Sabiedrisko pakalpojumu regulēšanas komisijas padomes lēmums Nr.311

Rīgā 2005.gada 21.decembrī (prot. Nr.54(263),6.p.)

Par Koģenerācijas stacijā saražotās siltumenerģijas un koģenerācijas stacijā ar jaudu virs četriem megavatiem saražotās elektroenerģijas 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 pirmās daļas 2.punktu un otro daļu,

padome nolemj:

1. Apstiprināt Koģenerācijas stacijā saražotās siltumenerģijas un koģenerācijas stacijā ar jaudu virs četriem megavatiem saražotās elektroenerģijas 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 26.februāra lēmumu Nr.58 apstiprinātā Koģenerācijas stacijās saražotās siltumenerģijas un koģenerācijas stacijās ar jaudu virs 4 megavatiem saražotās elektroenerģijas tarifu aprēķināšanas metodika (“Latvijas Vēstnesis”, 2003, Nr.36).

Lēmums stājas spēkā ar tā pieņemšanas brīdi.

Sabiedrisko pakalpojumu regulēšanas komisijas padomes priekšsēdētāja V.Andrējeva

 

Apstiprināts
ar Sabiedrisko pakalpojumu regulēšanas komisijas padomes
2005.gada 21.decembra lēmumu Nr.311 (prot.Nr.54(263),6.p.)

Koģenerācijas stacijā saražotās siltumenerģijas un koģenerācijas stacijā ar jaudu virs četriem megavatiem saražotās elektroenerģijas tarifu aprēķināšanas metodika

Izdota saskaņā ar likuma “Par sabiedrisko pakalpojumu regulatoriem” 9.panta pirmās daļas 2.punktu

1. Vispārīgie jautājumi

1. Metodika nosaka jebkuras siltuma jaudas koģenerācijas stacijā saražotās siltumenerģijas tarifa aprēķina kārtību un koģenerācijas režīmā ražotās elektroenerģijas tarifa aprēķina kārtību koģenerācijas stacijām, kuru uzstādītā bruto elektriskā jauda ir lielāka par četriem megavatiem (turpmāk – metodika).

2. Metodika ir izstrādāta, ņemot vērā Enerģētikas likumu, likumu “Par sabiedrisko pakalpojumu regulatoriem”, Ministru kabineta 2002.gada 8.janvāra noteikumus Nr.9 “Prasības koģenerācijas stacijām un kārtība, kādā nosakāma saražotās elektroenerģijas pārpalikuma iepirkšanas cena”, Ministru kabineta 2001.gada 3.jūlija noteikumus Nr.297 “Noteikumi par regulējamiem sabiedrisko pakalpojumu veidiem”, kā arī citus normatīvos aktus.

3. Metodikā lietotie termini un apzīmējumi:

3.1. bāzes gads – pirmais tarifa pārskata cikla gads esošai koģenerācijas stacijai un pārskata cikla periods jaunai koģenerācijas stacijai;

3.2. bāzes tarifs – atbilstoši izmaksām ar šo metodiku noteikta tarifa vērtība tarifa pārskata cikla bāzes gadā;

3.3. bruto siltuma jauda – kopējā siltuma jauda, ko attīsta siltumenerģiju ražojošās iekārtas;

3.4. diskontēšana – nākotnē sagaidāmo ieņēmumu šodienas vērtības noteikšana;

3.5. divdaļīgais siltumenerģijas tarifs – tarifs, kurā siltumenerģijas mainīgās izmaksas ir attiecinātas uz lietotājiem pārdotās siltumenerģijas vienību, nosakot enerģijas maksu, un pastāvīgās izmaksas ir attiecinātas uz kopējo lietotāja pieprasīto siltuma jaudu, nosakot jaudas maksu. Lietotājs maksā enerģijas maksu par patērēto siltumenerģiju un jaudas maksu par kopējo pieprasīto siltuma jaudu kā pastāvīgu maksājumu neatkarīgi no patērētā siltumenerģijas daudzuma;

3.6. efektivitātes izmaiņu faktors – ražošanas efektivitātes, tehnoloģijas un citu paredzamo izmaiņu ietekme uz izmaksām relatīvi pret izmaiņām visā ekonomikā;

3.7. enerģijas pašpatēriņš – enerģijas daļa, ko patērē enerģiju ražojošo vai pārveidojošo galveno iekārtu palīgiekārtas;

3.8. elektroenerģijas cenas etalons – elektroenerģijas cena, par kādu varētu pārdot elektroenerģiju, kas ražota efektīvā kondensācijas elektrostacijā;

3.9. esoša koģenerācijas stacija – stacija, kura tarifa noteikšanas brīdī ir bijusi ekspluatācijā 10 gadus vai vairāk;

3.10. iekšējā peļņas norma (IRR) – diskonta likme, ar kuru diskontējot tarifu projekta ieņēmumu daļu, kura pēc visu izdevumu segšanas atliek kapitālieguldījumu atmaksai, tā kļūst vienāda ar sākotnējiem kapitālieguldījumiem;

3.11. jauna koģenerācijas stacija – stacija, kuras darbība tarifa noteikšanas brīdī vēl nav uzsākta vai kopš tās darbības uzsākšanas nav pagājuši 10 gadi. Jauna stacija kļūst par esošu staciju pēc koģenerācijas iekārtu 10 gadu darbības perioda beigām;

3.12. koģenerācijas iekārtas – iekārtas, kuras paredzētas vienlaicīgai elektroenerģijas un lietderīgi izmantojamas siltumenerģijas ražošanai vienā tehnoloģiskajā procesā;

3.13. koģenerācijas siltumenerģija – siltumenerģija, kas ražota lietderīgai izmantošanai un uz kuras bāzes izstrādā elektroenerģiju;

3.14. koģenerācijas stacija – stacija, kas sastāv no koģenerācijas iekārtām un siltuma maksimumslodžu katlu iekārtām;

3.15. koģenerācijas stacijas bruto elektriskā jauda – kopējā elektriskā jauda, ko attīsta koģenerācijas stacijas visu ģeneratoragregātu galvenie un pašpatēriņa ģeneratori;

3.16. koģenerācijas stacijas neto elektriskā jauda – koģenerācijas stacijas bruto elektriskā jauda, no kuras atskaitīta šīs koģenerācijas stacijas pašpatēriņa iekārtu barošanai nepieciešamā jauda un jaudas zudumi transformatoros;

3.17. koģenerācijas elektroenerģija – elektroenerģija, kas saražota koģenerācijas iekārtās proporcionāli tehnoloģiskam procesam raksturīgai bruto elektriskās un lietotājam nodotās siltuma jaudas attiecībai. Raksturīgā bruto elektriskās un lietotājam nodotās siltuma jaudas attiecība tiek noteikta režīmā, kad elektroenerģiju kondensācijas režīmā neizstrādā;

3.18. koģenerācijas režīms – koģenerācijas stacijas darba režīms, kurā izstrādā elektroenerģiju, vienlaikus izstrādājot siltumenerģiju lietderīgai izmantošanai;

3.19. komersants – šīs metodikas izpratnē sabiedrisko pakalpojumu sniedzējs, kuram ir izsniegta licence siltumenerģijas un elektroenerģijas vienlaicīgai ražošanai.

3.20. kondensācijas režīms – koģenerācijas stacijas darba režīms, kurā izstrādā elektroenerģiju, vienlaikus neizstrādājot siltumenerģiju lietderīgai izmantošanai;

3.21. kopkapitāla rentabilitāte – peļņas pirms procentu un nodokļu nomaksas attiecība pret gada vidējo kopkapitāla vērtību. Kopkapitāls ir pašu un aizņemtā kapitāla summa, no kuras atņemtas saistības, par kurām nav jāmaksā procenti. Gada vidējā kopkapitāla vērtība ir kopkapitāla vērtības perioda sākumā un beigās vidējā vērtība;

3.22. neto siltuma jauda – bruto siltuma jauda, no kuras atskaitīta pašpatēriņa siltuma jauda;

3.23. nolietojums – vērtības samazināšanās, pamatlīdzekļu vērtības norakstīšana laika posmā, kurā tos izmanto – pamatlīdzekļa nolietojamās vērtības sadalīšana visā tā aprēķinātajā derīgajā lietošanas laikā;

3.24. palīgiekārtas – funkcionāli vienotai iekārtu kopai piederošās tehniskās iekārtas (dzirnavas, sūkņi, ventilatori u.tml.), kas nepieciešamas iekārtu kopas galveno iekārtu (ģeneratora, turbīnas) darbībai, kā arī iekārtas, kas vienlīdz nepieciešamas gan energobloku, gan visas elektrostacijas darbībai (apgaisme, kompresori u.tml.);

3.25. siltumenerģijas cenas etalons – siltumenerģijas cena, par kādu varētu pārdot siltumenerģiju, kas ražota efektīvā katlumājā,

3.26. siltumenerģija lietderīgai izmantošanai – siltumenerģija, kuru izmanto apkures, ventilācijas, karstā ūdens apgādes un tehnoloģiskā siltuma patēriņa, kas nav siltuma patēriņš, elektroenerģijas un siltumenerģijas ražošanas nodrošināšanai koģenerācijas stacijā;

3.27. siltuma maksimumslodžu katlu iekārtas – katlu iekārtas, kas paredzētas siltumenerģijas ražošanai, kas nav koģenerācijas siltums;

3.28. tarifu griesti – koģenerācijas stacijā saražotās siltumenerģijas un elektroenerģijas tarifu maksimālā vērtība noteiktā laika periodā;

3.29. tarifu pārskata cikls – laika posms, kādam tiek noteikti tarifi;

3.30. tīrā naudas plūsma – naudas plūsma, kas paliek komersanta rīcībā pēc visu ražošanas izdevumu segšanas, nodokļu, kredītprocentu un aizņēmuma pamatdaļas samaksas;

3.31. viendaļīgais siltumenerģijas tarifs – tarifs, kurā siltumenerģijas mainīgās un pastāvīgās izmaksas ir attiecinātas uz lietotājiem pārdotās siltumenerģijas vienību. Lietotājs maksā par siltumenerģiju pēc noteiktā viendaļīgā tarifa par patērēto siltumenerģiju;

3.32. MWh – megavatstunda;

3.33. MW – megavats;

3.34. Ls/MWh – lati par megavatstundu;

3.35. Ls/MW – lati par megavatu.

4. Koģenerācija ir tehnoloģiski nedalāms process, tāpēc ir iespējama tikai vienlaicīga siltumenerģijas un elektroenerģijas tarifu noteikšana. Metodika nosaka kārtību, kādā sadala visas izmaksas un neto peļņu, attiecinot uz siltumenerģijas, koģenerācijas elektroenerģijas un kondensācijas režīma elektroenerģijas ražošanu koģenerācijas stacijā.

