НАРЕДБА за образуване и прилагане на цените и тарифите на електрическата енергия (ДВ бр. 27 от 2002)
НАРЕДБА за образуване и прилагане на цените и тарифите на електрическата енергия (ДВ бр. 27 от 2002)
(Обн. ДВ бр. 27/2002)
НАРЕДБА за образуване и прилагане на цените и тарифите на електрическата енергия Глава първа ОБЩИ ПОЛОЖЕНИЯ
Чл. 1.
(1) С наредбата се определят правилата за образуване и прилагане на цените и тарифите на електрическата енергия и редът за регулиране на цените от Държавната комисия за енергийно регулиране (ДКЕР).
(2) Регулирането на цените по ал. 1 се състои в задължителното прилагане на принципи и правила за: 1. образуване на начални цени от енергийните предприятия; 2. изменение на началните цени от енергийните предприятия по правилата за актуализиране и индексиране; 3. утвърждаване на образуваните цени; 4. контрол по прилагането на цените.
Чл. 2. По реда на наредбата се регулират: 1. цените и тарифите на електрическата енергия при продажба: а) от производител на преносното и/или разпределителното предприятие; б) от преносното предприятие на разпределителните предприятия и на потребители, присъединени към преносната мрежа; в) на потребители, присъединени към разпределителната мрежа; г) между две разпределителни предприятия; 2. цените за пренос на електрическа енергия; 3. цените за присъединяване.
Чл. 3. При утвърждаване на цените ДКЕР определя регулаторни периоди за цените на всяко енергийно предприятие.
Чл. 4.
(1) Държавната комисия за енергийно регулиране извършва периодични регулаторни прегледи, които включват: 1. оценка на отчетната и прогнозната информация, представена от енергийните предприятия; 2. одобряване на разходите за регулаторния период; 3. определяне нормата на възвръщаемост за регулаторния период; 4. определяне на приходите за регулаторния период; 5. утвърждаване на началните цени, образувани от всяко регулирано енергийно предприятие.
(2) Държавната комисия за енергийно регулиране може да изисква извършване на изпитания за доказване на предложените от енергийните предприятия разходни норми.
Чл. 5.
(1) Енергийните предприятия представят на ДКЕР предложения за утвърждаване на начални цени за регулаторния период въз основа на предварително съгласувани с преносното и/или разпределителното предприятие, на което продават електрическа енергия, производствени и ремонтни програми.
(2) По време на определения регулаторен период енергийните предприятия могат да внасят предложения за изменение на утвърдените от ДКЕР начални цени в съответствие с глава втора, раздел II или при промяна на законодателството, която оказва влияние върху техните разходи.
Чл. 6. Цените на електрическата енергия, произведена от централи с комбинирано производство и от централи, използващи възобновяеми източници, се определят в съответствие с глава втора, раздел IV.
Чл. 7.
(1) За целите на ценообразуването по реда на наредбата предложенията на енергийните предприятия за начални цени са изготвени в съответствие с указания на ДКЕР за групите и видовете разходи, подлежащи на одобряване.
(2) Енергийните предприятия отчитат фактически направените разходи съгласно Закона за счетоводството и приложимите счетоводни стандарти.
Чл. 8.
(1) Държавната комисия за енергийно регулиране определя възвръщаемост на собствения и привлечения капитал на енергийните предприятия за регулаторния период по следната формула: В = БВ. НВ, лв., където: В е възвръщаемостта в лв.; БВ — базата за определяне на възвръщаемост в лв.; НВ — нормата на възвръщаемост преди данъчно облагане.
(2) Базата за определяне на възвръщаемостта се изчислява по следната формула: БВ = ДМА + ДНМА — РП дма — Ф да + ОК, лв., където: ДМА е балансовата стойност на дълготрайните материални активи, свързани с дейностите по производство, пренос и разпределение на електрическа енергия, лв.; ДНМА — балансовата стойност на дълготрайните нематериални активи, свързани с дейностите по производство, пренос и разпределение на електрическа енергия, лв.; РП дма са разходите за придобиване на дълготрайни материални активи, свързани с дейността на предприятието съгласно лицензията, лв.; Ф да — балансовата стойност на дълготрайните активи, придобити за сметка на приходи от финансирания, лв.; ОК — оборотният капитал, определен като разлика между стойността на краткотрайните активи (без краткосрочни инвестиции и разходи за бъдещи периоди) и стойността на краткосрочните пасиви (без приходи за бъдещи периоди) и отчитащ необходимостта от средства за поддържане на задължителните запаси от горива, лв.
(3) Базата за определяне на възвръщаемост на независимите производители по ал. 2 ежегодно се намалява с процент, съответстващ на процента на участие на всеки производител в отварянето на пазара. ДКЕР може да определя минимален процент на намаляване на базата за определяне на възвръщаемостта с цел стимулиране отварянето на пазара.
(4) Нормата на възвръщаемост се определя по следната формула: НВ = НВпрк. ПК СК +НВск. . СК+ПК СК+ПК ДЗ/100 ( 1—ДЗ/100 +1 ), където: НВ е нормата на възвръщаемост преди данъчно облагане; НВ прк — нормата на възвръщаемост на привлечения капитал; ПК — привлеченият капитал, лв.; НВ ск — нормата на възвръщаемост на собствения капитал след данъчно облагане; СК — собственият капитал, лв.; ДЗ са общите данъчни задължения, %.
(5) Държавната комисия за енергийно регулиране определя нормата на възвръщаемост на собствения капитал въз основа на: 1. лихвения процент на дългосрочни държавни ценни книжа плюс рискова премия, определена така, че да съответства на преобладаващата за страни и отрасли с подобен риск, и 2. условията, при които е осигурено финансирането на дългосрочни инвестиционни проекти с общонационално значение.
(6) С цел изглаждане на различията в годишните цени в рамките на регулаторния период нормата на възвръщаемост по години може да бъде по-висока или по-ниска от определената от ДКЕР за регулаторния период.
(7) Държавната комисия за енергийно регулиране определя норма на възвръщаемост на привлечения капитал, като: 1. одобрява структура на привлечения капитал за регулаторния период; 2. определя лихвени равнища за привлечения капитал така, че да съответстват на преобладаващите за подобни компании на съответните финансови пазари.
(8) При първоначално представяне от енергийните предприятия на цените за утвърждаване ДКЕР отчита съществуващата структура и лихвените равнища на привлечения капитал.
Глава втора ЦЕНИ ПРИ ПРОДАЖБА НА ЕЛЕКТРИЧЕСКА ЕНЕРГИЯ ОТ НЕЗАВИСИМИ ПРОИЗВОДИТЕЛИ
Раздел I Общи положения
Чл. 9. Независимите производители, включени в утвърдените от министъра на енергетиката и енергийните ресурси дългосрочни планове по чл. 9, ал. 2 от Закона за енергетиката и енергийните ресурси (ЗЕЕЕ), продават на преносното и/или на съответното разпределително предприятие: 1. доставената активна електрическа енергия, и/или 2. разполагаема мощност, и/или 3. допълнителни услуги.
