Sabiedrisko pakalpojumu regulēšanas komisijas padomes lēmums Nr.309

Rīgā 2005.gada 21.decembrī (prot. Nr.54 (263), 3.p.)

Par Elektroenerģijas sadales sistēmas pakalpojumu tarifu aprēķināšanas metodiku

Ņemot vērā Administratīvā procesa likuma spēkā stāšanās likuma 17.panta pirmo daļu un pamatojoties uz likuma “Par sabiedrisko pakalpojumu regulatoriem” 9.panta otro daļu un Elektroenerģijas tirgus likuma 20.panta pirmo daļu,

padome nolemj:

1. Apstiprināt Elektroenerģijas sadales sistēmas pakalpojumu tarifu aprēķināšanas metodiku (pielikumā).

2. Noteikt, ka šī lēmuma 1. punktā apstiprinātā metodika stājas spēkā nākamajā dienā pēc tās publicēšanas laikrakstā “Latvijas Vēstnesis”.

3. Ar šī lēmuma 1.punktā apstiprinātās metodikas spēkā stāšanos spēku zaudē ar Sabiedrisko pakalpojumu regulēšanas komisijas 2003.gada 29.janvāra lēmumu Nr.34 apstiprinātā Elektroenerģijas sadales tīklu pakalpojumu tarifu aprēķināšanas metodika (“Latvijas Vēstnesis”, Nr.21, 2003.gada 7.februāris).

Lēmums stājas spēkā ar tā pieņemšanas brīdi.

Sabiedrisko pakalpojumu regulēšanas komisijas padomes piekšsēdētāja V.Andrējeva

 

APSTIPRINĀTS

ar Sabiedrisko pakalpojumu regulēšanas komisijas padomes

2005.gada 21.decembra lēmumu Nr. 309 (prot.Nr. 54 (263), 3.p.)

Elektroenerģijas sadales sistēmas pakalpojumu tarifu aprēķināšanas metodika

Izdota saskaņā ar Elektroenerģijas tirgus likuma 20.panta pirmo daļu

1. Vispārīgie jautājumi

1. Elektroenerģijas sadales sistēmas pakalpojumu tarifu aprēķināšanas metodika (turpmāk — metodika) nosaka kārtību, kādā aprēķina un nosaka elektroenerģijas sadales sistēmas pakalpojumu tarifus.

2. Metodikā lietoti šādi termini un mērvienības:

2.1. bāzes gads — pirmais tarifu pārskata cikla gads;

2.2. bāzes tarifs — sadales sistēmas kopējo izmaksu attiecība pret prognozēto bāzes gadā pārvadīto elektroenerģijas daudzumu, kas ir arī vienlaicīgi tarifa griestu vērtība bāzes gadā;

2.3. diferencētie tarifi — konkrēti sadales tarifi, pēc kuriem par sadales sistēmas pakalpojumiem norēķinās sadales sistēmas lietotāji;

2.4. efektivitātes izmaiņu faktors — regulatora noteikts efektivitātes izmaiņu rādītājs, ko izmanto tarifu griestu noteikšanai;

2.5. elektroenerģijas patēriņš tehnoloģiskām vajadzībām — sadales sistēmas operatora darbības tehnoloģisko procesu nodrošināšanai izlietotā elektroenerģija;

2.6. elektroenerģijas zudumi — sadales sistēmai pievadīto un no sadales sistēmas aizvadīto elektroenerģijas apjomu starpība attiecīgā laika periodā, neskaitot elektroenerģijas patēriņu tehnoloģiskām vajadzībām;

2.7. elektroietaise — vairākas savstarpēji saistītas elektroiekārtas vienotu uzdevumu veikšanai;

2.8. elektroietaises piederības robeža — piederības robeža starp sadales sistēmas operatora un pārvades sistēmas operatora, kā arī ar lietotāja īpašumā, valdījumā vai lietojumā esošām elektroietaisēm;

2.9. komercuzskaites mēraparāts — elektroenerģijas uzskaites mēraparāts vai mēraparātu sistēma elektroenerģijas daudzuma uzskaitei komercnorēķinu nolūkā;

2.10. neparedzēto izmaiņu faktors — cenu griestu formulas korekcija saistībā ar neparedzētām izmaiņām;

2.11. regulējamo aktīvu bāze (RAB) — sadales sistēmas operatora īpašumā esošie un nomātie uz sadales sistēmas pakalpojumu attiecināmie pamatlīdzekļi un nemateriālie ieguldījumi, kā arī krājumi. Regulējamo aktīvu vērtībā neietilpst finanšu ieguldījumi, debitoru parādi, vērtspapīri un līdzdalība kapitālos, kā arī naudas līdzekļi. RAB atbilst ilgtermiņa pakalpojumu sniegšanai piesaistītā kapitāla vērtībai (pašu kapitāls un ilgtermiņa kredīti vai atbilstoša nomāto aktīvu kapitāla daļa);

2.12. sprieguma pakāpes tarifs — maksimālā ieņēmumu līmeņa attiecība pret prognozētajiem enerģijas apjomiem konkrētai sprieguma pakāpei, ko izmanto, lai pārbaudītu, vai prognozētie ieņēmumi konkrētā sprieguma pakāpē nepārsniedz attiecīgās sprieguma pakāpes pamatoto izmaksu segšanai nepieciešamo līdzekļu apjomu;

2.13. tarifu griesti — maksimālais ieņēmumu līmenis attiecībā pret prognozētajiem elektroenerģijas apjomiem noteiktam laika periodam, ko izmanto, lai pārbaudītu, vai prognozētie ieņēmumi nepārsniedz kopējo pamatoto izmaksu segšanai nepieciešamo līdzekļu apjomu;

2.14. tarifu pārskata cikls — laika periods, kuram tiek noteikti tarifi;

2.15. Ls/kWh — lati par kilovatstundu.

3. Metodika izstrādāta, ņemot vērā Elektroenerģijas tirgus likumu, Enerģētikas likumu un likumu “Par sabiedrisko pakalpojumu regulatoriem”, kā arī citus normatīvos aktus.

4. Saskaņā ar šo metodiku aprēķinātie elektroenerģijas sadales sistēmas pakalpojumu tarifi (turpmāk — sadales tarifi) ietver arī uz konkrētu sadales sistēmas lietotāju attiecinātās pārvades sistēmas izmaksas, kas nodrošina lietotājiem, kuriem ir pieeja sadales sistēmai arī pārvades sistēmas pakalpojumu izmantošanu.

