ФОНД ДЕРЖАВНОГО МАЙНА УКРАЇНИ
НАКАЗ
28.08.2013 № 1955
Зареєстровано в Міністерстві
юстиції України
6 вересня 2013 р.
за № 1547/24079
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
На виконання підпункту 146.2 пункту 146 Національного плану дій на 2013 рік щодо впровадження Програми економічних реформ на 2010-2014 роки "Заможне суспільство, конкурентоспроможна економіка, ефективна держава", затвердженого Указом Президента України від 12 березня 2013 року № 128, відповідно до абзацу дев’ятнадцятого частини другої статті 9 Закону України "Про природні монополії" 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, що додаються.
2. Управлінню з питань оціночної діяльності Департаменту координації розробки та виконання програмних документів, оцінки та розпорядження об'єктами державної власності 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
державного майна України
О. Рябченко
ПОГОДЖЕНО:
Голова Державної служби України
з питань регуляторної політики
та розвитку підприємництва
В.о. Голови Національної комісії,
що здійснює державне регулювання
у сфері енергетики
Голова Антимонопольного комітету України
В.о. Голови Національної комісії,
що здійснює державне регулювання
у сфері комунальних послуг
Міністр регіонального розвитку, будівництва
та житлово-комунального господарства України
М.Ю. Бродський
О. Рогозін
В.П. Цушко
Ю.Є. Хіврич
Г.П. Темник
ЗАТВЕРДЖЕНО
Наказ Фонду державного
майна України
28.08.2013 № 1955
Зареєстровано в Міністерстві
юстиції України
6 вересня 2013 р.
за № 1547/24079
ЗМІНИ
до Методики оцінки активів суб’єктів природних монополій, суб’єктів господарювання на суміжних ринках у сфері комбінованого виробництва електричної та теплової енергії
1. В абзаці сьомому пункту 1.2 розділу І слова та цифри "Національному стандарті № 1 "Загальні засади оцінки майна і майнових прав", затвердженому постановою Кабінету Міністрів України від 10 вересня 2003 року № 1440 (далі - Національний стандарт № 1)" замінити словами та цифрою "національних стандартах оцінки, інших нормативно-правових актах з оцінки майна, що відповідно до статті 9 Закону України "Про оцінку майна, майнових прав та професійну оціночну діяльність в Україні" здійснюють методичне регулювання оцінки майна".
2. У розділі ІІ:
1) пункт 2.4 доповнити словами ", стосовно якої прийнято рішення щодо переходу на стимулююче регулювання";
2) у другому реченні абзацу другого пункту 2.5 слова "оформлений належним чином додатковий перелік активів, що не підлягають оцінці" замінити словами та цифрами "оформлені належним чином зміни до переліків активів, які суб’єкт оціночної діяльності отримав відповідно до підпункту 2.4.2 пункту 2.4 цього розділу".
3. У розділі ІІІ:
1) пункт 3.2 викласти в такій редакції:
"3.2. Звіт про оцінку активів та висновок про їх вартість у двох примірниках з письмовим запитом на рецензування надсилаються Фонду державного майна України. Після проведення рецензування звіт про оцінку активів разом із висновком про їх вартість і рецензією на такий звіт надсилається Фондом державного майна України замовнику рецензування. З метою інформування про результати оцінки та рецензування органу, який здійснює державне регулювання діяльності суб’єктів природних монополій, суб’єктів господарювання на суміжних ринках у відповідній сфері, надсилається висновок про вартість активів, оформлений відповідно до додатка 1 до цієї Методики, та рецензія на звіт про оцінку.";
2) абзац другий пункту 3.7 викласти в такій редакції:
"індекс зміни вартості будівельно-монтажних робіт - до показників вартості нерухомого майна, що є введеними в експлуатацію або незавершеними будівництвом об’єктами";
3) у пункті 3.10:
абзац п’ятий виключити.
У зв'язку з цим абзаци шостий, сьомий вважати відповідно абзацами п’ятим, шостим;
у підпункті 3.10.2:
у першому реченні абзацу першого слова "чинними) до дати оцінки" замінити словами "чинними, до дати оцінки)";
абзац п’ятий доповнити словами "інших країн-виробників";
4) після пункту 3.11 доповнити розділ новим пунктом 3.12 такого змісту:
"3.12. Оцінка фізичного зносу основних засобів у випадках, визначених цією Методикою, здійснюється за методом строку життя з лінійним зниженням вартості. Фізичний знос визначається як частка від ділення фактичного строку експлуатації активу на нормативний строк його експлуатації за такою формулою:
де
-
фізичний знос активу, що оцінюється, відсотки;
-
фактичний строк експлуатації активу, місяці або роки;
-
нормативний строк експлуатації активу, місяці або роки.
З метою розрахунку фізичного зносу основних засобів відповідно до вимог цієї Методики нормативні строки експлуатації активів обираються, виходячи з даних, наведених у додатку 10 до цієї Методики.
Якщо за подібний об’єкт береться об’єкт, що був в експлуатації, до ціни подібного об’єкта застосовується поправка, яка враховує різницю між фізичним зносом об’єкта оцінки та фізичним зносом подібного об’єкта і визначається за такою формулою:
де
-
поправка на різницю фізичних станів об’єкта оцінки та подібного об’єкта;
-
фізичний знос об’єкта оцінки, відсотки;
-
фізичний знос подібного об’єкта, відсотки.
3.12.1. З метою врахування незвичайних (нетипових) умов експлуатації об’єкта в минулому, пошкодження об’єкта внаслідок аварії або його неповної укомплектованості в переліках активів, що складаються підприємством, робиться відмітка про це і додатково складаються документи (акт технічного (фізичного) стану, акт обстеження об’єкта тощо), в яких зазначаються відомості про причини складання відповідного документа та інформація про фізичний стан, відсутність (наявність) складових такого об’єкта тощо. У такому разі фізичний знос активу визначається з урахуванням зазначеної в документах інформації за методами, застосування яких обґрунтовується у звіті про оцінку таких активів.
3.12.2. З метою врахування факту наявності покращення експлуатаційних характеристик активу за рахунок проведених реконструкцій застосовується таке коригування розрахунку фізичного зносу: фактичний строк експлуатації активу береться таким, що дорівнює проміжку часу, який минув з дати проведення останньої реконструкції активу до дати оцінки. При цьому фізичний знос активу станом на дату завершення реконструкції береться розміром 20 відсотків.
