к Методике расчета тарифов на тепловую энергию и определения размера субсидий

ОТЧЕТ по фонду оплаты труда

(по лицензированной деятельности)

_______________________________ 20__ г. (квартал)

(форма заполняется в тыс. сом.)

№ п/п

Наименование показателей

(квартал)

1

2

3

1

Среднесписочная численность, в т.ч.

1.1

административный персонал

1.2

производственный персонал

1.3

персонал сбыта

2

Средний оклад по штатному расписанию, в т.ч.

2.1

административный персонал

2.2

производственный персонал

2.3

персонал сбыта

3

Фонд оплаты труда (ФОТ)

4

Доплаты и надбавки

4.1

4.2

4.n

5

Премии

5.1

то же в % от ФОТ

6

Прочие

6.1

6.2

6.n

7

ФОТ с учетом премии и прочих выплат, в т.ч.

7.1

административный персонал

7.2

производственный персонал

7.3

персонал сбыта

8

ФОТ не списочного состава

9

Итого ФОТ

9.1

в т.ч. месячный

10

Страховые взносы

10.1

Пенсионный фонд

10.2

Фонд обязательного медицинского страхования

10.3

Фонд оздоровления трудящихся

11

Итого ФОТ и страховые взносы

Приложение 3

к Методике расчета тарифов на тепловую энергию и определения размера субсидий

Стоимость ремонтных работ и технического обслуживания

(по лицензированной деятельности)

_____________________________________ 20__ г. (квартал)

(форма заполняется в тыс. сом.)

№ п/п

Наименование планируемых работ

Сумма

1

2

3

1

Капитальные ремонты

1.1

Капитальные ремонты силами подрядных организаций*

1.1.1

1.1.2

1.1.n

1.2

Капитальные ремонты хозяйственным способом*

1.2.1

1.2.2

1.2.n

2

Текущие ремонты

2.1

Текущие ремонты силами подрядных организаций*

2.1.1

2.1.2

2.1.n

2.2

Текущие ремонты хозяйственным способом*

2.2.1

2.2.2

2.2.n

ИТОГО

Приложение 4

к Методике расчета тарифов на тепловую энергию и определения размера субсидий

Стоимость материальных расходов

(по лицензированной деятельности)

_____________________________________ 20__ г. (квартал)

(форма заполняется в тыс. сом.)

№ п/п

Наименование материалов, сырья, инструментов для текущего обслуживания

Сумма

1

2

3

1

Материалы*

1.1

1.2

1.n

2

Сырье*

2.1

2.2

2.n

3

Другие материально-производственные запасы*

3.1

3.2

3.n

ИТОГО

Приложение 5

к Методике расчета тарифов на тепловую энергию и определения размера субсидий

Сведения о транспортных расходах

(по лицензированной деятельности)

по 1 ______________________________ 20__ г.

(форма заполняется в тыс. сом.)

№ п/п

Наименование транспортного средства

Расход на 100 км (моточас)

Расход топлива в день

Количество рабочих дней

Цена ГСМ в сомах за 1 л

Итого

1

2

3

5

6

5

6

1

2

3

n

Итого

Приложение 6

к Методике расчета тарифов на тепловую энергию и определения размера субсидий

ОТЧЕТ об административных расходах

(по лицензированной деятельности)

_________________________________ 20__ г. (квартал)

(форма заполняется в тыс. сом.)

№ п/п

Наименование

Сумма

1

2

3

1

Расходы на приобретение канцтоваров, расходных материалов для оргтехники, бумаги для факсов, принтеров и копировальной техники и другое

1.1

Канцтовары

1.2

Расходные материалы для оргтехники

1.3

Бумага для факсов, принтеров и копировальной техники

1.4

Прочие

2

Почтовые и телекоммуникационные расходы

2.1

Почтовые расходы

2.2

Телекоммуникационные расходы

2.3

Прочие

3

Расходы на обслуживание программных обеспечений

3.1

Обслуживание программных обеспечений

3.2

Обеспечение кибербезопасности

3.3

Прочие

4

Консалтинговые и аудиторские услуги

4.1

Финансовый аудит

4.2

Технический аудит

4.3

Консалтинговые услуги

4.4

Расходы на разработку методологических, нормативно-правовых и других документов

5

Расходы для охраны зданий, сооружений и другого имущества

6

Расходы на переподготовку кадров

7

Юридические и нотариальные расходы

8

Экологические расходы

9

Расходы на маркетинг и рекламу

10

Командировочные расходы

11

Оплата услуг банка Центрального депозитария ценных бумаг и профессиональных участников рынка ценных бумаг

12

Прочие непредвиденные административные расходы

Итого

Приложение 7

к Методике расчета тарифов на тепловую энергию и определения размера субсидий

ОТЧЕТ о прочих операционных и производственных затратах

(по лицензированной деятельности)

___________________________________ 20__ г. (квартал)

(форма заполняется в тыс. сом.)