5. Sadales sistēmas operators precīzi un pārskatāmi atspoguļo sadales sistēmas pakalpojuma izmaksas, iekļaujot tajās tikai ar sadales sistēmas pakalpojumiem saistītos aktīvus un darbības. Tarifu aprēķinā iekļaujamas tikai tās tehnoloģiski un ekonomiski pamatotās izmaksas, kas nepieciešamas efektīvai sadales sistēmas pakalpojumu sniegšanai.

6. Sadales sistēmas operators lieto izmaksu attiecināšanas modeli, un tā pamatprincipus un ieviešanu saskaņo ar regulatoru.

7. Tarifu pārskata cikla ilgums ir trīs gadi. Regulators var pieņemt lēmumu par tarifu pārskata cikla pagarināšanu.v

8. Kapitāla izmaksu noteikšanai izmanto regulējamo aktīvu bāzi un kapitāla atdeves likmi. Kapitāla atdeves likme ir regulatora noteikta vidējā svērtā likme no pašu kapitālam noteiktās atdeves likmes un aizņemtajam kapitālam noteiktās ilgtermiņa kredītu procentu likmes. Kapitāla atdeves likmi aprēķina noteiktai pašu kapitāla un aizņemtā kapitāla attiecībai. Kapitāla atdeves likmi nosaka tā, lai neietekmētu sadales sistēmas operatora izvēli starp pašu kapitāla un aizņemtā kapitāla izmantošanu. Pēc sadales sistēmas operatora pieprasījuma pirms tarifu projektu iesniegšanas regulators nosaka kapitāla atdeves likmi.

9. Sadales tarifu noteikšanas pamatā ir divas savstarpēji saistītas darbības, kuras ietver šī metodika:

9.1. ekonomiski pamatotu sprieguma pakāpes tarifu noteikšana tarifu pārskata cikla bāzes gadam;

9.2. tarifu griestu noteikšana tarifu pārskata cikla gadiem.

2. Sadales sistēmas elektroenerģijas bilance

10. Sadales sistēmas operatora elektroenerģijas bilance ir sadales sistēmai pievadītās elektroenerģijas daudzuma atbilstība visiem sadales sistēmas lietotājiem piegādātajam elektroenerģijas daudzumam, elektroenerģijas zudumiem sadales sistēmā un tehnoloģiskām vajadzībām patērētai elektroenerģijai.

11. Sadales tarifu aprēķināšanai sadales sistēmas operators sastāda elektroenerģijas bilanci saskaņā ar šādu formulu:

E_{SSO p} = E_{SSOnod liet} + E_SSOzud + E_SSOtehn

kur

E_{SSO p} = E_{PSOpārv SSO} + E_SSO + E_{SSO piesl}

E_{SSO nod liet} = E_{PSOpārv SSO} + E_SSO + E_{SSO piesl} – E_SSOzud – E_SSOtehn ,

E_{SSO p} — sadales sistēmai pievadītās elektroenerģijas daudzums [kWh];

E_{SSOnod liet} — prognozējamais uz elektroietaišu piederības robežas visiem lietotājiem piegādātais elektroenerģijas daudzums [kWh];

E_{PSOpārv SSO} — prognozējamais sadales sistēmai no pārvades sistēmas pievadītais elektroenerģijas daudzums [kWh];

E_SSO — prognozējamais sadales sistēmas operatoram no citas sadales sistēmas operatora pievadītais elektroenerģijas daudzums [kWh];

E_{SSO piesl} — prognozējamais elektroenerģijas daudzums no ražotājiem, kuru elektroietaises pieslēgtas sadales sistēmai [kWh];

E_SSOzud — sadales sistēmas elektroenerģijas zudumi [kWh];

E_SSOtehn — elektroenerģijas patēriņš tehnoloģiskām vajadzībām [kWh].

12. Visu sadales sistēmas pārvadīto elektroenerģiju sadala pa šādām sprieguma pakāpēm:

E_{SSOp 6–20 kV kopn} — prognozētais 110/6–20 kilovoltu (turpmāk — kV) transformatoru 6–20 kV kopnēm pievadītais elektroenerģijas daudzums [kWh];

E_{SSOp 6–20 kV} — prognozētais 6–20 kV sadales punktiem, 6–20 kV līnijām pievadītais elektroenerģijas daudzums [kWh];

E_{SSOp 0,4 kV kopn} — prognozētais transformatoru 0,4 kV kopnēm pievadītais elektroenerģijas daudzums [kWh];

E_{SSOp 0,4 kV} — prognozētais 0,4 kV līnijām pievadītais elektroenerģijas daudzums [kWh].

13. Lietotājiem nodoto elektroenerģiju sadala pa šādām sprieguma pakāpēm:

E_{SSOnod liet} = E_{SSOnod liet 6–20 kV kopn} + E_{SSOnod liet 6–20 kV} + E_{SSOnod liet 0,4 kV kopn} + +E_{SSOnod liet 0,4 kV} ,

kur

E_{SSOnod liet 6–20kV kopn} — prognozētais no 110/6–20kV transformatoru 6–20kV kopnēm lietotājiem nodotās elektroenerģijas daudzums [kWh];

E_{SSOnod liet 6–20 kV} — prognozētais no 6–20kV sadales punktiem, 6–20 kV līnijām lietotājiem nodotās elektroenerģijas daudzums [kWh];

E_{SSOnod liet 0,4 kV kopn} — prognozētais no 6–20/0,4kV transformatoru 0,4kV kopnēm lietotājiem nodotās elektroenerģijas daudzums [kWh];

E_{SSO nod liet 0,4kV} — prognozētais no 0,4kV līnijām lietotājiem nodotās elektroenerģijas daudzums [kWh].

14. Kopējos sadales sistēmas elektroenerģijas zudumus (E_{SSO zud}) un elektroenerģijas patēriņu tehnoloģiskām vajadzībām (E_SSOtehn) sadala pa sprieguma pakāpēm atbilstoši nodotās elektroenerģijas daudzumam.

