НАРЕДБА 2 от 19.03.2013 г. за регулиране нацените на природния газ

Издадена от председателя на Държавната комисия за енергийно иводно регулиране, обн., ДВ, бр. 33 от 5.04.2013 г., в сила от5.04.2013 г., доп., бр. 17 от 28.02.2014 г., в сила от 28.02.2014 г.;изм. с Решение 15465 от 18.12.2014 г. на ВАС на РБ - бр. 65 от25.08.2015 г., в сила от 25.08.2015 г.; изм. и доп., бр. 94 от4.12.2015 г., в сила от 4.12.2015 г., бр. 105 от 30.12.2016 г., в силаот 30.12.2016 г., доп., бр. 52 от 22.06.2018 г., изм. и доп., бр. 98 от27.11.2018 г., в сила от 27.11.2018 г., бр. 95 от 3.12.2019 г., в силаот 3.12.2019 г.

Глава първаОБЩИ ПОЛОЖЕНИЯ

Чл. 1. С наредбата се определят:

1. методите за регулиране на цените на природния газ, правилатаза тяхното образуване или определяне и изменение, редът запредоставяне на информация, внасяне на предложенията за ценитеи за тяхното утвърждаване;

2. начинът за компенсиране на разходи на енергийнитепредприятия, произтичащи от наложени им задължения къмобществото по Закона за енергетиката (ЗЕ);

3. условията и редът за образуване на цените за присъединяванекъм мрежите;

4. условията и редът за образуване на цените за достъп и пренос наприроден газ през преносни и/или разпределителни мрежи.

Чл. 2. (Изм. – ДВ, бр. 94 от 2015 г., в сила от 4.12.2015 г.) По редана наредбата Комисията за енергийно и водно регулиране,наричана по-нататък "комисията", регулира цените:

1. (изм. – ДВ, бр. 95 от 2019 г. , в сила от 3.12.2019 г.) по коитообщественият доставчик продава природен газ на крайните

снабдители на природен газ и на лице, на което е издаденалицензия за производство и пренос на топлинна енергия;

2. по които крайните снабдители продават природен газ на клиенти,присъединени към съответните газоразпределителни мрежи;

3. (изм. – ДВ, бр. 94 от 2015 г., в сила от 4.12.2015 г.) за достъп ипренос на природен газ през газопреносни и/илигазоразпределителни мрежи освен в случаите, когато комисията посвоя преценка одобрява методика за определяне на цена за достъпи пренос през преносна мрежа;

4. за достъп и съхранение на природен газ в съоръжения засъхранение;

5. за присъединяване към газопреносните илигазоразпределителните мрежи;

6. за предоставяни на клиентите услуги, определени от комисията,свързани с лицензионната дейност.

Чл. 3. (1) При осъществяване на правомощията си по ценовоторегулиране комисията може да прилага различни методи зарегулиране, да определя показатели за ефективност на енергийнитепредприятия, показатели за сравнимост между тях, изпълнение набазисни критерии.(2) Комисията прилага следните основни методи на ценоворегулиране:

1. "норма на възвращаемост на капитала", при която комисията следпроведен регулаторен преглед утвърждава цени и необходимигодишни приходи на енергийното предприятие за регулаторенпериод не по-кратък от една година; следващ регулаторен прегледсе извършва по решение на комисията или по заявление наенергийното предприятие при съществени отклонения междуодобрените и отчетените елементи на необходимите приходи;

2. "горна граница на цени" и "горна граница на приходи", при коиторегулаторният период е с продължителност от 2 до 5 години; следпроведен регулаторен преглед комисията утвърждава цени инеобходими годишни приходи на енергийното предприятие запървата година от регулаторния период и може да ги изменя в краяна всяка ценова година или в края на регулаторния период всъответствие с глава трета от наредбата.

(3) (Доп. – ДВ, бр. 94 от 2015 г., в сила от 4.12.2015 г.) За целитена ценовото регулиране комисията може да прилага показатели засравнимост между енергийните предприятия и изисква изпълнениетона базисни критерии на основата на анализи при използване наданни от добрите практики на национално и международно ниво.

(4) Комисията с решение определя приложим метод за ценоворегулиране за енергийните предприятия, като се ръководи отпринципите по чл. 23 и 31 от Закона за енергетиката.

(5) В случаите, когато комисията по своя преценка одобряваметодика за определяне на цена за достъп и пренос презпреносната мрежа, тя определя и метод на регулиране.

Чл. 3а. (Нов – ДВ, бр. 17 от 2014 г., в сила от 28.02.2014 г.; отм. сРешение 15465 на ВАС на РБ - бр. 65 от 2015 г., в сила от25.08.2015 г.).

Чл. 4. (1) Счетоводството на енергийните предприятия сеосъществява, като финансовите отчети се съставят в съответствие сизискванията на Закона за счетоводството и приложимитесчетоводни стандарти.(2) За целите на регулирането енергийните предприятия водятотделна счетоводна отчетност съгласно изискванията на чл. 37 ЗЕ.

(3) (Изм. – ДВ, бр. 94 от 2015 г., в сила от 4.12.2015 г.) Правилатаза водене на разделното счетоводство, включителноразпределението на активите за целите на ценообразуването погрупи клиенти и дейности, както и формата и съдържанието насчетоводните отчети за регулаторни цели се приемат с решение накомисията по предложение на енергийните предприятия.

(4) (Доп. – ДВ, бр. 94 от 2015 г., в сила от 4.12.2015 г.)Финансовите отчети за регулаторни цели се придружават от докладии допълнителна информация, показваща спазването на всичкиизисквания за изпълнение на лицензионната дейност, включителнои за недопускането на кръстосано субсидиране съгласно чл. 31, т. 6ЗЕ в предложените за утвърждаване цени или в определените по чл.2, т. 3 цени.

(5) Формата и съдържанието на информацията, необходима зацелите на ценообразуването, се определят с указания накомисията, които са задължителни за енергийните предприятия.

(6) (Изм. – ДВ, бр. 94 от 2015 г., в сила от 4.12.2015 г.) Правилатапо ал. 3 се изменят по инициатива на комисията или попредложение на енергийните предприятия и се прилагат отначалото на календарната година, следваща датата на приеманетоим или на тяхното изменение.