5. Koģenerācijas siltumenerģijas un koģenerācijas elektroenerģijas tarifu noteikšanai izmanto tarifu griestu metodi.

6. Tarifu griestus nosaka tarifu pārskata ciklam.

7. Tarifu noteikšanas pamatā ir divas savstarpēji saistītas darbības, ko ietver šī metodika:

7.1. ekonomiski pamatotu bāzes tarifu noteikšana, tarifu regulēšanas ciklam sākoties,

7.2. tarifu griestu noteikšana tarifu pārskata ciklam.

8. Komersants iesniedz Sabiedrisko pakalpojumu regulēšanas komisijai (turpmāk – Komisija) tarifu projektu, kas izstrādāts saskaņā ar metodikā noteiktajām aprēķina tabulām, kopā ar tarifu aprēķinu projektā minēto tarifus veidojošo izmaksu pamatojumu un plānoto grāmatvedības bilanci, kas attiecināta uz ražošanu par tarifa aprēķina periodu un vidējā kopkapitāla aprēķinu. Tarifu projektu Komisijai iesniedz arī elektroniskā formā.

9. Komersants iesniedz informāciju par kārtējā gada sagaidāmajām izmaksām un iepriekšējā gada faktiskajām izmaksām.

10. Jaunai koģenerācijas stacijai ar elektrisko jaudu virs četriem megavatiem tarifus aprēķina 10 gadu periodam, nosakot kopējo kapitālieguldījumu, kas ietver procentus celtniecības laikā, iekšējo peļņas normu 10 gadu periodam ne lielāku par 9% reālā naudas izteiksmē, izmantojot tīro naudas plūsmu, kurai pieskaitīti kredītprocenti un aizņēmuma pamatdaļas maksājumi.

11. Jaunai koģenerācijas stacijai ar elektrisko jaudu līdz četriem megavatiem tarifus aprēķina 10 gadu periodam, nosakot kopējo kapitālieguldījumu, kas ietver procentus celtniecības laikā, iekšējo peļņas normu 10 gadu periodam:

11.1. 9% reālā naudas izteiksmē, izmantojot tīro naudas plūsmu, kurai pieskaitīti kredītprocenti un aizņēmuma pamatdaļas maksājumi, ja peļņas aprēķina (rentabilitātes) koeficients ir lielāks vai vienāds ar viens;

11.2. pēc formulas IRR=(0.231*k–0.142) x 100 reālā naudas izteiksmē, izmantojot tīro naudas plūsmu, kurai pieskaitīti kredītprocenti un aizņēmuma pamatdaļas maksājumi, ja peļņas aprēķina (rentabilitātes) koeficients ir mazāks par viens.

12. Esošai koģenerācijas stacijai ar jaudu virs četriem megavatiem tarifus aprēķina trīs gadu periodam, nosakot vidējo kopkapitāla rentabilitāti trīs gadu periodam ne lielāku par 12% reālā naudas izteiksmē.

13. Esošai koģenerācijas stacijai ar jaudu līdz četriem megavatiem tarifus aprēķina trīs gadu periodam, nosakot vidējo kopkapitāla rentabilitāti trīs gadu periodam:

13.1. 12% reālā naudas izteiksmē, ja peļņas aprēķina (rentabilitātes) koeficients ir lielāks vai vienāds ar vienu;

13.2. pēc formulas KR^KOĢ_max =(0.315*k–0.195)x100 reālā naudas izteiksmē, ja peļņas aprēķina (rentabilitātes) koeficients ir mazāks par vienu.

14. Izmaksas starp siltumenerģiju, koģenerācijas elektroenerģiju un kondensācijas režīmā ražoto elektroenerģiju sadala shēmā “Izmaksu sadalīšana” attēlotajā kārtībā:

14.1. pieņem, ka koģenerācijas iekārtās ražotās siltumenerģijas kurināmā izmaksas ir tādas pašas, kādas būtu katlumājā, kuras neto lietderības koeficients nav mazāks par 92%, ja par kurināmo izmanto gāzi vai šķidro kurināmo, un nav mazāks par 85%, ja izmanto cieto kurināmo. Ja ar koģenerācijas iekārtu aizstāj katlu māju, kurā lietderības koeficients ir lielāks par 92%, ja par kurināmo izmantoja gāzi vai šķidro kurināmo, vai attiecīgi par 85%, ja izmantoja cieto kurināmo, tad aprēķinos izmanto šos lielākos lietderības koeficientus;

14.2. siltuma maksimumslodžu katlu iekārtu ražotās siltumenerģijas, kura nav koģenerācijas siltums, kurināmā izmaksas nosaka, izmantojot katlu faktiskos lietderības koeficientus, kas noteikti, lietojot mērījumos iegūtus datus par kurināmā patēriņu un saražoto siltumenerģijas daudzumu vai iekārtu tehnisko dokumentāciju;

14.3. kopējās kurināmā izmaksas siltumenerģijas ražošanai, kuras nosaka kā koģenerācijas iekārtu un siltuma maksimumslodžu katlu iekārtu kurināmā izmaksu summu, izdala ar kopējo no koģenerācijas stacijas pārdoto siltumenerģijas daudzumu, iegūstot koģenerācijas stacijas ražotās siltumenerģijas kurināmā izmaksas uz vienu ražotās siltumenerģijas vienību;

14.4. pārējās kurināmā izmaksas attiecina uz elektroenerģiju. Ja koģenerācijas staciju ir iespējams darbināt vienlaikus koģenerācijas un kondensācijas režīmā, tad koģenerācijas elektroenerģijas kurināmā izmaksas aprēķina, izmantojot koģenerācijas elektroenerģijas ražošanas lietderības koeficientu;

14.5. pašpatēriņa elektroenerģijas ražošanas kurināmā izmaksas starp siltumenerģiju, koģenerācijas un kondensācijas režīmā ražoto elektroenerģiju sadala proporcionāli šo enerģijas daudzumu īpatsvaram kopējā daudzumā. Pirktās elektroenerģijas, ūdens un ķimikāliju izmaksas sadala starp siltumenerģiju, koģenerācijas režīmā un kondensācijas režīmā ražoto elektroenerģiju proporcionāli minēto enerģijas daudzumu īpatsvaram;

14.6. pastāvīgās izmaksas, kuras ir tieši atkarīgas no kapitālieguldījumu lieluma siltumenerģijas un elektroenerģijas ražošanas iekārtās, starp siltumenerģiju un elektroenerģiju sadala proporcionāli siltumenerģijas un elektroenerģijas ražošanai nepieciešamo kapitālieguldījumu īpatsvaram kopējos koģenerācijas stacijas kapitālieguldījumos;

14.7. pastāvīgās izmaksas, kuras ir daļēji atkarīgas no kapitālieguldījumu lieluma siltumenerģijas un elektroenerģijas ražošanas iekārtās un daļēji arī no saražotajiem siltumenerģijas un elektroenerģijas daudzumiem, starp siltumenerģiju un elektroenerģiju sadala pēc attiecības, kur vienlaikus ņem vērā gan siltumenerģijas un elektroenerģijas ražošanai nepieciešamo kapitālieguldījumu īpatsvaru kopējos koģenerācijas stacijas kapitālieguldījumos, gan realizētās siltumenerģijas un saražotās elektroenerģijas apjomus;

14.8. koģenerācijas iekārtā un siltuma maksimumslodžu katlu iekārtās, siltumenerģijas ražošanai nepieciešamos kapitāl­ieguldījumus, kuri nav paredzēti koģenerācijas siltuma ražošanai, nosaka kā kapitālieguldījumus, kas būtu nepieciešami, ja siltumenerģijas ražošanai tiktu būvēta jauna ūdenssildāmā katlumāja ar kurināmo, kādu izmanto attiecīgi koģenerācijas iekārtas un siltuma maksimumslodžu katlu iekārtas, ņemot vērā attiecīgo iekārtu jaudas un summējot minētos kapitālieguldījumus. Iegūtos siltumenerģijas ražošanai nepieciešamos kapitālieguldījumus attiecina uz kopējiem kapitālieguldījumiem koģenerācijas stacijas celtniecībā;

14.9. uz siltumenerģijas ražošanu attiecināmās pastāvīgās izmaksas iegūst, summējot divas pastāvīgo izmaksu daļas. Pirmo pastāvīgo izmaksu daļu iegūst pastāvīgās izmaksas, kuras ir tieši atkarīgas no kapitālieguldījumu lieluma siltumenerģiju un elektroenerģiju ražojošās iekārtās (pamatlīdzekļu nolietojums, aizņēmuma pamatdaļas maksājums, procentu maksājums), reizinot ar aprēķināto siltumenerģijas ražošanas iekārtu kapitālieguldījumu īpatsvara rādītāju. Otro pastāvīgo izmaksu daļu iegūst, reizinot pastāvīgās izmaksas, kuras ir daļēji atkarīgas no kapitālieguldījumu lieluma siltumenerģijas un elektroenerģijas ražošanas iekārtās un daļēji arī no saražotajiem siltumenerģijas un elektroenerģijas apjomiem, ar rādītāju, kur vienlaikus ņem vērā gan siltumenerģijas un ražošanai nepieciešamo kapitālieguldījumu īpatsvaru kopējos koģenerācijas stacijas kapitālieguldījumos, gan realizētās siltumenerģijas daudzumu;

14.10. pārējās pastāvīgās izmaksas attiecina uz elektroenerģiju, tās sadalot starp koģenerācijas un kondensācijas režīmā ražoto elektroenerģiju proporcionāli attiecīgajā režīmā saražotās elektroenerģijas īpatsvaram kopējā elektroenerģijas daudzumā;