E_SSOzud = E_{SSOzud 6–20 kV kopn}+E_{SSOzud 6–20 kV} +E_{SSOzud 0,4 kV kopn} +E_{SSOzud 0,4 kV} ,

kur

E_{SSOzud 6–20 kV kopn} — prognozētie elektroenerģijas zudumi 110/6–20 kV transformatoros un apakšstaciju vidējā sprieguma sadalnē [kWh];

E_{SSOzud 6–20 kV} — prognozētie elektroenerģijas zudumi 6–20 kV sadales punktos, 6–20 kV līnijās [kWh];

E_{SSOzud 0,4 kV kopn} — prognozētie elektroenerģijas zudumi 6–20/0,4 kV transformatoros [kWh];

E_{SSOzud 0,4 kV} — prognozētie elektroenerģijas zudumi 0,4 kV līnijās [kWh].

E_SSOtehn = E_{SSOtehn 6–20 kV kopn} + E_{SSOtehn 6–20 kV} + E_{SSOtehn 0,4 kV kopn} + +E_{SSOtehn 0,4 kV} ,

kur

E_{SSOtehn 6–20 kV kopn} — prognozētais elektroenerģijas patēriņš tehnoloģiskās darbības nodrošināšani 110/6–20 kV apakšstaciju vidējā sprieguma sadalnē [kWh];

E_{SSOtehn 6–20kV} — prognozētais elektroenerģijas patēriņš tehnoloģiskās darbības nodrošināšanai 6–20 kV sadales punktos [kWh];

E_{SSOtehn 0,4k Vkopn} — prognozētais elektroenerģijas patēriņš tehnoloģiskās darbības nodrošināšanai 6–20/0,4 kV transformatoru punktos [kWh];

E_{SSOtehn 0,4kV} — prognozētais elektroenerģijas patēriņš tehnoloģiskās darbības nodrošināšanai 0,4 kV līnijās [kWh].

15. Lai aprēķinātu sadales tarifu katrai sprieguma pakāpei, visu sadales sistēmas operatora saņemto un nodoto elektroenerģiju sadala:

E_{SSOnod 6–20 kV kopn} = E_{SSOp 6–20 kV kopn} –
E_{SSOzud 6–20 kV kopn} – E_{SSOtehn 6–20 kV kopn}

E_{SSOp 6–20 kV} = E_{SSOnod 6–20 kV kopn} –
E_{SSOnod liet 6–20 kV kopn}

E_{SSOnod 6–20 kV} = E_{SSOp 6–20 kV} – E_{SSOzud.6–20 kV} – E_{SSOtehn 6–20 kV}

E_{SSOp 0,4 kV kopn} = E_{SSOnod 6–20 kV} – E_{SSOnod liet 6–20 kV}

E_{SSOnod 0,4 kV kopn} = E_{SSOp 0,4 kV kopn} – E_{SSOzud 0,4kV kopn} – E_{SSOtehn 0,4 kV kopn}

E_{SSOp 0,4 kV} = E_{SSOnod 0,4 kV kopn} – E_{SSOnod liet 0,4 kV kopn}

E_{SSOnod 0,4 kV} = E_{SSO p 0,4 kV} – E_{SSOzud 0,4 kV} – E_{SSOtehn 0,4 kV}

E_{SSOnod no 0,4 kV} = E_{SSOnod liet 0,4 kV} ,

kur

E_{SSOnod 6–20 kV kopn} — prognozētais no 110/ 6–20 kV transformatoru 6–20 kV kopnēm nodotais elektroenerģijas daudzums [kWh];

E_{SSOnod 6–20 kV} — prognozētais no 6–20 kV sadales punktiem, 6–20 kV līnijām nodotais elektroenerģijas daudzums [kWh];

E_{SSOnod 0,4 kV kopn} — prognozētais no 6–20/0,4 kV transformatoru 0,4 kV kopnēm nodotais elektroenerģijas daudzums [kWh];

E_{SSOnod 0,4 kV} — prognozētais no 0,4 kV līnijām nodotais elektroenerģijas daudzums [kWh].

3. Sadales tarifu aprēķinā iekļaujamās izmaksas

16. Sadales tarifu aprēķinā iekļauj izmaksas, kas sastāv no kapitāla izmaksām, ekspluatācijas izmaksām un nodokļiem. Kapitāla izmaksas veido kapitāla atdeve un nolietojums (amortizācija). Sadales tarifu aprēķinā ir iekļaujamas tikai tās izmaksas, kas attiecas uz sadales sistēmas pakalpojumu sniegšanu un ir pamatotas.

I_SSO = I_kap + I_ekspl + I_nod

3.1. Kapitāla izmaksas

17. Kapitāla izmaksas (I_kap) veido kapitāla atdeve un nolietojums (amortizācija).

I_kap = I_nol + P,

kur

I_nol — pamatlīdzekļu nolietojums un nemateriālo ieguldījumu vērtības norakstījums [Ls];

P — kapitāla atdeve [Ls].

18. Pamatojoties uz kapitāla atdevi, tarifu pārskata cikla laikā regulators analizē sadales sistēmas operatora darbības rentabilitāti. Sadales sistēmas operators, atbilstoši sniegtajiem sadales sistēmas pakalpojumiem, veido tādu kapitāla izmaksu un to attiecināšanas uzskaiti, kas dod skaidru un nepārprotamu priekšstatu par izmaksu izmaiņām.

3.1.1. Regulējamo aktīvu bāze

19. Sadales sistēmas regulējamo aktīvu bāzes (RAB) vērtību nosaka regulators tarifu pārskata cikla bāzes gada sākumā, uz to attiecinot tikai sadales sistēmas pakalpojuma sniegšanai efektīvi izmantojamos aktīvus vai to daļu, aprēķinos iekļaujot iepriekšējā gada finanšu pārskata atlikušo bilances vērtību gada beigās.

20. Pamatlīdzekļus, kas iegūti par maksu (pieslēguma maksu), kura saņemta no lietotāja, neiekļauj RAB vērtībā, šo pamatlīdzekļu nolietojumu nesedz ar sadales tarifiem un no šiem aktīviem neplāno kapitāla atdevi.

21. RAB sastāvā iekļaujamo aktīvu vērtību regulators vat noteikt atšķirīgu no attiecīgo aktīvu bilances vērtības atbilstoši metodikas 3.1.3.apakšnodaļā noteiktajai pieejai. Lai noteiktu vai RAB sastāvā iekļautie aktīvi nepieciešami sadales sistēmas pakalpojuma sniegšanai efektīvā veidā, regulatoram ir tiesības veikt vai uzdot veikt RAB sastāvā iekļauto aktīvu tehniskā stāvokļa, kalpošanas ilguma un izmantošanas efektivitātes novērtējumu. Regulators apstiprina novērtējuma darba uzdevumu un pieņem šī darba uzdevuma izpildi.