Розрахунок фізичного зносу активів, які були реконструйовані, за винятком профільних для відповідної сфери передавальних пристроїв, виконується за такою формулою:
де
-
проміжок часу, що минув з дати проведення останньої реконструкції активу до дати оцінки, місяці або роки.
Розрахунок фізичного зносу профільних для відповідної сфери передавальних пристроїв, які було реконструйовано повністю або частково, виконується за такою формулою:
де
-
довжина реконструйованих ділянок передавального пристрою, кілометри, метри;
-
час, який минув з дати проведення реконструкції певної ділянки передавального пристрою до дати оцінки, місяці або роки;
-
довжина ділянок передавального пристрою, що не були реконструйовані, кілометри, метри;
-
загальна довжина передавального пристрою, кілометри, метри.
3.12.3. Фізичний знос об’єкта, що складається з декількох активів, розраховується окремо щодо кожного активу, що входять до складу такого об’єкта.
3.12.4. Залишковий строк експлуатації активу С з визначається за такою формулою:
Залишковий строк експлуатації активу визначається в місяцях або роках відповідно до показника нормативного строку експлуатації активу.".
У зв'язку з цим пункти 3.12 - 3.17 вважати відповідно пунктами 3.13 - 3.18;
5) у першому реченні пункту 3.15 слова та цифру "вимог Національного стандарту № 1" замінити словами та цифрами "Національного стандарту № 1 "Загальні засади оцінки майна і майнових прав", затвердженого постановою Кабінету Міністрів України від 10 вересня 2003 року № 1440 (далі - Національний стандарт № 1).".
4. У розділі IV:
1) у пункті 4.2:
абзаци другий - четвертий підпункту 4.2.1.12 підпункту 4.2.1 викласти в такій редакції:
"визначення вартості заміщення (відтворення) силового електротехнічного обладнання, яке встановлене на ПС і обліковується за окремими інвентарними номерами, проводиться згідно з додатком 3 до цієї Методики або за інформацією ринку про ціни на таке нове обладнання;
визначення вартості спеціалізованої нерухомості, яка входить до складу ПС і обліковується за окремими інвентарними номерами, проводиться шляхом застосування відповідно до Національного стандарту № 2 "Оцінка нерухомого майна", затвердженого постановою Кабінету Міністрів України від 28 жовтня 2004 року № 1442 (із змінами) (далі - Національний стандарт № 2), витратного методичного підходу з визначенням їх вартості заміщення (відтворення). Вартість кожної будівлі та споруди визначається на підставі опосередкованих одиничних показників вартості будівництва. Інформація про укрупнені показники вартості будівництва будівель трансформаторних підстанцій та розподільних пунктів наведена в додатках 4, 5 до цієї Методики;
зменшення вартості заміщення (відтворення) ПС на величину вартості заміщення (відтворення) силового електротехнічного обладнання та вартості заміщення (відтворення) спеціалізованої нерухомості і розподіл залишку між іншими інвентарними об'єктами основних засобів, що входять до складу ПС, який проводиться пропорційно їх балансовій первісній вартості.";
у підпункті 4.2.1.13 підпункту 4.2.1, підпункті 4.2.2.7 підпункту 4.2.2, підпункті 4.2.3.6 підпункту 4.2.3, підпункті 4.2.4.4 підпункту 4.2.4, підпункті 4.2.5.5 підпункту 4.2.5:
слова "коефіцієнт оптимізації" замінити словами "коефіцієнт оптимізації витрат";
слово та цифри "пунктів 4.6, 4.12" замінити словами та цифрами "пункту 3.12 розділу ІІІ цієї Методики та пунктів 4.6 - 4.16";
2) у пункті 4.3 цифри "3.12" замінити цифрами "3.13";
3) у пункті 4.4 цифри "3.13" замінити цифрами "3.14";
4) пункти 4.6 - 4.9 виключити.
У зв’язку з цим пункти 4.10 - 4.21 вважати відповідно пунктами 4.6 - 4.17;
5) у пункті 4.6 слова та цифри "за формулами, що наведені в пункті 4.6 та пункті 4.12 цього розділу" замінити словами та цифрами ", проведеного відповідно до пункту 3.12 розділу ІІІ цієї Методики";
6) пункт 4.7 виключити.
У зв’язку з цим пункти 4.8 - 4.17 вважати відповідно пунктами 4.7 - 4.16;
7) у пункті 4.8:
у другому реченні абзацу другого:
слово та цифри "пункту 4.14" замінити словом та цифрами "пункту 4.9";
слово та цифри "пункту 4.15" замінити словом та цифрами "пункту 4.10";
слово та цифри "пункту 4.16" замінити словом та цифрами "пункту 4.11";
в абзаці третьому слово та цифри "пункті 4.12" замінити словом та цифрами "пункті 4.7";
8) у пункті 4.11 літери "К закт " замінити літерами "К зп ";
9) у пункті 4.12 слова та цифри "в пунктах 4.14 - 4.16" замінити словами та цифрами "в пунктах 4.9 - 4.11";
10) у пунктах 4.15, 4.16 слово та цифри "пункті 4.12" замінити словом та цифрами "пункті 4.7".
5. Доповнити Методику новим розділом V такого змісту:
"V. Особливості оцінки активів підприємств, що здійснюють діяльність у сфері розподілу природного газу трубопроводами
5.1. Для цілей оцінки активів підприємства, що здійснює діяльність у сфері розподілу природного газу трубопроводами, ця Методика передбачає попереднє групування об’єктів оцінки за такими функціональними групами:
5.1.1. Передавальні пристрої у вигляді газопроводів, у тому числі:
поліетиленові газопроводи (низького, середнього та високого тиску);
сталеві газопроводи (низького, середнього та високого тиску);
комбіновані газопроводи (низького, середнього та високого тиску).
5.1.2. Газорегуляторні пункти, у тому числі:
газорегуляторне обладнання, що за своєю конструкцією є окремим газорегуляторним пунктом (блоковий, шафовий);
газорегуляторне обладнання, що є складовою газорегуляторного пункту, без врахування будівель, у яких воно розміщене.
5.1.3. Будівлі, приміщення (вбудовані, прибудовані), у яких розміщене газорегуляторне обладнання.
5.1.4. Будівлі, приміщення, за винятком тих, у яких розміщене газорегуляторне обладнання.
5.1.5. Передавальні пристрої, за винятком тих, що належать до газопроводів.
5.1.6. Споруди.
5.1.7. Обладнання електрохімічного захисту.