14.11. lai siltumenerģijas un koģenerācijas režīmā ražotās elektroenerģijas tarifa aprēķins nebūtu atkarīgs no kondensācijas režīmā ražotās elektroenerģijas pārdošanas cenas, koģenerācijas stacijām, kuras paredzēts darbināt arī kondensācijas režīmā, peļņas vai zaudējumu un naudas plūsmas aprēķinus veic siltumenerģijas un koģenerācijas elektroenerģijai, neietverot ienākumus un izmaksas, kuras saistītas ar kondensācijas režīmā ražoto elektroenerģiju;

14.12. aprēķinot iekšējo peļņas normu, naudas plūsmā iekļauj kapitālieguldījumu daļu, ko attiecina uz siltumenerģiju un koģenerācijas elektroenerģiju. Minēto kapitālieguldījumu daļu nosaka atbilstoši siltumenerģijas ražošanai nepieciešamo kapitālieguldījumu īpatsvaram kopējos kapitālieguldījumos un koģenerācijas elektroenerģijas īpatsvaram kopējā elektroenerģijas daudzumā tādā pat veidā, kā pastāvīgo izmaksu pārdalē. Tāpat rīkojas, nosakot kopkapitāla rentabilitāti, kuru aprēķina, izmantojot uz siltumenerģiju un koģenerācijas elektroenerģiju attiecināmo gada vidējo kopkapitāla vērtību un peļņu pirms procentiem un nodokļiem;

14.13. siltumenerģijas un koģenerācijas elektroenerģijas tarifu nosaka, kopējās izmaksas, nodokļus un nepieciešamo neto peļņu dalot ar attiecīgo pārdoto enerģijas daudzumu. Aprēķinu veic iterācijas ceļā, sākumā pieņemtās cenu vērtības ievada peļņas vai zaudējumu aprēķina tabulā un maina pieņemtās cenu vērtības līdz tās sakrīt ar tarifu aprēķinā iegūtajām ar nosacījumu, ka iekšējā peļņas norma vai kopkapitāla rentabilitāte atbilst nepieciešamajai vērtībai;

14.14. koģenerācijas stacijai, kurā ražo siltumenerģiju un elektroenerģiju tikai koģenerācijas režīmā, aprēķinot tarifu tikai ražotajai siltumenerģijai, izmaksu pārdale starp elektroenerģiju un siltumenerģiju pēc iepriekšminētās kārtības nav nepieciešama. Aprēķinā ietver ienākumus par pārdoto elektroenerģijas pārpalikumu, izmantojot koģenerācijas stacijai noteikto iepirkuma tarifu vai vienošanās cenu. Siltumenerģijas tarifa vērtību aprēķina tā, lai kopējie ienākumi no elektroenerģijas un siltumenerģijas pārdošanas nepārsniedz metodikā noteiktos rentabilitātes rādītājus: noteikto IRR vērtību jaunām koģenerācijas stacijām un noteikto kopkapitāla rentabilitātes vērtību esošām koģenerācijas stacijām. Koģenerācijas stacijā saražotās siltumenerģijas tarifs nedrīkst būt augstāks par siltumenerģijas cenas etalonu;

14.15. ja siltumenerģijas pārdošanas cena no koģenerācijas stacijas ir zemāka vai augstāka nekā tiek aprēķināta saskaņā ar metodiku, komersants var aprēķināt tādu elektroenerģijas tarifu, kas nodrošina rentabilitāti, kas nepārsniedz šajā metodikā noteiktos rādītājus. Elektroenerģijas tarifa aprēķinam izmanto metodikas 4.nodaļā norādīto kārtību un nosacījumus, bet siltumenerģijas iepirkuma cenu izmanto par sākuma lielumu. Aprēķinātais elektroenerģijas tarifs nedrīkst pārsniegt elektroenerģijas cenas etalonu un siltumenerģijas iepirkuma cena nedrīkst pārsniegt siltumenerģijas cenas etalonu.

15. Ja siltumavotā saražotā enerģija (siltumenerģija vai elektroenerģija) tiek izmantota tehnoloģiskajā procesā, paša komersanta vajadzībām, pārdota lietotājiem, kuriem siltumenerģijas tarifs netiek apstiprināts, vai tiek izmantota citiem mērķiem, visas izmaksas sadala proporcionāli šiem nodotās enerģijas apjomiem. Tarifa aprēķinā iekļauj tikai to izmaksu daļu, kura attiecināma uz nodotās enerģijas daļu, kurai rēķina konkrētos tarifus.

16. Tarifu aprēķina projektā iekļautā aizņemtā kapitāla procentu likme nedrīkst pārsniegt Centrālās statistikas pārvaldes publicēto vidējo ilgtermiņa aizņēmumu procentu likmi iekšzemes komersantiem.

17. Komersants precīzi un pārskatāmi atspoguļo siltumenerģijas un elektroenerģijas ražošanai nepieciešamās izmaksas, iekļaujot tajās tikai ar ražošanu saistītos aktīvus un darbības. Tarifu aprēķinā iekļaujamas tikai tās tehnoloģiski un ekonomiski pamatotās izmaksas, kas nepieciešamas efektīvai siltumenerģijas un elektroenerģijas ražošanai.

18. Tarifu projekta aprēķinā iekļauj pamatlīdzekļu vērtību un pamatlīdzekļu nolietojumu ražošanas iekārtām, kuras nepieciešamas siltumenerģijas un elektroenerģijas ražošanas procesā.

19. Aprēķinātais elektroenerģijas tarifs koģenerācijas stacijām ar uzstādīto jaudu virs četriem megavatiem nevienā gadījumā nedrīkst pārsniegt elektroenerģijas cenas etalonu. Aprēķinātais siltumenerģijas tarifs koģenerācijas stacijām ar uzstādīto jaudu līdz četriem megavatiem nedrīkst pārsniegt siltumenerģijas cenas etalonu.

20. Lai sekmētu efektīvu darbību esošām un jaunām koģenerācijas stacijām, kuru kopējais kurināmā izmantošanas lietderības koeficents ir zemāks nekā astoņdesmit procenti (80%), elektroenerģijas un siltumenerģijas cenu etalonam piemēro koeficientu 0,9.

Shēma “Iemaksu sadalījums”

2. Siltumenerģijas un koģenerācijas režīmā ražotās elektroenerģijas tarifa aprēķina kārtība

20. Komersants, aprēķinot tarifu projektu, norāda 1.tabulā “Pamatinformācija” noteikto informāciju.

1.tabula “Pamatinformācija”
Nosaukums	Pozīcija	Mērvienība	Apzīmējums; aprēķina izteiksme
Koģenerācijas iekārtās izmantotā kurināmā veids	1.1
Ūdenssildāmajos katlos izmantotā kurināmā veids	1.2
Uzstādītā bruto elektriskā jauda	1.3	MW	EJUBRUTO
Uzstādītā neto elektriskā jauda	1.4	MW	EJUNETO
Koģenerācijas iekārtu uzstādītā bruto siltuma jauda	1.5	MW	QJUBRUTO
Koģenerācijas iekārtu uzstādītā neto siltuma jauda	1.6	MW	QJUNETO
Ūdenssildāmo katlu uzstādītā bruto siltuma jauda	1.7	MW	QJŪKBRUTO
Ūdenssildāmo katlu uzstādītā neto siltuma jauda	1.8	MW	QJŪKNETO
Kurināmā izmantošanas lietderības koeficients	1.9	%	LKK
Koģenerācijas iekārtu bruto elektriskās jaudas un lietotājam nodotās siltuma jaudas attiecība koģenerācijas režīmā	1.10		K1 = EJUBRUTO/QJUNETO
Siltumenerģijas ražošanas lietderības koeficients koģenerācijas iekārtās	1.11	%	LKQ
Koģenerācijas elektroenerģijas ražošanas lietderības koeficients	1.12	%	LKKOĢ=K1/((1+K1)/LKK–1/LKQ)
Siltumenerģijas ražošanas neto lietderības koeficients ūdenssildāmajos katlos	1.13	%	LKŪK
Koģenerācijas iekārtās izmantotā kurināmā zemākais sadegšanas siltums	1.14	MWh/nat.vien.	ZSS
Ūdenssildāmajos katlos izmantotā kurināmā zemākais sadegšanas siltums	1.15	MWh/nat.vien.	ZSSŪK
Koģenerācijas iekārtās izmantotā kurināmā cena	1.16	Ls/nat.vien.	CKN
Ūdenssildāmajos katlos izmantotā kurināmā cena	1.17	Ls/nat.vien.	CKŪKN
Koģenerācijas iekārtās izmantotā kurināmā cena	1.18	Ls/MWh	CK=CKN/ZSS
Ūdenssildāmajos katlos izmantotā kurināmā cena	1.19	Ls/MWh	CKŪK =CKNŪK/ZSSŪK
Kopējie kapitālieguldījumi koģenerācijas stacijas celtniecībā	1.20	tūkst. Ls	K
Īpatnējie kapitālieguldījumi uz uzstādītās bruto elektriskās jaudas vienību	1.21	Ls/kW	ĪKE =K/EJUBRUTO
Kopējie kapitālieguldījumi koģenerācijas stacijas celtniecībā, ieskaitot procentu maksājumus celtniecības laikā	1.22	tūkst. Ls	Kar PCL
Īpatnējie kapitālieguldījumi uz uzstādītās siltuma jaudas vienību:
koģenerācijas iekārtu ražotajam siltumam	1.23	Ls/kW	ĪKKOĢ
ūdenssildāmo katlu ražotajam siltumam	1.24	Ls/kW	ĪKŪK
Kopējie kapitālieguldījumi, kas attiecināmi uz koģenerācijas siltumenerģiju	1.25	tūkst. Ls	KQKOĢ= ĪKKOĢ x QJUBRUTO
Kopējie kapitālieguldījumi, kas attiecināmi uz ūdenssildāmo katlu ražoto siltumu	1.26	tūkst. Ls	KQŪK= ĪKŪK x QJŪKBRUTO
Kopējie kapitālieguldījumi, kas attiecināmi uz siltuma ražošanu	1.27	tūkst.Ls	KQ= KQKOĢ+ KQŪK
Kapitālieguldījumu, kas attiecināmi uz siltuma ražošanu, īpatsvars kopējos kapitālieguldījumos:
	1.28		ĪKQ=KQ/K
	1.29		ĪKQ=KQ/(K+ KQŪK)
	1.30		ĪKQ=KQ/(K+ 2.16 x KQŪK)
Uz siltuma ražošanu attiecināmo pastāvīgo izmaksu noteikšanas koeficients	1.31		ĪPQ=ĪKQ x (RQ/EBRUTO)/[ĪKQ x (RQ/EBRUTO – 1)+1]
Peļņas aprēķina (rentabilitātes) koeficients	1.32		k=TS/6500
Iekšējās peļņas maksimālā norma	1.33	%	IRRmax=(0.231*k–0.142)x100
Kopkapitāla rentabilitātes maksimālā norma	1.34	%	KRKOĢmax =(0.315* k–0.195)x100