3.1.2. Kapitāla atdeves likme

22. Kapitāla atdevi aprēķina pēc formulas:

P = RAB * wacc ,

kur

RAB — regulējamo aktīvu bāzes vērtība tarifu pārskata cikla bāzes gada sākumā [Ls];

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

23. Kapitāla atdeve nodrošina sadales sistēmas operatora un kreditoru ienākumus no veiktajiem ieguldījumiem [Ls]:

P = P _{neto progn} + I_proc

24. Bruto peļņu veido kapitāla atdeve un maksājamie nodokļi [Ls]:

P_bruto = P + I_nod = P_{neto progn} + I_proc + I _{īp nod} + I_{ien nod}

25. Vidējo svērto kapitāla atdeves likmi aprēķina šādi:

wacc = r_e * E/(E + D) + r_d * D/(E+D),

kur

r_e — pašu kapitāla atdeves likme;

E/(E+D) — pašu kapitāla attiecība pret kopējo (pašu un aizņemto) kapitālu;

r_d — aizņemtā kapitāla atdeves likme;

D/(E+D) — aizņemtā kapitāla attiecība pret kopējo (pašu un aizņemto) kapitālu.

26. Pašu kapitāla atdeves likmi nosaka šādi:

r_e = r_f + r_c ,

kur

r_f — Ekonomiskās sadarbības un attīstības organizācijas (OECD) grupas valstu vidējā valsts ilgtermiņa (bezriska) vērtspapīru procentu (%) likme;

r_c — riska prēmija, kas ietver valsts riska un nozares riska novērtējumu.

27. Aizņemtā kapitāla atdeves likmi nosaka, pamatojoties uz vienu no šādiem principiem:

27.1. kā vidējo ilgtermiņa kredītu likmi iekšzemes uzņēmumiem, to samazinot par iespējamo apjoma atlaidi;

27.2. kā ilgtermiņa valsts parāda vērts­papīru likmes un nozares riska piemaksas summu.

28. Prognozēto kapitāla atdevi izvērtē visam tarifu pārskata ciklam, lai noteiktu sadales tarifu pamatotību un sadales sistēmas operatora darbības rentabilitāti.

3.1.3. Aktīvu pārvērtēšana RAB noteikšanai

29. Regulatoram ir tiesības, ja tas nepieciešams, kapitāla atdeves un nolietojuma noteikšanai pārvērtēt vai uzdot pārvērtēt RAB. Regulators sastāda vai apstiprina RAB pārvērtēšanas darba uzdevumu un pieņem šī darba uzdevuma izpildi. RAB pārvērtēšanu veic, izmantojot vienu no šādām metodēm:

29.1. aktīvu iegādes vērtība mīnus nolietojums (finanšu pārskatu vērtība);

29.2. aktīvu iegādes vērtība, indeksēta ar inflācijas rādītāju, mīnus nolietojums;

29.3. nosakot atlikušo aktīvu aizvietošanas vērtību (aizvietošanas vērtība, ņemot vērā pašreizējās cenas un iespējamās aktīvu kvalitātes izmaiņas, mīnus eksperta noteikts faktiskais nolietojums);

29.4. ņemot vērā aktīvu tirgus vērtību;

29.5. nosakot aktīvu atgūstamo vērtību, kas ir augstākā no aktīva tīrās pārdošanas vērtības vai aktīvu izmantošanas vērtības (diskontētās naudas plūsmas no aktīva izmantošanas).

30. Papildus aktīvu pārvērtēšanai RAB noteikšanas nolūkos regulators var veikt korekcijas attiecībā uz kapitāla izmaksu noteikšanu, ja atklājas, ka sadales sistēmas operators aprēķinos iekļāvis aktīvus vai aktīvu daļu, kuri netiek izmantoti sadales sistēmas pakalpojuma efektīvai nodrošināšanai (neatgūstamie aktīvi).

3.2. Sadales sistēmas operatora kapitāla izmaksu posteņu noteikšana

3.2.1. Pamatlīdzekļu nolietojums un nemateriālo ieguldījumu vērtības norakstījums (I_nol.)

31. Pamatlīdzekļu nolietojumu aprēķina: I_nol = I_{nol pam} + I_{nol nem}

32. Pamatlīdzekļu nolietojumu (I_{nol pam}) aprēķina saskaņā ar starptautiskiem grāmatvedības standartiem un sadales sistēmas operatora pieņemto grāmatvedības politiku. Atsevišķos gadījumos, kad vēsturisku apstākļu dēļ nolietojums ir nepietiekams pamatlīdzekļu atjaunošanai, aprēķinātais nolietojumu indeksē, lai tuvinātu izmaksās iekļaujamo nolietojuma summu pamatlīdzekļu ekonomiskajam nolietojumam visā pamatlīdzekļu derīguma laikā. Ja indeksa vērtība ir mazāka par viens vai vienāda ar viens, indeksēšanu neveic. Indeksu iegūst, izvēloties mazāko rādītāju no šādām divām attiecībām:

32.1. pārvērtētās RAB vērtības (saskaņā ar metodikas 29.punktā noteikto kārtību) attiecība pret pamatlīdzekļu iegādes vērtību (uzskaitīta pamatlīdzekļu reģistrā);

32.2. tarifu pārskata cikla laikā RAB aprēķinā iekļauto kopējo ieguldījumu attiecība pret tarifu pārskata ciklā plānoto kopējo finanšu nolietojumu.

33. Ja pamatlīdzekļi nav pilnībā noslogoti, noteikto indeksu koriģē atbilstoši pamatlīdzekļu lietderīgai izmantošanai.

34. Nemateriālo ieguldījumu vērtības norakstījumu (I_{nol nem}) aprēķina pētniecības un sadales sistēmas operatora attīstības izmaksām, koncesiju, patentu, licenču, preču zīmju un citu nemateriālo ieguldījumu izmaksām (izņemot sadales sistēmas operatora nemateriālo vērtību), saskaņā ar starptautiskajiem grāmatvedības standartiem un sadales sistēmas operatora pieņemto grāmatvedības politiku.

3.2.2. Kapitāla atdeve

35. Kredītu procentu maksājumi (I_proc) ir uz tarifu pārskata periodu attiecināmie maksājumi par ilgtermiņa un īstermiņa aizņēmumiem.