Чл. 5. (Изм. – ДВ, бр. 94 от 2015 г., в сила от 4.12.2015 г.) (1)Комисията може да утвърждава регулираните по наредбата цени покомпоненти в зависимост от структурата на разходите или общицени, които включват две или повече компоненти.(2) Комисията по искане на лицензиант, притежаващ повече от едналицензия за разпределение на природен газ и/или снабдяване сприроден газ от краен снабдител и при доказан положителен ефектза клиентите, може да утвърждава единни цени по групи клиенти затериториите, които са в обхвата на тези лицензии.

(3) Комисията утвърждава цени без включен данък добавенастойност.

Чл. 6. (Доп. – ДВ, бр. 94 от 2015 г., в сила от 4.12.2015 г.)Енергийните предприятия могат да прилагат по-ниски отутвърдените от комисията цени, при условие че това не води докръстосано субсидиране между отделните дейности, както и междугрупите клиенти.

Чл. 7. (1) По предложение на енергийните предприятия комисиятаодобрява показатели за качество на природния газ и определяпоказатели за качество на обслужването за всяка лицензионнадейност и техните годишни целеви нива.(2) Показателите за качество на природния газ и качество наобслужването са елементи на задълженията по лицензията.

(3) За целите на ценовото регулиране постигането на всеки отцелевите показатели е мярка за цялостното изпълнение налицензионната дейност от енергийното предприятие.

Чл. 8. (1) За гарантиране интересите на клиентите комисиятакоригира необходимите приходи и/или цени на енергийнотопредприятие за всеки ценови период в зависимост от изпълнениетона показателите за качество на природния газ и за качество наобслужването през предходната година.

(2) (Изм. – ДВ, бр. 94 от 2015 г., в сила от 4.12.2015 г.) В случай чеза даден ценови период изпълнението на показателите за качествона природния газ и/или за качество на обслужването от енергийнотопредприятие не достига целевите показатели, съответното ниво наизпълнение се отразява в намаление на необходимите приходии/или цени за следващия ценови период по определена откомисията методика.

Глава втораОБРАЗУВАНЕ НА ЦЕНИТЕ

Раздел IЦенообразуващи елементи

Чл. 9. (Изм. – ДВ, бр. 94 от 2015 г., в сила от 4.12.2015 г.)Необходимите годишни приходи за съответната дейност полицензията включват икономически обоснованите разходи ивъзвръщаемост на капитала по следната формула:

НГП = Р + (РБА * НВ),

където:

НГП са необходимите годишни приходи;

Р - годишните разходи за дейността по лицензията;

РБА е признатата от комисията регулаторна база на активите;

НВ - определената от комисията норма на възвръщаемост накапитала за регулаторния период.

Чл. 10. (1) Видовете разходи, пряко свързани със съответнаталицензионна дейност, които се включват при образуването нацените, се разделят в две основни групи: условно-постоянниразходи и променливи разходи според връзката им с количествотоприроден газ и/или осигуряването на услугата. Във всяка отпосочените групи разходите се посочват и по икономическиелементи.

(2) Комисията утвърждава прогнозен размер на разходите по ал. 1,

като преценява тяхната икономическа обоснованост въз основа напредставените от енергийното предприятие доказателства по ал. 3,въз основа на сравнителни анализи при използване на данни отнационалната и международната практика и като взема предвидрезултатите от текущия контрол при отчитане принципите нарегулирането по Закона за енергетиката.

(3) Комисията изисква от енергийното предприятие да представиписмена обосновка и доказателства за всички или за отделниразходи, както и за връзката им с изпълнението на условията полицензията.

(4) (Отм., предишна ал. 5 – ДВ, бр. 94 от 2015 г., в сила от4.12.2015 г.) За целите на ценовото регулиране в състава напризнатите от комисията разходи не се включват разходи, които неса свързани със съответната лицензионна дейност, финансовиразходи и такива, които имат случаен и/или извънреден характер,както и:

1. разходи, свързани с продажба на природен газ по свободнодоговорени цени;

2. разходи за данъци, свързани с корпоративното подоходнооблагане на печалбата;

3. разходи за санкции и/или глоби, наложени от държавни илиобщински органи или от комисията;

4. разходи, свързани с неустойки и други плащания, вследствие нанеизпълнение по сключени договори, лихви за забавяне;

5. разходи за бъдещи периоди, които са част от отчета за доходите;

6. (изм. – ДВ, бр. 94 от 2015 г., в сила от 4.12.2015 г.) текущиразходи за начислени провизии за задължения по смисъла на чл. 38ЗКПО и разходи за загуби от обезценки с изключение на разходитеза загуби от обезценки на материални запаси от природен газ;

7. разходи по чл. 204 ЗКПО, както и разходи за начислен данъквърху тях по чл. 216 ЗКПО;

8. разходи за дарение и неизползвани отпуски;

9. всички други разходи, за които липсва технико-икономическа илидруга обосновка и доказателства от енергийното предприятие;

10. разходи, за които комисията обосновано приеме, че не са винтерес на клиентите, или разходи, които не са необходими за

изпълнение на лицензионната дейност;

11. (изм. – ДВ, бр. 94 от 2015 г., в сила от 4.12.2015 г.) съдебниразходи, извън държавните такси, свързани с образуване на дела засъбиране на вземания;

12. (нова – ДВ, бр. 105 от 2016 г., в сила от 30.12.2016 г., изм., бр.98 от 2018 г., в сила от 27.11.2018 г., бр. 95 от 2019 г. , в сила от3.12.2019 г.) разходи по чл. 17, ал. 18.

Чл. 11. (Изм. – ДВ, бр. 94 от 2015 г., в сила от 4.12.2015 г.) (1)Признатите от комисията разходи на енергийните предприятия,произтичащи от наложени им задължения към обществото, секомпенсират чрез цените, които заплащат всички клиенти, понедискриминационен и прозрачен начин.

(2) Общият размер на признатите от комисията разходи, свързанисъс задължения към обществото, се включва в необходимитегодишни приходи на преносното предприятие.