1.tabulā “Pamatinformācija” ietverto pozīciju (turpmāk – poz.) skaidrojums:

1.2.poz. – ietver arī tvaika katlus gadījumos, kad tos izmanto kā siltuma maksimumslodžu katlu iekārtas;

1.3.poz. – norāda koģenerācijas stacijas kopējo uzstādīto bruto elektrisko jaudu, tai strādājot koģenerācijas režīmā;

1.4.poz. – norāda koģenerācijas stacijas kopējo uzstādīto neto elektrisko jaudu, tai strādājot koģenerācijas režīmā;

1.5.poz. – koģenerācijas stacijas uzstādītā bruto siltuma jauda bez siltuma maksimumslodžu katlu iekārtu jaudām;

1.6.poz. – lietotājam nodotā siltuma jauda, kuru var nodrošināt koģenerācijas iekārtas koģenerācijas režīmā;

1.7., 1.8.poz. – siltuma maksimumslodžu katlu iekārtu kopējās uzstādītās bruto jaudas;

1.9.poz. – kurināmā izmantošanas lietderības koeficients, kas noteikts saskaņā ar projekta vai iekārtu dokumentāciju, koģenerācijas stacijai strādājot koģenerācijas režīmā. To nosaka kā attiecību starp izstrādātās (bruto) elektroenerģijas un lietotājam pārdotās siltumenerģijas apjomu summu un elektroenerģijas un siltumenerģijas ražošanai patērēto pēc kurināmā zemākā sadegšanas siltuma noteikto siltumenerģiju;

1.10.poz. – bruto elektriskās un lietotājam nodotās siltuma jaudas attiecība koģenerācijas režīmā, kas noteikta saskaņā ar koģenerācijas stacijas projektu vai iekārtu dokumentāciju.

1.11.poz. – pieņem ne mazāku kā 92%, ja koģenerācijas iekārtās izmanto dabasgāzi vai šķidro kurināmo, un ne mazāku kā 85%, ja tās izmanto cieto kurināmo;

1.12.poz. – pastāvīgs lielums neatkarīgi no koģenerācijas režīmā ražotās elektroenerģijas īpatsvara kopējā ražotās elektroenerģijas apjomā;

1.13.poz. – faktiskais siltuma maksimumslodžu katlu iekārtu vidējais neto lietderības koeficients gadā;

1.14.,1.15.poz. – norāda kurināmā zemāko sadegšanas siltumu pie kura nosaka kurināmā pirkšanas līgumcenu. 1.15., 1.17., 1.19.poz. attiecas uz siltuma maksimumslodžu katlu iekārtām;

1.20.poz. – kopējie kapitālieguldījumi, kas nepieciešami, lai koģenerācijas stacijā varētu sākt darbību, atskaitot apgrozāmos līdzekļus darbības sākšanai un celtniecības laikā uzkrātos procentu maksājumus. Komersants iesniedz detalizētu ieguldījumu pārskatu. Koģenerācijas staciju, kuru ekspluatācija sākta pirms 1990.gada, 1.20.poz. vērtību aprēķina pēc formulas:

K = ĪK_E x EJ_U^BRUTO + ĪK_ŪK x QJ_ŪK^BRUTO

1.21.poz. – koģenerācijas stacijas, kuru ekspluatācija sākta pirms 1990.gada, ievieto 600;

1.22.poz. – kopējie kapitālieguldījumi, kas nepieciešami, lai koģenerācijas stacijā varētu sākt darbību, pieskaitot celtniecības laikā uzkrātos procentu maksājumus, bet atskaitot apgrozāmos līdzekļus darbības sākšanai. Pozīciju neaizpilda esošām koģenerācijas stacijām;

1.23.poz. – ja koģenerācijas iekārtās izmanto dabasgāzi, nosaka pēc šādas formulas:

ĪK_KOĢ = 22.933 x QJ_U^{BRUTO –0.0377};

ja koģenerācijas iekārtās izmanto šķidro kurināmo, nosaka pēc šādas formulas:

ĪK_KOĢ = 24.309 x QJ_U^{BRUTO –0.0377};

ja koģenerācijas iekārtās izmanto cieto kurināmo, nosaka pēc šādas formulas:

ĪK_KOĢ = –11.381 x LN(QJ_U^BRUTO)+85.064, kur LN(QJ_U^BRUTO) – naturālais logaritms no QJ_U^BRUTO;

1.24.poz. – izmanto tās pašas formulas, kuras 1.23.poz., QJ_U^BRUTO vietā izmantojot siltuma maksimumslodžu katlu iekārtu uzstādīto bruto siltuma jaudu QJ_ŪK^BRUTO;

1.26.poz. – attiecas uz siltuma maksimumslodžu katlu iekārtām;

1.28.poz. – izmanto koģenerācijas stacijās, kuras būvējot ir uzstādītas koģenerācijas iekārtas un siltuma maksimumslodžu iekārtas;

1.29.poz. – izmanto koģenerācijas stacijās, kuras būvējot ir uzstādītas tikai koģenerācijas iekārtas, un tiek izmantotas esošās siltuma maksimumslodžu iekārtas. K ir kopējie kapitālieguldījumi koģenerācijas iekārtās un nepieciešamajās papildiekārtās, lai koģenerācijas stacijā varētu sākt darbu. Ja šīs siltuma maksimumslodžu iekārtas ekspluatācija sākta pēc 1990.gada, K_Q^ŪK un atbilstoši K_Q noteikšanai (1.27 poz.) var izmantot faktiskos sākotnējos kapitālieguldījumus siltuma maksimumslodžu iekārtās;

1.30.poz. – izmanto koģenerācijas stacijās, kuras būvējot ir uzstādītas tikai tvaika turbīnas, un tiek izmantoti esošie tvaika katli un esošās siltuma maksimumslodžu iekārtas. K ir kopējie kapitālieguldījumi koģenerācijas iekārtās un nepieciešamajās papildiekārtās, lai koģenerācijas stacijā varētu sākt darbu, bet K_Q = 2.16 x K_Q^ŪK. Ja šo tvaika katlu un siltuma maksimumslodžu iekārtu ekspluatācija sākta pēc 1990.gada, K_Q^ŪK un atbilstoši K_Q noteikšanai var izmantot faktiskos kopējos sākotnējos kapitālieguldījumus tvaika katlos un siltuma maksimumslodžu iekārtās, K_Q vietā ievietojot minēto kapitālieguldījumu summu;

Kad nav nepieciešama ražošanas izmaksu sadale starp elektroenerģiju un siltumenerģiju, 1.23–1.31.poz. neizmanto;

1.32.poz. – ekonomiski pamatotais koģenerācijas stacijas minimālais darba stundu skaits ir 6500, jo, samazinoties darba stundu skaitam, zūd koģenerācijas stacijas ekonomiskais ieguvums –efektivitāte saglabājas tikai mainīgajām izmaksām, taču pastāvīgās izmaksas ir konstantas un nav atkarīgas no darba stundu skaita, tāpēc ekonomiskā ziņā koģenerācijas stacijas izmantošana rada problēmas komersantam konkurēt enerģijas tirgū, joveidojasaugsts fiksēto izmaksu īpatsvars uz saražotās enerģijas vienību;

1.32–1.34 poz. aprēķina tikai koģenerācijas stacijām ar jaudu līdz četriem megavatiem;

1.33 – 1.34 poz. formulas ir lineāras sakarības starp iekšējās peļņas normu un peļņas aprēķina (rentabilitātes) koeficientu un starp kopkapitāla rentabilitāti un peļņas aprēķina (rentabilitātes) koeficientu, kuras iegūtas matemātiskas modelēšanas rezultātā.

21. Komersants saražoto enerģijas daudzumu un kurināmā patēriņu aprēķina saskaņā ar 2.tabulu “Saražotais enerģijas daudzums un kurināmā patēriņš”.

2.tabula “Saražotais enerģijas daudzums un kurināmā patēriņš”
Nosaukums	Pozīcija	Mērvienība	Apzīmējums; aprēķina izteiksme
Gadi pēc kārtas
Lietotājam pārdotais siltuma daudzums no koģenerācijas iekārtām	2.1	MWh	QNETO
Koģenerācijas iekārtu neto siltuma jaudas izmantošanas stundu skaits gadā	2.2	stundas/gadā	TS=QNETO/QJUNETO
Lietotājam pārdotais siltuma daudzums no ūdenssildāmajiem katliem	2.3	MWh	QŪK
Lietotājam pārdotais kopējais siltumenerģijas daudzums	2.4	MWh	RQ=QNETO+QŪK
Saražotais (bruto) elektroenerģijas daudzums kopā	2.5	MWh	EBRUTO
Koģenerācijas elektroenerģijas daudzums	2.6	MWh	EKOĢBRUTO
Koģenerācijas elektroenerģijas īpatsvars	2.7		ĪPKOĢ=EKOĢBRUTO/EBRUTO
Koģenerācijas neto (realizētās) elektroenerģijas daudzums	2.8	MWh	EKOĢNETO
Elektroenerģijas pašpatēriņš elektroenerģijas un siltumenerģijas ražošanai	2.9	MWh	Epašp=EBRUTO–ENETO
Elektroenerģijas pašpatēriņš siltumenerģijas ražošanai	2.10	MWh	EQpašp=RQ/(RQ+EBRUTO) x Epašp
Elektroenerģijas pašpatēriņš koģenerācijas elektroenerģijas ražošanai	2.11	MWh	EKOĢpašp= EKOĢBRUTO/ (RQ+EBRUTO) x Epašp
Kurināmā patēriņš koģenerācijas iekārtā kopā:	2.12	MWh	KP
siltumenerģijas ražošanai	2.13	MWh	KPQ=QNETO/LKQ
koģenerācijas elektroenerģijai	2.14	MWh	KPKOĢNETO=EKOĢNETO/LKKOĢ
elektroenerģijas pašpatēriņa ražošanai, kas attiecināms uz siltumenerģijas ražošanu	2.15	MWh	KPQpašp= EQpašp/ LKKOĢ
elektroenerģijas pašpatēriņa ražošanai, kas attiecināms uz koģenerācijas elektroenerģijas ražošanu	2.16	MWh	KPKOĢpašp= EKOĢpašp/ LKKOĢ
Faktiskais kurināmā izmantošanas lietderības koeficients	2.17	%	LKF=(EKOĢBRUTO+QNETO)/ (KPKOĢNETO+KPQ+ KPQpašp+ KPKOĢpašp)
Kurināmā patēriņš kondensācijas režīmā ražotai elektroenerģijai	2.18	MWh	KPKOND=KP–(KPQ+KPKOĢNETO+KPQpašp+ KPKOĢpašp)
Kurināmā patēriņš ūdenssildāmajos katlos	2.19	MWh	KPŪK = QŪK/LKŪK
Kurināmā patēriņš koģenerācijas iekārtā kopā	2.20	nat.vien.	KPKOĢNV
Kurināmā patēriņš ūdenssildāmajos katlos	2.21	nat.vien.	KPŪKNV