5.1.8. Машини та обладнання, за винятком обладнання, що належить до газорегуляторних пунктів, та обладнання електрохімічного захисту.
5.1.9. Вимірювальні та регулюючі прилади, за винятком приладів, що належать до газорегуляторних пунктів, та приладів електрохімічного захисту.
5.1.10. Транспортні засоби, у тому числі:
колісні транспортні засоби;
інші транспортні засоби.
5.1.11. Інші основні засоби, у тому числі обчислювальна та офісна техніка, комп’ютери, інвентар.
5.1.12. Нематеріальні активи, крім речових прав, пов’язаних із земельною ділянкою.
5.1.13. Капітальні інвестиції.
5.2. Оцінка основних засобів підприємств, що здійснюють діяльність у сфері розподілу природного газу трубопроводами, проводиться з дотриманням таких особливостей:
5.2.1. Оцінка газопроводів проводиться шляхом застосування витратного підходу, за результатами якого визначається залишкова вартість заміщення (відтворення).
5.2.1.1. Газопроводи за матеріалом виготовлення труби поділяються на такі групи:
поліетиленові;
сталеві;
комбіновані.
Під час ідентифікації окремого газопроводу досліджується його належність до однієї із зазначених груп.
5.2.1.2. Для визначення вартості сталевих газопроводів у всіх випадках використовуються укрупнені показники вартості будівництва поліетиленових газопроводів з подібними технічними параметрами, крім таких випадків прокладання газопроводів:
у гірській місцевості з високою ймовірністю зсуву ґрунту;
для транспортування газів, що містять ароматичні і хлоровані вуглеводні, а також парові і рідкі фази зріджених вуглеводневих газів;
надземного, наземного способу;
у тунелях, колекторах;
на підроблювальних територіях;
тиском вище 0,1 МПа.
5.2.1.3. Досліджуються такі істотні ціноутворюючі характеристики окремого газопроводу:
загальна довжина ділянки газопроводу, розгорнута протяжність газопроводу в однотрубному вимірі, матеріал виготовлення та діаметр труби, спосіб прокладання, тиск газопроводу, умови прокладання газопроводу.
5.2.1.4. Вартість заміщення (відтворення) окремого газопроводу визначається на підставі укрупнених показників вартості труби, інших матеріалів, будівельно-монтажних та проектних робіт, пов’язаних з прокладенням такої труби, визначених відповідно до додатка 11 до цієї Методики.
5.2.1.5. Вартість заміщення (відтворення) газопроводу визначається як добуток суми укрупненого показника вартості труби (показника вартості одного погонного метра труби), відібраного залежно від тиску газопроводу, діаметра та матеріалу виготовлення труби, та укрупненого показника вартості прокладання труби (показника вартості прокладання одного погонного метра труби), відібраного залежно від способу прокладання, діаметра та матеріалу виготовлення труби, та розгорнутої протяжності газопроводу в однотрубному вимірі, збільшений на коефіцієнт, що враховує індекси цін, визначені відповідно до пункту 3.7 розділу ІІІ цієї Методики, з урахуванням того, що зазначені укрупнені показники вартості визначені станом на 01 січня 2013 року.
Рішення щодо вибору матеріалу виготовлення труби оцінюваного газопроводу приймається з урахуванням підпункту 5.2.1.2 цього пункту.
5.2.1.6. Для врахування ускладнених умов прокладення газопроводів до вартості заміщення (відтворення) застосовуються поправні коефіцієнти, наведені в додатку 11 до цієї Методики.
5.2.1.7. Залишкова вартість заміщення (відтворення) газопроводу визначається як вартість заміщення (відтворення) такого газопроводу з урахуванням його фізичного зносу та коефіцієнта оптимізації витрат.
5.2.1.8. Фізичний знос окремого газопроводу визначається відповідно до пункту 3.12 розділу ІІІ цієї Методики.
5.2.1.9. Коефіцієнт оптимізації витрат К опт газопроводів, виведених від окремої газорозподільної станції магістральних газопроводів (далі - ГРС), визначається за такою формулою:
де
-
коефіцієнт завантаження газопроводів окремої ГРС;
-
коефіцієнт резервування;
-
коефіцієнт гальмування.
Коефіцієнт оптимізації витрат газопроводів, виведених від певної ГРС, застосовується до вартості заміщення (відтворення) усіх газопроводів, які пов’язані з такою ГРС. З метою ідентифікації газопроводів, які пов’язані з певною ГРС, у переліках активів підприємства, які відповідно до пункту 2.3 розділу ІІ цієї Методики складаються під час інвентаризації активів, зазначається інформація про належність кожного газопроводу високого та середнього тиску до певної ГРС.
5.2.1.9.1. Коефіцієнт завантаження газопроводів розраховується для кожної окремої ГРС на основі відношення максимальних фактичних та максимальних (проектних) витрат газу для усіх газопроводів високого та середнього тиску на виході від окремої ГРС. У разі наявності декількох виходів газопроводу високого та середнього тиску від ГРС у розрахунку враховуються витрати газу для всіх таких газопроводів.
5.2.1.9.2. Максимальні (проектні) витрати газу в газопроводі Q проект визначаються за такою формулою:
де
-
діаметр газопроводу, см;
-
температура газу, ° С;
-
середній (абсолютний) тиск газу на ділянці газопроводу, МПа;
-
швидкість руху газу, м/c.
Максимальні (проектні) витрати газу визначаються при температурі 0 ° С та тиску 0,10132 МПа у куб. м/год.
Швидкість руху газу під час розрахунку максимальних (проектних) витрат газу приймається:
15 м/с - для газопроводів середнього тиску;
25 м/с - для газопроводів високого тиску.
5.2.1.9.3. Інформація про максимальні фактичні витрати газу в газопроводах високого та середнього тиску на виході від окремої ГРС Q факт надається суб’єкту оціночної діяльності підприємством за результатами аналізу фактичних витрат газу за годину протягом 3 років, що передували даті оцінки. При цьому в кожному році відбирається 24 значення фактичних витрат газу за годину, протягом яких спостерігалось максимальне навантаження кожного газопроводу високого та середнього тиску. Така інформація оформляється підприємством належним чином як вихідні дані для оцінки і в повному обсязі надається суб’єкту оціночної діяльності згідно з умовами договору на проведення оцінки.
