ФОНД ДЕРЖАВНОГО МАЙНА УКРАЇНИ

НАКАЗ

12.03.2013

м. Київ

N 293


Зареєстровано в Міністерстві юстиції України
29 березня 2013 р. за N 522/23054

Про затвердження Методики оцінки активів суб'єктів природних монополій, суб'єктів господарювання на суміжних ринках у сфері комбінованого виробництва електричної та теплової енергії

Відповідно до абзацу дев'ятнадцятого частини другої статті 9 Закону України "Про природні монополії"

НАКАЗУЮ:

1. Затвердити Методику оцінки активів суб'єктів природних монополій, суб'єктів господарювання на суміжних ринках у сфері комбінованого виробництва електричної та теплової енергії, що додається.

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 Національної комісії,
що здійснює державне регулювання
у сфері енергетики

С. М. Тітенко

Голова Національної комісії,
що здійснює державне регулювання
у сфері комунальних послуг

В. В. Саратов

Голова Державної служби
України з питань регуляторної
політики та розвитку підприємництва

М. Ю. Бродський

Т. в. о. Міністра регіонального розвитку,
будівництва та житлово-комунального
господарства України

Д. В. Ісаєнко


 

ЗАТВЕРДЖЕНО
Наказ Фонду державного майна України
12.03.2013 N 293

Зареєстровано
в Міністерстві юстиції України
29 березня 2013 р. за N 522/23054


Методика оцінки активів суб'єктів природних монополій, суб'єктів господарювання на суміжних ринках у сфері комбінованого виробництва електричної та теплової енергії

I. Загальні положення

1.1. Ця Методика застосовується виключно для оцінки активів суб'єкта природних монополій, суб'єкта господарювання на суміжних ринках у сфері комбінованого виробництва електричної та теплової енергії (далі - підприємство), які використовуються для сфери діяльності, що підлягає регулюванню відповідно до Закону України "Про природні монополії", з метою визначення регуляторної бази таких активів під час переходу до стимулюючого регулювання.

1.2. Терміни, що вживаються в цій Методиці, використовуються в таких значеннях:

залишковий строк експлуатації активу - очікуваний на дату оцінки строк експлуатації активу до дати виведення його з експлуатації, який відповідно до вимог цієї Методики розраховується з урахуванням його нормативного строку експлуатації та величини його фізичного зносу;

нормативний строк експлуатації активу - строк корисного використання активу, включеного до регуляторної бази, з дати початку його експлуатації до дати виведення його з експлуатації з причини повної втрати первісних функціональних (споживчих) характеристик за звичайних (типових) умов його експлуатації, встановлений відповідно до Закону України "Про природні монополії" органом, що здійснює державне регулювання діяльності суб'єктів природних монополій, суб'єктів господарювання на суміжних ринках у відповідній сфері;

оптимізація витрат на заміщення (відтворення) активу - зменшення вартості заміщення (відтворення) активу з метою врахування надлишкових витрат на створення активу або його надлишкових потужностей, які виявляються на підставі порівняльного аналізу витрат на його створення або аналізу його потужностей, які достатні для задоволення ринкового попиту на продукцію (послуги, роботи), виробництво (надання) якої (яких) забезпечується таким активом;

реконструкція активів - роботи з перебудови (добудови) існуючих об'єктів виробничого призначення, пов'язані з удосконаленням виробництва, підвищенням його техніко-економічного рівня, зміною основних техніко-економічних показників (потужність, функціональне призначення, геометричні розміри тощо);

фактичний строк експлуатації активу - період від дати введення активу в експлуатацію до дати оцінки.

Інші терміни, що використовуються в цій Методиці, вживаються у значеннях, наведених у 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).

II. Підготовчий етап до оцінки активів

2.1. Відповідно до цієї Методики об'єктами оцінки є такі необоротні активи підприємства:

основні засоби;

капітальні інвестиції;

нематеріальні активи.

2.2. Підготовчий етап до оцінки активів включає:

інвентаризацію активів, що проводиться підприємством;

аналіз використання активів, що проводиться підприємством, та складання переліку активів, які підлягають оцінці, й переліку активів, які не підлягають оцінці;

ідентифікацію активів, які підлягають оцінці, з їх розподілом на групи за їх функціональним призначенням, що проводиться спільно суб'єктом оціночної діяльності та підприємством.