(3) (Доп. – ДВ, бр. 95 от 2019 г. , в сила от 3.12.2019 г.) Разходитепо ал. 2 се възстановяват като част от стойността на услугата отвсички потребители на природен газ въз основа на тяхното измеренопотребление и се определят като отделна компонента в утвърденатаили определена съгласно методиката по чл. 2, т. 3 цена за преноспрез газопреносната мрежа. За енергийно предприятие, което имаиздадена лицензия за дейността "обществена доставка на природенгаз", прогнозните количества природен газ се формират въз основана заявените количества от крайните снабдители и от лицата, накоито е издадена лицензия за производство и пренос на топлиннаенергия, количествата природен газ за продажба по чл. 176а, ал. 1от ЗЕ и количествата по двустранните му договори.

(4) Начинът за компенсиране на разходите, произтичащи отналожени задължения към обществото на съответните енергийнипредприятия, и механизмът, по който тези разходи се възстановяватна енергийните предприятия, които са ги претърпели, се определятв приета от комисията методика.

Чл. 11а. (Нов – ДВ, бр. 105 от 2016 г., в сила от 30.12.2016 г.) (1)Когато задължение към обществото е наложено на повече от едноенергийно предприятие, произтичащите от това задължение разходисе компенсират на съответните енергийни предприятияпропорционално на частта от наложеното им задължение къмобществото чрез цените, които се заплащат от техните клиенти.

(2) В случаите по ал. 1 признатите от комисията разходи сеопределят като отделна компонента в утвърдената цена насъответното енергийно предприятие и се възстановяват от неговитеклиенти и/или от крайните снабдители на природен газ, с които имасключен договор за доставка, въз основа на тяхното измеренопотребление.

(3) (Доп. – ДВ, бр. 98 от 2018 г., в сила от 27.11.2018 г.)Компонентата по ал. 2 се образува въз основа на обоснованияпрогнозен размер на разходите от наложеното задължение къмобществото за съответната година и заявените прогнозниколичества природен газ в енергийни единици за същата година. Заенергийно предприятие, което има издадена лицензия за дейността"обществена доставка на природен газ", прогнозните количестваприроден газ се формират въз основа на заявените количества открайните снабдители и от лицата, на които е издадена лицензия запроизводство и пренос на топлинна енергия, количествата природенгаз за продажба по чл. 176а, ал. 1 от ЗЕ и количествата подвустранните му договори.

(4) (Изм. – ДВ, бр. 98 от 2018 г., в сила от 27.11.2018 г.) Когатопрез годината по ал. 3 енергийното предприятие има повече от единценови период, компонентата по ал. 2 се коригира за всеки следващценови период въз основа на разликата между прогнозните и реалноотчетените разходи от наложеното задължение към обществото презпредходни ценови периоди.

Чл. 12. (1) (Изм. – ДВ, бр. 94 от 2015 г., в сила от 4.12.2015 г.)Утвърдената от комисията регулаторна база на активите, придобитивъзмездно от енергийното предприятие и пряко свързани слицензионната дейност, е признатата стойност на активите, върхукоято енергийното предприятие получава възвръщаемост отвложения капитал, и включва следните елементи:РБА = А - Ф - Ам + НОК + И,

където:

РБА е регулаторната база на активите;

А - признатата отчетна стойност на активите, които се използват и

имат полезен живот;

Ф - балансовата стойност на активите, които са придобити чрезфинансиране или по безвъзмезден начин, в т. ч. по грантови схеми,дарения, помощи, от клиенти и др.;

Ам - амортизацията, определена за регулаторни цели за периода наизползване на активите за извършване на лицензионната дейност иизчислена чрез прилагане на линеен метод;

НОК - необходимият оборотен капитал;

И - размерът на инвестициите, одобрени от комисията, в случаите нарегулиране по чл. 3, ал. 2, т. 2.

(2) (Изм. – ДВ, бр. 94 от 2015 г., в сила от 4.12.2015 г.) Признататаотчетна стойност на активите (А) е приетата от комисията стойностна активите към края на базисната година, които се използват и сасвързани пряко с дейността по лицензията.

(3) (Изм. – ДВ, бр. 94 от 2015 г., в сила от 4.12.2015 г.) Впризнатата стойност на нетекущи активи не се включват:

1. разходи за придобиване на активи под формата на незавършеностроителство;

2. активи, отчетени по силата на договор за финансов лизинг, аконе са свързани с пряката лицензионна дейност;

3. активи, несвързани с лицензионната дейност (в т.ч. почивнистанции, други социални обекти) и/или отдадени под наем,изведени от експлоатация и др.;

4. стойност на активи, надвишаваща пазарните нива за подобни илианалогични активи, в т. ч. и на преоценени активи.

(4) Разходите за амортизации се изчисляват на основата наобоснован от дружеството и признат от комисията технически иикономически полезен живот на активите чрез прилагане на линеенметод на амортизация.

(5) Необходимият оборотен капитал като част от РБА отразяварезултатите от проучване за необходимите средства за поддържанена достатъчен размер парични средства за посрещане на текущитезадължения, както и задълженията към доставчици. Проучването занеобходимия оборотен капитал е за период не по-кратък от еднагодина.

(6) Дружеството може да изчисли оборотния капитал и на основатана т. нар. "Нетен търговски цикъл" на база дните, за коитодружеството възвръща изразходваните парични средства заосигуряването на услугите. Дружеството представя проучванетокато елемент от предложението за цени.

(7) (Изм. – ДВ, бр. 94 от 2015 г., в сила от 4.12.2015 г.) Елементите,формиращи оборотния капитал, са: нетни приходи от съответнаталицензионна дейност, парични разходи за дейността, вземания отклиенти и доставчици (не се включват несъбираемите вземания),материални запаси и задължения към доставчици и клиенти,отнасящи се за регулираните дейности, в съответствие с годишнитефинансови отчети на дружеството.

(8) (Изм. – ДВ, бр. 94 от 2015 г., в сила от 4.12.2015 г.) В случай чедружеството не представи информация и необходимите документипо ал. 5, 6 и 7 или комисията приеме, че стойността на оборотниякапитал е необоснована, то неговата стойност се определя като непо-висока от 1/8 от утвърдените годишни оперативни паричниразходи за лицензионната дейност (без амортизации и разходи заобезценка на несъбираеми вземания).

(9) Инвестициите, които ще бъдат извършени през регулаторнияпериод, се представят по години, като в тях не се включватинвестиции, чрез които се създават или придобиват активи посмисъла на ал. 3.