5.2.1.9.4. На підставі наданих вихідних даних для розрахунку коефіцієнта завантаження газопроводів суб’єкт оціночної діяльності визначає середнє арифметичне значення максимальних фактичних витрат газу за годину в кожному газопроводі високого та середнього тиску за кожний з трьох років, що передували даті оцінки. Для подальшого розрахунку коефіцієнта завантаження газопроводів, виведених від окремої ГРС, ураховується визначене таким чином найбільше середнє значення максимальних фактичних витрат газу за годину в усіх газопроводах високого та середнього тиску, отримане за один з трьох років, що передували даті оцінки.
5.2.1.9.5. Коефіцієнт завантаження газопроводів окремої ГРС К заг визначається за такою формулою:
де
-
сума максимальних фактичних витрат газу в усіх газопроводах високого та середнього тиску на виході з ГРС, що належать підприємству, активи якого оцінюються, тис. куб. м/год;
-
сума максимальних (проектних) витрат газу в усіх газопроводах високого та середнього тиску на виході з ГРС, що належать підприємству, активи якого оцінюються, тис. куб. м/год.
5.2.1.9.6. Коефіцієнт резервування враховує вимоги щодо необхідного технологічного запасу пропускної здатності газопроводу і для цілей цього розділу дорівнює 1,1.
5.2.1.9.7. Коефіцієнт гальмування відображає нелінійну залежність вартості газопроводу від його технічних характеристик і для цілей цього розділу дорівнює 0,7.
5.2.1.10. Якщо наявне обладнання електрохімічного захисту, що обслуговує сталевий газопровід, вартість якого згідно з критеріями, наведеними в підпункті 5.2.1.2 цього пункту, для цілей цієї Методики визначається на підставі укрупнених показників вартості будівництва поліетиленового газопроводу, залишкова вартість заміщення такого газопроводу зменшується відповідно до підпункту 5.2.3.4 цього пункту.
5.2.2. Оцінка газорегуляторних пунктів проводиться шляхом застосування витратного та порівняльного підходів.
5.2.2.1. Досліджуються такі істотні ціноутворюючі характеристики газорегуляторних пунктів: марка, кількість ліній редукування, марка регуляторів, наявність обладнання телеметрії, лічильників та обладнання опалення у складі газорегуляторних пунктів.
5.2.2.2. Вартість заміщення (відтворення) газорегуляторних пунктів складається з вартості будівельно-монтажних робіт, вартості обладнання та вартості інших витрат, що визначаються шляхом застосування показників вартості газорегуляторних пунктів, що наведені в додатку 12 до цієї Методики, а у разі відсутності таких даних у зазначеному додатку - на підставі інформації ринку про ціни на подібне обладнання з урахуванням вартості будівельно-монтажних робіт, які складають 4% від вартості обладнання, та вартості інших витрат, які складають 3% від вартості обладнання.
Визначена відповідно до додатка 12 до цієї Методики вартість збільшується на коефіцієнт, що враховує індекси цін, визначені відповідно до пункту 3.7 розділу ІІІ цієї Методики, з урахуванням того, що зазначені укрупнені показники вартості визначені станом на 01 січня 2013 року.
5.2.2.3. Фізичний знос газорегуляторних пунктів визначається відповідно до пункту 3.12 розділу ІІІ цієї Методики.
5.2.3. Оцінка обладнання електрохімічного захисту проводиться шляхом застосування витратного та порівняльного підходів:
5.2.3.1. Досліджуються такі істотні ціноутворюючі характеристики обладнання електрохімічного захисту: марка станції катодного захисту, кількість заземлювачів, марка та протяжність мідного дроту, марка установки поляризованого дренажу, додаткові будівельно-монтажні роботи.
5.2.3.2. Вартість заміщення (відтворення) обладнання електрохімічного захисту визначається з урахуванням його складу на підставі показників вартості обладнання електрохімічного захисту, що наведені в додатку 13 до цієї Методики, збільшених на коефіцієнт, який враховує індекси цін, визначені відповідно до пункту 3.7 розділу ІІІ цієї Методики, з урахуванням того, що зазначені укрупнені показники вартості визначені станом на 01 січня 2013 року. У разі відсутності у зазначеному додатку інформації для оцінюваного обладнання вартість такого обладнання визначається на підставі інформації ринку про ціни на подібне обладнання шляхом застосування порівняльного підходу.
5.2.3.3. Фізичний знос обладнання електрохімічного захисту визначається відповідно до пункту 3.12 розділу ІІІ цієї Методики.
5.2.3.4. Якщо обладнання електрохімічного захисту обслуговує сталеві газопроводи, вартість заміщення яких для цілей цієї Методики визначається окремо для кожного структурного підрозділу підприємства згідно з підпунктом 5.2.1.2 цього пункту на підставі вартості подібних поліетиленових газопроводів, проводиться розподіл залишкової вартості заміщення (відтворення) обладнання електрохімічного захисту за газопроводами, які обслуговує таке обладнання, пропорційно до протяжності ділянок таких газопроводів. Для цього залишкова вартість заміщення такого газопроводу зменшується на величину В оез , що визначається за такою формулою:
де
-
протяжність окремого сталевого газопроводу або сталевої(их) ділянки(ок) комбінованого газопроводу, вартість заміщення якого згідно з підпунктом 5.2.1.2 цього пункту визначається як вартість будівництва поліетиленових газопроводів;
-
залишкова вартість заміщення (відтворення) катодних станцій, які обслуговують окремий структурний підрозділ;
-
загальна протяжність сталевих газопроводів, які знаходяться в окремому структурному підрозділі підприємства.
Якщо розрахована вартість газопроводу після зменшення на частку обладнання електрохімічного захисту становить менше 1 грн, залишкова вартість заміщення газопроводу вважається такою, що дорівнює 1 грн.
5.2.4. Оцінка будівель, приміщень, у тому числі неспеціалізованих, споруд та передавальних пристроїв, за винятком газопроводів, проводиться шляхом застосування відповідно до Національного стандарту № 2 витратного підходу для визначення їх залишкової вартості заміщення (відтворення) з урахуванням таких особливостей:
5.2.4.1. Вартість заміщення (відтворення) будівель, приміщень, в яких розташоване газорегуляторне обладнання, визначається на підставі укрупнених показників вартості будівель, в яких розташоване газорегуляторне обладнання, наведених у додатку 14 до цієї Методики. Вартість інших будівель, приміщень та споруд визначається на підставі укрупнених показників вартості будівництва інших типових будівель, зазначених у додатку 5 до цієї Методики. Визначена таким чином вартість збільшується на коефіцієнт, який враховує індекси цін, визначені відповідно до пункту 3.7 розділу ІІІ цієї Методики, з урахуванням дати, станом на яку визначені укрупнені показники вартості. У разі відсутності у зазначених додатках інформації для оцінюваних будівель та споруд вартість таких об’єктів нерухомості визначається на підставі інформації, джерела якої наводяться в абзацах п’ятому, шостому підпункту 5.2.4.2 цього пункту.