Чл. 10. Преносното, съответно разпределителното, предприятие изкупува разполагаемата мощност, която независимите производители по чл. 9 му предоставят, и я заплаща по правилата на глава втора, раздел II и по договорените процедури.
Чл. 11.
(1) Общите плащания на преносното или на разпределителното предприятие по договор за продажба на електрическа енергия представляват сума от: 1. плащания за активна енергия; 2. плащания за мощност; 3. плащания за допълнителни услуги; 4. допълнителни плащания.
(2) Плащанията по ал. 1 се основават на ежечасово търговско измерване и сумиране на показанията на търговските прибори за всички места на доставка на електрическа енергия.
Чл. 12.
(1) Цените за енергия и за мощност се образуват от независимия производител за съответните регулаторни периоди, определени от ДКЕР.
(2) Цените за допълнителни услуги и допълнителните плащания се договарят ежегодно между независимия производител и преносното предприятие.
Раздел II Цена за мощност
Чл. 13.
(1) Началната цена за мощност се образува по следната формула: Цм = Руп + БВ.НВ Рпр.м, лв/МВтч, където: Руп са условнопостоянните разходи за дейността, лв/г.; БВ е базата за определяне на възвръщаемост, лв.; НВ — нормата на възвръщаемост преди данъчно облагане; Рпр.м — разполагаемостта на предоставената съгласно чл. 10 мощност, МВтч.
(2) Условнопостоянните разходи се определят от независимия производител на базата на прогноза по години за регулаторния период и включват разходи за: 1. заплати и възнаграждения; 2. начисления, свързани с т. 1, по действащото законодателство; 3. амортизации, изчислени по линеен метод и в зависимост от полезния срок на годност на дълготрайните активи; 4. ремонт; 5. други, независещи от обема на производството.
(3) При регулаторен период, по-дълъг от една година, разходите по ал. 2 се определят при макроикономически условия и цени към началото на регулаторния период. За едногодишни регулаторни периоди разходите са прогнозни и съобразени с бюджетната рамка за съответната година.
(4) Разходите по ал. 2 ежегодно се намаляват с процент, съответстващ на процента на участие на всеки производител в отварянето на пазара. ДКЕР може да определя минимален процент на намаляване на разходите с цел стимулиране отварянето на пазара.
(5) Базата за определяне на възвръщаемост се определя съгласно чл. 8.
(6) Разполагаемостта на предоставената мощност се определя като сума от предоставените почасови мощности за всички периоди на разполагаемост по следната формула: Т Рпр.м = Мпр, Мпр=1 където: Мпр е предоставената почасова мощност, МВт; Т са съгласуваните периоди на разполагаемост, часове.
(7) Предоставената почасова мощност е максималната разполагаема мощност на производителя, определена по следната формула: Мпр = (Мраб — Мсп), МВт, където: Мраб е максималната работна мощност, МВт Мсп — мощността в съгласуван престой, МВт.
Чл. 14.
(1) При отнемане на топлина от кондензационен турбоагрегат за продажба цената за мощност се определя по следната формула: [ Руп — Руп.топл. + (БВ — БВтопл.) . НВ ] . (1—Кег) Цм = , Рм където: Цм е цената за мощност, лв/МВтч; Р уп са общите условнопостоянни разходи на производителя, лв/г.; Р уп.топл. —условнопостоянните разходи за чисто топлофикационна дейност (водогрейни котли, мрежови помпи и др.), лв/г.; БВ е общата база за определяне на възвръщаемост на производителя, лв.; БВтопл. —базата за определяне на възвръщаемост на съоръжения за чисто топлофикационна дейност (водогрейни котли, мрежови помпи и др.), лв.; НВ — нормата на възвръщаемост преди данъчно облагане; Рм — разполагаемостта на предоставената мощност на производителя, МВтч; К ег — коефициентът „електрическа глоба“, съответстващ на непроизведената електрическа енергия в резултат на производството на топлинна енергия за продажба.
(2) Коефициентът „електрическа глоба“ се определя по формулата: n n ( Мн.ел. i — Ми.ел. i ) i=1 i=1 n. Ет Мтi Кег = i=1 k, Еел.ен. j j=1 където: Мн.ел. i е номиналната електрическа мощност на турбината, от която се отнема топлина за продажба, в чисто кондензационен режим (МВт); Ми.ел. i —изчислената електрическа мощност на турбина, получена в резултат на намаляване на номиналната електрическа мощност при отнемане на топлина за продажба (МВт); Мтi —средногодишната топлинна мощност, отнета за продажба от турбината (МВт); Ет — годишното количество топлинна енергия, отпусната от централата за продажба (МВтч); Еел.ен. j—годишното количество произведена електрическа енергия (МВтч); i —броят на турбините с отнемане на топлина за продажба; j —броят на всички турбини в централата.
Чл. 15.
(1) За образуване на началната цена за мощност независимият производител съгласува с преносното и/или разпределителното предприятие разполагаемостта на предоставената мощност по блокове на централата за всички периоди на разполагаемост.
(2) След утвърждаването от ДКЕР на началната цена за мощност независимият производител договаря с преносното и/или разпределителното предприятие разполагаемостта и плащанията за предоставената мощност по блокове на централата за всички периоди на разполагаемост.
(3) Преносното предприятие има право да изисква извършване на изпитвания за разполагаемата мощност на блоковете в съответствие с договорени процедури на изпитване.
(4) При различия в разполагаемата мощност, установени по процедурите на ал. 2 и 3, за фактически предоставена мощност се приема установената при последното изпитване до извършването на ново, което може да бъде по инициатива на независимия производител.
Чл. 16.
(1) Преносното, съответно разпределителното, предприятие заплаща на независимия производител дължимите суми за фактически предоставената мощност по утвърдената от ДКЕР цена на периоди, определени в договора.
(2) Фактически предоставената мощност е равна на договорената мощност в случаите, когато производителят изпълнява диспечерските нареждания. В случаите, когато производителят не изпълнява диспечерските нареждания, фактически предоставената мощност е равна на договорената мощност, намалена с отклонението от диспечерския график.
Чл. 17.
(1) Освен плащанията за фактически предоставената мощност преносното, съответно разпределителното, предприятие заплаща на независимия производител: 1. мощността, предоставена над договорената, по искане на оператора на преносната система и/или разпределителната мрежа; 2. други условия, предвидени в договора.
(2) Независимият производител заплаща на преносното, съответно на разпределителното, предприятие при: 1. удължаване на договорения период за ремонт и поддръжка; 2. намаляване на максималната работна мощност под договорената; 3. други условия, предвидени в договора.
(3) Плащанията по ал. 1 и 2 се извършват по цени, договорени между независимия производител и преносното, съответно разпределителното, предприятие.
Чл. 18.
(1) Независимият производител може да прави предложение за изменение на утвърдената за съответния регулаторен период начална цена за мощност за следващата календарна година с индекс, определен по следната формула: It = It-1 . ( 1+ Иt 100 .Ке ), където: It е индексът за корекция на началната цена за мощност; It-1 —индексът, приложен при предишната корекция на цените; Иt —инфлацията за периода t, %; Ке — коефициентът за ефективност за периода t, където 0,5 < Ке І 1.