2.3. Для цілей оцінки, що здійснюється відповідно до цієї Методики, на визначену дату інвентаризації активів проводиться повна інвентаризація відповідно до Інструкції по інвентаризації основних засобів, нематеріальних активів, товарно-матеріальних цінностей, грошових коштів і документів та розрахунків, затвердженої наказом Міністерства фінансів України від 11 серпня 1994 року N 69, зареєстрованої у Міністерстві юстиції України 26 серпня 1994 року за N 202/412 (із змінами), за результатами якої на підставі даних бухгалтерського обліку формуються переліки активів підприємства відповідно до пункту 2.2 цього розділу. Датою інвентаризації є останнє число місяця, в якому підприємством приймається рішення щодо переходу на стимулююче регулювання в межах строків, установлених органом, який здійснює державне регулювання діяльності суб'єктів природних монополій, суб'єктів господарювання на суміжних ринках у відповідній сфері.

2.4. Під час інвентаризації підприємством проводиться аналіз використання активів у сфері діяльності, що підлягає регулюванню відповідно до Закону України "Про природні монополії".

2.4.1. За результатами аналізу використання активів складається перелік активів за групами, які зазначені в пункті 2.1 цього розділу, що підлягають оцінці (далі - об'єкти оцінки), та перелік активів, що не підлягають оцінці. До переліку активів, які не підлягають оцінці, включаються, зокрема, такі об'єкти, вартість яких не враховується під час визначення регуляторної бази активів:

виробничі об'єкти, що використовуються під час провадження видів діяльності, відмінних від сфери діяльності, що підлягає регулюванню відповідно до Закону України "Про природні монополії", для якої визначається регуляторна база активів;

активи невиробничого призначення (зокрема об'єкти соціального, побутового, культурного, житлового призначення);

інвестиційна нерухомість у значенні, визначеному положеннями (стандартами) бухгалтерського обліку;

активи, не придатні до експлуатації та/або такі, які на дату проведення оцінки за даними підприємства підлягають списанню;

земельні ділянки та речові права на них;

капітальні інвестиції, пов'язані зі створенням, придбанням, реконструкцією, модернізацією активів, що зазначені вище в цьому підпункті;

капітальні інвестиції, визнані підприємством такими, що не мають перспективи бути введеними в експлуатацію і підлягають відчуженню або списанню.

2.4.2. Суб'єкт оціночної діяльності відповідно до умов договору про проведення оцінки отримує від замовника оцінки, зокрема, матеріали інвентаризації, складені та затверджені відповідно до Інструкції по інвентаризації основних засобів, нематеріальних активів, товарно-матеріальних цінностей, грошових коштів і документів та розрахунків, затвердженої наказом Міністерства фінансів України від 11 серпня 1994 року N 69, зареєстрованої у Міністерстві юстиції України 26 серпня 1994 року за N 202/412 (із змінами); перелік активів, що підлягають оцінці, та перелік активів, що не підлягають оцінці, із зазначенням по кожному об'єкту таких облікових даних: інвентарний номер, назва (найменування), рік введення в експлуатацію, первісна та залишкова вартості за даними бухгалтерського обліку підприємства на дату інвентаризації.

Відповідальні особи підприємства, що склали, підписали і затвердили документи інвентаризації, переліки об'єктів, що оцінюються, та об'єктів, що не підлягають оцінці, інші вихідні дані, забезпечують їх повноту та достовірність відповідно до законодавства.

2.5. За результатами інвентаризації суб'єктом оціночної діяльності разом із уповноваженими особами підприємства проводиться ідентифікація активів, які підлягають оцінці, з їх розподілом на групи за їх функціональним призначенням (далі - функціональні групи). Поділ об'єктів оцінки на групи за функціональним призначенням проводиться з урахуванням їх виду, функціонального призначення і сфери використання, а також виходячи з особливостей застосування відповідних методологічних підходів до їх оцінки. Суб'єкт оціночної діяльності у разі потреби має право на отримання від підприємства додаткової інформації в письмовій формі щодо класифікації та групування активів за ознакою їх функціонального призначення відповідно до вимог цієї Методики.

За результатами ідентифікації активів можуть бути додатково виявлені активи, не придатні до експлуатації та/або такі, які на дату проведення оцінки за даними підприємства підлягають списанню, а також незавершені капітальні інвестиції, які визнані підприємством такими, що не мають перспективи бути введеними в експлуатацію та/або підлягають відчуженню або списанню. У такому разі підприємство складає і надає суб'єкту оціночної діяльності оформлений належним чином додатковий перелік активів, що не підлягають оцінці.