2.tabulā “Saražotais enerģijas daudzums un kurināmā patēriņš” ietverto pozīciju (turpmāk – poz.) skaidrojums:

2.1., 2.3.poz. – lietotājam pārdoto siltumenerģijas daudzumu no koģenerācijas iekārtām un siltuma maksimumslodžu katlu iekārtām uzskaita atsevišķi. 2.3.poz. ietver siltumenerģijas daudzumu, kuru nodrošina siltuma maksimumslodžu katlu iekārtās un koģenerācijas iekārtas ražotā siltumenerģija, kura nav koģenerācijas siltums;

2.6.poz. – komersants nošķir koģenerācijas režīmā ražotās elektroenerģijas daudzumu saskaņā ar Ministru kabineta 2002.gada 8.janvāra noteikumu Nr.9 “Prasības koģenerācijas stacijām un kārtība, kādā nosakāma saražotās elektroenerģijas pārpalikuma iepirkšanas cena” prasību;

2.9.poz. – E^NETO – no koģenerācijas stacijas kopējais pārdotās elektroenerģijas daudzums;

2.9. un 2.10.poz. uz elektroenerģijas pašpatēriņu nav attiecināms komersanta enerģijas patēriņš tehnoloģiskajām, saimnieciskajām vai cita veida vajadzībām;

2.11.poz. – atlikušo elektroenerģijas paš­patēriņa daudzumu attiecina uz kondensācijas režīmā ražoto elektroenerģiju, ja tiek plānota tās ražošana;

2.14.poz. – ja koģenerācijas stacija nav paredzēta darbam kondensācijas režīmā vai arī darbs kondensācijas režīmā laika periodā, kuram tiek veikts tarifa aprēķins, netiek plānots, tad kurināmā patēriņu elektroenerģijas ražošanai aprēķina šādā kārtībā:

1. no kopējā kurināmā patēriņa koģenerācijas iekārtā atņem kurināmā patēriņu siltumenerģijas ražošanai: KP_KOĢ^BRUTO=KP–KP_Q;

2. LK_KOĢ=E_KOĢ^BRUTO/ KP_KOĢ^BRUTO;

3. aprēķinus, sākot ar 2.14.poz., veic kā parādīts 2.tabulā, izmantojot 2.14. poz. skaidrojuma 2.punktā noteikto LK_KOĢ.

2.17.poz. – rādītājam jābūt lielākam vai vienādam ar 80%, lai koģenerācijas elektroenerģiju iepirktu par saskaņā ar šo metodiku noteikto tarifu;

2.19.poz. – kurināmā patēriņš siltuma maksimumslodžu iekārtās.

22. Komersants saražotās enerģijas izmaksu aprēķināšanu, sadalījumu veic saskaņā ar 3.tabulu “Izmaksu sadalījums”.

3.tabula “Izmaksu sadalījums”
Nosaukums	Pozīcija	Mērvienība	Apzīmējums; aprēķina izteiksme
Gadi pēc kārtas
Mainīgās izmaksas
Koģenerācijas iekārtu kurināmā izmaksas kopā	3.1	tūkst. Ls	IK
siltumenerģijas ražošanai	3.2	tūkst. Ls	IKQKOĢ=(KPQ+KPQpašp) x CK
koģenerācijas elektroenerģijai	3.3	tūkst. Ls	IKKOĢ=(KPKOĢNETO+ KPKOĢpašp) x CK
kondensācijas režīmā ražotajai elektroenerģijai	3.4	tūkst. Ls	IKKOND=IK–(IKQKOĢ+IKKOĢ)
Ūdenssildāmo katlu kurināmā izmaksas	3.5	tūkst. Ls	IKŪK=KPŪK x CKŪK
Kurināmā izmaksas siltumenerģijas ražošanai kopā	3.6	tūkst. Ls	IKQ=IKQKOĢ+IKŪK
Koģenerācijas stacijas kurināmā izmaksas kopā	3.7	tūkst. Ls	IKKOPĀ=IK+IKŪK
Dabas resursu nodoklis kopā	3.8	tūkst. Ls	NDR=NDRQKOĢ+NDRKOĢ+NDRKOND
siltumenerģijas ražošanai	3.9	tūkst. Ls	NDRQKOĢ
koģenerācijas elektroenerģijai	3.10	tūkst. Ls	NDRKOĢ
kondensācijas režīmā ražotajai elektroenerģijai	3.11	tūkst. Ls	NDRKOND
Elektroenerģijas, ūdens un ķimikāliju izmaksas kopā	3.12	tūkst. Ls	IEŪĶ
siltumenerģijas ražošanai	3.13	tūkst. Ls	IEŪĶQKOĢ=RQ /(RQ +EBRUTO)*IEŪĶ
koģenerācijas elektroenerģijai	3.14	tūkst. Ls	IEŪĶKOĢ=EKOĢBRUTO/(RQ +EBRUTO)*IEŪĶ
kondensācijas režīmā ražotajai elektroenerģijai	3.15	tūkst. Ls	IEŪĶKOND=IEŪĶ–(IEŪĶQKOĢ+IEŪĶKOĢ)
Mainīgās izmaksas kopā	3.16	tūkst. Ls	IM
siltumenerģijas ražošanai	3.17	tūkst. Ls	IMQKOĢ=IKQ+NDRQKOĢ+IEŪĶQKOĢ
koģenerācijas elektroenerģijai	3.18	tūkst. Ls	IMKOĢ=IKKOĢ+NDRKOĢ+IEŪĶKOĢ
kondensācijas režīmā ražotajai elektroenerģijai	3.19	tūkst. Ls	IMKOND=IM–(IMQKOĢ+IMKOĢ)
Ražošanas pastāvīgās izmaksas
Personāla izmaksas	3.20	tūkst. Ls	IPPERS
Administrācijas izmaksas	3.21	tūkst. Ls	IPADM
Iekārtu remonta un uzturēšanas izmaksas	3.22	tūkst. Ls	IPR&U
Pārējās izmaksas	3.23	tūkst. Ls	IPP
Apdrošināšana	3.24	tūkst. Ls	IPAPDR
Ražošanas pastāvīgās izmaksas kopā	3.25	tūkst. Ls	IPRAŽ
Uz kopējo lietotājam pārdoto siltumu attiecināmās ražošanas pastāvīgās izmaksas	3.26	tūkst. Ls	IPRAŽQ=IPRAŽ x ĪPQ
Uz koģenerācijas elektroenerģiju attiecināmās ražošanas pastāvīgās izmaksas	3.27	tūkst. Ls	IPRAŽE=(IPRAŽ–IPRAŽQ)x ĪPKOĢ
Pamatlīdzekļu nolietojums kopā	3.28	tūkst. Ls	NOL
Uz kopējo lietotājam pārdoto siltumu attiecināmais nolietojums	3.29	tūkst. Ls	NOLQ=NOL x ĪKQ
Uz koģenerācijas elektroenerģiju attiecināmais nolietojums	3.30	tūkst. Ls	NOLE=(NOL–NOLQ) x ĪPKOĢ
Procentu maksājumi kopā	3.31	tūkst. Ls	KPROC
Uz kopējo lietotājam pārdoto siltumu attiecināmie procentu maksājumi	3.32		KPROCQ=KPROC x ĪKQ
Uz koģenerācijas elektroenerģiju attiecināmie procentu maksājumi	3.33		KPROCE=(KPROC–KPROCQ) x ĪPKOĢ
Aizņēmuma pamatdaļas maksājumi kopā	3.34	tūkst. Ls	KPAMkopā
Uz kopējo lietotājam pārdoto siltumu attiecināmie pamatdaļas maksājumi	3.35		KPAMQ=KPAMkopā x ĪKQ
Uz koģenerācijas elektroenerģiju attiecināmie pamatdaļas maksājumi	3.36		KPAME=(KPAMkopā–KPAMQ) x ĪPKOĢ
Nekustamā īpašuma nodoklis (NĪN) kopā	3.37	tūkst. Ls	NĪN
Uz kopējo lietotājam pārdoto siltumu attiecināmais NĪN	3.38		NĪNQ=NĪN x ĪPQ
Uz koģenerācijas elektroenerģiju attiecināmais NĪN	3.39		NĪNE=(NĪN–NĪNQ) x ĪPKOĢ
Uzņēmuma ienākuma nodoklis (UIN), kas attiecināms uz siltumu un koģenerācijas elektroenerģiju	3.40	tūkst. Ls	UIN
Uz kopējo lietotājam pārdoto siltumu attiecināmais UIN	3.41		UINQ=UIN x ĪPQ
Uz koģenerācijas elektroenerģiju attiecināmais UIN	3.42		UINE=(UIN–UINQ) x ĪPKOĢ
Uz kopējo lietotājam pārdoto siltumu attiecināmās pastāvīgās izmaksas	3.43		IPQ=IPRAŽQ+NOLQ+KPROCQ+NĪNQ+UINQ
Uz koģenerācijas elektroenerģiju attiecināmās pastāvīgās izmaksas	3.44		IPE=IPRAŽE+NOLE+KPROCE+NĪNE+UINE
Neto peļņa	3.45		NP
Uz kopējo lietotājam pārdoto siltumu attiecināmā neto peļņa	3.46		NPQ=NP x ĪPQ
Uz koģenerācijas elektroenerģiju attiecināmā neto peļņa	3.47		NPE=NP–NPQ