(2) Процентът на инфлация за периода t е обявеният от Националния статистически институт за 12-месечен период, предхождащ месеца на внасяне на предложението.
(3) При първата корекция на цената за мощност индексът It-1 е равен на 1.
(4) Коефициентът на ефективност се определя от ДКЕР на базата на оценка на ефективността на всяко регулирано енергийно предприятие.
(5) Държавната комисия за енергийно регулиране приема критерии за оценка на ефективността на енергийните предприятия.
Чл. 19. По предложение на независимия производител за определени елементи на цената за мощност може да се прилага валутна индексация.
Раздел III Цена за енергия
Чл. 20.
(1) Цената за енергия се образува по следната формула: Це = Рг + Рк + Рпр.р + Ряф, лв/кВтч, където: Рг са разходите за гориво (вода), лв/кВтч; Рк — разходите за консумативи, лв/кВтч; Ряф — вноските за фонд „Безопасност и съхраняване на радиоактивни отпадъци“ и за фонд „Извеждане на ядрени съоръжения от експлоатация“, лв/кВтч; Рпр.р — променливите разходи, зависещи от количеството произведена електрическа енергия, включително за ремонт и поддръжка, лв/кВтч.
(2) Разходите за гориво на централи, използващи въглища, мазут и природен газ, се определят по следната формула: Рг = Цуг. Руг. 10-6, лв/кВтч, където: Цуг е цената на тон условно гориво съгласно сключените договори за снабдяване с гориво, лв/туг; Руг — средният нетен специфичен разход на условно гориво, гуг/кВтч.
(3) Средният нетен специфичен разход на условно гориво за всеки енергиен блок се определя и доказва пред ДКЕР въз основа на техническата документация на завода производител, последния тест на експлоатационните характеристики на съоръженията и съгласувания режим на работа, включително разходите за мазут за определен брой планирани цикли спиране/пускане на блоковете.
(4) За независим производител, използващ атомно гориво, разходите за ядрено гориво представляват горивната компонента (лв/кВтч), определена и доказана пред ДКЕР въз основа на средната цена на използваното атомно гориво, експлоатационните характеристики на съоръженията и съгласувания режим на работа.
(5) При отнемане на топлина от кондензационен турбоагрегат за продажба цената за енергия се образува, като средният нетен специфичен разход на условно гориво се определя за номиналния режим на работа на съответната турбина.
(6) За водноелектрическите централи разходите за вода се определят в зависимост от специфичния разход на вода и таксите за водоползване и услугата за водоподаване.
(7) Разходите за консумативи се определят въз основа на технически характеристики на съоръженията и съгласувания режим на работа.
(8) Вноските за фонд „Безопасност и съхраняване на радиоактивни отпадъци“ и за фонд „Извеждане на ядрени съоръжения от експлоатация“ се определят в съответствие с действащото законодателство.
Чл. 21. Независимият производител представя в ДКЕР предложението си за утвърждаване на цена за енергия заедно със справка за цените на горивата от договорите за доставка на горива.
Чл. 22. Преносното, съответно разпределителното, предприятие заплаща периодично дължимите суми за доставената и измерената в мястото на продажба нетна електрическа енергия, определени по следната формула: Пл.е = Це. Едост, където: Пл.е е плащането за енергия, лв.; Це — цената за енергия, определена съгласно чл. 20, лв/кВтч; Едост — доставеното количество електрическа енергия от независимия производител на мястото за продажба, определено в договора, кВтч.
Чл. 23.
(1) Освен сумите по чл. 22 преносното, съответно разпределителното, предприятие заплаща на независимия производител по договорени цени произведената над договореното електрическа енергия по искане на оператора на преносната система.
(2) Независимият производител плаща на преносното, съответно на разпределителното, предприятие за електрическата енергия, която е произведена в по-малко от договореното по вина на независимия производител.
(3) Независимият производител получава допълнителни плащания за извършването на набор от следните услуги, договорени с преносното предприятие: 1. участие в първично регулиране на честотата; 2. участие във вторично регулиране на честотата; 3. пускания и спирания на блокове извън договорените; 4. други.
(4) Плащанията по ал. 1, 2 и 3 се извършват по цени, договорени между независимия производител и преносното, съответно разпределителното, предприятие.
Чл. 24. Операторът на преносната мрежа извършва икономично планиране и диспечиране на енергийната система, като включва за производство централите по реда, съответстващ на нарастването на договорените цени, спазвайки изискванията за сигурност на доставките.
Раздел IV Цени за изкупуване на електрическата енергия, произведена от централи с комбинирано производство на топлинна и електрическа енергия и от централи, използващи възобновяеми източници до 10 мегавата
Чл. 25.
(1) Преносното, съответно разпределителното, предприятие изкупува от независими производители по преференциални цени, определени от ДКЕР: 1. цялото количество нетна електрическа енергия от централи до 10 мегавата, използващи възобновяеми източници; 2. произведеното по комбиниран начин нетно количество електрическа енергия от централи с комбинирано производство на електрическа и топлинна енергия.
(2) Преференциалните цени по ал. 1 са сума от: 1. най-високата цена за енергия на кондензационна електроцентрала, с която преносното предприятие има годишен договор, и 2. надбавка, ежегодно определяна от ДКЕР, в зависимост от първичния енергиен източник при отчитане на състоянието и плановете за развитие на електроенергийната система.
(3) Преносното или съответното разпределително предприятие изкупува нетна електроенергия, произведена „принудено“ и/или „диспечирано“ от централи за комбинирано производство на електрическа и топлинна енергия по договорни цени.
Чл. 26. Количеството електрическа енергия, произведена от турбогенератори за комбинирано производство, се определя при максимален коефициент на полезно действие (КПД) на инсталацията при технологично необходимото производство на топлина за прогнозираното потребление.
Чл. 27. Производителите по чл. 25, ал. 1 предоставят ежегодно на преносното, съответно на разпределителното, предприятие прогноза за мощностите и за обема на производството за следващата календарна година, включително комбинирано и принудено производство на брутна и нетна електрическа енергия.
Чл. 28. Когато независимият производител произвежда електрическа енергия от възобновяеми енергийни източници и от конвенционални енергийни източници (въглища, ядрена енергия, мазут, природен газ и др.), той е длъжен да декларира отделно нетната електрическа енергия, произведена от всеки от тези два типа енергоизточници.
Чл. 29. Държавната комисия за енергийно регулиране има право да възложи независима проверка за сметка на независимия производител, която да удостовери действително произведената електрическа енергия по комбиниран начин.
Глава трета ЦЕНИ ПРИ ПРОДАЖБА ОТ ПРЕНОСНОТО ПРЕДПРИЯТИЕ
Раздел I Преходно ценообразуване
Чл. 30. Разпоредбите на този раздел се прилагат до изравняването на средната продажна цена на електрическата енергия за битови нужди с разходите за снабдяване на ниско напрежение.
Чл. 31.