36. Prognozējamo neto peļņu (P_{neto progn)} nosaka, pamatojoties uz regulatora apstiprināto kapitāla atdeves likmi no regulējamo aktīvu bāzes un kredītu procentu maksājumiem.

3.3. Nodokļi

I_nod = I_{īp nod} + I_{ien nod}

37. Nekustamā īpašuma nodokli (I_{īp nod}) aprēķina saskaņā ar normatīvajiem aktiem tikai no RAB sastāvā iekļautiem aktīviem.

38. Uzņēmuma ienākuma nodokli (I_{ien nod}) aprēķina saskaņā ar normatīvajiem aktiem.

3.4. Ekspluatācijas izmaksas

39. Sadales sistēmas operatora ekspluatācijas izmaksas (I_ekspl):

39.1. sadales sistēmas operatora elektroietaises tieši pieslēgtas pārvades sistēmai:

I_ekspl = I_pārv + I_{tehn proc} + I_pers + I_rem + I_saimn ,

kur

I_pārv — konkrēta sadales sistēmas operatora pārvades sistēmas pakalpojuma izmaksas [Ls];

I_pers — personāla un sociālās izmaksas [Ls];

I_{tehn proc} — elektroenerģijas sadales sistēmas zudumu un tehnoloģiskā procesa nodrošināšanas izmaksas [Ls];

I_rem — īpašuma uzturēšanai nepieciešamo un citu komersantu veikto kārtējo ekspluatācijas remontu izmaksas [Ls];

I_saimn — pārējās saimnieciskās darbības izmaksas [Ls].

39.2. sadales sistēmas operatora elektroietaises pieslēgtas citai sadales sistēmai:

I_ekspl = I_sad + I_{tehn proc} + I_pers + I_rem + I_saimn ,

kur

I_sad — konkrēta sadales sistēmas operatora citas sadales sistēmas pakalpojuma izmaksas [Ls].

40. Pārvades sistēmas pakalpojuma izmaksas nosaka saskaņā ar pārvades sistēmas diferencētajiem tarifiem atbilstoši lietotāja elektroietaises piederības robežai, ņemot vērā prognozētās uzstādītās jaudas un pārvadīto elektroenerģijas daudzumu attiecīgā laika periodā.

41. Ar elektroenerģijas sadales zudumiem un tehnoloģiskā procesa nodrošināšanu saistītās izmaksas (I_{tehn proc}) veido elektroenerģijas zudumi sadales sistēmā un elektroenerģijas patēriņš tehnoloģiskām vajadzībām.

Šīs izmaksas ir saistītas ar sadales sistēmai pievadīto un no sadales sistēmas aizvadīto elektroenerģijas apjomu starpību attiecīgā laika periodā un tās aprēķina šādi:

I_{tehn proc} = (E_tehnn + E_zud)* C_{zud SSO} ,

kur

E_tehn = E_{tehn 6–20 kV kopn} + E_{tehn 6–20 kV} +
E_{tehn 0,4 kV kopn} + E_{tehn 0,4 kV}

E_zud = E_{zud 6–20 kV kopn} + E_{zud 6–20 kV} +
E_{zud 0,4 kV kopn} + E_{zud 0,4 kV} ,

kur

E_zud — prognozētie elektroenerģijas zudumi sadales sistēmā [kWh];

E_tehn — prognozētie elektroenerģijas patēriņš tehnoloģiskām vajadzībām [kWh];

C_{zud SSO} — prognozētā vidējā elektroenerģijas zudumu iepirkuma cena [Ls/kWh];

E_{tehn (6–20kV kopn, 6–20kV, 0,4kVkopn, 0,4kV)} — prognozētais elektroenerģijas patēriņš tehnoloģiskām vajadzībām attiecīgi apakšstacijas 110/6–20 kV kopnēs, 6–20 kV sadales punktos, 6–20/0,4 kV transformatoru punktos un 0,4 kV līnijās [kWh];

E_{zud (6–20kV kopn, 6–20kV, 0,4kVkopn, 0,4kV)} — prognozētie elektroenerģijas zudumi attiecīgi apakšstacijas 110/6–20 kV kopnēs, 6–20 kV sadales punktos, 6–20/0,4 kV transformatoru punktos un 0,4 kV līnijās [kWh].

42. Personāla un sociālās izmaksas (I_pers) aprēķina saskaņā ar Darba likumu kā darba samaksu darbiniekiem, obligāto sociālo apdrošināšanu aprēķina saskaņā ar normatīvajiem aktiem, izmaksās ietilpst piemaksas un prēmijas, kā arī atlaišanas pabalsti darbiniekiem, kuri atlaisti pēc darba devēja iniciatīvas.

43. Īpašuma uzturēšanai nepieciešamo un citu komersantu veikto kārtējo ekspluatācijas remontu izmaksas (I_rem), kā arī citu tādu darbu izmaksas, kuri nepieciešami sadales sistēmas operatora bilancē esošo un nomāto sadales sistēmas aktīvu un citu ražošanas un administrēšanas aktīvu pamatlīdzekļu (ēku, būvju, iekārtu u.c.) uzturēšanai darba kārtībā un saglabāšanai un kurus veic citas komercsabiedrības, uzskaita šajā pozīcijā un noraksta pārskata periodā, kurā tās radušās. Remontu nepieciešamību nosaka pienākums gādāt par drošu un nepārtrauktu sadales sistēmas darbības izpildi. Remontu izmaksas, kuras kapitalizē, šajā pozīcijā neuzskaita.

44. Pārējās saimnieciskās darbības izmaksas (I_saimn) — ar sadales sistēmas operatora saimniecisko darbību saistītās izmaksas, kas nepieciešamas, lai nodrošinātu sadales sistēmas pakalpojumu sniegšanu, un nav iekļautas citos izmaksu posteņos.

4. Sadales sistēmas operatora pakalpojumi pa sprieguma pakāpēm

45. Sadales sistēmas operators sniedz sadales sistēmas pakalpojumus četrās dažādās sprieguma pakāpēs, un sadales tarifus aprēķina katrai no sprieguma pakāpēm:

45.1. no 110/6–20kV transformatoru 6–20kV kopnēm;

45.2. no 6–20 kV sadales punktiem, 6–20kV līnijām;

45.3. no 6–20/0,4 kV transformatoru 0,4kV kopnēm;

45.4. no zemsprieguma (0,4kV) līnijām.