3.tabulā “Izmaksu sadalījums” ietverto pozīciju (turpmāk – poz.) skaidrojums:

3.5.poz. – siltuma maksimumslodžu iekārtu kurināmā izmaksas;

3.8.–3.11.poz. – aprēķina saskaņā ar likumu “Par dabas resursu nodokli” un koģenerācijas stacijas tehnisko dokumentāciju atbilstoši kurināmā faktiskajam patēriņam;

3.12.poz. – ietver pirktās elektroenerģijas izmaksas. Elektroenerģijas izmaksas, kuras rodas laika periodā, kad elektroenerģija netiek ražota, attiecina uz siltumenerģijas ražošanu;

3.23.poz. – parāda citas 3.20.–3.22. un 3.24. poz. neminētās izmaksas, tās raksturojot;

3.28.poz. – iekļauj pamatlīdzekļu nolietojumu tām ražošanas iekārtām, kuras izmanto siltumenerģijas un elektroenerģijas ražošanas procesā.

23. Komersants aprēķina tarifus saskaņā ar 4.tabulu “Tarifu aprēķins”.

4.tabula “Tarifu aprēķins”
Nosaukums	Pozīcija	Mērvienība	Apzīmējums; aprēķina izteiksme
Gadi pēc kārtas
Mainīgo izmaksu daļa tarifos:
siltumenerģijas ražošanai	4.1	Ls/MWh	IMTQ=IMQKOĢ x 1000/ RQ
koģenerācijas elektroenerģijai	4.2	Ls/MWh	IMTE=IMKOĢ x 1000/EKOĢNETO
Siltumenerģijas tarifa aprēķins:
Pastāvīgās izmaksas uz kopējās lietotājam pārdotās siltumenerģijas vienību	4.3	Ls/MWh	IPQKOĢ=(IPQ+NPQ) x 1000/ RQ
Siltumenerģijas tarifs (viendaļīga tarifa gadījumā)	4.4	Ls/MWh	TQ=IMTQ+IPQKOĢ
Enerģijas komponente (divdaļīga tarifa gadījumā)	4.5	Ls/MWh	EKQ=IMTQ
Jaudas komponente (divdaļīga tarifa gadījumā)	4.6	tūkst.Ls/MW gadā	JKQ=(IPQ+NPQ)/(QJUNETO+QJŪKNETO)
Elektroenerģijas tarifa aprēķins:
Pastāvīgās izmaksas uz koģenerācijas elektroenerģijas vienību	4.7	Ls/MWh	IPKOĢ=(IPE+NPE) x 1000/ EKOĢNETO
Elektroenerģijas tarifs (viendaļīga tarifa gadījumā)	4.8	Ls/MWh	TE=IPKOĢ+IMTE
Enerģijas komponente (divdaļīga tarifa gadījumā)	4.9	Ls/MWh	EKE=IMTE
Jaudas komponente (divdaļīga tarifa gadījumā)	4.10	tūkst.Ls/MW gadā	JKE=(IPE+NPE)/EJUNETO

4.tabulā “Tarifu aprēķins” ietverto pozīciju (turpmāk – poz.) skaidrojums:

4.4.,4.5.,4.6.poz. – komersants pēc vienošanās ar siltumenerģijas lietotāju var pārdot siltumenerģiju pēc divdaļīga vai viendaļīga tarifa;

4.6.poz. – ja siltumenerģijas lietotāja kopējā pieprasītā siltuma jauda atšķiras no koģenerācijas iekārtu un siltuma maksimumslodžu iekārtu uzstādītās neto siltuma jaudas, tad QJ_U^NETO un QJ_ŪK^NETO vietā ievieto lietotāja kopējo pieprasīto siltuma jaudu;

4.8.,4.9.,4.10.poz. – komersants pēc vienošanās ar elektroenerģijas lietotāju var pārdot elektroenerģiju pēc divdaļīga tarifa, kas sastāv no maksas par elektroenerģiju un maksas par elektrisko jaudu, vai arī pēc viendaļīga tarifa.

24. Komersants peļņas vai zaudējumu aprēķinu veic saskaņā ar 5.tabulu “Peļņas vai zaudējumu aprēķins”, kurā iekļauj tikai tos ienākumus un izmaksas, kuras attiecas uz siltumenerģiju un koģenerācijas elektroenerģiju.

5.tabula “Peļņas vai zaudējumu aprēķins”
Nosaukums	Pozīcija	Mērvienība	Apzīmējums; aprēķina izteiksme
Gadi pēc kārtas
Koģenerācijas elektroenerģijas tarifs	5.1	Ls/MWh	TE
Siltumenerģijas enerģijas komponente	5.2	Ls/MWh	EKQ
Siltuma jaudas maksa	5.3	tūkst. Ls/MW gadā	JKQ
Pieprasītā siltuma jauda	5.4	MW	JQ=QJUNETO+QJŪKNETO
Ienākumi par elektroenerģiju	5.5	tūkst. Ls	IEE=(TE x EKOĢNETO)/1000
Ienākumi par siltumenerģiju kopā:	5.6	tūkst. Ls	IEQ=IEQEN+IEQJ
par enerģiju	5.7	tūkst. Ls	IEQEN=EKQ x RQ/1000
par siltuma jaudu	5.8	tūkst. Ls	IEQJ=JKQ x JQ
Neto apgrozījums	5.9	tūkst. Ls	NA=IEE+IEQ
Mainīgās izmaksas	5.10	tūkst. Ls	IM=IMQKOĢ+IMKOĢ
Ražošanas pastāvīgās izmaksas	5.11	tūkst. Ls	IPRAŽ=IPRAŽQ+IPRAŽE
Nolietojums	5.12	tūkst. Ls	NOL=NOLQ+NOLE
Procentu maksājumi	5.13	tūkst. Ls	KPROC=KPPROCQ+KPROCE
Peļņa pirms nodokļiem	5.14	tūkst. Ls	PPN=NA–IM–IPRAŽ–NOL–KPROC
Uzņēmuma ienākuma nodoklis	5.15	tūkst. Ls	UIN
Pārējie nodokļi (NĪN)	5.16	tūkst. Ls	NĪN=NĪNQ+NĪNE
Pārskata gada peļņa (neto peļņa)	5.17	tūkst. Ls	NP=PPN–(UIN+NĪN)
Peļņa pirms procentu un nodokļu samaksas	5.18	tūkst. Ls	PPPN=PPN+KPROC
Gada vidējā kopkapitāla vērtība, kas attiecināma uz siltumenerģiju un koģenerācijas elektroenerģiju	5.19	tūkst. Ls	KKKOĢ
Kopkapitāla rentabilitāte	5.20	tūkst. Ls	KRKOĢ=PPPN/KKKOĢ
Vidējā kopkapitāla rentabilitātes vērtība tarifa aprēķina periodam	5.21	tūkst. Ls	KRKOĢVID=(KRKOĢ1+...+ KRKOĢN)/N, N–tarifu aprēķina perioda gadu skaits

5.tabulā “Peļņas vai zaudējumu aprēķins” ietverto pozīciju (turpmāk – poz.) skaidrojums:

5.2.poz. – siltumenerģijas tarifs viendaļīga tarifa gadījumā; enerģijas komponente divdaļīga tarifa gadījumā, kura tiek aprēķināta 4.5.poz;

5.3.poz. – vienāda ar nulli viendaļīga tarifa gadījumā;

5.19.–5.21.poz. – aprēķina tikai esošām koģenerācijas stacijām. Tarifu aprēķinam pievieno plānoto grāmatvedības bilanci par tarifa aprēķina periodu un vidējā kopkapitāla aprēķinu.

25. Komersants naudas plūsmas aprēķinu veic saskaņā ar 6.tabulu “Naudas plūsmas pārskats”, kurā iekļauj tikai tos ieņēmumus un izdevumus, kas attiecas uz siltumenerģiju un koģenerācijas elektroenerģiju.

6.tabula “Naudas plūsmas pārskats”
Nosaukums	Pozīcija	Apzīmējums; aprēķina izteiksme
Gadi pēc kārtas
Kopējā ienākošā plūsma	6.1	KIEP=IEE+IEQ
Ieņēmumi par elektroenerģiju	6.2	IEE
Ieņēmumi par siltumenerģiju	6.3	IEQ
Kopējā izejošā plūsma	6.4	KIZP= ISD+N+KPROC+KPAM
Saimnieciskās darbības izmaksas	6.5	ISD=IM+IPRAŽ
Nodokļi (UIN un NĪN)	6.6	N=UIN+NĪN
Procentu maksājumi	6.7	KPROC=KPROCQ+KPROCE
Aizņēmuma pamatdaļas maksa	6.8	KPAM=KPAMQ+KPAME
TĪRĀ NAUDAS PLŪSMA	6.9	TNP=KIEP–KIZP
Projekta iekšējās peļņas normas (IRR) aprēķins:
Tīrā naudas plūsma plus procentu un pamatdaļas maksājumi	6.10	PNP=TNP+KPROC+KPAM
Projekta kopējais IRR 10 gadiem	6.11	IRR
Kopējo kapitālieguldījumu daļa, kura attiecināma uz siltumenerģiju un koģenerācijas elektroenerģiju	6.12	Kar PCLKOĢ= Kar PCL x (ĪKQ+ĪPKOĢ– ĪKQ x ĪPKOĢ)

6.tabulā “Naudas plūsmas pārskats” iekļauto pozīciju (turpmāk – poz.) skaidrojums:

6.10.– 6.12.poz. – aprēķina tikai jaunajām koģenerācijas stacijām. Ja jaunā koģenerācijas stacija ir izveidota, uzstādot koģenerācijas iekārtas esošā siltuma avotā, un ja esošās siltuma maksimumslodžu iekārtas vai tvaika katli vēl nav darbināti 10 gadus, tad kapitālieguldījumos, kurus izmanto iekšējās peļņas normas noteikšanai (6.12 poz.), var iekļaut sākotnējos kapitālieguldījumus esošajās siltuma maksimumslodžu iekārtās vai tvaika katlos;

6.11.poz. – aprēķinot iekšējo peļņas normu, izmanto 6.10.poz. norādīto naudas plūsmu un kapitālieguldījumu daļu, kas attiecināma uz siltumu un koģenerācijas režīmā ražoto elektroenerģiju, kuru nosaka saskaņā ar 6.12.poz.

