Тип: Наказ
№ 1929
Дата: 25 жовтня 2016 р.
Статус: Чинний
ФОНД ДЕРЖАВНОГО МАЙНА УКРАЇНИ
НАКАЗ
25.10.2016 № 1929
Зареєстровано в Міністерстві
юстиції України
11 листопада 2016 р.
за № 1463/29593
Про затвердження Змін до Методики оцінки активів суб'єктів природних монополій, суб'єктів господарювання на суміжних ринках у сфері комбінованого виробництва електричної та теплової енергії
Відповідно до абзацу дев'ятнадцятого частини другої статті 9 Закону України «Про природні монополії», з метою удосконалення оцінки активів суб'єктів природних монополій, суб'єктів господарювання на суміжних ринках у сфері комбінованого виробництва електричної та теплової енергії НАКАЗУЮ:
1. Затвердити Зміни до Методики оцінки активів суб'єктів природних монополій, суб'єктів господарювання на суміжних ринках у сфері комбінованого виробництва електричної та теплової енергії, затвердженої наказом Фонду державного майна України від 12 березня 2013 року № 293, зареєстрованої в Міністерстві юстиції України 29 березня 2013 року за № 522/23054 (із змінами), що додаються.
2. Департаменту оцінки майна, майнових прав та професійної оціночної діяльності Фонду державного майна України у встановленому порядку забезпечити подання цього наказу на державну реєстрацію до Міністерства юстиції України.
3. Контроль за виконанням цього наказу покласти на заступника Голови Фонду державного майна України відповідно до розподілу функціональних обов'язків.
4. Цей наказ набирає чинності з дня його офіційного опублікування.
Голова Фонду
І. Білоус
ПОГОДЖЕНО:
Голова Державної
регуляторної служби України
Голова
Антимонопольного комітету України
Перший заступник Міністра
регіонального розвитку, будівництва
та житлово-комунального господарства України
Голова Національної комісії,
що здійснює державне регулювання
у сферах енергетики та комунальних послуг
К. Ляпіна
Ю. Терентьєв
В.А. Негода
Д. Вовк
ЗАТВЕРДЖЕНО
Наказ Фонду державного
майна України
25.10.2016 № 1929
Зареєстровано в Міністерстві
юстиції України
11 листопада 2016 р.
за № 1463/29593
ЗМІНИ
до Методики оцінки активів суб'єктів природних монополій, суб'єктів господарювання на суміжних ринках у сфері комбінованого виробництва електричної та теплової енергії
1. У розділі ІІ:
1) абзац другий пункту 2.2 викласти у такій редакції:
«інвентаризацію активів, зазначених у пункті 2.1 цього розділу, що проводиться підприємством;»;
2) пункт 2.3 викласти у такій редакції:
«2.3. Для цілей оцінки, що здійснюється відповідно до цієї Методики, на визначену дату інвентаризації активів проводиться інвентаризація активів підприємства, зазначених у пункті 2.1 цього розділу, відповідно до Положення про інвентаризацію активів та зобов'язань, затвердженого наказом Міністерства фінансів України від 02 вересня 2014 року № 879, зареєстрованого у Міністерстві юстиції України 30 жовтня 2014 року за № 1365/26142 (із змінами), за результатами якої на підставі даних бухгалтерського обліку формуються переліки активів підприємства відповідно до пункту 2.2 цього розділу. Датою інвентаризації є останнє число місяця, в якому підприємством приймається рішення щодо переходу на стимулююче регулювання в межах строків, установлених органом, який здійснює державне регулювання діяльності суб'єктів природних монополій, суб'єктів господарювання на суміжних ринках у відповідній сфері.»;
3) у пункті 2.4:
підпункт 2.4.1 після абзацу п'ятого доповнити абзацом шостим такого змісту:
«необоротні активи, утримувані для продажу, та групи вибуття;».