(10) Енергийните предприятия, регулирани чрез методите по чл. 3,ал. 2, т. 2, представят за утвърждаване подробно обоснованиинвестиции по години, по направления и групи обекти с целотчитане на изпълнението на целевите показатели за качество наприродния газ и качеството на обслужването.

(11) Обосновката на предложените за утвърждаване инвестициивключва постигането на конкретни цели по отношение наосъществяването на лицензионната дейност, в т.ч. развитие иподобрение на мрежите, повишаване на сигурността на доставките,намаление на технологичните разходи и други цели.

(12) Комисията може да включва в регулаторната база на активитеинвестиции въз основа на представен подробен отчет и анализ отенергийното предприятие за изпълнението им и постигнатитерезултати по отношение на качеството на природния газ иобслужването на клиентите, както и на промените на ефективността.

Чл. 13. (1) Комисията определя норма на възвръщаемост накапитала за регулаторния период, която е равна на прогнознасреднопретеглена цена на капитала. Среднопретеглената цена накапитала е определената от комисията целева норма навъзвръщаемост на привлечения и на собствения капитал наенергийното предприятие, претеглена според дела на всеки от тезиизточници на финансиране в определената целева структура накапитала.(2) (Изм. – ДВ, бр. 94 от 2015 г., в сила от 4.12.2015 г., бр. 95 от2019 г. , в сила от 3.12.2019 г.) Нормата на възвръщаемост накапитала се определя като норма преди данъчно облагане последната формула:

където:

НB е нормата на възвръщаемост на капитала преди данъчнооблагане;

ДСК - делът на собствения капитал в общия капитал;

НВСК - нормата на възвръщаемост на собствения капитал следданъчно облагане;

ДС - корпоративният данък по Закона за корпоративното подоходнооблагане, %;

ДПК - делът на привлечения капитал в общия капитал;

НBПК - нормата на възвръщаемост на привлечения капитал, която е всъответствие с пазарната норма.

(3) Комисията определя норма на възвръщаемост на капитала предиданъчно облагане, която е изчислена при целева норма навъзвръщаемост на собствения капитал след данъчно облагане,целева норма на възвръщаемост на привлечения капитал и целевакапиталова структура на собствен/привлечен капитал.

(4) (Изм. – ДВ, бр. 95 от 2019 г. , в сила от 3.12.2019 г.)Комисията определя нормата на възвръщаемост на капитала приотчитане на фактори, като: безрискова доходност, сравнения с

други предприятия с подобна степен на риск, достъп дофинансиране, текущи финансови и икономически условия встраната, капиталова структура на предприятието.

(5) (Нова – ДВ, бр. 95 от 2019 г. , в сила от 3.12.2019 г.)Комисията определя нормата на възвръщаемост на капитала чрезмодела за оценка на капиталовите активи и въз основа на данни от:международно признати източници на информация относно отрасловбезлостов коефициент ? за страните – членки на Европейския съюз,обща пазарна рискова премия за Република България, формиранакато сума от базовата рискова премия за развити пазари и премиятаза специфичния за държавата риск; данни на Българската народнабанка относно безрисковата норма на възвръщаемост приизползване на дългосрочния лихвен процент за оценка степента наконвергенция като средна стойност за 12-месечен период предимесеца на оповестяване на предложението за цени.

Раздел IIРазпределяне на необходимите приходи по групиклиенти.Тарифи и тарифни структури

Чл. 14. (1) Енергийните предприятия могат да предлагат заутвърждаване от комисията различни тарифни структури по групиклиенти, отразяващи разпределените необходими годишни приходиза предоставяне на услугата за всяка група въз основа напредставено проучване за стойността на услугата.(2) Групите клиенти се утвърждават от комисията по предложениена енергийните предприятия в зависимост от сходни характеристикина потребление и/или по друг признак.

(3) Цените от тарифната структура могат да включват следнитекомпоненти: цена за капацитет, цена за пренос на природен газ,цена за доставка или снабдяване, както и други компоненти взависимост от структурата на разходите.

Чл. 15. (1) Комисията може да определя часови, сезонни и другитарифни структури за групите клиенти по чл. 14, ал. 2 въз основа натехническа и икономическа обоснованост съгласно чл. 32, ал. 2, т. 2

ЗЕ. (2) (Отм. – ДВ, бр. 94 от 2015 г., в сила от 4.12.2015 г.).

Чл. 16. (1) Комисията издава указания за образуване на цени задостъп и пренос по газопреносни мрежи или одобрява методика заопределяне на цени за достъп и пренос по газопреносни мрежи.

(2) Цените за достъп и пренос се определят по входно-изходнатарифна система, като всяка точка от мрежата е с ценообразуване,определено по индивидуална тарифа.

(3) При прилагане на входно-изходна тарифна система за всякавходна и изходна точка цените са прозрачни и се прилагат понедискриминационен начин и се определят поотделно. Ценитеотчитат необходимостта от цялостност на системата и нейнитеподобрения и отразяват реално направени разходи в степента, вкоято те съответстват на разходи, направени от ефикасен иструктурно сравним оператор на мрежа, като същевременновключват икономически обоснована възвръщаемост на инвестициитеи когато е приложимо, отчитат сравнителните тарифи по даденипоказатели на регулаторните органи.

Раздел IIIРегулиране на цени

Чл. 17. (Изм. и доп. – ДВ, бр. 94 от 2015 г., в сила от 4.12.2015 г.,доп., бр. 105 от 2016 г., в сила от 30.12.2016 г., изм. и доп., бр. 98от 2018 г., в сила от 27.11.2018 г., изм., бр. 95 от 2019 г. , в силаот 3.12.2019 г.) (1) Цената, по която общественият доставчикпродава природен газ на крайните снабдители и на лицата, на коитое издадена лицензия за производство и пренос на топлиннаенергия, се образува въз основа на техните последно заявенипрогнозни количества природен газ в енергийни единици иразходите за доставката им от внос за вътрешния пазар, от местнидобивни предприятия, от запаси природен газ и компонента задейността "обществена доставка". Цената се изчислява в левове заенергийни единици при горна граница на топлина на изгаряне наприродния газ.