5.2.4.2. Джерелами інформації про укрупнені показники вартості будівництва є:
укрупнені показники вартості будівництва будівель, що наведені в додатку 14 до цієї Методики;
укрупнені показники вартості будівництва будівель трансформаторних підстанцій та розподільних пунктів, що наведені в додатках 4, 5 до цієї Методики;
укрупнені показники вартості будівництва інших типових будівель, споруд, що зазвичай входять до складу основних засобів підприємств, що наведені в додатку 5 до цієї Методики;
вихідні дані про ціни в будівництві, що склались на території України (кошторисна документація), розроблені відповідно до системи ціноутворення в будівництві, які використовуються виключно за умови відсутності необхідних даних у додатках 5, 14 до цієї Методики;
інші джерела інформації про укрупнені показники вартості будівництва, які можуть використовуватися за умови відсутності зазначених вище у цьому пункті джерел.
5.2.4.3. Під час розрахунку вартості заміщення (відтворення) об’єкти порівняння обираються відповідно до джерел інформації з урахуванням найбільш подібного за функціональним призначенням, архітектурно-планувальними, конструктивними характеристиками і розмірами (об’єм, площа та інші характеристики). У разі відхилення характеристик оцінюваного об’єкта від аналогічних характеристик об’єкта порівняння до укрупненого показника вартості будівництва об’єкта порівняння застосовуються поправки, у тому числі визначені відповідно до джерел інформації, зазначених у підпункті 5.2.4.2 цього пункту.
5.2.4.4. Укрупнені показники вартості будівництва включають прямі та накладні витрати, у тому числі витрати на проектні та вишукувальні роботи, непередбачувані витрати тощо, а також кошторисний прибуток (прибуток підрядника).
5.2.4.5. Під час визначення вартості заміщення (відтворення) прибуток забудовника (інвестора) не враховується.
5.2.4.6. Визначення фізичного зносу будівель, у тому числі неспеціалізованих, споруд та передавальних пристроїв, за винятком газопроводів, проводиться відповідно до пункту 3.12 розділу ІІІ цієї Методики.
5.2.5. Визначення ринкової вартості колісних транспортних засобів проводиться відповідно до пункту 3.9 розділу ІІІ цієї Методики.
Оцінка інших транспортних засобів проводиться шляхом застосування порівняльного підходу на підставі інформації про ціни на ідентичне або подібне майно, включаючи інформацію виробника таких транспортних засобів.
5.2.6. Оцінка інших основних засобів, що не зазначені в підпунктах 5.2.1 - 5.2.5 цього розділу (включаючи вимірювальні та регулювальні прилади, обчислювальну та офісну техніку, комп’ютери, інвентар тощо), проводиться відповідно до пункту 3.10 розділу IІІ цієї Методики.
5.3. Оцінка об’єктів капітальних інвестицій, вартість яких підлягає визначенню, проводиться відповідно до пункту 3.13 розділу ІІІ цієї Методики.
5.4. Оцінка нематеріальних активів проводиться відповідно до пункту 3.14 розділу ІІІ цієї Методики.
5.5. Для оцінки активів підприємств, які здійснюють діяльність у сфері розподілу природного газу трубопроводами під час визначення вартості заміщення (відтворення) активів на підставі інформації про показники вартості, яка наведена у додатках 11 - 14 до цієї Методики, до зазначених показників застосовуються індекси цін, визначені відповідно до пункту 3.7 розділу ІІІ цієї Методики, з урахуванням того, що зазначені укрупнені показники вартості визначені станом на 01 січня 2013 року.
5.6. У разі коли результатом розрахунку фізичного зносу всіх активів, що входять до складу газорегуляторних пунктів, газопроводів, а також для будівель усіх типів незалежно від їх функціонального призначення за формулами, що наведені в абзацах першому, третьому пункту 3.12 та підпункті 3.12.2 пункту 3.12 розділу ІІІ цієї Методики, є величина, більша за 80 відсотків, фізичний знос вважається таким, що дорівнює 80 відсотків. У разі коли результатом розрахунку фізичного зносу інших активів за формулами, що наведені в абзацах першому, третьому пункту 3.12 та підпункті 3.12.2 розділу ІІІ цієї Методики, є величина, більша за 90 відсотків, фізичний знос вважається таким, що дорівнює 90 відсотків.".
6. У додатку 3 до Методики:
1) рядки 2.2, 2.3 викласти в такій редакції:
"
2.2
Приєднання 110 кВ силового трансформатора з вимикачем елегазовим 110 кВ колонного типу
53,1
1681,2
144,4
55,1
1878,7
170,0
2.3
Приєднання 110 кВ силового трансформатора з вимикачем елегазовим 110 кВ бакового типу із вбудованими трансформаторами струму
51,1
1990,7
168,0
64,9
2209,8
160,0
";
2) рядок 2.5 викласти в такій редакції:
"
2.5
Приєднання лінії 110 кВ з вимикачем елегазовим 110 кВ бакового типу із вбудованими трансформаторами струму
133,2
1798,3
159,2
61,1
2090,7
205,0
";
3) рядки 8.1 - 8.8 викласти в такій редакції:
"
8.1
ПС 35/0,4 кВ з двома трансформаторами 2хТМ-1000/35/0,4. Схема ВРУ 35 кВ - 35-2; обладнання 35 кВ - блоки АТ " РЗВА " , у тому числі два з вакуумними вимикачами 35 кВ, два - з трансформаторами напруги 35 кВ, чотири - з роз'єднувачами, шість - з ізоляторами ЗРУ 0,4 кВ із шести шаф комплектної поставки RIANT
1147,4
3133,2
398,5
130,5
4679,1
8.2
ЗПС - 20 10/6 кВ з трансформаторами 2хТМ-2500/10-У напругою 10/6 кВ РУ 10 і 6 кВ із шаф комплектних типу КУ 10Ц АТ " РЗВА " . РУ 10 кВ із чотирьох шаф, у тому числі дві з вакуумними вимикачами. РУ 6 кВ із 10 шаф, у тому числі п'ять з вакуумними вимикачами
1235,6
2996,8
313,9
126,0
4546,3
8.3
Комірка лінійна 110 кВ на діючій ПС з елегазовим вимикачем, у тому числі: елегазовий вимикач колонного типу, трансформатори струму, лінійні роз'єднувачі
175,6
789,1
72,6
29,4
1037,3
8.4
Комірка лінійна 35 кВ на діючій ПС з вакуумним вимикачем, у тому числі: вакуумний вимикач, трансформатори струму, лінійні роз'єднувачі
234,6
414,7
54,0
18,8
703,3
8.5
Комірка лінійна 10(6) кВ на діючій ПС з вакуумним вимикачем
67,2
156,5
16,9
6,3
240,6
8.6
Вимикач елегазовий 110 кВ колонного типу
60,0
300,0
30,0
12,0
390,0
8.7
Вимикач вакуумний 35 кВ
30,0
150,0
15,0
6,0
195,0
8.8
Установлення реклоузера на лінії 10 кВ. Основне обладнання: реклоузер РВА/TEL 10-12,5/630 У1; пункт комерційного обліку електроенергії ПКУ/TEL-10 У1; два роз'єднувачі РЛНДЗ-10/400; три залізобетонні опори; шість обмежувачів перенапруги ОПН-КР/TEL 10
50,2
144,8
23,3
6,1
218,3
".