(1) Преносното предприятие образува средна продажна цена на електрическата енергия за разпределителните предприятия по следната формула: Цеср. = Цi. Ei+ Цj. Мj+Пд — Пвн — Пизнос Ер,лв/кВтч, където: Ц i. Ei са общите разходи на преносното предприятие за купена енергия, лв.; Цj. Мj — общите разходи на преносното предприятие за купена мощност, лв.; Пд — необходимите приходи на преносното предприятие, определени по чл. 36, ал. 4, лв.; Пвн — приходите от потребители, присъединени към преносната мрежа по чл. 34, ал. 1, лв.; Пизнос — приходите от износ, съгласно сключени договори, лв; Ер е продадената енергия на разпределителните предприятия, кВтч.
(2) Общите разходи на преносното предприятие за купена енергия се определят при отчитане на одобрените от ДКЕР технологични разходи по пренос.
(3) Приходите от потребители, присъединени към преносната мрежа по чл. 34, ал. 1, се определят по прогнози за обем и структура на потребление и по действащи тарифни цени.
(4) Приходите от износ се определят въз основа на договорени количества и цени.
(5) Продадената енергия на разпределителните предприятия се определя на базата на техните прогнози за потребление и мотивирани предложения за технологични разходи на електрическа енергия при разпределение.
(6) В края на всяка календарна година разликата между фактическите приходи и приходите по ал. 3 и 4 се отчита от преносното предприятие при подготовката на предложението за цени за следващата календарна година.
Чл. 32. Преносното предприятие продава електрическа енергия на разпределителните предприятия по индивидуални цени, осигуряващи им еднаква норма на възвръщаемост, определена от ДКЕР, при условията на единни цени за крайните потребители в страната.
Раздел II Разходноориентирано ценообразуване
Чл. 33. Разпоредбите на този раздел се прилагат след изпълнението на изискванията по раздел I на тази глава.
Чл. 34.
(1) Преносното предприятие образува цени, по които продава електрическа енергия и мощност на разпределителните предприятия и на потребителите, присъединени към преносната мрежа, с които има сключен договор за продажба на електрическа енергия.
(2) Преносното предприятие продава на потребителите по ал. 1 енергия и мощност по тарифни цени за енергия и средна цена за мощност.
(3) Преносното предприятие продава на разпределителните предприятия енергия и мощност по средна цена за енергия и индивидуална цена за мощност.
Чл. 35. Средната цена за енергия се образува ежегодно от преносното предприятие на базата на утвърдените от ДКЕР цени за енергия на независимите производители, цените за енергия, по които купува енергия от производители в неговия състав, цените, по които купува енергия от внос, производствената си програма за следващата година, разходите за закупуване на допълнителни услуги от независими производители и мотивирано предложение за технологични разходи на електрическа енергия при пренос по следната формула: Цеср = Цi. Ei+ Цj. Еj+ Цвн. Евн+ Рду ТРпр ( Е i+ Еj+ Е вн ) . (1— 100, лв/кВтч, ) където: Цi. Ei са общите разходи на преносното предприятие за купена енергия от независими производители, лв.; Ei е енергията, купена от преносното предприятие от независими производители, кВтч; Цj. Еj са общите разходи на преносното предприятие за енергия, произведена от производители в рамките на преносното предприятие, лв.; Еj е енергията, предоставена от централи в рамките на преносното предприятие, кВтч; Цвн. Евн са общите разходи на преносното предприятие за купена енергия от внос, лв.; Евн е купената енергия от преносното предприятие от внос, кВтч; Рду са общите разходи на преносното предприятие за закупуване на допълнителни услуги от независимите производители, лв.; ТРпр е мотивираното предложение за технологични разходи на електрическа енергия при пренос, %.
Чл. 36.
(1) Средната цена за мощност се образува ежегодно от преносното предприятие на базата на утвърдените от ДКЕР цени за мощност на независимите производители, цените за мощност, по които купува от производители в неговия състав, договорената разполагаема мощност на независимите производители и заявките на покупка на мощност от разпределителните предприятия и от потребителите, присъединени към преносната мрежа.
(2) Средната цена за мощност се определя по следната формула: Цмср. = Ц i.Mi+ Цj.Мj+Пд — Признос+Це. Еизнос Ммакс, лв/кВт, където: Цi. Mi са общите разходи на преносното предприятие за купена мощност от независими производители, лв.; Цj. Мj — общите разходи на преносното предприятие за мощност, предоставена от производители в рамките на преносното предприятие, лв.; Ммакс. е максималната мощност на системата, кВт; Пд са необходимите приходи на преносното предприятие за дейността, лв.; Признос — приходите на преносното предприятие от износ на електрическа енергия съгласно сключени договори, лв.; Це е средната цена за енергия, определена съгласно чл. 35; Е износ — електрическата енергия за износ съгласно сключени договори, кВтч.
(3) Максималната мощност на системата е достигнатото максимално потребление на електрическа енергия в продължение максимум на един час в рамките на годината.
(4) Необходимите приходи на преносното предприятие, подлежащи на одобряване от ДКЕР, се образуват по следната формула: Пд = Руп + БВ.НВ, лв/г., където: Руп са условнопостоянните разходи за дейността, лв/г.; БВ е базата за определяне на възвръщаемост, лв.; НВ — нормата на възвръщаемост преди данъчно облагане, %.
Чл. 37. Преносното предприятие внася в ДКЕР за одобряване предложение за условнопостоянните си разходи за следващия регулаторен период поотделно за следните дейности: 1. поддържане на преносната и спомагателните мрежи; 2. развитие на преносната мрежа, свързано с присъединяването на нови потребители; 3. прогнозиране, планиране и проучвания съгласно чл. 76 от Закона за енергетиката и енергийната ефективност; 4. централно диспечиране; 5. търговска дейност; 6. производство на електрическа енергия поотделно за всеки производител в рамките на преносното предприятие; 7. централно управление (общофункционални звена).
Чл. 38.
(1) По време на регулаторния период преносното предприятие може да внася предложение в ДКЕР за изменение на одобрените си приходи по правилата на чл. 18.
(2) В края на календарната година разликата между фактическите количества и приходи от износ на електрическа енергия и тези по сключените договори се отчита от преносното предприятие при подготовката на предложение за цена за мощност за следващата календарна година.
Чл. 39.
(1) Преносното предприятие внася в ДКЕР предложение за утвърждаване на тарифни цени за енергия (в рамките на средната цена за енергия) по зони на денонощието (върхова, дневна и нощна), съобразени със среднопретеглената цена, по която преносното предприятие купува енергия в съответните зони.
(2) Преносното предприятие може да внася в ДКЕР предложения за тарифни цени по сезони на годината, дни от седмицата и други.
(3) По преценка на преносното предприятие и съгласувано с ДКЕР средната цена за мощност също може да се диференцира по зони на денонощието.
Чл. 40.
(1) Индивидуалната цена за мощност се образува от преносното предприятие по следната формула: Цмi = (Пкр.п - Пд - Рнп - Репр) / Мз, лв/МВт/г., където: Цмi е индивидуалната цена за мощност за i-тото разпределително предприятие, лв/МВт/г.; Пкр.п са приходите от продажби на крайни потребители, присъединени към разпределителната мрежа на съответното разпределително предприятие, лв/г.; Пд — необходимите приходи за дейността, одобрени от ДКЕР и определени съгласно чл. 52, лв/г.; Рнп — разходите за купена енергия и мощност от независими производители, присъединени към мрежата на съответното разпределително предприятие, лв/г.; Репр — разходите за купена енергия от преносното предприятие, лв/г.; Мз — заявената мощност от разпределителното предприятие за покупка от преносното предприятие, МВт/г.