46. Sadales sistēmas operatora kopējie ieņēmumi sedz visas izmaksas, kas radušās sniedzot šos pakalpojumus:

I_elek = I _{elek 6–20 kV kopn} + I _{elek 6–20 kV} +
I _{elek 0,4 kV kopn} + I _{elek 0,4 kV}

5. Izmaksu attiecināšanas principi

47. Kopējās sadales sistēmas operatora izmaksas (I_SSO), kas saistītas ar sadales sistēmas pakalpojumu sniegšanu, attiecina uz visiem sadales sistēmas pakalpojumiem, lai noteiktu katra pakalpojuma izmaksas.

48. Sadales sistēmas pakalpojumu izmaksas par šiem pakalpojumiem ir atšķirīgs dažādās sprieguma pakāpēs.

I_elek = I _{elek 6–20 kV kopn} + I _elek 6–20 kV + I _elek 0,4 kV kopn + I _elek 0,4 kV

49. Katrā spriegumā pakāpē aprēķina sniegtā sadales sistēmas pakalpojuma izmaksas uz vienu vienību.

50. Sadales sistēmas operatora izmaksas uz vienu vienību par 110/6–20kV transformatoru kopnēm pārvadīto elektroenerģiju [Ls/kWh] aprēķina šādi:

                                        I_{elek 6–20 kV kopn}
T’ _{elek 6–20 kV kopn} = ––––––––––––,
                                            E_{SSOnod liet}

kur

I _{elek 6–20 kV kopn} — izmaksas, kas rodas pārvadot elektroenerģiju pa 110/6–20kV transformatoru 6–20kV kopnēm [Ls].

51. Līdzīgi aprēķina izmaksas uz vienu vienību arī citās sprieguma pakāpēs:

                                            I _{Elek 6–20 kV}
T’ _{elek 6–20 kV} = –––––––––––––––––––––––––––
                                    E _{SSOnod liet} – E _{SSOnod liet 6–20 kV kopn}

                                            I _{elek 0,4 kV kopn}
T’ _{elek 0,4 kV kopn} = –––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––
                                            E _{SSOnod liet} – E_{SSOnod liet 6–20 kV kopn} – E _{SSOnod liet 6–20 kV}

                                            I _{elek 0,4 kV}
T’ _{elek 0,4 kV} = –––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––– ,
                                        E_{SSOnod liet} –E_{SSOnod liet 6–20 kV kopn} – E_{SSOnod liet 6–20 kV} – E_{SSOnod liet 0,4 kV kopn}

kur

E_{SSOnod liet(6–20kV kopn.,6–20kV,0,4kV kopn)} — katrā sprieguma pakāpē lietotājiem nodotā elektroenerģija [kWh];

I_{elek (6–20kV kopn, 6–20kV, 0,4 kV kopn)} — izmaksas, kas attiecinātas uz elektroenerģijas pārvadi katrā sprieguma pakāpē [Ls];

T’_{elek 6–20 kV} — 6– 20 kV sadales punktiem, 6–20 kV līnijām nodotās pārvadītās elektroenerģijas izmaksas uz vienu vienību [Ls/kWh];

T’ _{elek 0,4kV kopn} — uz 6–20/0,4 kV transformatoru 0,4 kV kopnēm nodotās pārvadītās elektroenerģijas izmaksas uz vienu vienību [Ls/kWh];

T’ _{elek 0,4kV} — 0,4 kV sprieguma līnijām nodotās pārvadītās elektroenerģijas izmaksas uz vienu vienību [Ls/kWh].

52. Tā kā daļa no sadales sistēmas operatora izmaksām (I_SSOkop) ir saistītas ar elektroenerģijas sistēmas darbību un tās drošuma uzturēšanu, tātad dod labumu visiem sadales sistēmas lietotājiem, tās nevar nodalīt atkarībā no lietotāja elektroietaišu pieslēguma vietas sadales sistēmā — tās jāattiecina uz pārvadīto elektroenerģiju visās sprieguma pakāpēs vienādās daļās:

                            I_SSO kop
T_{SSO kop} = –––––––––– ,
                            E_{SSOnod liet}

kur

T_{SSO kop} — vienas vienības koppakalpojuma maksa [Ls/kWh].

53. Lai elektroenerģiju piegādātu lietotājiem no 0,4 kV sprieguma līnijām, tā ir jāpārvada caur visiem sadales sistēmas elementiem, savukārt no 110/6–20 kV transformatoru 6–20kV kopnēm elektroenerģijas piegādei jāizmanto tikai 6–20 kV sadales.

54. Tā kā aprēķinātās sadales sistēmas vienas vienības izmaksas katras sprieguma pakāpes lietotāju grupai ir atšķirīgas, tad sprieguma pakāpes tarifus aprēķina šādi:

T”_{elek 6–20 kV kopn} = T’_{elek 6–20 kV kopn} + T _{SSO kop}

T”_{elek 6–20 kV} = T’_{elek 6–20 kV kopn} + T’_{elek 6–20 kV} + T_{SSO kop}

T”_{elek 0,4 kV kopn} = T’_{elek 6–20 kV kopn} +T’_{elek 6–20 kV} +T’_{elek 0,4 kV kopn} + T_{SSO kop}

T”_{elek. 0,4 kV} =

=T’ _{elek 6–20 kV kopn} + T’_{elek 6–20 kV} +T’ _{elek 0,4 kV kopn} +T’_{elek 0,4kV} + T_{SSO kop} ,

kur

T”_{elek 6–20 kV kopn} — sadales sistēmas vienas vienības izmaksas lietotājiem, kuru elektroietaišu piederības robeža ir 110/6–20 kV apakšstaciju 6– 20 kV kopnēs [Ls/kWh];

T”_{elek 6–20 kV} — sadales sistēmas vienas vienības izmaksas lietotājiem, kuru elektroietaišu piederības robeža ir 6–20 kV sadales punktos, 6 – 20 kV līnijās [Ls/kWh];

T”_{elek 0,4 kV kopn} — sadales sistēmas vienas vienības izmaksas lietotājiem, kuru elektroietaišu piederības robeža ir 6–20/0,4 kV transformatoru 0,4 kV kopnēs [Ls/kWh];

T” _{elek 0,4 kV} — sadales sistēmas vienas vienības izmaksas lietotājiem, kuru elektroietaišu piederības robeža ir 0,4 kV līnijās [Ls/kWh].