7. У додатку 6 до Методики:
1) рядки 5.1, 5.2 викласти в такій редакції:
"
5.1
ПЛІ 0,38 кВ, СІП одноколова (переріз дроту до 50 мм - 2 )
181,1
15,6
26,3
5,4
223,0
5.2
ПЛІ 0,38 кВ, СІП двоколова (переріз дроту до 50 мм - 2 )
251,9
28,1
29,2
7,6
309,2
".
2) примітку 2 до додатка викласти в такій редакції:
"2. До показників ПЛІ 0,38 кВ, СІП одноколова застосовують коефіцієнти: 1,16 - у разі виконання ліній із перерізом дротів 70 мм - 2 ; 1,4 - у разі виконання ліній із перерізом дротів 95 мм - 2 і більше.
У разі наявності повітряної лінії передачі електроенергії, виконаної з неізольованого дроту, до показників вартості ПЛІ 0,38 кВ, зазначених у пунктах 5.1, 5.2 таблиці, застосовується коефіцієнт 0,8.";
3) примітку 3 після слів "з асфальтобетонним покриттям)" доповнити словами та цифрами ", наведених у додатку 7 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".
8. У додатку 7 до Методики шапку таблиці викласти в такій редакції:
"
Область (місто)
Коефіцієнт Kр для ПЛ напругою, кВ
Коефіцієнт Kрк для КЛ напругою, кВ
150 (110), 35
10 (6)
0,38
150 (110), 35
10 (6)
0,38
".
9. Додаток 10 до Методики викласти в новій редакції, що додається.
10. Доповнити Методику новими додатками 11 - 14, що додаються.
Директор Департаменту
координації розробки
та виконання програмних
документів, оцінки
та розпорядження об’єктами
державної власності
М. Горяйнов
Додаток 10
до Методики оцінки активів
суб’єктів природних монополій,
суб’єктів господарювання
на суміжних ринках у сфері
комбінованого виробництва
електричної та теплової енергії
НОРМАТИВНІ СТРОКИ
експлуатації активів
Групи активів
Нормативний строк експлуатації активу, років
1
2
Нематеріальні активи у вигляді комп’ютерних програм та ліцензій на їх використання
5
Будівлі, за винятком тих, що належать до підстанцій високої напруги:
каркасні будівлі адміністративного та виробничого призначення
60
безкаркасні будівлі допоміжного призначення; будівлі, в яких розташоване газорегуляторне обладнання
50
будівлі із металоконструкцій, дерев’яні, каркасні і щитові, контейнерні тощо
35
Споруди, за винятком тих, що належать до підстанцій високої напруги:
залізобетонні, цегляні:
резервуари, маслостоки
50
замощення
40
паркани
30
металеві:
резервуари, башти радіозв'язку
35
паркани, рейкові колії, свердловини, водонапірні вежі
25
інші
20
Лінії передачі електроенергії високої напруги (35 (27,5) - 750 кВ), у тому числі:
повітряні лінії високої напруги
40
кабельні лінії високої напруги
30
Лінії передачі електроенергії низької напруги (0,38 - 10 кВ), у тому числі:
повітряні лінії низької напруги
30
кабельні лінії низької напруги
30
Газопроводи
поліетиленові
50
сталеві
40
Інші передавальні пристрої (за винятком передавальних пристроїв, що належать до ліній передачі електроенергії, газопроводів)
30
Обладнання телемеханіки, високочастотного зв’язку та інші комутаційні пристрої, за винятком об’єктів, що належать до підстанцій високої напруги, газорегуляторних пунктів та обладнання електрохімічного захисту
15
Обладнання електрохімічного захисту
15
Обладнання газорегуляторних пунктів
20
Трансформаторні підстанції та розподільні пункти, у тому числі:
підстанції та розподільні пункти високої напруги (35 (27,5) - 750 кВ)
30
трансформаторні підстанції низької напруги (0,38 - 10 кВ)
25
комплектні трансформаторні підстанції низької напруги (0,38 - 10 кВ)
25
розподільні пункти низької напруги (0,38 - 10 кВ)
25
Інше силове та електротехнічне обладнання (за винятком обладнання, що встановлене на підстанціях високої напруги), у тому числі:
трансформатори
25
силові, транзитні та секційні шафи
25
інше силове та електротехнічне обладнання
25
Інші робочі машини та обладнання (за винятком обладнання, що належить до підстанцій високої напруги)
15 - 25 - 1
Вимірювальні та регулювальні прилади (за винятком обладнання, що належить до підстанцій високої напруги)
15
Транспортні засоби, у тому числі:
колісні транспортні засоби
10
інші транспортні засоби
8
Інші основні засоби
5 - 10
__________
- 1 Максимальний строк 25 років стосується металорізального обладнання.