№ п/п

Наименование

Стоимость

1

2

3

1

Прочие операционные расходы*

1.1

1.2

1.n

2

Прочие производственные расходы*

2.1

2.2

2.n

3

Другие обоснованные расходы*

3.1

3.2

3.n

4

Непредвиденные расходы

ИТОГО

Приложение 8

к Методике расчета тарифов на тепловую энергию и определения размера субсидий

ОТЧЕТ о кредитах и займах

____________________________________ 20__ г. (квартал)

№ п/п

Наименование кредитного соглашения

Номер кредитного соглашения

Дата вступления в силу кредитного соглашения

Дата окончания погашения кредита

Льготный период

Валюта кредита

Сумма кредита по договору (в валюте кредита)

Остаток задолженности на начало года

Годовая процентная ставка (%)

Остаток задолженности на конец периода

в т.ч. долгосрочная задолженность

текущая задолженность

всего

основана сумма

начисления %

штрафы

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

16

1

млн.

млн. сом.

2

млн.

млн. сом.

Итог по иностранным кредитам

-

-

-

1

млн. USD

2

млн. сом.

Итог по бюджетным ссудам

-

-

-

Всего

Приложение 9 а

к Методике расчета тарифов на тепловую энергию и определения размера субсидий

ОТЧЕТ о приобретении основных средств

(по лицензированной деятельности)

по 1 ____________________________ 20__ г.

(форма заполняется в тыс. сом.)

№ п/п

Инвентарный номер основного средства

Наименования основного средства

Дата приобретения основного средства

Срок полезного использования (лет)

Стоимость основного средства (без НДС)

1

2

3

4

5

6

1

2

3

n

Итого

Приложение 9 б

к Методике расчета тарифов на тепловую энергию и определения размера субсидий

ОТЧЕТо строительстве основных средств

(по лицензированной деятельности)

по 1 _________________________ 20__ г.

(форма заполняется в тыс. сом.)

№ п/п

Инвентарный номер основного средства

Наименования основного средства

Дата ввода в эксплуатацию основного средства

Срок полезного использования (лет)

Стоимость основного средства (без НДС)

1

2

3

4

5

6

1

2

3

n

Итого

Приложение 9 в

к Методике расчета тарифов на тепловую энергию и определения размера субсидий

ОТЧЕТ об отчуждении основных средств

(по лицензированной деятельности)

по 1 _________________________ 20__ г.

(форма заполняется в тыс. сом.)

№ п/п

Наименования основного средства

Дата ввода в эксплуатацию основного средства

Дата отчуждения (продажи) основного средства

Инвентарный номер основного средства

Первоначальная стоимость основного средства

Накопленный износ

Накопленное обесценение

Балансовая стоимость основного средства

Сумма отчуждения (продажи) основных средств

Затраты связанные с отчуждением (продажей) основного средства

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

1

2

3

n

Итого

Приложение 9 г

к Методике расчета тарифов на тепловую энергию и определения размера субсидий

ОТЧЕТ о ликвидации основных средств

(по лицензированной деятельности)

по 1 ______________________________ 20__ г.

(форма заполняется в тыс. сом.)

№ п/п

Наименование ликвидированного основного средства

Дата ввода в эксплуатацию основного средства

Дата ликвидации основного средства

Инвентарный номер основного средства

Первоначальная стоимость

Остаточная стоимость

Доходы от ликвидации

Обоснование/причина ликвидации актива

всего

включено в капитальные затраты

включено в текущие затраты

отчуждено (продано)

прочие направления

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

1

2

3

n

Итого

Приложение 10

к Методике расчета тарифов на тепловую энергию и определения размера субсидий

Расчет амортизационных отчислений

(по лицензированной деятельности)

по 1 ______________________________ 20__ г.

(форма заполняется в тыс. сом.)

№ п/п

Группы основных средств и нематериальных активов

Первоначальная стоимость

Остаточная стоимость на "___" _________ 20__ г.

Норма амортизации (%)

Метод начисления амортизации

Сумма амортизации

Остаточная стоимость

1

2

4

5

6

7

8

9

1

Основные средства

1.1

... (группа 1)

1.2

... (группа 2)

1.n

... (группа n)

2

Нематериальные активы

2.1

... (группа 1)

2.2

... (группа 2)

2.3

... (группа n)

3

ИТОГО