6. Bāzes tarifa aprēķins

55. Sadales sistēmas operatora pārvadītās elektroenerģijas bāzes tarifu aprēķina, pamatojoties uz sadales sistēmas operatora izmaksām un pārvadīto elektroenerģijas daudzumu:

                        I _SSO
T_{SSO b} = –––––––––– ,
                        E _{SSO nod liet}

kur

T_{SSO b} — pārvadītās elektroenerģijas bāzes tarifs.

7. Tarifu griestu noteikšana tarifu pārskata ciklam

7.1. Tarifu griestu piemērošana

56. Bāzes gadā tarifu griestu vērtība [Ls/kWh] ir vienāda ar bāzes tarifu vērtību. Pārskata cikla nākamajiem gadiem tarifu griestu vērtību [Ls/kWh] nosaka katram gadam vienlaikus ar bāzes tarifu apstiprināšanu. Tarifu griestu vērtību aprēķina regulators, novērtējot iespējamās sadales sistēmas operatora darbības efektivitātes izmaiņas un patēriņa cenu izmaiņu ietekmi.

57. Nosakot diferencētos tarifus, no tiem atbilstošie ieņēmumi pie prognozētā patēriņa apjoma un struktūras katrā pārskata cikla gadā nevar pārsniegt noteiktos tarifu griestus.

58. Tarifu griestu vērtību tarifu pārskata cikla gadiem aprēķina šādi:

TGV_t+1 = TGV_t * (100% + ∆TGV)

TGV_t+2 = TGV_t+1 * (100% + ∆TGV)

∆TGV = PCI_progn – X + Z ,

kur

TGV_t — tarifu griestu vērtība tarifu pārskata cikla pirmajā vai bāzes gadā;

TGV_t+1 — tarifu griestu vērtība tarifu pārskata cikla otrajā gadā;

TGV_t+2 — tarifu griestu vērtība tarifu pārskata cikla trešajā gadā;

∆TGV — tarifu griestu vērtības izmaiņas kārtējam tarifu pārskata cikla gadam (% salīdzinājumā ar iepriekšējo pārskata gadu);

PCI_progn — patēriņa cenu izmaiņu prognoze [%], vidēji tarifu pārskata cikla katram gadam;

X — efektivitātes izmaiņu faktors [%];

Z — neparedzēto izmaiņu faktors [%].

59. Pirms lēmuma pieņemšanas par tarifu griestu apstiprināšanu regulators iepazīstina sadales sistēmas operatoru ar aprēķinātajiem tarifu griestiem un uzklausa vērtējumu par iespējām sasniegt noteiktās efektivitātes izmaiņas.

7.2. Efektivitātes izmaiņu faktora noteikšana

60. Efektivitātes izmaiņu faktoru noteikšanas pamatā ir divas savstarpēji saistītas darbības:

60.1. summārā produktivitātes faktora izmaiņu aprēķināšana, izmantojot sadales sistēmas operatora darbības rādītājus iepriekšējos gados (vēsturiskās produktivitātes metode);

60.2. efektivitātes izmaiņu faktora noteikšana, izmantojot uz salīdzinošo vērtēšanu, analīzi un prognozi.

61. Efektivitātes izmaiņu faktors nodrošina to, ka sadales sistēmas operators nodod lietotājam daļu no ieguvuma, kas rodas no darbības efektivitātes uzlabošanas. Darbības efektivitātes uzlabošanas pamatā ir vienības izmaksu samazināšanās pie augošiem pakalpojumu apjomiem, kā arī tehnoloģiski pakalpojumu sniegšanas uzlabojumi (zudumu un tehnoloģiskā patēriņa samazināšana).

62. Summārā produktivitātes faktora izmaiņas aprēķina, pamatojoties uz sadales sistēmas operatora darbības rādītājiem:

∆SPF= Q/Y–100% ,

kur

∆SPF — summārā produktivitātes faktora pieaugums vai samazinājums (procentos salīdzinājumā ar iepriekšējo gadu);

Q — sadales sistēmas pakalpojuma kopējās vērtības pieauguma temps (% salīdzinājumā ar iepriekšējo gadu);

Y — sadales sistēmas pakalpojuma kopējo izmaksu vērtības pieauguma temps (% salīdzinājumā ar iepriekšējo gadu).

63. Lai precīzāk raksturotu efektivitātes izmaiņas un novērstu nejaušas šī rādītāja svārstības, summārā produktivitātes faktora izmaiņas aprēķina pirms kārtējā tarifu pārskata cikla sākuma pēc iespējas garākam laika posmam (vismaz trīs gadiem), izvērtē to dinamiku un aprēķina izmaiņu vidējo vērtību attiecīgajā laika posmā.

64. Līdz ar summārā produktivitātes faktora aprēķināšanu regulators veic sadales sistēmas operatora salīdzinošo vērtēšanu (benchmarking):

64.1. efektivitātes izmaiņas izvērtē saistībā ar atbilstošajiem nozares un tautsaimniecības rādītājiem;

64.2. salīdzina efektivitātes izmaiņu rādītājus ar atbilstoša profila un līdzīgos apstākļos strādājošu komersantu (arī citu valstu) efektivitātes rādītājiem.

65. Pamatojoties uz salīdzinošo vērtēšanu, kā arī ievērojot papildu apsvērumus, kas saistīti ar komersanta darbības vidi (strukturālas izmaiņas nozarē u.c.), un prognozi attiecībā uz sadales sistēmas operatora, nozares un tautsaimniecības attīstību, regulators var koriģēt (palielināt vai samazināt) aprēķināto summāro produktivitātes faktoru un uz veikto aprēķinu, analīzes un prognozes pamata noteikt tarifu griestu formulā iekļaujamā efektivitātes izmaiņu faktora vērtību.

7.3. Neparedzēto izmaiņu faktora pielietošana

66. Neparedzēto izmaiņu faktora vērtība parasti ir nulle. Sadales sistēmas operators var ierosināt piemērot neparedzēto izmaiņu faktoru, iesniedzot regulatoram motivētu pieprasījumu un aprēķinus jaunas tarifu griestu vērtības noteikšanai.

67. Regulators var piemērot neparedzēto izmaiņu faktoru, ja mainās rentabilitāti ietekmējošie faktori.

68. Neparedzēto izmaiņu faktoru var piemērot tad, ja neparedzēto izmaiņu radītais iespaids uz izmaksām pārsniedz 5%.

69. Ja ierosinātās izmaiņas ir pamatotas, regulators apstiprina neparedzēto izmaiņu faktoru un jaunu tarifu griestu vērtību.