(2) Индивидуалните цени за мощност по ал. 1 се образуват от преносното предприятие на базата на одобрени от ДКЕР приходи и разходи на разпределителните предприятия.
Чл. 41. Приходите от продажби на крайни потребители се определят на базата на утвърдените от ДКЕР тарифни цени за електрическа енергия за крайни потребители съгласно чл. 55, прогнози за развитие и структура на крайното потребление, разработени в съответствие с изискванията на чл. 8 и 9 ЗЕЕЕ, по следната формула: Пкр.п = Цi. Ei, лв/г., където: Цi са тарифните цени, лв/кВтч; Ei е прогнозното годишно потребление на електрическа енергия по тарифни зони, кВтч.
Чл. 42. Заявената мощност от разпределителното предприятие за покупка от преносното предприятие се определя на базата на прогноза за максималното часово потребление за съответния регулаторен период в МВт.
Чл. 43. Преносното предприятие изкупува енергия и мощност от производителите на електрическа енергия, които са в състава на дружеството, по вътрешни договори.
Чл. 44. Разпоредбите на този раздел се прилагат до изравняването на средната продажна цена на електрическата енергия за битови нужди с разходите за снабдяване на ниско напрежение.
Чл. 45. Цените на електрическата енергия за потребители, присъединени към разпределителната мрежа, са единни за цялата територия на страната.
Чл. 46.
(1) Държавната комисия за енергийно регулиране определя средна продажна цена на електрическата енергия за битови нужди по следната формула: Цб = Pei + Пдi - Прнеб.i / Ебi, където: Pei са общите разходи на разпределителните предприятия за покупка на електрическа енергия, лв.; Пдi — необходимите приходи за дейността на разпределителните предприятия, одобрени от ДКЕР, лв.; Прнеб.i — приходите от продажби на електрическа енергия на потребители ВН, СН и НН-небитови, присъединени към разпределителната мрежа, лв.; Ебi е електрическата енергия за продажба на битови потребители, кВтч; i — броят на разпределителните предприятия.
(2) Общите разходи на разпределителните предприятия за покупка на електрическа енергия се определят въз основа на прогнози за потребление и мотивирани предложения за технологични разходи при разпределение.
(3) Приходите от продажби на електрическа енергия на потребители ВН, СН и НН-небитови, присъединени към разпределителната мрежа, се определят на базата на прогнози за обема и структурата на потребление на електрическа енергия и действащи тарифни цени.
Чл. 47.
(1) Средната продажна цена за битови потребители по чл. 46 се достига чрез ежегодни повишения в рамките на преходния период.
(2) Тарифните цени за битови потребители по зони на денонощието се изменят в съответствие със средната продажна цена.
Чл. 48.
(1) Продажбите на електрическа енергия между съседни разпределителни предприятия се осъществяват по средната цена за енергия по чл. 31.
(2) Отклоненията на фактическите приходи на разпределителните предприятия от одобрените от ДКЕР, дължащи се на покупко-продажби между съседни разпределителни предприятия, се отчитат при утвърждаването на цени за следващия регулаторен период.
Раздел II Разходноориентирано ценообразуване
Чл. 49. Разпоредбите на този раздел се прилагат след изпълнението на изискванията по раздел I на тази глава.
Чл. 50.
(1) Цените на електрическата енергия за потребители, присъединени към разпределителната мрежа, са единни за цялата територия на страната.
(2) Разпределителните предприятия изготвят ежегодно съвместно предложение за следващата календарна година за: 1. средна продажна цена (лв/кВтч) на електрическата енергия за потребители, присъединени към разпределителната мрежа; 2. тарифни цени съгласно приета тарифна структура.
Чл. 51. Средната продажна цена по чл. 50, ал. 2, т. 1 се определя като отношение на общите разходи на разпределителните предприятия за покупка на енергия и мощност и необходимите приходи за дейността им към прогнозираното количество електрическа енергия по следната формула: Цср.пр = (Це.Ei + Цмср.Mi + Рпреф.i + Рнпр.i + Пдi) / Едi, лв/кВтч, където: Це.Ei са разходите на i-тото разпределително предприятие за покупка на енергия от преносното предприятие, лв.; Цмср.Mi — разходите на i-тото разпределително предприятие за покупка на мощност от преносното предприятие, лв.; Рпреф.i — разходите на i-тото разпределително предприятие за покупка на енергия по преференциални цени, лв.; Рнпр.i — разходите на i-тото разпределително предприятие за покупка на енергия и мощност от независими производители при договори с цени за мощност и енергия, лв.; Пдi — необходимите приходи за дейността на i-тото разпределително предприятие, лв.; Едi е прогнозното количество електрическа енергия за доставка от i-тото разпределително предприятие на потребители, присъединени към разпределителната мрежа, кВтч.
Чл. 52.
(1) Подлежащите на одобряване от ДКЕР необходими приходи за дейността се определят от всяко разпределително предприятие по следната формула: Пд = Руп + БВ.НВ, лв/г., където: Руп са условнопостоянните разходи за дейността, лв/г.; БВ е базата за определяне на възвръщаемост, лв.; НВ — нормата на възвръщаемост преди данъчно облагане.
(2) Условнопостоянните разходи се определят от разпределителното предприятие на базата на прогноза за регулаторния период и се представят в ДКЕР общо и поотделно за следните дейности: 1. поддържане на разпределителните мрежи; 2. развитие на разпределителните мрежи, свързано с присъединяването на потребители, с изключение на разходите за присъединяване на потребители по глава седма; 3. снабдяване на крайните потребители.
(3) По време на регулаторния период разпределителните предприятия могат да внасят предложения в ДКЕР за изменение на одобрените си приходи по правилата на чл. 18.
Чл. 53. Разходите на разпределителното предприятие за покупка на енергия от независими производители, присъединени към разпределителната мрежа, се определят за следващата календарна година на базата на: 1. определени от ДКЕР преференциални цени за изкупуване на енергия от независими производители съгласно глава втора, раздел IV; 2. прогнози за обем на производството, предоставени от независимите производители по т. 1; 3. плащания по сключени договори с независими производители за продажба на мощност и енергия.
Чл. 54.
(1) Купената енергия от i-тото разпределително предприятие се определя по следната формула: Екупi = Едi / (1 - ТРразпрi / 100), където: Екупi е купената енергия от i-тото разпределително предприятие, кВтч; Едi — прогнозното количество електрическа енергия за доставка от i-тото разпределително предприятие на потребители, присъединени към разпределителната мрежа, кВтч; ТРразпрi — мотивираното предложение за технологични разходи при разпределение на електроенергия за i-тото разпределително предприятие, %.
(2) В края на календарната година разликата между прогнозните и фактическите приходи от продадена електрическа енергия се отчита от разпределителните предприятия при подготовката на предложения за цени за следващата календарна година.
