ФОНД ДЕРЖАВНОГО МАЙНА УКРАЇНИ

НАКАЗ
28.08.2013 N 1955

Зареєстровано
в Міністерстві юстиції України
6 вересня 2013 р. за N 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 N 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 N 293, зареєстрованої в Міністерстві юстиції України 29 березня 2013 року за N 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

Затверджено
Наказ Фонду державного
майна України
28.08.2013 N 1955

Зареєстровано
в Міністерстві юстиції України
6 вересня 2013 р. за N 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 N 1 "Загальні засади оцінки майна і майнових прав", затвердженому постановою Кабінету Міністрів України від 10 вересня 2003 року N 1440 (далі - Національний стандарт N 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:

Зфіз = Сф/Сн х 100,

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:

Пфіз = 100-Зфо/100-Зфа,

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:

Розрахунок фізичного зносу профільних для відповідної сфери передавальних пристроїв, які було реконструйовано повністю або частково, виконується за такою формулою:

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 Сз визначається за такою формулою:

Сз = Сн х (1 - Зфіз/100).

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 "до вимог Національного стандарту N 1" замінити словами та цифрами "Національного стандарту N 1 "Загальні засади оцінки майна і майнових прав", затвердженого постановою Кабінету Міністрів України від 10 вересня 2003 року N 1440 (далі - Національний стандарт N 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 N 2 "Оцінка нерухомого майна", затвердженого постановою Кабінету Міністрів України від 28 жовтня 2004 року N 1442 (із змінами) (далі - Національний стандарт N 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 "пункту 4.12" замінити словом та цифрами "пункту 4.7";

8) у пункті 4.11 літери "Кзакт" замінити літерами "Кзп";

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:

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 Копт газопроводів, виведених від окремої газорозподільної станції магістральних газопроводів (далі - ГРС), визначається за такою формулою:

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 Qпроект визначаються за такою формулою:

Qпроект = (d/0,036238)2 х PmV / 273 + t,

Максимальні (проектні) витрати газу визначаються при температурі 0 оС 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 Qфакт 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 Кзаг визначається за такою формулою:

Кзпр = SQфакт/SQпроект ,

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 Воез, що визначається за такою формулою:

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 N 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  ЗПС20 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 мм2 181,1  15,6  26,3  5,4  223,0 
5.2  ПЛІ 0,38 кВ, СІП двоколова (переріз дроту до 50 мм2 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 мм2; 1,4 - у разі виконання ліній із перерізом дротів 95 мм2 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 N 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 
Нематеріальні активи у вигляді комп’ютерних програм та ліцензій на їх використання 
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 - 251 
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 
Інші основні засоби  5 - 10 