(2) Цената по ал. 1 може да се изменя периодично в съответствие сусловията на търговските договори, по които обществениятдоставчик купува природен газ за вътрешния пазар.

(3) Общественият доставчик образува цена на природния газ навход на газопреносните мрежи като среднопретеглена стойност приотчитане на последно заявените прогнозни количества природен газот внос за вътрешния пазар, от местни добивни предприятия и отзапаси природен газ с цел продажба през следващия период,условията по договорите за доставка и за достъп и пренос наприроден газ до българската граница и осреднен валутен курс наБългарската народна банка на лева спрямо чуждестранната валута,в която се заплаща внасяният в страната природен газ, за период отчетиридесет и пет дни, предхождащи месеца на внасяне напредложението за утвърждаване на цени. Общественият доставчикобразува цената на природния газ на входа на газопреноснитемрежи въз основа на прогнозните разходи за неговата доставка ипрогнозните количества природен газ за доставка от дружествотовъв връзка с обществената доставка на природен газ, програмата заосвобождаване на природен газ, както и дългосрочните договори икраткосрочните сделки за доставка на природен газ по свободнодоговорени цени, по които е страна. Прогнозните количестваприроден газ са в енергийни единици при горна граница на топлинана изгаряне на природния газ, изчислена от обществения доставчиккато среднопретеглена стойност въз основа на данни на операторана газопреносните мрежи за тримесечен период, предхождащвнасянето на заявлението по чл. 32.

(4) Общественият доставчик формира количествата природен газ поал. 3 от различните източници за доставка: от търговски договори завнос за вътрешния пазар, от местни добивни предприятия и отзапаси природен газ, съобразно принципа за най-ниски разходи приобразуване на цената на природния газ на вход на газопреноснитемрежи.

(5) Цената на природния газ на вход на газопреносните мрежи поал. 3 е компонента на цената, по която общественият доставчикпродава природен газ на крайните снабдители и на лицата, на коитое издадена лицензия за производство и пренос на топлиннаенергия.

(6) За формирането на цената по ал. 1 общественият доставчикпрогнозира количествата природен газ за доставка за следващияпериод в енергийни единици въз основа на последно заявенитепрогнозни количества природен газ от крайните снабдители и налицата, на които е издадена лицензия за производство и пренос натоплинна енергия.

(7) Цената, по която общественият доставчик продава природен газна крайните снабдители и на лицата, на които е издадена лицензияза производство и пренос на топлинна енергия, включва икомпонента за дейността "обществена доставка" в размер до 2,5 насто в годишен аспект от средната покупна цена на природния газ. Вкомпонентата за дейността "обществена доставка" не се включватразходите на обществения доставчик за покупка на природен газ.

(8) Компонентата по ал. 7 включва икономически обоснованиразходи и възвръщаемост на капитала за дейността общественадоставка, определени по реда на чл. 10 и 13 от наредбата. Приналичие на общи разходи за обществена доставка на природен газ,за изпълнение на програмата за освобождаване на природен газ иза доставка на природен газ по двустранни договори тези разходи серазпределят пропорционално на количествата природен газ къмсъответната дейност.

(9) Компонентата по ал. 7 се изчислява на основата на прогнознигодишни данни за необходимите приходи по чл. 9 от наредбата,разпределени за периодите на изменение на цената на природниягаз по ал. 2.

(10) При изчисляването на компонентата по ал. 7 утвърденитепрогнозни условно-постоянни разходи за дейността "общественадоставка" се разпределят пропорционално за всеки от периодите наизменение на цената на природния газ по ал. 2.

(11) При изчисляването на компонентата по ал. 7 в прогнознитегодишни променливи разходи се включват разходите за съхранениена природен газ, които се изчисляват на основата на представен отдружеството план за количествата природен газ за нагнетяване идобив, остойностени с действащата цена за съхранение, утвърденаот комисията. При периодичното изменение на цената на природниягаз се отчита разликата между прогнозните и реално отчетенитеразходи за съхранение.

(12) Компонентата за дейността "обществена доставка" сепреизчислява за всеки период на изменение на цената на природенгаз по ал. 2 в зависимост от промяната в стойността на оборотниякапитал и промяната на паричните разходи на обществениядоставчик. При определянето на оборотния капитал се прилагатразпоредбите на чл. 12, ал. 5, 6, 7 и 8.

(13) При периодичните изменения на цената по ал. 2 приустановяване на разлика от предходен ценови период между

прогнозните и отчетните разходи, формиращи компонентата "ценана природния газ на вход на газопреносните мрежи", разходите зазакупуване на природен газ за доставка могат да бъдат изменени стази разлика през следващи ценови периоди.

(14) За установяване на разликата по ал. 13 се изчислява разликатамежду прогнозните и отчетните разходи за доставка на природен газна входа на газопреносните мрежи по следната формула:

Р = Рп – Ро,

където:

Р е разликата между прогнозните и отчетните разходи за доставкана количества природен газ на входа на газопреносните мрежи отпредходен ценови период в хил. лв.;

Рп – прогнозните разходи за доставка на количества природен газна входа на газопреносните мрежи, изчислени като произведение ототчетните количества природен газ в енергийни единици задоставка на вътрешния пазар и цена на природния газ на входа нагазопреносните мрежи по ал. 3;

Ро – отчетните разходи за доставка на природен газ на входа нагазопреносните мрежи, изчислени като сума от разходите задоставени количества природен газ, съответно от внос за вътрешнияпазар, от местни добивни предприятия и от запаси природен газ сцел продажба.

(15) Отчетните разходи за доставени количества природен газ отвнос за вътрешния пазар по ал. 14 се изчисляват като произведениеот тези количества и среднопретеглената им цена при отчитане навалутния курс на лева към съответната чуждестранна валута, покойто са заприходени, както и разходите за достъп и пренос добългарската граница. Отчетните разходи за доставени количестваприроден газ от местни добивни предприятия по ал. 14 сеизчисляват като произведение от тези количества и цената, по коятоса закупени. Отчетните разходи за доставени количества природенгаз от запаси природен газ с цел продажба по ал. 14 се изчисляваткато произведение от добитите количества и тяхната отчетнастойност за съответния месец в левове за MWh.