У зв'язку з цим абзаци шостий-восьмий вважати відповідно абзацами сьомим - дев'ятим;
абзац перший підпункту 2.4.2 викласти в такій редакції:
«2.4.2. Суб'єкт оціночної діяльності відповідно до умов договору про проведення оцінки отримує від замовника оцінки, зокрема, матеріали інвентаризації, складені та затверджені відповідно до Положення про інвентаризацію активів та зобов'язань, затвердженого наказом Міністерства фінансів України від 02 вересня 2014 року № 879, зареєстрованого в Міністерстві юстиції України 30 жовтня 2014 року за № 1365/26142 (із змінами); перелік активів, що підлягають оцінці, та перелік активів, що не підлягають оцінці, із зазначенням по кожному об'єкту таких облікових даних: інвентарний номер, назва (найменування), рік введення в експлуатацію, первісна та залишкова вартості за даними бухгалтерського обліку підприємства на дату інвентаризації, відомості про витрати на невід'ємні поліпшення внаслідок проведення капітальних ремонтів, реконструкцій, модернізації тощо (у разі проведення), а також документи, що складаються підприємством відповідно до підпункту 3.12.1 пункту 3.12 розділу ІІІ цієї Методики.».
2. У розділі ІІІ:
1) у пункті 3.7:
абзац четвертий після слів «інших об'єктів» доповнити словами «або інших витрат»;
доповнити пункт новими абзацами такого змісту:
«Вартість заміщення (відтворення) таких об'єктів оцінки, як нерухоме майно та спеціалізоване рухоме майно, що складається з декількох активів (складових частин), які належать до різних видів майна, зазначених у цьому пункті, визначається шляхом застосування певних індексів до показників вартості відповідних активів (складових частин) з подальшим додаванням їх поточних вартостей.
У разі визначення вартості заміщення (відтворення) нерухомого майна на підставі інформації про вартість витрат (кошторисну вартість), що складається з витрат на будівельно-монтажні роботи, обладнання, устаткування та інших витрат, попередньо визначається поточна вартість кожного із зазначених складників шляхом збільшення їх вартості, наведеної в джерелах, визначених цією Методикою, на відповідні індекси, зазначені в абзацах другому - четвертому цього пункту. Вартість заміщення (відтворення) такого майна дорівнює сумі поточних вартостей будівельно-монтажних робіт, обладнання, устаткування та інших витрат.»;
2) підпункт 3.12.2 пункту 3.12 викласти у такій редакції:
«3.12.2. У разі проведення капітальних ремонтів, реконструкцій, модернізацій тощо активів підприємства в переліках активів, що складаються підприємством за результатами інвентаризації, робиться відмітка про період проведення таких капітальних ремонтів, реконструкцій, модернізацій тощо та вартість витрат, понесених при цьому підприємством. Фізичний знос таких активів визначається з урахуванням зазначеної інформації за такою формулою:
де
Зфіз
-
фізичний знос активу, що оцінюється, відсотки;
Вз
-
вартість заміщення (відтворення) активу;
Взрі
-
витрати на капітальні ремонти, реконструкції, модернізації тощо, визначені відповідно до цього пункту;
Зфіз а
-
фізичний знос активу без врахування витрат на капітальні ремонти, реконструкції, модернізації тощо, що визначається за формулою, наведеною у пункті 3.12 цієї Методики;
Зфрі
-
фізичний знос витрат на капітальні ремонти, реконструкції, модернізації тощо.
У разі якщо S Взрі > Вз, Зфіз приймається розміром 20 відсотків, але якщо Зфіз а < 20 відсотків, Зфіз приймається таким, що дорівнює Зфіз а.
Фізичний знос витрат на капітальні ремонти, реконструкції, модернізації тощо визначається за такою формулою:
де
Зфрі
-
знос витрат на капітальні ремонти, та (або) реконструкції, та (або) модернізації тощо активу;
Сфрі
-
фактичний строк експлуатації активу від дати введення його в експлуатацію після виконання робіт з капітального ремонту, реконструкції, модернізації тощо.
Витрати на капітальні ремонти, реконструкції, модернізації тощо визначаються за інформацією підприємства з урахуванням вартості робіт, що відповідно до нормативних вимог виконуються під час проведення капітального ремонту, реконструкції, модернізації тощо у сфері, що підлягає регулюванню відповідно до Закону України «Про природні монополії», стосовно якої прийнято рішення про перехід на стимулююче регулювання. З метою визначення поточної вартості капітального ремонту, реконструкції, модернізації тощо на дату оцінки до фактичних витрат підприємства на зазначені роботи застосовується коефіцієнт, який враховує індекси, визначені відповідно до пункту 3.7 цього розділу.»;
3) підпункт 3.12.3 пункту 3.12 виключити.