__________

1Максимальний 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 будівель-но-монтаж-них робіт, грн  Вартість обладнання, грн  Вартість інших витрат, грн  Вартість усіх витрат, грн 
ШРП-1 РДГ 50 Н/В    999  24 528  795  26 322 
ШРП-1 РДГ50 Н/В  ЛГК - 80  2179  53 497  1733  57 409 
ШРП-2 РДГ-50Н/В    1410  34 611  1121  37 142 
ШРП-2 РДГ-50 Н/В  ЛГК - 80  2325  57 068  1849  61 242 
ШРП-1 РДГ-80 Н/В    1739  42 696  1383  45 818 
ШРП-1 РДГ-80 Н/В  ЛГК - 100  3064  75 218  2437  80 719 
ШРП-2 РДГ-80 Н/В    2195  53 870  1745  57 810 
ШРП-2 РДГ-80 Н/В  ЛГК - 200  4641  113 917  3691  122 249 
ШРП-1-РДГ-150 Н/В    3664  89 935  2914  96 513 
ШРП-2-РДГ-150 Н/В    5551  136 265  4415  146 231 
ШРП-1 РДБК-1-50 Н/В    1021  25 073  812  26 906 
ШРП-1 РДБК-1-50 Н/В  ЛГК - 80  2179  53 497  1733  57 409 
ШРП-2 РДБК-1-50Н/В    1428  35 065  1136  37 629 
ШРП-1 РДБК-1-100Н/В    1762  43 241  1401  46 404 
ШРП-1 РДБК-1-100Н/В  ЛГК - 200  3109  76 308  2472  81 889 
ШРП-2 РДБК-1-100-Н/В    2201  54 033  1751  57 985 
ШРП-1 РДУК-50Н/В    1032  25 345  821  27 198 
ШРП-2 РДУК-50 Н/В    1443  35 429  1148  38 020 
ШРП-1 РДУК-100    1776  43 605  1413  46 794 
ШРП-1 РДУК-100    1799  44 150  1430  47 379 
ШРП-2 РДУК-100    2243  55 051  1783  59 077 
ШРП-2 РДУК-100  ЛГК - 200  7250  177 961  5765  190 976 
ШРП-1 РДСК-50М    666  16 352  530  17 548 
ШРП-1 РДСК-50БМ    666  16 352  530  17 548 
ШРП-2 РДСК-50М    799  19 622  636  21 057 
ШРП-2 РДСК-50БМ    799  19 622  636  21 057 
ШРП-2 РДСК-50М-У  ЛГК - 80  2442  59 956  1942  64 340 
ШРП-2 РДСК-50Б/М  ЛГК - 80  2442  59 956  1942  64 340 
ШРП-1 РДНК-400М    600  14 717  477  15 794 
ШРП-2 РДНК-400М    788  19 350  627  20 765 
ШРП-2 РДНК-400М  ЛГК - 80  2331  57 231  1854  61 416 
ШРП-1 РДНК-1000    603  14 807  480  15 890 
ШРП-2 РДНК-1000    799  19 622  636  21 057 
ШРП-2 РДНК-1000-У  ЛГК - 80  2331  57 231  1854  61 416 
ШРП RВI 2012-1-У1    266  6541  212  7019 
ШРП RВI 2012-2-У1    444  10 901  353  11 698 
ШРП RВI 2112-1-У1    266  6541  212  7019 
ШРП RВI 2112-2-У1    444  10 901  353  11 698 
ШРП RВI 2212-1-У1    289  7086  230  7605 
ШРП RВI 2212-2-У1    466  11 446  371  12 283 
ШРП RВI 2312-1-У1    289  7086  230  7605 
ШРП RВI 2312-2-У1    500  12 264  397  13 161 
ШРП RВI 2312/ТR-1-У1    322  7903  256  8481 
ШРП RВI 2312/ТR-2-У1    555  13 626  441  14 622 
ШРП RВI 2612-1-У1    344  8448  274  9066 
ШРП RВI 2612-2-У1    555  13 626  441  14 622 
ШРП RВI 2612/ТR-1-У1    355  8721  283  9359 
ШРП RВI 2612/ТR-2-У1    577  14 172  459  15 208 
ШРП RBE 3212-1-У1    644  15 807  512  16 963 
ШРП RBE 3212-2-У1    888  21 802  706  23 396 
ШРП RВI 3212-1-У1    644  15 807  512  16 963 
ШРП RВI 3212-2-У1    888  21 802  706  23 396 
ШРП RВI 3212 ТК-1-У1    644  15 807  512  16 963 
ШРП RВI 3212 ТК-2-У1    888  21 802  706  23 396 
ШРП RBE 1812-1-У1    999  24 528  795  26 322 
ШРП RBE 1812-2-У1    1688  41 424  1342  44 454 
ШРП RBE 1822-1-У1    999  24 528  795  26 322 
ШРП RBE 1822-2-У1    1576  38 699  1254  41 529 
ШРП RBE 1832-1-У1    1021  25 073  812  26 906 
ШРП RBE 1832-2-У1    1599  39 244  1271  42 114 
ШРП RBE 3212/2012-0.6-У1    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