Чл. 55. Разпределителните предприятия изготвят съвместно предложение за тарифни цени за потребители, присъединени към разпределителната мрежа, в рамките на средната продажна цена, определена съгласно чл. 51, съобразени с разходите за електроснабдяване на всяка категория потребители, съгласно утвърдените тарифни структури.
Чл. 56.
(1) Продажбите на електрическа енергия между съседни разпределителни предприятия се осъществяват по средната цена за енергия по чл. 35.
(2) Допълнителните технологични разходи при разпределение в резултат на покупкопродажби между съседни разпределителни предприятия се отчитат от ДКЕР при утвърждаването на цени за следващия регулаторен период.
Глава пета НАДБАВКИ И ОТСТЪПКИ ВЪРХУ ЦЕНАТА НА АКТИВНАТА ЕЛЕКТРИЧЕСКА ЕНЕРГИЯ В ЗАВИСИМОСТ ОТ СРЕДНОМЕСЕЧНОТО ПОТРЕБЛЕНИЕ НА РЕАКТИВНА ЕНЕРГИЯ
Чл. 57.
(1) Потребител на електрическа енергия, извършващ стопанска дейност с декларирана електрическа мощност 100 киловата и повече, присъединен към преносната или разпределителната електрическа мрежа, заплаща потребената и отдадената в електрическата мрежа реактивна електрическа енергия.
(2) Потребителят заплаща положителната разлика между потребената реактивна електрическа енергия и потребената активна електрическа енергия, коригирана с коефициент, съответстващ на фактор на мощността, през всички зони на денонощието по следната формула: Ер. пл = Ер. потребена - К. Еа потребена, където: Ер. пл е реактивната електрическа енергия, подлежаща на плащане, кВАрч; Ер. потребена - потребената реактивна електрическа енергия, отчетена по показанията на търговски електромер за реактивна енергия, кВАрч; К = 0,62 - коефициентът, съответстващ на фактор на мощността cos = 0,85; Еа потребена - потребената активна електрическа енергия, отчетена по показанията на търговски електромер за активна енергия, кВтч.
(3) Потребителят заплаща цялото количество реактивна електрическа енергия, отдадена в електрическата мрежа през нощната зона, кВАрч.
(4) Потребителят заплаща потребената и отдадената реактивна електрическа енергия по ал. 2 и 3 по цена, равна на 5 на сто от цената на активната енергия за съответната зона.
Чл. 58.
(1) Показанията на електромерите за активна и реактивна електрическа енергия в измервателната група се отчитат едновременно.
(2) Скалите на електромерите от една измервателна група се превключват едновременно от един часовников превключвател.
Чл. 59.
(1) Потребителите по чл. 57 измерват: 1. използваните количества реактивна електрическа енергия с електромери за реактивна енергия с две скали; 2. отдаваните количества реактивна електрическа енергия с електромери за реактивна енергия с една скала.
(2) Изискването по ал. 1, т. 2 не се отнася за потребители, които нямат монтирани кондензаторни батерии, синхронни двигатели или други източници на реактивна мощност.
Чл. 60. Потребител, който измерва използваните количества електрическа енергия чрез електромер с една скала, и потребител, който не измерва използваната реактивна електрическа енергия, заплаща 20 на сто увеличение върху стойността на използваната активна електрическа енергия във всички зони.
Чл. 61. Потребителите по чл. 57 заплащат отдаваната реактивна електрическа енергия по цени за върхова активна електрическа енергия за съответното ниво на напрежение.
Чл. 62. Потребителят, който не измерва отдаваната реактивна енергия, заплаща увеличение в размер 20 на сто върху стойността на използваната във всички зони активна електрическа енергия.
Чл. 63. Изискванията на чл. 57—62 не се прилагат за здравни заведения, за детски градини, за учебни заведения, без техните производствени бази, независимо от разрешените им електрически мощности.
Чл. 64. Когато преносното или разпределителното предприятие използва електрическите мрежи и уредби на един потребител за електроснабдяване и на други потребители, редът и начинът за определяне на използваните количества активна и реактивна енергия от различните потребители и отдаваната от тях реактивна енергия в електроенергийната система се определят с протоколи между потребителите.
Чл. 65. Когато по искане на преносното или разпределителното предприятие потребителите отдават реактивна енергия в електроенергийната система, преносното или разпределителното предприятие я заплаща на потребителя по цени, определени в договор.
Чл. 66. В зависимост от състоянието на електроенергийната система преносното или разпределителното предприятие може да предписва на потребителите да изключват своите източници на реактивна мощност, като в този случай потребителят не заплаща консумираната реактивна енергия, посочена в чл. 57.
Чл. 67.
(1) Преносното предприятие образува цена за пренос на електрическа енергия при продажби между производители и привилегировани потребители, присъединени към преносната мрежа.
(2) Цената за пренос включва цена за мощност, цена за енергия и цена за системни услуги.
Чл. 68. Цената за мощност се определя по следната формула: Цм = Пд / Ммакс., лв/кВтч, където: Пд са необходимите приходи на преносното предприятие за осъществяване на дейността по пренос на електрическа енергия, лв.; Ммакс. е максималната мощност на системата, определена съгласно чл. 36, ал. 3, кВт.
Чл. 69. Цената за енергия се определя по следната формула: Це пр. = Це ср. * ТРпр/100, лв/кВтч, където: Це ср. е средната цена за енергия, определена съгласно чл. 35, лв/кВтч; ТРпр — мотивираното предложение за технологични разходи на електрическа енергия при пренос, %.
Чл. 70. Цената за системни услуги се определя по следната формула: Цсу = Рду / Ед, лв/кВтч, където: Рду са разходите на преносното предприятие за купени допълнителни услуги от производителите, лв.; Ед е доставената енергия до потребителите, кВтч.
Чл. 71. За периода на действие на разпоредбите на глава трета, раздел I и на глава четвърта, раздел I цената за пренос се определя по следната формула: Цпр = (Пд + Це ср. * Ед + Рду) / (Ед * (1 - ТРпр/100)), лв/кВтч, където: Пд са необходимите приходи на преносното предприятие за осъществяване на дейността по пренос на електрическа енергия, лв.; Це ср. е средната цена за енергия, определена съгласно чл. 31, лв/кВтч; Ед — доставената в мрежата електрическа енергия за продажба и за пренос от преносното предприятие, кВтч; ТРпр — мотивираното предложение за технологични разходи на електрическа енергия при пренос, %; Рду са разходите на преносното предприятие за купени допълнителни услуги от производителите, лв.
Глава седма ЦЕНИ ЗА ПРИСЪЕДИНЯВАНЕ НА ОБЕКТИ НА ПОТРЕБИТЕЛИ
Чл. 72.
(1) Енергийните предприятия образуват цени за присъединяване, които се заплащат от новоприсъединени потребители, от съществуващи потребители, които увеличават заявената си мощност, и от потребители — собственици на енергийни обекти, подлежащи на изкупуване от енергийните предприятия съгласно чл. 92, ал. 7 ЗЕЕЕ при тяхното изкупуване.