III. Організаційні та методичні засади оцінки

3.1. Підставою для проведення оцінки активів відповідно до цієї Методики є договір на проведення оцінки. Відповідно до договору на проведення оцінки замовником оцінки є підприємство, а виконавцем оцінки - суб'єкт оціночної діяльності, що діє на підставі Закону України "Про оцінку майна, майнових прав і професійну оціночну діяльність в Україні". Умовами договору про проведення оцінки, зокрема, передбачається підписання акта приймання-передавання робіт з оцінки виключно за умови отримання рецензії на звіт про оцінку активів, складеної рецензентом, що працює у Фонді державного майна України, з позитивним загальним висновком про відповідність звіту про оцінку вимогам цієї Методики та національних стандартів оцінки.

3.2. Звіт про оцінку активів разом із висновком про їх вартість після проведення рецензування надсилається Фондом державного майна України до органу, який здійснює державне регулювання діяльності суб'єктів природних монополій, суб'єктів господарювання на суміжних ринках у відповідній сфері, з метою інформування про результати оцінки та рецензування.

3.3. Визначення вартості активів проводиться станом на дату оцінки, яка збігається з датою інвентаризації активів, визначеною відповідно до пункту 2.3 розділу II цієї Методики.

Базою оцінки активів може бути ринкова вартість або залишкова вартість заміщення (відтворення). Активи, які широко представлені на ринку подібного майна і тому є неспеціалізованими, крім нерухомого майна, оцінюються за їх ринковою вартістю. Активи, що належать до нерухомого майна, незалежно від того, чи є вони спеціалізованим або неспеціалізованим майном, та інші активи, що не представлені широко на ринку і тому є спеціалізованим майном, оцінюються за їх залишковою вартістю заміщення (відтворення).

Залишкова вартість заміщення (відтворення) визначається шляхом застосування методу заміщення або методу прямого відтворення витратного методичного підходу. Ринкова вартість активів визначається шляхом застосування порівняльного методичного підходу.

3.4. Повний алгоритм визначення залишкової вартості заміщення (відтворення) активу включає:

розрахунок вартості заміщення (відтворення);

розрахунок фізичного зносу активу і застосування його величини до вартості заміщення (відтворення);

розрахунок коефіцієнта оптимізації і застосування його до вартості заміщення (відтворення) з урахуванням фізичного зносу для відповідних груп активів, визначених цією Методикою.

3.5. Визначення ринкової вартості активу включає такі етапи:

формування сукупності подібних об'єктів (об'єктів порівняння);

формування сукупності елементів порівняння, до якої включається показник фізичного зносу;

проведення аналізу елементів порівняння оцінюваного активу з відповідними елементами порівняння об'єктів порівняння з подальшим розрахунком поправних коефіцієнтів для окремих елементів порівняння, у тому числі поправки на різницю фізичного стану (у разі потреби), з метою коригування цін продажу або пропонування таких об'єктів порівняння;

визначення ринкової вартості активу шляхом узгодження отриманих після застосування поправних коефіцієнтів результатів.

3.6. Оцінка активів підприємства, які використовуються у сфері діяльності, що підлягає регулюванню відповідно до Закону України "Про природні монополії", проводиться з урахуванням наявності в активах ознак спеціалізованого (неспеціалізованого) майна та належності їх до певної функціональної групи.

3.7. Оцінка нерухомого майна та спеціалізованого рухомого майна проводиться шляхом застосування витратного підходу на підставі укрупнених показників вартості відтворення ідентичних або подібних до об'єкта оцінки об'єктів. Базою оцінки такого майна є залишкова вартість заміщення (відтворення). З метою визначення вартості заміщення (відтворення) такого майна на дату оцінки до зазначених показників вартості застосовуються такі індекси:

індекс зміни вартості будівельно-монтажних робіт - до показників вартості будівельно-монтажних робіт;

індекс цін виробників промислової продукції відповідної галузі - до показників вартості машин та обладнання, які є продукцією такої галузі;

індекс споживчих цін - до показників вартості інших об'єктів.