(16) При изчисляване на отчетните разходи по ал. 14 и 15 зазакупен природен газ по договори за доставка, по които природниятгаз се купува в обемни единици, се прилага коефициент запреобразуване в енергийни единици, определен въз основа на

среднопретеглена горна граница на топлина на изгаряне наприродния газ по месеци за съответното тримесечие, изчислен отобществения доставчик на база данни от оператора нагазопреносните мрежи. За доставените количества природен газ отзапаси природен газ се прилага представителна калоричност,определена от оператора на газопреносните мрежи по месеци засъответното тримесечие.

(17) Разликата по ал. 13 се установява въз основа на разликата поал. 14 и отчетените количества природен газ, които са доставенипрез предходен ценови период на крайните снабдители и на лицата,на които е издадена лицензия за производство и пренос на топлиннаенергия.

(18) Допълнителни за обществения доставчик разходи, възникнали врезултат на доставка през съответната година на количестваприроден газ, заявени от крайни снабдители след месец август нагодината, предхождаща годината на доставка, се заплащат от пред-извикалите ги лица.

(19) Признатите от комисията разходи по ал. 18 формират отделнакомпонента в утвърдена цена на обществения доставчик засъответния ценови период.

(20) Компонентата по ал. 19 се образува въз основа на отчетенияразмер на допълнителните разходи.

(21) Общественият доставчик може да предяви искане запризнаване и компенсиране на допълнителните разходи по ал. 18със заявлението по чл. 32 за утвърждаване на цени за съответнияценови период, към което прилага и необходимите доказателства заразмера на тези разходи

Чл. 18. (1) (Изм. – ДВ, бр. 94 от 2015 г., в сила от 4.12.2015 г.)Цената за достъп и пренос на природен газ по газопреноснитемрежи е двукомпонентна цена, като включва следните компоненти:цена за достъп (цена за капацитет) и цена за пренос (цена запренесени количества природен газ) съгласно условията на сключендоговор за пренос на природен газ, съгласно указанията илиметодика по чл. 16.

(2) (Изм. – ДВ, бр. 94 от 2015 г., в сила от 4.12.2015 г.) Цената поал. 1 се образува въз основа на необходими годишни приходисъгласно чл. 9 и утвърдените прогнозни параметри на преноса(реализирани капацитети и количества пренесен природен газ) за

съответния ценови/регулаторен период въз основа на прилаганиятарифен модел.

(3) (Изм. – ДВ, бр. 94 от 2015 г., в сила от 4.12.2015 г.) Преноснитепредприятия възстановяват чрез цената за пренос технологичнитеразходи по пренос на природен газ, максималният размер на коитосе определя с решение на комисията.

(4) (Нова – ДВ, бр. 94 от 2015 г., в сила от 4.12.2015 г.) Цената поал. 1 се утвърждава, както следва:

1. цена за достъп в левове за единица капацитет за определенпериод на ползването му;

2. (изм. – ДВ, бр. 98 от 2018 г., в сила от 27.11.2018 г.) цена запренос на природен газ в левове за MWh пренесен природен газ.

Чл. 19. (Изм. – ДВ, бр. 94 от 2015 г., в сила от 4.12.2015 г.) (1)Цените за продажба на природен газ от крайните снабдители наклиенти, присъединени към съответните газоразпределителнимрежи, се определят въз основа на разходите за покупка наприроден газ и утвърдените прогнозни необходими годишни приходиза снабдяване с природен газ съгласно чл. 9.

(2) Цените могат да включват ценовите компоненти: цена наприродния газ, цена за снабдяване, както и други компоненти взависимост от структурата на разходите.

(3) Цената за снабдяване се определя на основата на необходимитегодишни приходи съгласно чл. 9 за снабдяване с природен газ къмпрогнозното количество природен газ.

(4) Цената на природния газ е цената на обществения доставчик.

(5) В случаите, когато крайните снабдители не купуват природен газот обществения доставчик, цената на природния газ есреднопретеглената цена по сключените търговски договори, катоза целите на ценообразуването последната не може да бъдепо-висока от утвърдената цена на обществения доставчик засъответното тримесечие.

(6) (Изм. – ДВ, бр. 98 от 2018 г., в сила от 27.11.2018 г.) Цената заснабдяване се определя в левове за MWh или в левове за клиент заопределен период (месец, година и др.).

Чл. 19а. (Нов – ДВ, бр. 94 от 2015 г., в сила от 4.12.2015 г.) (1) В

случаите, когато крайните снабдители снабдяват клиенти съссгъстен природен газ, цената за продажба на природен газ за тезиклиенти включва и ценова компонента по чл. 19, ал. 2, отразяващаразходите за компресиране, транспорт, декомпресиране иподгряване на природния газ.(2) Цената по ал. 1 се прилага само за частта от съответнаталицензионна територия, на която се намират клиентите, снабдяванисъс сгъстен природен газ.

Чл. 20. (1) (Изм. – ДВ, бр. 94 от 2015 г., в сила от 4.12.2015 г.)Цената за достъп и пренос на природен газ погазоразпределителната мрежа може да включва компонентите:цена за достъп (цена за капацитет) и цена за пренос (цена запренесени количества природен газ), съгласно условията насключен договор за пренос на природен газ презгазоразпределителната мрежа.(2) (Доп. – ДВ, бр. 94 от 2015 г., в сила от 4.12.2015 г., изм., бр. 98от 2018 г., в сила от 27.11.2018 г.) Цената за пренос на природенгаз по разпределителната мрежа се образува въз основа наутвърдените необходими годишни приходи съгласно чл. 9 къмутвърденото прогнозно количество природен газ за разпределение влевове за MWh по групи клиенти.

(3) (Изм. – ДВ, бр. 94 от 2015 г., в сила от 4.12.2015 г.)Газоразпределителните предприятия възстановяват чрез цената запренос технологичните разходи по преноса на природен газ презсъответната разпределителна мрежа, максималният размер на коитосе определя с решение на комисията.

Чл. 21. (Изм. – ДВ, бр. 94 от 2015 г., в сила от 4.12.2015 г.) (1)(Изм. – ДВ, бр. 95 от 2019 г. , в сила от 3.12.2019 г.) Цената по чл.17 се изменя в съответствие с промяната на цената на вход нагазопреносните мрежи.