8. Sadales tarifu noteikšanas procedūra

8.1. Tarifu projekta izstrādāšana un iesniegšana

70. Tarifu projektu sadales sistēmas operators izstrādā saskaņā ar metodiku, nosakot izmaksas attiecībā uz sadales sistēmas pakalpojumiem, bāzes tarifu un sprieguma pakāpes tarifiem. Tarifu projekts sastāv no divām daļām:

70.1. pirmo daļu veido bāzes tarifa aprēķins un tarifu aprēķini lietotāju grupām atkarībā no pieslēguma vietas sadales sistēmai pa sprieguma pakāpēm un to pamatojošām izmaksām. Sprieguma pakāpes tarifus aprēķina, pamatojoties uz bāzes gadam prognozējamām izmaksām sadalījumā pa metodikā noteiktajām izmaksu pozīcijām. Vienlaicīgi ar bāzes gadam prognozētajām izmaksām sadales sistēmas operators iesniedz regulatoram informāciju par sagaidāmajām izmaksām kārtējā gadā un divu iepriekšējo gadu faktiskajām izmaksām;

70.2.otro daļu veido diferencētie tarifi. Diferencētos tarifus sadales sistēmas operators aprēķina tā, lai atbilstoši tiem prognozēto ieņēmumu kopsumma nepārsniedz atbilstoši attiecīgajam bāzes tarifam prognozētos ieņēmumus.

71. Sadales sistēmas operators saskaņā ar metodiku nosaka izmaksas un aprēķina bāzes tarifu un šādus sprieguma pakāpes tarifus:

71.1. no 110/6–20kV transformatoru 6–20kV kopnēm;

71.2. no 6–20 kV sadales punktiem, 6–20kV līnijām;

71.3. no 6–20/0,4 kV transformatoru 0,4kV kopnēm;

71.4. no zemsprieguma (0,4kV) līnijām.

72. Sadales sistēmas operators vienlaikus ar 70. un 71. punktā noteikto var iesniegt regulatoram pieprasījumu atļaut pašam noteikt diferencētos tarifus.

73. Sadales sistēmas operators ne vēlāk kā sešus mēnešus pirms kārtējā tarifu pārskata cikla sākuma iesniedz regulatoram tarifu projektu kopā ar tarifus veidojošo izmaksu pamatojumu.

8.2. Tarifu projekta izvērtēšana

74. Tarifu projektu regulators izvērtē likumā “Par sabiedrisko pakalpojumu regulatoriem” noteiktajos termiņos.

75. Regulators apstiprina vai noraida bāzes tarifu, sprieguma pakāpes tarifus un diferencētos tarifus, izvērtējot to pamatojošo izmaksu atbilstību. Reizē ar bāzes tarifa noteikšanu, atbilstoši metodikas 58.punktam, regulators nosaka tarifu griestus katram tarifu pārskata cikla gadam.

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

77. Regulatora noteiktie sadales tarifi ir spēkā līdz jaunu tarifu noteikšanai.

78. Tarifu pārskata cikla laikā sadales sistēmas operators var iesniegt regulatoram jaunu diferencēto tarifu projektu (tarifu projekta otrā daļa).

79. Ja regulators ir devis atļauju atbilstoši Elektroenerģijas tirgus likuma 20.panta pirmajai daļai, sadales sistēmas operators pats nosaka diferencētos tarifus, ievērojot šādu kārtību:

79.1. pēc bāzes tarifa un 71.punktā noteikto sprieguma pakāpju tarifu apstiprināšanas regulatorā pirms pirmā tarifu pārskata cikla gada sadales sistēmas operators publicē diferencētos tarifus laikrakstā “Latvijas Vēstnesis”, un tie stājas spēkā sadales sistēmas operatora noteiktajā dienā, bet ne ātrāk kā trīsdesmitajā dienā pēc to publicēšanas;

79.2. ja sadales sistēmas operators tarifu pārskata cikla laikā pieņem lēmumu par jauniem diferencētiem tarifiem, tad ne vēlāk kā divus mēnešus pirms tarifu spēkā stāšanās brīža publicē diferencētos tarifus laikrakstā “Latvijas Vēstnesis” un informē regulatoru par jauniem diferencētiem tarifiem. Vienlaicīgi sadales sistēmas operators iesniedz regulatoram pamatojumu jauniem diferencētiem tarifiem un informāciju par iepriekšējā perioda faktiskajiem ieņēmumiem un faktiskajām izmaksām, un jauno diferencēto tarifu prognozētajiem datiem, kā arī salīdzinājuma tabulas, kurās parādītas lietotāju struktūras izmaiņas un citus dokumentus, kuri pamato jauno diferencēto tarifu nepieciešamību;

79.3. regulators 21 dienas laikā pēc diferencēto tarifu saņemšanas izvērtē:

79.3.1. iesniegto diferencēto tarifu atbilstību metodikai,

79.3.2. iesniegto diferencēto tarifu ekonomisko pamatojumu;

79.4. ja regulators 21 dienas laikā pēc diferencēto tarifu saņemšanas nav pieņēmis lēmumu par iesniegto tarifu neatbilstību metodikas 79.3.apakšpunktā noteiktajām prasībām, tad tarifi stājas spēkā sadales sistēmas operatora noteiktā laikā;

79.5. ja regulators 21 dienas laikā pēc diferencēto tarifu saņemšanas pieņem lēmumu par iesniegto tarifu neatbilstību metodikas 79.3.apakšpunktā noteiktajām prasībām, tad tarifi nestājas spēkā sadales sistēmas operatora noteiktā laikā. Regulators septiņu dienu laikā pēc lēmuma pieņemšanas nosūta sadales sistēmas operatoram lēmumu par diferencēto tarifu neatbilstību 79.3.apakšpunktā noteiktajam, publicē laikrakstā “Latvijas Vēstnesis” paziņojumu par pieņemto lēmumu un atsauc diferencēto tarifu spēkā stāšanos.

80. Ja mainās rentabilitāti ietekmējošie faktori, regulators var ierosināt sadales tarifu pārskatīšanu, kā arī piemērot neparedzēto izmaiņu faktoru. Pēc pamatota ierosinājuma nosūtīšanas sadales sistēmas operatoram un apstākļu izvērtēšanas regulators var noteikt jaunu tarifu griestu vērtību.

Sabiedrisko pakalpojumu regulēšanas komisijas padomes priekšsēdētāja V.Andrējeva