3.8. Оцінка неспеціалізованого рухомого майна проводиться шляхом застосування порівняльного підходу на підставі порівняльного аналізу інформації про ціни ринку на ідентичні чи подібні об'єкти з проведенням у разі потреби коригування на відмінності між об'єктом оцінки та об'єктами порівняння. Базою оцінки такого майна є ринкова вартість.

3.9. Оцінка колісних транспортних засобів проводиться відповідно до Методики товарознавчої експертизи та оцінки колісних транспортних засобів, затвердженої наказом Міністерства юстиції України, Фонду державного майна України від 24 листопада 2003 року N 142/5/2092, зареєстрованої в Міністерстві юстиції України 24 листопада 2003 року за N 1074/8395 (у редакції наказу Міністерства юстиції України, Фонду державного майна України від 24 липня 2009 року N 1335/5/1159).

3.10. Оцінка інших основних засобів, що не зазначені в пунктах 3.7 - 3.9 цього розділу, проводиться із застосуванням таких методів:

попарного порівняння продажів - шляхом порівняння цін продажів та пропозицій подібного майна;

індексації первісної балансової (історичної) вартості - збільшення первісної балансової (історичної) вартості на коефіцієнт, визначений відповідно до підпункту 3.10.2 цього пункту;

індексації прейскурантних цін на подібне майно - шляхом збільшення цін, зазначених в прейскурантах цін на машини, обладнання та інше майно, на коефіцієнти, визначені відповідно до підпункту 3.10.2 цього пункту;

на основі мультиплікатора - шляхом застосування коефіцієнта, що визначається як відношення ціни на подібне майно до величини його основного ціноутворюючого показника;

на основі мультиплікатора - шляхом застосування коефіцієнта, що визначається як відношення ціни на подібне майно до величини його основного ціноутворюючого показника з подальшим збільшенням такого коефіцієнта на величину цього показника в об'єкті оцінки. Такими показниками можуть бути потужність споживна, потужність виробнича, маса та інші характеристики;

інших методів, що описані та належним чином обґрунтовані у звіті про оцінку активів.

3.10.1. З метою оцінки інші основні засоби групуються за ступенем однорідності за такими ознаками:

класифікація основних засобів, яка наведена в положеннях (стандартах) бухгалтерського обліку;

належність об'єкта оцінки до продукції певної галузі (сфери);

рік виробництва (введення в експлуатацію);

країна-виробник;

інші характеристики, які є суттєвими за наявності переконливого обґрунтування цього в звіті про оцінку.

3.10.2. У разі застосування методу індексації первісної балансової (історичної) вартості, методу індексації прейскурантних цін на подібне майно показник вартості (ціни) коригується на коефіцієнт, що враховує зміни цін за певний період (від дати взяття активу на бухгалтерський облік; від дати, на яку прейскурантні ціни були чинними) до дати оцінки. Під час обрання галузі, індекси цін на продукцію якої будуть застосовуватись для оцінки основних засобів, досліджується, до продукції якої галузі належать такі основні засоби.

Коригувальними коефіцієнтами залежно від функціонального призначення об'єкта основних засобів та країни його виробника можуть бути:

індекси цін виробників промислової продукції відповідної галузі;

індекси споживчих цін;

індекси цін експортерів країн Європейського Союзу.

3.11. Визначення ринкової вартості та залишкової вартості заміщення (відтворення) основних засобів передбачає розрахунок фізичного зносу таких активів та коефіцієнта оптимізації у випадках, визначених цією Методикою.

3.12. Оцінка об'єктів капітальних інвестицій проводиться із застосуванням витратного та порівняльного методичних підходів.

3.12.1. Оцінка об'єктів, незавершених будівництвом, проводиться методами витратного підходу: методом прямого відтворення або методом заміщення, у тому числі на підставі наявних кошторисів на їх будівництво, з урахуванням зносу та ступеня готовності об'єкта.

3.12.2. Оцінка встановленого та невстановленого обладнання, вартість якого не визначалась (не врахована) у складі нерухомого майна, проводиться відповідно до пунктів 3.7, 3.8 цього розділу.

3.12.3. Аванси, виплачені на дату оцінки за об'єкти капітальних інвестицій, відповідно до цієї Методики оцінюються за даними бухгалтерського обліку підприємства.