У зв'язку з цим підпункти 3.12.4, 3.12.5 вважати відповідно підпунктами 3.12.3, 3.12.4.
3. У розділі IV:
1) заголовок викласти у такій редакції:
«Особливості оцінки активів підприємств, що здійснюють діяльність у сферах розподілу електричної енергії (передачі електричної енергії місцевими (локальними) електромережами) та постачання електричної енергії, а також підприємства з передачі електричної енергії магістральними та міждержавними електричними мережами»;
2) пункт 4.1 після слів «та постачання електричної енергії,» доповнити словами «а також підприємства з передачі електричної енергії магістральними та міждержавними електричними мережами»;
3) у пункті 4.2:
підпункт 4.2.1.6:
після слів «заміщення ВРУ» доповнити словами та цифрами «напругою 35 (27,5) - 150 кВ»;
доповнити підпункт новим абзацом такого змісту:
«Вартість заміщення ВРУ напругою 220-750 кВ визначається на підставі лінійних схем оцінюваної ВРУ із використанням інформації ринку про ціни вузлів, що входять до ВРУ, вартості робіт із їх заміщення (відтворення), визначеної на підставі кошторисної документації у встановленому порядку.»;
підпункт 4.2.1.7 викласти у такій редакції:
«4.2.1.7. Вартість заміщення силових трансформаторів ПС напругою 35 (27,5) - 150 кВ визначається відповідно до схем, характеристик комплектації ПС на основі опосередкованих показників вартості, наведених у додатку 3 до цієї Методики, а у разі відсутності відомостей у зазначеному додатку - на підставі інформації ринку про ціни на відповідне обладнання.
Вартість заміщення силових трансформаторів ПС напругою 220-750 кВ визначається відповідно до схем, характеристик комплектації ПС на підставі інформації ринку про ціни на відповідне обладнання та вартості робіт із їх заміщення (відтворення), визначеної на підставі кошторисної документації у встановленому порядку.
У разі використання інформації про ціни на відповідне обладнання на ринку необхідно враховувати всі витрати, пов'язані з його доставкою, монтажем, пусконалагодженням тощо.»;
підпункт 4.2.1.8:
після слів «заміщення (відтворення) РУ» доповнити словами та цифрами «напругою до 150 кВ включно»;
доповнити підпункт новим абзацом такого змісту:
«Вартість заміщення (відтворення) РУ напругою 220-750 кВ визначається на підставі інформації ринку про ціни на відповідні вузли ПС та вартості робіт із їх заміщення (відтворення), визначеної на підставі кошторисної документації у встановленому порядку.»;
підпункт 4.2.1.10 після слів та цифри «у додатку 3 до цієї Методики» доповнити словами та цифрою «, або на підставі інформації ринку про ціни на відповідні вузли ПС та вартості робіт із їх заміщення (відтворення), визначеної на підставі кошторисної документації у встановленому порядку, якщо додаток 3 до цієї Методики не містить необхідних даних.»;
підпункт 4.2.2.3 після слів «у додатку 6 до цієї Методики» доповнити словами та цифрою «, або на підставі вартості робіт із їх заміщення (відтворення), визначеної на підставі кошторисної документації у встановленому порядку, якщо додаток 3 до цієї Методики не містить необхідних відомостей.»;
4) у пункті 4.5:
після слів «постачання електричної енергії,» доповнити словами «а також підприємства з передачі електричної енергії магістральними та міждержавними електричними мережами,»;
слова «станом на 01 липня 2012 року» замінити словами «станом на 01 серпня 2016 року»;
5) пункт 4.7 викласти у такій редакції:
«4.7. Коефіцієнт оптимізації витрат Копт визначається за такою формулою:
де
Кзакт
-
коефіцієнт завантаження активів. До складу активів входять будівлі та споруди, що належать до ПС, ТП, КТП, РП; машини, обладнання, вимірювальні та регулюючі прилади, встановлені на ПС, ТП, КТП, РП; ЛЕП;
Крез
-
коефіцієнт резервування;
КзЛЕП
-
коефіцієнт, що враховує завантаження ЛЕП високої напруги (35 (27,5) - 750 кВ);
n
-
коефіцієнт гальмування.