3. Tarifa aprēķināšanas kārtība, ja tiek noteikts elektroenerģijas un siltumenerģijas tarifs

26. Siltumenerģijas un koģenerācijas režīmā ražotās elektroenerģijas tarifu aprēķina saskaņā ar 4.tabulas “Tarifu aprēķins” 4.4.– 4.6.; 4.8.– 4.10.pozīciju.

27. Siltumenerģijas un elektroenerģijas tarifu aprēķina šādā kārtībā:

28.1. jaunām koģenerācijas stacijām divdaļīga siltumenerģijas tarifa gadījumā tarifus aprēķina, atrodot 5.1.poz. un 5.3.poz. vērtības, pie kurām izpildās nosacījums, ka 6.11.poz. nepārsniedz 9% un 5.1., 5.3.poz. vērtības ir vienādas ar 4.6. un 4.8.poz. vērtībām. Aprēķina sākumā 5.2.poz. ievieto 4.5.poz. vērtība;

28.2. jaunām koģenerācijas stacijām viendaļīga siltumenerģijas tarifa gadījumā tarifus aprēķina, atrodot 5.1. un 5.2.poz. vērtības, pie kurām izpildās nosacījums, ka 6.11.poz. nepārsniedz 9% un 5.1., 5.2.poz. vērtības ir vienādas ar 4.4. un 4.8.poz. Aprēķina sākumā 5.3.poz. ievieto nulli;

28.3. esošām koģenerācijas stacijām divdaļīga siltumenerģijas tarifa gadījumā tarifus aprēķina, atrodot 5.1. un 5.3.poz. vērtības, pie kurām izpildās nosacījums, ka 5.21.poz. vērtība nepārsniedz 12% un 5.1., 5.3.poz. vērtības ir vienādas ar 4.6. un 4.8.poz. Aprēķina sākumā 5.2.poz. ievieto 4.5.poz. vērtību. Aprēķinot kopkapitāla rentabilitātes vērtību, izmanto gada vidējo kopkapitāla daļu, ko attiecina uz siltumenerģiju un koģenerācijas režīmā ražoto elektroenerģiju, kuru nosaka šādi:

KK^KOĢ=KK x (ĪK_Q+ĪP_KOĢ– ĪK_Q x ĪP_KOĢ),

kur KK – kopējā gada vidējā kopkapitāla vērtība;

28.4. esošām koģenerācijas stacijām viendaļīga siltumenerģijas tarifa gadījumā tarifus aprēķina, atrodot 5.1. un 5.2.poz. vērtības, pie kurām izpildās nosacījums, ka 5.21.poz. vērtība nepārsniedz 12% un 5.1., 5.2.poz. vērtības ir vienādas ar 4.4. un 4.8.poz. Aprēķina sākumā 5.3.poz. ievieto nulli;

28.5. ja koģenerācijas stacijā saražotās siltumenerģijas iepirkuma cena ir zemāka vai augstāka nekā tiek aprēķināta ar metodiku, komersants var aprēķināt elektroenerģijas tarifu, kas nodrošina rentabilitāti, kura nepārsniedz metodikā noteiktos rentabilitātes rādītājus. Elektroenerģijas tarifa aprēķināšanai izmanto metodikas 4.nodaļā norādīto kārtību un nosacījumus, siltumenerģijas iepirkuma cenu izmantojot kā sākuma lielumu. Aprēķinātais elektroenerģijas tarifs nedrīkst pārsniegt elektroenerģijas cenas etalonu un siltumenerģijas iepirkuma cena nedrīkst pārsniegt siltumenerģijas cenas etalonu.

4. Tarifa aprēķināšanas kārtība, ja tiek noteikts tikai siltumenerģijas tarifs

29. Aprēķinot tikai koģenerācijas stacijā saražotās siltumenerģijas tarifu, izmaksu pārdale starp elektroenerģiju un siltumenerģiju ir nepieciešama divdaļīga siltumenerģijas tarifa izmantošanas gadījumā un gadījumā, ja elektroenerģiju izstrādā arī kondensācijas režīmā. Aprēķinā ietver ienākumus par realizēto elektroenerģijas pārpalikumu, izmantojot koģenerācijas stacijā saražotās elektroenerģijas noteikto iepirkuma tarifu vai vienošanās cenu. Siltumenerģijas tarifa vērtību aprēķina tādu, lai kopējie ienākumi no elektroenerģijas un siltumenerģijas pārdošanas nepārsniedz metodikā noteiktos rentabilitātes rādītājus.

30. Koģenerācijas stacijā saražotās siltumenerģijas tarifs nedrīkst būt augstāks par siltumenerģijas cenas etalonu.

31. Tarifa aprēķinu veic šādā kārtībā:

31.1. jaunām koģenerācijas stacijām divdaļīga siltumenerģijas tarifa gadījumā tarifu aprēķinu sāk, ievietojot 5.1.poz. koģenerācijas stacijai noteikto elektroenerģijas pārpalikuma iepirkuma cenu vai vienošanās cenu, un 5.2.poz. ievietojot 4.5.poz. vērtību, kuru aprēķina, veicot mainīgo izmaksu pārdali starp elektroenerģiju un siltumenerģiju. Atrod 5.3.poz. vērtību, pie kuras izpildās nosacījums, ka 6.11.poz. vērtība nepārsniedz 11.punktā noteikto iekšējās peļņas normu. 4.2., 4.3., 4.4., 4.6., 4.7., 4.8., 4.9. un 4.10.poz. vērtības aprēķinā neizmanto. 3.tabulā visos izmaksu posteņos, kas nav mainīgās izmaksas, iekļauj kopējās izmaksas, tās nedalot starp siltumenerģiju un elektroenerģiju. 5.10.poz. ievieto kopējās mainīgās izmaksas;

31.2. jaunām koģenerācijas stacijām viendaļīga siltumenerģijas tarifa gadījumā tarifu aprēķinu sāk, ievietojot 5.1.poz. koģenerācijas stacijai noteikto elektroenerģijas pārpalikuma iepirkuma cenu vai vienošanās cenu, un 5.3.poz. ievietojot nulli. Atrod 5.2.poz. vērtību, pie kuras izpildās nosacījums, ka 6.11.poz. nepārsniedz 11.punktā noteikto iekšējās peļņas normu. 4.tabulas vērtības aprēķinā neizmanto. 3.tabulā iekļauj kopējās izmaksas, tās nedalot starp siltumenerģiju un elektroenerģiju;

31.3. esošām koģenerācijas stacijām divdaļīga siltumenerģijas tarifa gadījumā tarifu aprēķinu sāk, ievietojot 5.1.poz. koģenerācijas stacijai noteikto elektroenerģijas pārpalikuma iepirkuma cenu vai vienošanās cenu, un 5.2.poz. ievietojot 4.5.poz. vērtību, kuru aprēķina, veicot mainīgo izmaksu pārdali starp elektroenerģiju un siltumenerģiju. Atrod 5.3.poz. vērtību, pie kuras izpildās nosacījums, ka 5.21.poz. vērtība nepārsniedz 13.punktā noteikto kopkapitāla rentabilitātes normu. 4.2., 4.3., 4.4., 4.6., 4.7, 4.8., 4.9. un 4.10.poz. vērtības aprēķinā neizmanto. 3.tabulā visos izmaksu posteņos, kas nav mainīgās izmaksas, iekļauj kopējās izmaksas, tās nedalot starp siltumu un elektroenerģiju. 5.10.poz. ievieto kopējās mainīgās izmaksas;

31.4. esošām koģenerācijas stacijām viendaļīga siltumenerģijas tarifa gadījumā tarifu aprēķinu sāk, ievietojot 5.1.poz. koģenerācijas stacijai noteikto elektroenerģijas pārpalikuma iepirkuma cenu vai vienošanās cenu, un 5.3.poz. ievietojot nulli. Atrod 5.2.poz. vērtību, pie kuras izpildās nosacījums, ka 5.21.poz. nepārsniedz 13.punktā noteikto kopkapitāla rentabilitātes normu. 4.tabulas vērtības aprēķinā neizmanto. 3.tabulā iekļauj kopējās izmaksas, tās nedalot starp siltumenerģiju un elektroenerģiju.

5. Elektroenerģijas cenas etalona noteikšana

32. Elektroenerģijas cenas etalona noteikšanai izmanto aprēķinu maksimāli efektīvā kondensācijas elektrostacijā ražotai elektroenerģijai.

33. Aprēķinu elektroenerģijas cenas etalona noteikšanai veic izmantojot atšķirīgus pieņēmumus, atkarībā no koģenerācijas stacijā izmantojamā kurināmā veida:

33.1. ja koģenerācijas stacijā plānots izmantot dabasgāzi, aprēķinu veic, izmantojot lietderības koeficientu, kas nav mazāks par 55%;

33.2. ja koģenerācijas stacijā plānots izmantot ogles, aprēķinu veic, izmantojot lietderības koeficientu, kas nav mazāks par 42%;

33.3. ja koģenerācijas stacijā plānots izmantot ogļu, reģeneratīvo resursu un atkritumu maisījumu, aprēķinu veic, izmantojot svērto lietderības koeficientu, kuru nosaka, ņemot vērā katra kurināmā īpatsvaru, un pieņemot, ka atjaunojamo resursu un atkritumu izmantošanas gadījumā lietderības koeficients nav mazāks par 30%.