(2) Потребителите по чл. 92, ал. 1 ЗЕЕЕ плащат цена за присъединяване, която включва само непосредствените разходи за включване на инсталациите на потребителите към мрежата на енергийното предприятие.
(3) Цените за присъединяване по ал. 1 са единни за цялата страна и се прилагат в границите на регулация на населените места.
(4) Цените за присъединяване на обекти на потребители към преносната мрежа и тези на потребители извън границите на регулация на населените места се определят по индивидуален проект и се образуват чрез калкулация на индивидуалните разходи по проекта, като включват необходимите разходи за осъществяване на присъединяването от границата на собствената електрическа инсталация на обекта до най-близкия енергиен обект на съответната мрежа, към която се осъществява присъединяването.
Чл. 73.
(1) Цените за присъединяване по чл. 72, ал. 3 се образуват по групи потребители и включват постоянна и променлива компонента, утвърдени от ДКЕР.
(2) Утвърдените от ДКЕР цени за присъединяване не подлежат на диференциране за мощности между долната и горната граница на мощността за съответната група.
Чл. 74.
(1) Постоянната компонента се определя за следния минимален брой на групите потребители в зависимост от заявената мощност на потребителя: 1. група до 6 кВт; 2. група от 7 до 15 кВт; 3. група от 16 до 50 кВт; 4. група от 51 до 100 кВт; 5. група от 101 до 200 кВт; 6. група от 201 до 500 кВт; 7. група от 501 до 1000 кВт.
(2) Енергийните предприятия могат да представят за утвърждаване от ДКЕР единно предложение за детайлизиране броя на групите потребители в зависимост от заявената мощност, както и за формиране на група потребители с над 1000 кВт присъединявана мощност при наличие на достатъчно данни за разходите.
(3) Цената за присъединяване за мощност над максимално определената по ал. 1 или 2 се определя по индивидуален проект.
Чл. 75.
(1) Променливата компонента се определя в зависимост от разстоянието от обекта до най-близката съществуваща или проектна точка за присъединяване към мрежата на съответното напрежение или до най-близкия трафопост.
(2) Променливата компонента е равна на нула, когато разстоянието по ал. 1 е по-малко или равно на 25 м.
(3) За разстояния извън случаите по ал. 2 всеки допълнителен метър кабел или въздушна линия се заплаща по цена за съответната група потребители, утвърдена от ДКЕР.
Чл. 76. Постоянната компонента на цените за присъединяване отразява средните разходи за присъединяване за всяка група потребители и се определя по следната формула: Цпр i = (Разходи за присъединяване i) / n, където: Цпр i е цената за присъединяване за i-тата група потребители, лв.; Разходи за присъединяване i са общите разходи за присъединяване на енергийното предприятие за i-тата група потребители през годината, предхождаща предложението за промяна на цените, лв.; n е броят на присъединяванията за i-тата група потребители през предходната година, лв.
Чл. 77. Постоянната компонента на разходите за присъединяване по групи потребители включва: 1. за групите до 50 кВт присъединена мощност: разходите за доставка и монтаж на електромерно табло, изграждане на проводната част за присъединяване на разстояние до 25 м, доставка и монтаж на необходимата за целта апаратура, арматура и опроводяване; 2. за групите от 50 до 200 кВт присъединена мощност: разходите за доставка и монтаж на необходимата апаратура, арматура и опроводяване в трафопоста и електромерното табло, изграждане на проводната част до 25 м и доставка и монтаж на електромерно табло и оборудването му; 3. за групите от 200 до 1000 кВт присъединена мощност: а) разходите за изграждане на необходимата мощност в трафопоста, неговата строителна част, оборудването му с необходимата апаратура и съоръжения и опроводяването му, доставка и монтаж на апаратите от измервателната система; б) разходите за присъединяване на трафопост към електроразпределителната мрежа средно напрежение чрез изграждане на проводна част 1 х 25 м за въздушен електропровод и 2 х 25 м за кабелен електропровод.
Чл. 78.
(1) Променливата компонента в цената за присъединяване включва разходите за изграждане на проводната част на присъединението за разстоянието от най-близката съществуваща или проектна точка на присъединяване към електроразпределителната мрежа на съответното ниво на напрежение до електромерното табло на потребителя (за групите до 200 кВт заявена мощност) или до трафопоста (за групите от 200 до 1000 кВт), намалени с разходите за изграждането на 25 м проводна част.
(2) При присъединяване на потребители от групите над 200 кВт заявена мощност към кабелна мрежа средно напрежение точката на присъединяване е точката на разделяне на трасетата на двата кабелни електропровода.
Чл. 79. Цените за присъединяване са за трета категория на сигурност на захранването. За останалите категории на сигурност цените за присъединяване се определят, както следва: Цпрi (II) = 1,8 . Цпрi (III); Цпрi (I) = 2,8 . Цпрi (III), където: Цпрi (III) е цената за присъединяване за i-тата група потребители, трета категория на сигурност, лв.; Цпрi (II) – цената за присъединяване за i-тата група потребители, втора категория на сигурност, лв.; Цпрi (I) – цената за присъединяване за i-тата група потребители, първа категория на сигурност, лв.
Глава осма ПРОЦЕДУРА ЗА ПРЕДСТАВЯНЕ И УТВЪРЖДАВАНЕ НА ЦЕНИ
Чл. 80. В годината, предхождаща регулаторния период, на базата на определена от ДКЕР норма на възвръщаемост енергийните предприятия внасят в ДКЕР съответните предложения, както следва: 1. независимите производители, които продават на преносното предприятие мощност и енергия – предложения за цени за мощност и цени за енергия; 2. преносното предприятие – предложения за цени за пренос; 3. разпределителните предприятия – предложения за приходи на единица мощност и за технологични разходи на електрическа енергия при разпределение; за периода на преходното ценообразуване – необходими приходи за дейността и технологични разходи на електрическа енергия при разпределение.
Чл. 81. Държавната комисия за енергийно регулиране съгласува предложенията на енергийните предприятия по чл. 80.
Чл. 82. Преносното предприятие внася в ДКЕР: 1. предложение за цени за енергия и за мощност за потребители, присъединени към преносната мрежа; 2. за периода на преходното ценообразуване – предложение за средна продажна цена на електрическата енергия за разпределителните предприятия.
Чл. 83. Разпределителните предприятия внасят в ДКЕР съвместно предложение за средна продажна цена на електрическата енергия и тарифни цени за потребители, присъединени към разпределителната мрежа.
Чл. 84. Разпределителните предприятия внасят в ДКЕР информация за очакваните приходи от продажби на енергия на крайни потребители, за разходите за купена енергия и мощност от независими производители и за разходите за купена енергия от преносното предприятие.
Чл. 85. Държавната комисия за енергийно регулиране утвърждава индивидуалните цени за мощност на разпределителните предприятия, а за периода на преходното ценообразуване — индивидуални цени на електрическата енергия.
Чл. 86.
(1) Енергийните предприятия след изпълнение на процедурата по чл. 72—85 представят своите предложения за цени и тарифи в срока по чл. 23 ЗЕЕЕ, придружени от: 1. опис на всички представени документи; 2. подробни пресмятания, доказателства и обосновки за образуване на всеки от елементите на цените и тарифите съобразно изискванията на настоящите правила.