КзЛЕП дорівнює 1 у разі визначення коефіцієнта оптимізації, що застосовується до вартості активів, визначених у пункті 4.16 цього розділу, крім ЛЕП високої напруги (35 (27,5) - 750 кВ).
Для розрахунку коефіцієнта оптимізації ЛЕП напругою 35 (27,5) - 150 кВ для підприємств, що здійснюють діяльність у сферах розподілу електричної енергії (передачі електричної енергії місцевими (локальними) електромережами) та постачання електричної енергії, коефіцієнт КзЛЕП розраховується за такою формулою:
де
S ТЛ
-
загальний обсяг перепуску електричної енергії по ЛЕП високої напруги (35 (27,5) - 150 кВ) по підприємству в цілому за місяць, що відповідає максимальному навантаженню, року, що аналізується, МВт·год;
S ТЕ
-
зафіксований лічильниками загальний обсяг трансформації електричної енергії на трансформаторах усіх трансформаторних підстанцій, безпосередньо підключених до мереж високої напруги, без врахування тих, що задіяні в повторній трансформації, за місяць, що відповідає максимальному навантаженню, року, що аналізується, МВт·год.
Перепуск електричної енергії є різницею між надходженням електричної енергії в мережу підприємства (з урахуванням трансформації) та віддачею електричної енергії, яка не проходить власними ЛЕП підприємства (безвтратна віддача) на відповідному рівні напруги.
Повторна трансформація розглядається по кожній окремій трансформаторній підстанції підприємства.
Для розрахунку коефіцієнта оптимізації ЛЕП напругою 35-750 кВ підприємства з передачі електричної енергії магістральними та міждержавними електричними мережами коефіцієнт КзЛЕП розраховується за формулою:
де
S ТЛв
-
загальний обсяг перепуску електричної енергії по ЛЕП підприємства з передачі електричної енергії магістральними та міждержавними електричними мережами в цілому за місяць, що відповідає максимальному навантаженню, року, що аналізується, МВт·год;
S ТЕ в
-
зафіксований лічильниками загальний обсяг трансформації електричної енергії на трансформаторах всіх трансформаторних підстанцій, безпосередньо підключених до мереж, за місяць, що відповідає максимальному навантаженню, року, що аналізується, МВт·год.»;
6) пункт 4.8 доповнити новим абзацом такого змісту:
«Коефіцієнт завантаження активів підприємства з передачі електричної енергії магістральними та міждержавними електричними мережами розраховується по окремих підрозділах та підприємству в цілому.»;
7) пункт 4.9 викласти у такій редакції:
«4.9. Коефіцієнт завантаження активів окремої трансформаторної підстанції високої напруги Кзпс розраховується за такою формулою:
де
ТЕ
-
зафіксований лічильниками обсяг трансформації електричної енергії на трансформаторах окремої трансформаторної підстанції, безпосередньо підключених до мереж високої напруги, без врахування тих, що задіяні в повторній трансформації, за місяць, що відповідає максимальному навантаженню, року, що аналізується (для підприємств, що здійснюють діяльність у сферах розподілу електричної енергії (передачі електричної енергії місцевими (локальними) електромережами) та постачання електричної енергії), або обсяг трансформації електричної енергії на трансформаторах окремої трансформаторної підстанції без врахування обсягів трансформації для власних потреб, безпосередньо підключених до мереж, за місяць, що відповідає максимальному навантаженню, року, що аналізується (для підприємства, що здійснює діяльність з передачі електричної енергії магістральними та міждержавними електричними мережами), МВт·год;
cos j
-
коефіцієнт потужності, що відображає відношення активної потужності до повної потужності. Для цілей цієї Методики приймається рівним 0,92;
Тміс
-
кількість годин у місяці, що відповідає максимальному навантаженню, року, що аналізується, години;
Пnc
-
загальна номінальна потужність трансформаторів окремої трансформаторної підстанції, безпосередньо підключених до мереж високої напруги, без врахування резервних трансформаторів та трансформаторів, що задіяні в повторній трансформації (для підприємств, що здійснюють діяльність у сферах розподілу електричної енергії (передачі електричної енергії місцевими (локальними) електромережами) та постачання електричної енергії), або загальна номінальна потужність трансформаторів окремої трансформаторної станції, безпосередньо підключених до мереж, без врахування резервних трансформаторів та трансформаторів для власних потреб (для підприємства, що здійснює діяльність з передачі електричної енергії магістральними та міждержавними електричними мережами), МВА.