(2) (Изм. – ДВ, бр. 95 от 2019 г. , в сила от 3.12.2019 г.) Цените почл. 19 се изменят в съответствие с промяната на цените по чл. 17,ал. 1. В случаите, когато крайният снабдител не купува природенгаз от обществения доставчик, за целите на ценообразуванетоцената на природния газ не може да е по-висока от утвърденатацена на обществения доставчик за съответното тримесечие.

Чл. 22. (1) (Изм. – ДВ, бр. 94 от 2015 г., в сила от 4.12.2015 г.)

Цената за достъп и съхранение на природен газ в съоръжения засъхранение се образува въз основа на утвърдените необходимигодишни приходи съгласно чл. 9 и утвърдените прогнозни параметрина съхранението (реализирани капацитети и количества природенгаз за съхранение) за съответния период.(2) (Изм. – ДВ, бр. 94 от 2015 г., в сила от 4.12.2015 г.) Цената поал. 1 включва компонентите: цена за достъп (цени за капацитет) ицена за съхранение (цена за съхранени количества природен газ),съгласно условията на сключен договор за съхранение на природенгаз.

(3) Операторите на съоръжения за съхранение възстановяват чрезцената за достъп и съхранение определените от комисиятатехнологични разходи по съхранението на природен газ.

(4) (Нова – ДВ, бр. 94 от 2015 г., в сила от 4.12.2015 г.) Цената поал. 1 се утвърждава, както следва:

1. цена за достъп в левове за единица капацитет за нагнетяване,съхранение и добив за периода на ползването му или в левове заинтегриран продукт, представляващ комбинация от съответнитекапацитети;

2. (изм. – ДВ, бр. 98 от 2018 г., в сила от 27.11.2018 г.) цена засъхранение на природен газ в левове за MWh нагнетен, съхранен идобит природен газ.

Чл. 23. (Изм. – ДВ, бр. 94 от 2015 г., в сила от 4.12.2015 г.) Приприлагане на методи на регулиране по чл. 3, ал. 2, т. 2 преноснитепредприятия, операторите на съоръжения за съхранение игазоразпределителните предприятия образуват за първата година отрегулаторния период цени въз основа на необходимите годишниприходи съгласно инвестиционната програма за регулаторнияпериод.

Чл. 24. (1) (Изм. – ДВ, бр. 94 от 2015 г., в сила от 4.12.2015 г.)Цената за присъединяване на клиенти към газоразпределителнитемрежи се образува по групи клиенти в зависимост от заявениямаксимален капацитет и налягане и съответните признати разходиза групата. Разходите за допълнително оборудване заприсъединяване по желание на клиента са за негова сметка.(2) (Изм. – ДВ, бр. 94 от 2015 г., в сила от 4.12.2015 г.) Цените за

присъединяване към газопреносни и газоразпределителни мрежи надобивни газопроводни мрежи, съоръжения за съхранение наприроден газ, съоръжения за втечнен природен газ, обекти запроизводство на газ от възобновяеми източници,газоразпределителни мрежи и небитови клиенти извън групите поал. 1 са индивидуални и включват действителните разходи заизграждане на съоръженията за присъединяване към мрежата насъответното предприятие.

(3) (Нова – ДВ, бр. 94 от 2015 г., в сила от 4.12.2015 г.) Цената заприсъединяване по ал. 2 се образува въз основа на извършенитеразходи за всички дейности по присъединяването, стойността нагазопроводи и съоръжения в съответствие с нормативните итехнологичните изисквания, осигуряващи пряка връзка оттехнологично одобрената точка на свързване към съответнатамрежа до точката на присъединяване към съоръжението наклиента/група клиенти в съответствие с Наредба 4 от 2013 г. заприсъединяване към газопреносните и газоразпределителнитемрежи (ДВ, бр. 105 от 2013 г.).

(4) (Нова – ДВ, бр. 94 от 2015 г., в сила от 4.12.2015 г.) Цените заприсъединяване към мрежите се определят в левове за едноприсъединяване или в левове на присъединен клиент.

Чл. 24а. (Нов – ДВ, бр. 105 от 2016 г., в сила от 30.12.2016 г.) (1)Видовете предоставяни на клиентите услуги, свързани слицензионната дейност, се определят с решение на комисията възоснова на информация, предоставена от енергийните предприятия.

(2) Цените на услугите по ал. 1 се образуват въз основа напризнатите от комисията икономически обосновани разходи запредоставянето им.

(3) Цените на предоставяните на клиентите услуги, свързани слицензионната дейност, се определят в левове за всеки видединична услуга, без ДДС.

Глава третаИЗМЕНЕНИЕ НА ЦЕНИТЕ ПРИ ОСНОВНИТЕ МЕТОДИНА РЕГУЛИРАНЕ

Чл. 25. (1) При регулиране на цените по чл. 3, ал. 2, т. 1 чрезметода "норма на възвръщаемост на капитала" по време на ценовияпериод цените могат да бъдат променяни при наличие наобстоятелства, чието настъпване не е могло да бъде предвидено приутвърждаването на цените и води до съществено изменение наутвърдените им ценообразуващи елементи и на финансовотосъстояние на енергийното предприятие.(2) При регулиране на цените чрез методите на ценово регулиранепо чл. 3, ал. 2, т. 2 могат да се извършат следните годишникорекции:

1. с инфлационен индекс (И) за предходна година на основата наданни от Националния статистически институт съобразно влияниетому върху признатите разходи за дейността (без разходите заамортизации) и коефициент за подобряване на ефективността "Х"при спазване на принципите на чл. 23 и 31 ЗЕ;

2. (изм. – ДВ, бр. 105 от 2016 г., в сила от 30.12.2016 г.) споказатели въз основа на изпълнението (качество на природния газ,качество на обслужването), като признатите необходими приходи наенергийното предприятие се коригират при неизпълнението наопределените от комисията целеви показатели;

3. (изм. – ДВ, бр. 105 от 2016 г., в сила от 30.12.2016 г.) съсстойността на разликата между прогнозираните и отчетенитеинвестиции на основата на достоверни данни за нетекущите активипо видове дейности съгласно представените отчети и/или извършенапроверка.