(2) Енергийно предприятие — независим производител, който реализира дългосрочен инвестиционен проект, освен документите по ал. 1 трябва да представи допълнително: 1. финансов модел за срока на проекта; 2. описание на съществените параметри на финансовия модел; 3. сключените основни споразумения по проекта, които определят реализирането на проекта и принципите на ценообразуването.
Чл. 87.
(1) Енергийните предприятия при поискване са длъжни да осигуряват информация и достъп на членовете на ДКЕР и на упълномощени от нейния председател длъжностни лица до всички свои документи, свързани с регулирането на цените на електрическата енергия и мощност.
(2) Когато енергийното предприятие не изпълни задълженията си за предоставяне на ДКЕР на информацията според настоящите правила или когато ДКЕР установи липса на достатъчно документи и доказателства и/или несъответствия на предложеното образуване на цените и тарифите с принципите на чл. 22, ал. 1 ЗЕЕЕ и с настоящите правила, ДКЕР уведомява писмено вносителя на предложението и изисква от него да представи липсващите документи, информация и доказателства и/или да преработи предложението си в съответствие с посочените принципи и правила в 10-дневен срок от датата на получаване на уведомлението.
(3) Когато енергийното предприятие не изпълни задълженията си по ал. 1 и 2, председателят на ДКЕР е длъжен да предложи на длъжностно лице по чл. 65 ЗЕЕЕ да приложи разпоредбата на чл. 165, ал. 2 ЗЕЕЕ по отношение на управителя на енергийното предприятие.
(4) При повторно за период от една година неизпълнение от страна на енергийното предприятие на задълженията му за представяне на информация и предложения за цени и тарифи за електрическата енергия освен действията по ал. 1—3 може да пристъпи към процедура за отнемане на лицензията в съответствие с Наредбата за условията и реда за издаване на разрешения и лицензии за извършване на дейностите в енергетиката, приета с Постановление № 58 на Министерския съвет от 2000 г. (ДВ, бр. 36 от 2000 г.).
ДОПЪЛНИТЕЛНА РАЗПОРЕДБА
§ 1. По смисъла на наредбата: 1. „Регулаторен период“ е периодът между два регулаторни прегледа. 2. „Максимална работна мощност“ е максимално достижимата мощност на всеки енергиен блок, определена чрез процедура за изпитване, измерена в МВт. 3. „Изпитване“ е проверка, тестване на мощността за всеки енергиен блок. 4. „Енергия“ е активната електрическа енергия. 5. „Реактивна електрическа енергия“ е енергията, произведена и доставена от генераторите за определено време, способна да поддържа напрежението и електромагнитното поле, измервана във „варчас“ (Varh) и производните единици. 6. „Цена за енергия“ е цената, чрез която се покриват променливите (зависещите от обема на производството, преноса или разпределението на електрическа енергия) разходи на енергийното предприятие. 7. „Цена за мощност“ е цената, чрез която се покриват постоянните (независещите от обема на производството, преноса или разпределението на електрическа енергия) разходи на енергийното предприятие. 8. „Средна продажна цена“ е среднопретеглената цена на електрическата енергия при продажба от разпределителните предприятия на крайни потребители по утвърдените тарифни цени. 9. „Тарифна цена“ е цената на електрическата енергия за дадена категория потребители, ниво на напрежение, зона на денонощието и други съгласно утвърдена тарифна структура. 10. „Нетен специфичен разход на условно гориво“ е разходът на гориво за производство на 1 кВтч предоставена електроенергия, измерен в грамове условно гориво с калоричност 7000 ккал/кг. 11. „Електрическа енергия, произведена по комбиниран начин“ е електрическата енергия, произведена едновременно със и поради пароотнетата от турбогенератора топлинна енергия, при задоволяване нуждите на потребителите от топлинна енергия и при минимално количество пара през кондензатора съгласно техническите изисквания на турбината. Произведената от противоналегателни турбоагрегати електроенергия е изцяло комбинирана. 12. „Принудено произведена електрическа енергия“ е произведената допълнително над комбинираната електрическа енергия, когато минималните технологични натоварвания на парните котли са по-големи от нуждите на потребителите. 13. „Диспечирано произведена електрическа енергия“ в централите за комбинирано производство е произведената допълнително електрическа енергия над комбинираната и принудената поради диспечерско разпореждане. 14. „Брутно произведена електрическа енергия“ е произведената от производителя и измерена електрическа енергия, включително енергията за собствените му технологични нужди или други негови потребности. 15. „Нетна електрическа енергия“ е електрическата енергия, която се доставя от производителя след задоволяване на собствените му технологични или други нужди. 16. „Доставена електрическа енергия“ е нетната електрическа енергия, измерена на мястото за продажба, определено в договора. 17. „Привлечен капитал“ е сумата от краткосрочните и дългосрочните заеми на енергийното предприятие. 18. „Дългосрочен инвестиционен проект“ е проект за разширение и/или за рехабилитация, и/или за модернизация на съществуваща електроцентрала или проект за изграждане на нова или на заместваща производствена мощност, който се реализира от енергийно предприятие, като срокът за откупуване на инвестициите, необходими за реализиране на проекта, е не по-малък от 5 години. 19. „Финансов модел“ е модел, разработен на основата на метода на дисконтиране на паричните потоци, чрез който се изчислява възвръщаемостта на собствения и привлечения капитал.
ПРЕХОДНИ И ЗАКЛЮЧИТЕЛНИ РАЗПОРЕДБИ
§ 2. При прилагането на наредбата през първата година след влизането ѝ в сила процедурата по глава осма се изпълнява в следните срокове: 1. До 12 март в ДКЕР се внасят предложения от: а) независимите производители, които продават на преносното предприятие мощност и енергия — за цени за мощност и цени за енергия, по образец, утвърден от ДКЕР; б) преносното предприятие — за необходимите приходи за дейността съгласно лицензиите и технологични разходи на електрическа енергия при пренос, по образец, утвърден от ДКЕР; в) разпределителните предприятия — за необходимите приходи за дейността и технологичните разходи на електрическа енергия при разпределение, по образец, утвърден от ДКЕР. 2. До 20 март ДКЕР съгласува предложенията на енергийните предприятия по т. 1. 3. До 29 март ДКЕР утвърждава предложенията на енергийните предприятия по т.1.
§ 3. В Наредбата за присъединяване към преносната и разпределителните електрически мрежи на производители и потребители, приета с Постановление № 76 на Министерския съвет от 2000 г. (обн., ДВ, бр. 40 от 2000 г.; Решение № 5730 на Върховния административен съд от 2001 г. — ДВ, бр. 67 от 2001 г.), се правят следните изменения: 1. В чл. 15 ал. 1 се изменя така: „(1) За присъединяването на обект към електрическата мрежа в зависимост от заявената мощност и категорията на сигурност на захранване лицата по чл. 11, ал. 1 заплащат цена за присъединяване.“ 2. Приложението към чл. 15, ал. 1 се отменя.
§ 4. Наредбата се приема на основание чл. 20, ал. 1 от Закона за енергетиката и енергийната ефективност.