Номінальна потужність трансформатора є найбільшою електричною потужністю трансформатора, з якою він може працювати без перевантаження, відповідно до технічної документації на таке обладнання.
Резервним трансформатором є трансформатор, що не задіяний в трансформації електричної енергії з наступною передачею її протягом місяців, що відповідають максимальному навантаженню, за три роки, що передують даті оцінки, у якого відключені всі шинні роз'єднувачі й всі вимикачі або який знаходиться під напругою по високій стороні та переходить в режим трансформації у разі аварійного відключення працюючого (основного) трансформатора. За умови включення трансформатора у роботу додатково з додатковим навантаженням до усіх працюючих (основних) трансформаторів протягом місяців, що відповідають максимальному навантаженню, за три роки, що аналізуються, такий трансформатор не вважається резервним.
Під час розрахунку коефіцієнта оптимізації витрат аналізується інформація про завантаження трансформаторів окремої трансформаторної підстанції, що належать суб'єкту природних монополій у сфері розподілу електричної енергії (передачі електричної енергії місцевими (локальними) електромережами) та постачання електричної енергії, або підприємства, що здійснює діяльність з передачі електричної енергії магістральними та міждержавними електричними мережами, активи якого оцінюються.»;
8) у пункті 4.10:
абзац третій після слів «електричних мереж підприємства,» доповнити словами «(для підприємств, що здійснюють діяльність у сферах розподілу електричної енергії (передачі електричної енергії місцевими (локальними) електромережами) та постачання електричної енергії), або загальна номінальна потужність трансформаторів, безпосередньо підключених до мереж, без врахування резервних трансформаторів та трансформаторів для власних потреб, що входять до складу окремого підрозділу магістральних та міждержавних електричних мереж (для підприємства, що здійснює діяльність з передачі електричної енергії магістральними та міждержавними електричними мережами),»;
9) у пункті 4.11:
абзац третій після слів «що входить до складу підприємства,» доповнити словами «(для підприємств, що здійснюють діяльність у сферах розподілу електричної енергії (передачі електричної енергії місцевими (локальними) електромережами) та постачання електричної енергії) або загальна номінальна потужність трансформаторів, безпосередньо підключених до мереж, без врахування резервних трансформаторів та трансформаторів для власних потреб, усіх трансформаторних підстанцій окремого підрозділу магістральних та міждержавних електричних мереж (для підприємства, що здійснює діяльність з передачі електричної енергії магістральними та міждержавними електричними мережами),»;
абзац четвертий після слів «що входять до складу підприємства,» доповнити словами «(для підприємств що здійснюють діяльність у сферах розподілу електричної енергії (передачі електричної енергії місцевими (локальними) електромережами) та постачання електричної енергії) або загальна номінальна потужність трансформаторів, безпосередньо підключених до мереж, без врахування резервних трансформаторів та трансформаторів для власних потреб, усіх трансформаторних підстанцій підприємства (для підприємства, що здійснює діяльність з передачі електричної енергії магістральними та міждержавними електричними мережами),»;
10) пункт 4.13 викласти у такій редакції:
«4.13. Коефіцієнт резервування враховує вимоги щодо безперебійного забезпечення електричною енергією споживачів і для цілей цього розділу дорівнює:
1,7 - для визначення вартості активів підприємств, що здійснюють діяльність у сферах розподілу електричної енергії (передачі електричної енергії місцевими (локальними) електромережами) та постачання електричної енергії;
2 - для розрахунку вартості активів підприємства, що здійснює діяльність з передачі електричної енергії магістральними та міждержавними електричними мережами.»;
11) абзац перший пункту 4.16 після слів «електричних мереж підприємства» доповнити словами «, що здійснює діяльність у сферах розподілу електричної енергії (передачі електричної енергії місцевими (локальними) електромережами) і постачання електричної енергії, або кожного підрозділу електричних мереж підприємства з передачі електричної енергії магістральними та міждержавними електричними мережами».