(3) (Изм. – ДВ, бр. 94 от 2015 г., в сила от 4.12.2015 г.) Приприлагане на метода "горна граница на приходи" се извършвакорекция и с фактора Z, който представлява абсолютната стойностна разликата между прогнозни и отчетени разходи за предишенценови период; в случаите, когато прогнозните разходи сапо-високи от отчетените, необходимите приходи се намаляват заследващия ценови период, и обратно - когато отчетените разходи сапо-високи от прогнозните, необходимите приходи се увеличават стази сума за следващия ценови период; корекцията със Z се прависамо за разлики в разходите за покупка и продажба на природенгаз, както и за разлика в разходи, предизвикани от промяна в брояна клиентите.

Чл. 26. (1) Изменения на цените могат да се направят в случай, чедействителните приходи на енергийното предприятие осигуряватразличен от прогнозния размер приходи за покриване на разходите,произтичащи от наложени задължения към обществото, каторазликата се отразява в признатите необходими приходи наенергийното предприятие за следващи ценови периоди.(2) (Отм. – ДВ, бр. 94 от 2015 г., в сила от 4.12.2015 г.).

Глава четвъртаРЕД ЗА УТВЪРЖДАВАНЕ, ОПРЕДЕЛЯНЕ ИИЗМЕНЕНИЕ НА ЦЕНИ

Чл. 27. (1) Енергийните предприятия подават заявления вкомисията по утвърдени от нея образци за утвърждаване на:1. необходими приходи и цени, както и всички свързани с тяхпоказатели и коефициенти за изменението им по време нарегулаторния период;

2. промяна в тарифната структура;

3. изменение на действащи цени;

4. друго свързано с правомощията на комисията по ценовоторегулиране.

(2) Заявленията по ал. 1 се подават не по-късно от 3 месеца предиизтичането на стария ценови период или влизането в сила напредлаганото изменение на действащи цени и/или тарифниструктури.

Чл. 27а. (Нов – ДВ, бр. 52 от 2018 г.) (1) Заявленията се подаватписмено на хартиен носител или в електронна форма. Къмзаявлението на хартиен носител се прилага декларация заистинността на заявените обстоятелства и на приложенитедокументи и данни, подписана от заявителя.

(2) Когато заявлението не се подава от лице, законно

представляващо енергийното предприятие, към заявлението сеприлага и пълномощно с нотариално заверен подпис на това лице.Когато заявлението се подава по електронен път, се представяелектронен образ на пълномощното.

(3) Заявление в електронна форма се подава чрез Единния порталза предоставяне на информация и услуги от комисията, подписано сквалифициран електронен подпис съгласно изискванията наРегламент (ЕС) 910/2014 на Европейския парламент и на Съветаот 23 юли 2014 г. относно електронната идентификация иудостоверителните услуги при електронни трансакции на вътрешнияпазар и за отмяна на Директива 1999/93/ЕО (OB, L 257/73 от 28август 2014 г.) и на Закона за електронния документ и електроннитеудостоверителни услуги. Към заявлението се прилага декларация заистинността на заявените обстоятелства и на приложенитедокументи и данни, подписана от заявителя с квалифициранелектронен подпис.

(4) Подадено по реда на ал. 3 заявление се счита за получено отдатата на получаване на входящ номер вадминистративно-информационната система на комисията.

(5) Заявление по електронен път, което не е подадено по реда наал. 3, не е основание за започване на административнопроизводство.

(6) Комисията може да изисква приложени документи къмзаявлението по ал. 3 да бъдат представени и на хартиен носител.

Чл. 28. (1) Заявленията се проверяват за съответствие сизискванията на наредбата в 7-дневен срок от постъпването им.(2) Когато се установи нередовност на заявлението, на заявителя сеизпраща писмено съобщение да отстрани допуснатите нередовностив срок 7 дни.

(3) Ако в срока по ал. 2 заявителят не отстрани нередовностите,преписката не се разглежда по същество и се прекратява с решениена комисията.

(4) На заявителя се изпраща писмено уведомление, че преписката епрекратена и заявлението не подлежи на разглеждане по същество.

Чл. 29. (1) Към заявлението за утвърждаване на необходимиприходи, цени и тарифни структури лицензиантите представят вкомисията информация за предходен 12-месечен отчетен период,наречен базисна година.

(2) Към заявлението по ал. 1 се прилагат:

1. годишен финансов отчет с приложения към него, изготвен всъответствие с изискванията на Закона за счетоводството иприложимите счетоводни стандарти;

2. финансово-счетоводна информация в съответствие с чл. 4 забазисната година;

3. технико-икономически данни, включително месечни отчети запродажбите през базисната година, както и всяка другаинформация, свързана с предлаганите за утвърждаване цени,изисквана в съответствие с указанията на комисията по чл. 4, ал. 5;

4. информация по групи клиенти за базисната година, включителноброй на клиентите, продажби на природен газ, приходи и данни зафактурирането;

5. други данни, които енергийното предприятие счита занеобходимо да представи в подкрепа на подаденото заявление илиизискани от комисията;

6. (нова – ДВ, бр. 94 от 2015 г., в сила от 4.12.2015 г.) търговскитедоговори, по които крайният снабдител купува природен газ;

7. (предишна т. 6 – ДВ, бр. 94 от 2015 г., в сила от 4.12.2015 г.)документ за платена такса за разглеждане на заявлението.

(3) В случай че спрямо крайните снабдители игазоразпределителните предприятия се прилагат методи нарегулиране по чл. 3, ал. 2, т. 2, към заявленията по ал. 1 теприлагат и прогнозни данни, като прогнозни продажби, бройклиенти, предвидени инвестиции и друга информация, всъответствие с указанията на комисията по чл. 4, ал. 5 по години отрегулаторния период съобразно одобрените им инвестиционнипрограми.

(4) Документите по ал. 2 и 3 се представят в комисията наелектронен и на хартиен носител, заверени с подпис на

представляващ енергийното предприятие и печат.

(5) (Изм. – ДВ, бр. 94 от 2015 г., в сила от 4.12.2015 г.) Енергийнитепредприятия представят необходимите доказателства задостоверността на данните за информацията по ал. 2 и 3.

(6) Със заявленията за утвърждаване на цени енергийнитепредприятия могат да предявяват искания за признаване икомпенсиране на разходи, произтичащи от наложени задължениякъм обществото, като прилагат съответните доказателства,обосноваващи искането им.

(7