Додаток 11
до Методики оцінки активів
суб’єктів природних монополій,
суб’єктів господарювання
на суміжних ринках у сфері
комбінованого виробництва
електричної та теплової енергії
Таблиця 1
УКРУПНЕНІ ПОКАЗНИКИ
вартості будівництва поліетиленових газопроводів у цінах станом на 01 січня 2013 року (без ПДВ)
Діаметр труби, мм
Кошторисна вартість, тис. грн/км
Вартість, тис. грн/км
труби (низький та середній тиск)
труби (високий тиск)
інших матеріалів, будівельно-монтажних та проектних робіт
газопроводу низького та середнього тиску
газопроводу високого тиску
до 50
17
25
28
45
53
від 51 до 63
26
40
44
70
84
від 64 до 75
37
56
40
77
96
від 76 до 90
53
81
48
101
129
від 91 до 110
79
120
71
150
191
від 111 до 125
102
156
71
173
227
від 126 до 140
127
194
76
203
270
від 141 до 160
166
256
76
242
332
від 161 до 180
211
322
76
287
398
від 181 до 200
259
397
78
337
475
від 201 до 225
327
504
98
425
602
від 226 до 250
405
623
121
526
744
від 251 до 280
508
779
152
660
931
від 281 до 315
642
959
193
835
1152
від 316 до 355
814
1253
203
1017
1456
від 356 до 400
1031
1597
258
1289
1855
Таблиця 2
Укрупнені показники
вартості будівництва сталевих газопроводів низького та середнього тиску у цінах станом на 01 січня 2013 року (без ПДВ)
Діаметр труби, мм
Кошторисна вартість, тис. грн/км
Вартість, тис. грн/км
труби
інших матеріалів, будівельно-монтажних та проектних робіт (підземна прокладка)
інших матеріалів, будівельно-монтажних та проектних робіт (надземна прокладка)
газопроводу підземного
газопроводу надземного
до 20
14
34
26
48
40
від 21 до 25
17
44
33
61
50
від 26 до 32
22
56
42
78
64
від 33 до 38
27
67
51
94
78
від 39 до 42
30
75
56
105
86
від 43 до 50
36
90
67
126
103
від 51 до 57
41
92
69
133
110
від 58 до 76
55
93
70
148
125
від 77 до 89
65
96
72
161
137
від 90 до 102
75
97
73
172
148
від 103 до 108
80
99
74
179
154
від 109 до 114
84
100
75
184
159
від 115 до 127
98
100
75
198
173
від 128 до 133
117
101
76
218
193
від 134 до 152
151
102
76
253
227
від 153 до 159
158
107
80
265
238
від 160 до 219
374
150
112
524
486
від 220 до 273
469
164
123
633
592
від 274 до 325
560
196
147
756
707
від 326 до 426
858
257
193
1115
1051
від 427 до 530
1222
367
275
1589
1497
від 531 до 630
1635
409
306
2044
1941
від 631 до 720
1872
468
351
2340
2223
від 721 до 820
2135
534
400
2669
2535
Таблиця 3
Укрупнені показники
вартості будівництва сталевих газопроводів високого тиску у цінах станом на 01 січня 2013 року (без ПДВ)
Діаметр труби, мм
Кошторисна вартість, тис. грн/км
Вартість, тис. грн/км
труби
інших матеріалів, будівельно-монтажних та проектних робіт (підземна прокладка)
інших матеріалів, будівельно-монтажних та проектних робіт (надземна прокладка)
газопроводу підземного
газопроводу надземного
до 20
15
34
26
49
41
від 21 до 25
19
44
33
63
52
від 26 до 32
25
56
42
81
67
від 33 до 38
30
67
51
97
81
від 39 до 42
34
75
56
109
90
від 43 до 50
40
90
67
130
107
від 51 до 57
46
92
69
138
115
від 58 до 76
63
93
70
156
133
від 77 до 89
74
96
72
170
146
від 90 до 102
86
97
73
183
159
від 103 до 108
91
99
74
190
165
від 109 до 114
96
100
75
196
171
від 115 до 127
125
100
75
225
200
від 128 до 133
131
101
76
232
207
від 134 до 152
167
102
76
269
243
від 153 до 159
175
107
80
282
255
від 160 до 219
434
150
112
584
546
від 220 до 273
545
164
123
709
668
від 274 до 325
651
196
147
847
798
від 326 до 426
978
257
193
1235
1171
від 427 до 530
1 371
367
275
1738
1646
від 531 до 630
1 814
409
306
2223
2120
від 631 до 720
2 077
468
351
2545
2428
від 721 до 820
2 370
534
400
2904
2770
Таблиця 4
Поправні коефіцієнти
до вартості інших матеріалів, будівельно-монтажних та проектних робіт, що враховують ускладнені умови прокладання
Ускладнені умови прокладання
Коефіцієнт
Гірська місцевість
1,3
Повітряний перехід через перешкоди
1,3
Додаток 12
до Методики оцінки активів
суб’єктів природних монополій,
суб’єктів господарювання
на суміжних ринках у сфері
комбінованого виробництва
електричної та теплової енергії
ПОКАЗНИКИ
вартості газорегуляторних пунктів у цінах станом на 01 січня 2013 року (без ПДВ)
Марка газорегуляторного пункту
Кількість ліній редукування
Марка додаткового обладнання в складі газорегуляторного пункту
Вартість будівельно-монтажних робіт, грн
Вартість обладнання, грн
Вартість інших витрат, грн
Вартість усіх витрат, грн