4. Додатки 2-6, 8, 9 до Методики викласти в новій редакції, що додаються.
Директор Департаменту
оцінки майна, майнових прав
та професійної оціночної
діяльності
Н. Кравцова
Додаток 2
до Методики оцінки активів суб'єктів
природних монополій, суб'єктів
господарювання на суміжних ринках
у сфері комбінованого виробництва
електричної та теплової енергії
(підпункт 4.2.1.6 пункту 4.2 розділу IV)
ПОКАЗНИКИ
вартості типових ВРУ1 для ПС2 35 - 150 кВ за цінами станом на 01 серпня 2016 року (без ПДВ), тис. грн
Найменування
Напруга, кВ
Номер схеми
Вартість будівельно-монтажних робіт, тис. грн
Вартість обладнання, тис. грн
Інші витрати, тис. грн
Загальні витрати на будівництво ПС (без врахування вартості силових трансформаторів та РУ3 низької cторони), тис. грн
1
2
3
4
5
6
7
ПС 35/10
35/10 (6)
35-1
9 415,60
12 240,90
1 883,50
23 540,00
ПС 35/10
35/10 (6)
35-2
10 363,60
13 474,30
2 073,10
25 911,00
ПС 35/10
35/10 (6)
35-3
11 224,00
14 590,80
2 245,20
28 060,00
ПС 35/10
35/10 (6)
35-4
11 224,00
14 590,80
2 245,20
28 060,00
ПС 35/10
35/10 (6)
35-5
12 899,10
16 768,40
2 579,50
32 247,00
ПС 110/10
110/10 (6)
110-1
22 320,70
29 017,40
4 465,90
55 804,00
ПС 110/10
110/10 (6)
110-2
25 836,00
33 588,00
5 168,00
64 592,00
ПС 110/10
110/10 (6)
110-3
26 362,00
34 269,80
5 273,20
65 905,00
ПС 110/10
110/10 (6)
110-4
26 362,00
34 269,80
5 273,20
65 905,00
ПС 110/10
110/10 (6)
110-6
35 850,40
46 604,30
7 169,30
89 624,00
ПС 110/10
110/10 (6)
110-7
35 752,00
46 477,80
7 151,20
89 381,00
ПС 150/10
150/10 (6)
150-1
23 788,10
30 924,10
4 755,80
59 468,00
ПС 150/10
150/10 (6)
150-2
28 148,00
36 590,80
5 629,20
70 368,00
ПС 150/10
150/10 (6)
150-3
28 732,40
37 353,10
5 746,50
71 832,00
ПС 150/10
150/10 (6)
150-4
28 732,40
37 353,10
5 746,50
71 832,00
ПС 150/10
150/10 (6)
150-6
40 589,20
52 765,60
8 116,20
101 471,00
ПС 150/10
150/10 (6)
150-7
40 532,80
52 692,30
8 104,90
101 330,00
ПС 110/35/10 (6)
110/35/10(6)
110-1
30 391,20
39 510,60
6 078,20
75 980,00
ПС 110/35/10 (6)
110/35/10(6)
110-2
34 104,00
44 335,20
6 820,80
85 260,00
ПС 110/35/10 (6)
110/35/10(6)
110-3
34 720,80
45 136,40
6 943,80
86 801,00
ПС 110/35/10 (6)
110/35/10(6)
110-4
34 720,80
45 136,40
6 943,80
86 801,00
ПС 110/35/10 (6)
110/35/10(6)
110-6
44 656,80
58 054,20
8 933,00
111 644,00
ПС 110/35/10 (6)
110/35/10(6)
110-7
44 656,80
58 054,20
8 933,00
111 644,00
ПС 150/35/10 (6)
150/35/10(6)
150-1
31 858,40
41 415,10
6 370,50
79 644,00
ПС 150/35/10 (6)
150/35/10(6)
150-2
36 414,00
47 339,60
7 282,40
91 036,00
ПС 150/35/10 (6)
150/35/10(6)
150-3
37 091,20
48 217,80
7 419,00
92 728,00
ПС 150/35/10 (6)
150/35/10(6)
150-4
37 091,20
48 217,80
7 419,00
92 728,00
ПС 150/35/10 (6)
150/35/10(6)
150-6
49 395,60
64 215,50
9 879,90
123 491,00
ПС 150/35/10 (6)
150/35/10(6)
150-7
49 395,60
64 215,50
9 879,90
123 491,00
__________
1 Високовольтні відкриті розподільні установки.