6. Siltumenerģijas cenas etalona noteikšana

34. Siltumenerģijas cenas etalona noteikšanai izmanto aprēķinu maksimāli efektīvā katlumājā ražotai siltumenerģijai.

35. Aprēķinu siltumenerģijas cenas etalona noteikšanai veic izmantojot atšķirīgus pieņēmumus, atkarībā no koģenerācijas stacijā izmantojamā kurināmā veida:

35.1. ja koģenerācijas stacijā plānots izmantot dabasgāzi, aprēķinu veic, izmantojot lietderības koeficientu, kas nav mazāks par 92%;

35.2. ja koģenerācijas stacijā plānots izmantot šķidro kurināmo, aprēķinu veic, izmantojot lietderības koeficientu, kas nav mazāks par 83%;

35.3. ja koģenerācijas stacijā plānots izmantot gan dabasgāzi, gan šķidro kurināmo, aprēķinu veic, izmantojot svērto lietderības koeficientu, kuru nosaka, ņemot vērā katra kurināmā īpatsvaru.

7. Tarifu griestu noteikšana tarifu pārskata ciklam

7.1. Tarifu griestu formula

36. Siltumenerģijas un koģenerācijas režīmā saražotās elektroenerģijas tarifu pārskata cikls jaunai koģenerācijas stacijai ir 10 gadi un esošai koģenerācijas stacijai trīs gadi.

37. Tarifu griestu princips nosaka, ka pārskata cikla laikā faktiskā tarifu vērtība (FTV_t) nevienā pārskata cikla brīdī nevar pārsniegt tarifu griestu vērtību (TGV_t):

FTV_t ≤ TGV_t

38. Bāzes gadā tarifa griestu vērtība ir vienāda ar bāzes tarifa vērtību. Jaunām koģenerācijas stacijām bāzes tarifa vērtību nosaka saskaņā ar metodiku, pamatojoties uz prognozētajām komersanta izmaksām tarifa pārskata cikla periodā. Esošām koģenerācijas stacijām bāzes tarifa vērtību nosaka, pamatojoties uz prognozētajām komersanta izmaksām bāzes gadā.

39. Izmaksu prognozēs neietver inflāciju, kurināmā un elektroenerģijas cenu izmaiņas, nodokļu un nodevu izmaiņas un citu valsts noteiktu maksājumu izmaiņas, kuras ņem vērā ar neparedzēto izmaiņu faktoru.

40. Tarifu griestu vērtību var pārskatīt tarifu pārskata cikla laikā, komersantam iesniedzot Komisijai jaunu tarifu aprēķinu pēc komersanta ierosinājuma, Komisijas ierosinājuma vai brīdī, kad jaunā koģenerācijas stacija kļūst par esošu.

41. Tarifa griestu vērtība, izteikta procentos attiecībā pret bāzes tarifu, tarifu pārskata cikla pirmajam gadam ir 100%. Nākamajos tarifu pārskata cikla gados tarifa griestu vērtības izmaiņas konkrētam gadam aprēķina saskaņā ar formulu:

TGV_t = TGV_t–1 + ∆TGV_t

∆TGV_t = PCI_t–1 – X + Z, kur

∆TGV_t— tarifa griestu vērtības izmaiņas kārtējam tarifa pārskata cikla gadam, [% salīdzinājumā ar iepriekšējo pārskata cikla gadu];

PCI_t–1 — patēriņa cenu izmaiņas iepriekšējā kalendārajā gadā, [%]; patēriņa cenu izmaiņas nosaka tarifa pārskata cikla otrajam un trešajam gadam, izmantojot Centrālās statistikas pārvaldes publicētos datus;

X — efektivitātes izmaiņu faktors, [%]; efektivitātes izmaiņu faktoru nosaka saistībā ar prognozētajām summārā produktivitātes faktora izmaiņām un citiem faktoriem, kuru nozīmību novērtē Komisija, [%];

Z — neparedzēto izmaiņu faktors, [%]; neparedzēto izmaiņu faktoru nosaka komersants.

42. Tarifu pārskata cikla kārtējam gadam tarifa griestu vērtību aprēķina šādi:

TGV_t [Ls/MWh] = TGV_t–1 [Ls/MWh] x TGV_t [%].

7.2. Efektivitātes izmaiņu faktora noteikšana

43. Efektivitātes izmaiņu faktoru Komisija nosaka pirms tarifu pārskata cikla sākuma katram tarifu pārskata cikla gadam (izņemot bāzes gadu) procentos salīdzinājumā ar tarifu pārskata cikla iepriekšējo gadu vai tarifu pārskata cikla bāzes gadu. Šā rādītāja noteikšanas pamatā ir divas savstarpēji saistītas darbības:

43.1. summārā produktivitātes faktora izmaiņu aprēķināšana, pamatojoties uz komersanta darbības rādītājiem iepriekšējos gados (vēsturiskās produktivitātes metode);

43.2. efektivitātes izmaiņu faktora noteikšana, pamatojoties uz salīdzinošo vērtēšanu, analīzi un prognozi.

44. Ar efektivitātes izmaiņu faktora palīdzību izlīdzina atšķirības starp komersantam nepieciešamo faktoru (kapitāls, darbaspēks, izejvielas un materiāli) cenu pieaugumu un tautsaimniecībai kopumā nepieciešamo faktoru cenu pieaugumu. Bez tam komersanta būtiska produktivitātes pieauguma gadījumā, lietotāju interesēs ierobežo komersanta produktivitātes pieaugumam atbilstošs tarifu pieaugums.

45. Summārā produktivitātes faktora izmaiņas aprēķina, pamatojoties uz komersanta darbības rādītājiem, pēc formulas:

∆ SPF= Q/Y–100% , kur

∆SPF — summārā produktivitātes faktora pieaugums vai samazinājums [procentos, salīdzinājumā ar iepriekšējo gadu];

Q — ražošanas pakalpojuma kopējās vērtības pieauguma temps [procentos salīdzinājumā ar iepriekšējo gadu];

Y — ražošanas pakalpojuma kopējo izmaksu vērtības pieauguma temps [procentos, salīdzinājumā ar iepriekšējo gadu]. Pie tam gan pakalpojuma vērtību, gan ražošanai nepieciešamo faktoru vērtību izsaka salīdzināmās cenās.

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

47. Līdz ar summārā produktivitātes faktora aprēķināšanu Komisija veic komersanta salīdzinošo vērtēšanu (benchmarking):

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

47.2. salīdzina komersanta efektivitātes izmaiņu rādītājus ar atbilstoša profila un līdzīgos apstākļos strādājošā komersanta efektivitātes rādītājiem.

48. Pamatojoties uz salīdzinošo vērtēšanu, kā arī ievērojot papildu apsvērumus, kas saistīti ar komersanta darbības vidi (strukturālas izmaiņas nozarē u.c.) un prognozi par komersanta, nozares un tautsaimniecības attīstību, Komisija var koriģēt (palielināt vai samazināt) aprēķināto summāro produktivitātes faktoru un uz veikto aprēķinu, analīzes un prognozes pamata noteikt tarifa griestu formulā iekļaujamā efektivitātes izmaiņu faktora vērtību. Komisija komersantam izskaidro savus apsvērumus saistībā efektivitātes izmaiņu faktora noteikšanu.

7.3. Neparedzēto izmaiņu faktora pielietošana

49. Neparedzēto izmaiņu faktora vērtība parasti ir nulle. Ja notiek neparedzēto izmaiņu faktorā ietilpstošo izmaksu pieaugums, komersants veic atbilstošus aprēķinus, nosakot šī koeficienta vērtību lielāku par nulli, ņemot vērā attiecīgo izmaksu īpatsvaru tarifu griestu vērtībā. Neparedzēto izmaiņu faktors parasti ietver nodokļu un nodevu, citu valsts noteiktu maksājumu, kurināmā un elektroenerģijas cenu izmaiņas.

8. Tarifu noteikšanas procedūra

50. Komersanta iesniegto tarifu projektu Komisija izvērtē likumā “Par sabiedrisko pakalpojumu regulatoriem” noteiktajos termiņos.

51. Vienlaikus ar siltumenerģijas un elektroenerģijas ražošanas tarifu apstiprināšanu tarifu pārskata ciklam Komisija nosaka attiecīgo tarifu griestus bāzes gadam.

52. Tarifu pārskata cikla laikā komersants var iesniegt Komisijai jaunu tarifu projektu.

53. Tarifu pārskata cikla laikā komersants var ierosināt piemērot neparedzēto izmaiņu faktoru, iesniedzot Komisijai motivētu pieprasījumu un aprēķinus jaunas tarifu griestu vērtības noteikšanai, kā arī saskaņā ar šo griestu vērtību aprēķinātu tarifu. Neparedzēto izmaiņu faktoru var piemērot tad, ja neparedzēto izmaiņu radītā ietekme uz izmaksām pārsniedz 5%.

54. Ja mainās rentabilitāti ietekmējošie faktori, Komisija var ierosināt apstiprināto tarifu pārskatīšanu, to skaitā piemērot neparedzēto izmaiņu faktoru. Pēc motivēta ierosinājuma nosūtīšanas komersantam un apstākļu izvērtēšanas, Komisija var noteikt jaunu tarifa griestu vērtību, kā arī saskaņā ar šo griestu vērtību jaunus tarifus.

9. Pārejas noteikumi

55. Šīs metodikas 11.punktā un 21.punkta 1.32. – 1.34. pozīcijā minētais neattiecas uz komersantiem, kuri līdz šīs metodikas spēkā stāšanās dienai saņēmuši licenci siltumenerģijas un elektroenerģijas vienlaicīgai ražošanai koģenerācijas stacijā un līdz brīdim, kad šīs metodikas izpratnē jauna koģenerācijas stacija kļūst par esošu koģenerācijas staciju.

56. Komersants, uz kuru attiecas metodikas 55.punkts, jaunajai koģenerācijas stacijai ar elektrisko jaudu līdz četriem megavatiem tarifus aprēķina 10 gadu periodam, nosakot kopējo kapitālieguldījumu, kas ietver procentus celtniecības laikā, iekšējo peļņas normu 10 gadu periodam ne lielāku par 9% reālā naudas izteiksmē, izmantojot tīro naudas plūsmu, kurai pieskaitīti kredītprocenti un aizņēmuma pamatdaļas maksājumi.

Sabiedrisko pakalpojumu regulēšanas komisijas padomes priekšsēdētāja V.Andrējeva