ШРП-1 РДГ 50 Н/В
1
999
24 528
795
26 322
ШРП-1 РДГ50 Н/В
1
ЛГК - 80
2179
53 497
1733
57 409
ШРП-2 РДГ-50Н/В
2
1410
34 611
1121
37 142
ШРП-2 РДГ-50 Н/В
2
ЛГК - 80
2325
57 068
1849
61 242
ШРП-1 РДГ-80 Н/В
1
1739
42 696
1383
45 818
ШРП-1 РДГ-80 Н/В
1
ЛГК - 100
3064
75 218
2437
80 719
ШРП-2 РДГ-80 Н/В
2
2195
53 870
1745
57 810
ШРП-2 РДГ-80 Н/В
2
ЛГК - 200
4641
113 917
3691
122 249
ШРП-1-РДГ-150 Н/В
1
3664
89 935
2914
96 513
ШРП-2-РДГ-150 Н/В
2
5551
136 265
4415
146 231
ШРП-1 РДБК-1-50 Н/В
1
1021
25 073
812
26 906
ШРП-1 РДБК-1-50 Н/В
1
ЛГК - 80
2179
53 497
1733
57 409
ШРП-2 РДБК-1-50Н/В
2
1428
35 065
1136
37 629
ШРП-1 РДБК-1-100Н/В
1
1762
43 241
1401
46 404
ШРП-1 РДБК-1-100Н/В
1
ЛГК - 200
3109
76 308
2472
81 889
ШРП-2 РДБК-1-100-Н/В
2
2201
54 033
1751
57 985
ШРП-1 РДУК-50Н/В
1
1032
25 345
821
27 198
ШРП-2 РДУК-50 Н/В
2
1443
35 429
1148
38 020
ШРП-1 РДУК-100
1
1776
43 605
1413
46 794
ШРП-1 РДУК-100
1
1799
44 150
1430
47 379
ШРП-2 РДУК-100
2
2243
55 051
1783
59 077
ШРП-2 РДУК-100
2
ЛГК - 200
7250
177 961
5765
190 976
ШРП-1 РДСК-50М
1
666
16 352
530
17 548
ШРП-1 РДСК-50БМ
1
666
16 352
530
17 548
ШРП-2 РДСК-50М
2
799
19 622
636
21 057
ШРП-2 РДСК-50БМ
2
799
19 622
636
21 057
ШРП-2 РДСК-50М-У
2
ЛГК - 80
2442
59 956
1942
64 340
ШРП-2 РДСК-50Б/М
2
ЛГК - 80
2442
59 956
1942
64 340
ШРП-1 РДНК-400М
1
600
14 717
477
15 794
ШРП-2 РДНК-400М
2
788
19 350
627
20 765
ШРП-2 РДНК-400М
2
ЛГК - 80
2331
57 231
1854
61 416
ШРП-1 РДНК-1000
1
603
14 807
480
15 890
ШРП-2 РДНК-1000
2
799
19 622
636
21 057
ШРП-2 РДНК-1000-У
2
ЛГК - 80
2331
57 231
1854
61 416
ШРП RВI 2012-1-У1
1
266
6541
212
7019
ШРП RВI 2012-2-У1
2
444
10 901
353
11 698
ШРП RВI 2112-1-У1
1
266
6541
212
7019
ШРП RВI 2112-2-У1
2
444
10 901
353
11 698
ШРП RВI 2212-1-У1
1
289
7086
230
7605
ШРП RВI 2212-2-У1
2
466
11 446
371
12 283
ШРП RВI 2312-1-У1
1
289
7086
230
7605
ШРП RВI 2312-2-У1
2
500
12 264
397
13 161
ШРП RВI 2312/ТR-1-У1
1
322
7903
256
8481
ШРП RВI 2312/ТR-2-У1
2
555
13 626
441
14 622
ШРП RВI 2612-1-У1
1
344
8448
274
9066
ШРП RВI 2612-2-У1
2
555
13 626
441
14 622
ШРП RВI 2612/ТR-1-У1
1
355
8721
283
9359
ШРП RВI 2612/ТR-2-У1
2
577
14 172
459
15 208
ШРП RBE 3212-1-У1
1
644
15 807
512
16 963
ШРП RBE 3212-2-У1
2
888
21 802
706
23 396
ШРП RВI 3212-1-У1
1
644
15 807
512
16 963
ШРП RВI 3212-2-У1
2
888
21 802
706
23 396
ШРП RВI 3212 ТК-1-У1
1
644
15 807
512
16 963
ШРП RВI 3212 ТК-2-У1
2
888
21 802
706
23 396
ШРП RBE 1812-1-У1
1
999
24 528
795
26 322
ШРП RBE 1812-2-У1
2
1688
41 424
1342
44 454
ШРП RBE 1822-1-У1
1
999
24 528
795
26 322
ШРП RBE 1822-2-У1
2
1576
38 699
1254
41 529
ШРП RBE 1832-1-У1
1
1021
25 073
812
26 906
ШРП RBE 1832-2-У1
2
1599
39 244
1271
42 114
ШРП RBE 3212/2012-0.6-У1
2
950
23 328
756
25 034
Додаток 13
до Методики оцінки активів
суб’єктів природних монополій,
суб’єктів господарювання
на суміжних ринках у сфері
комбінованого виробництва
електричної та теплової енергії
ПОКАЗНИКИ
вартості обладнання електрохімічного захисту у цінах станом на 01 січня 2013 року (без ПДВ)
Марка обладнання
Вартість обладнання, грн
1. Станції катодного захисту
ВППС-0,6 кВт
8240
ВППС-1,2 кВт
8505
ПРКЗ-ПР-0,6кВт
5440
ПРКЗ-ПР-1,2кВт
5640
ПСКЗ-0,6
5440
ПСКЗ-1,2
5780
ПДВ-0,6 кВт
9100
ПДВ-1,2 кВт
9790
ПДВ-3,0 кВт
10 630
В-ОПЕД-М-25-24-У1 "КЕДР" (0,6 кВт)
9770
В-ОПЕД-М-42-24-У1 "КЕДР" (1,0 кВт)
10 420
В-ОПЕД-М-42-48-У1 "КЕДР" (2,0 кВт)
11 600
В-ОПЕД-М-63-48-У1 "КЕДР" (3,0 кВт)
13 260
УКЗТ-1 ОПЕ 0,3У1 (0,3 кВт)
9850
УКЗТ-1 ОПЕ 0,6У1 (0,6 кВт)
10 750
УКЗТ-1 ОПЕ 1,2У1 (1,2 кВт)
11 620
УКЗТ-1 ОПЕ 2,0У1 (2,0 кВт)
12 020
УКЗТ-1 ОПЕ 3,0У1 (3,0 кВт)
12 740
УКЗТ-1 ОПЕ 5,0У1 (5,0 кВт)
17 010
2. Анодні заземлювачі, за комплект
ЗФС-1
14 305
ЗФС-2
10 445
ТДМ-26В
8590
ТДМ-14В
4660
ТДМ-40Г
13 420
3. Поляризований дренаж
УПД-400
4990
УПД-500
5180
УПД-600
5330
ПДУ-3,0
8490
Додаток 14
до Методики оцінки активів
суб’єктів природних монополій,
суб’єктів господарювання
на суміжних ринках у сфері
комбінованого виробництва
електричної та теплової енергії
УКРУПНЕНІ ПОКАЗНИКИ
вартості будівель, в яких розташоване газорегуляторне обладнання, у цінах станом на 01 січня 2013 року (без ПДВ)
Тип будівлі
Вартість, грн/куб. м
Будівля до 85 куб. м
1490
Будівля від 86 куб. м до 120 куб. м
1260
Будівля від 121 куб. м до 165 куб. м
1180
Будівля від 166 куб. м до 200 куб. м
1090
Будівля більше 201 куб. м
1040