2 Трансформаторні підстанції високої напруги.
3 Розподільна установка.
__________
Примітки:
1. Витрати на будівництво ПС (без врахування вартості силових трансформаторів та РУ низької сторони) наведені з урахуванням витрат на будівництво таких елементів ПС:
загальнопідстанційний пункт керування ПС (ЗПК ПС);
зв'язок та телемеханіка ПС;
загальнопідстанційні вузли ПС.
2. Витрати на будівництво ПС (без урахування вартості силових трансформаторів та РУ низької сторони) для ПС 150 (110)/35/10(6) кВ наведені для схеми ВРУ 35-5.
3. Витрати на будівництво ПС (без врахування вартості силових трансформаторів та РУ низької сторони) наведені для ПС з використанням елегазових вимикачів.
4. Показники витрат на будівництво ПС (без врахування вартості силових трансформаторів та РУ низької сторони) з використанням масляних та повітряних вимикачів визначаються із застосуванням коефіцієнтів 0,85 (для повітряних вимикачів) і 0,8 (для масляних вимикачів).
5. Вартість комплектних трансформаторних підстанцій високої напруги блочного типу визначається з коефіцієнтом 0,9 до показника витрат на будівництво ПС (без урахування вартості силових трансформаторів та РУ низької сторони) напругою 150 (110)/35/10(6) кВ та з коефіцієнтом 0,7 до показника витрат на будівництво ПС (без урахування вартості силових трансформаторів та РУ низької сторони) напругою 150 (110)/10(6) кВ.
Додаток 3
до Методики оцінки активів суб'єктів
природних монополій, суб'єктів
господарювання на суміжних ринках
у сфері комбінованого виробництва
електричної та теплової енергії
(підпункт 4.2.1.6 пункту 4.2 розділу IV)
ОПОСЕРЕДКОВАНІ ПОКАЗНИКИ
вартості будівництва вузлів ПС1 110/35/10(6) і 35/10(6) кВ за цінами станом на 01 серпня 2016 року (без ПДВ)
№ з/п
Вузол ПС
Кошторисна вартість
Інші витрати
Загальна кошторисна вартість, тис. грн
Орієнтовна площа, зайнята обладнанням, м2
будівельно-монтажних робіт, тис. грн
обладнання, тис. грн
усього, тис. грн
у тому числі вартість проектних робіт та експертизи проекту, тис. грн
1
2
3
4
5
6
7
8
1
Установлення силових трансформаторів напругою, потужністю:
1.1
110/35/10(6) кВ, 10 МВА
415,6
15 028,2
857,4
362,3
16 301,2
105,0
1.2
110/35/10(6) кВ, 16 МВА
425,7
18 092,6
1 019,7
430,6
19 538,0
110,0
1.3
110/35/10(6) кВ, 25 МВА
503,5
25 216,5
1 396,4
581,6
27 116,4
110,0
1.4
110/35/10(6) кВ, 40 МВА
516,6
29 090,4
1 587,0
659,7
31 194,0
130,0
1.5
110/10 кВ, 6,3 МВА
349,3
9 044,3
527,2
223,7
9 920,8
95,0
1.6
110/10 кВ, 10 МВА
406,7
11 624,6
670,1
284,3
12 701,4
95,0
1.7
110/10 кВ, 16 МВА
406,3
15 119,5