3.13. Оцінка таких нематеріальних активів, як майнові права на об'єкти інтелектуальної власності, проводиться відповідно до Національного стандарту N 4 "Оцінка майнових прав інтелектуальної власності", затвердженого постановою Кабінету Міністрів України від 03 жовтня 2007 року N 1185, та Методики оцінки майнових прав інтелектуальної власності, затвердженої наказом Фонду державного майна України від 25 червня 2008 року N 740, зареєстрованої в Міністерстві юстиції України 06 серпня 2008 року за N 726/15417.

Інші нематеріальні активи оцінюються із застосуванням порівняльного та витратного методичних підходів.

3.13.1. Метод прямого відтворення ґрунтується на визначенні поточної вартості витрат, пов'язаних із розробленням або придбанням об'єкта оцінки. Метод заміщення застосовується для оцінки об'єктів, заміщення яких подібними об'єктами, які за своїми споживчими, функціональними, економічними показниками можуть бути їм рівноцінною заміною, можливе та економічно доцільне.

3.13.2. Порівняльний підхід до оцінки застосовується у разі наявності достатнього обсягу достовірної інформації про ціни на ринку подібних об'єктів. У разі застосування порівняльного підходу подібність об'єктів визначається з урахуванням їх виду, галузі (сфери) застосування, економічних, функціональних та інших характеристик.

3.14. Вартість активів відповідно до цієї Методики визначається без урахування податку на додану вартість.

3.15. Звіт про оцінку активів складається в повній формі відповідно до вимог Національного стандарту N 1. Висновок про вартість активів, що є частиною звіту про оцінку активів, складається за формою, наведеною в додатку 1 до цієї Методики.

3.16. Складений і оформлений відповідно до цієї Методики звіт про оцінку активів згідно з договором про проведення оцінки передається замовнику оцінки. До звіту додається перелік активів із зазначенням їх даних за бухгалтерським обліком та результатів оцінки кожного активу в електронному вигляді, який включає таку інформацію про активи:

дані бухгалтерського обліку:

інвентарний номер, назву активу, назву (код) підрозділу підприємства, за яким закріплено актив;

найменування та код (номер) рахунку бухгалтерського обліку, на якому обліковується актив;

балансову первісну вартість, знос та залишкову вартість на дату оцінки;

дату введення в експлуатацію;

нормативний строк експлуатації;

залишковий строк експлуатації;

вартість кожного активу, визначену за результатами оцінки, та їх загальну вартість;

примітки (інформація надається у разі потреби).

3.17. Строк дії звіту про оцінку визначається органом, який здійснює державне регулювання діяльності суб'єктів природних монополій, суб'єктів господарювання на суміжних ринках у відповідній сфері, але не може перевищувати півтора року від дати оцінки.

IV. Особливості оцінки активів підприємств, що здійснюють діяльність у сферах розподілу електричної енергії (передачі електричної енергії місцевими (локальними) електромережами) та постачання електричної енергії

4.1. Для цілей оцінки активів підприємства, що здійснює діяльність у сфері розподілу електричної енергії (передачі електричної енергії місцевими (локальними) електромережами) та постачання електричної енергії, ця Методика передбачає попереднє групування об'єктів оцінки за такими функціональними групами:

4.1.1. Трансформаторні підстанції та розподільні пункти, у тому числі:

підстанції та розподільні пункти високої напруги (35 (27,5) - 750 кВ), у тому числі будівлі, споруди та обладнання таких підстанцій та розподільних пунктів;

підстанції низької напруги (0,38 - 10 кВ);

комплектні трансформаторні підстанції низької напруги (0,38 - 10 кВ);

розподільні пункти низької напруги (0,38 - 10 (6) кВ).

4.1.2. Лінії передачі електроенергії високої напруги (35 (27,5) - 750 кВ), у тому числі:

повітряні лінії високої напруги;

кабельні лінії високої напруги;

комбіновані лінії високої напруги.

4.1.3. Лінії передачі електроенергії низької напруги (0,38 - 10 (6) кВ), у тому числі:

повітряні лінії низької напруги;

кабельні лінії низької напруги;

комбіновані лінії низької напруги.

4.1.4. Будівлі, за винятком тих, що належать до підстанцій високої напруги.

4.1.5. Споруди, за винятком тих, що належать до підстанцій високої напруги.

4.1.6. Інші передавальні пристрої, за винятком передавальних пристроїв, що належать до ліній передачі електроенергії.

4.1.7. Інше силове та електротехнічне обладнання, за винятком обладнання, що встановлене на підстанціях високої напруги, у тому числі:

трансформатори;

силові, транзитні та секційні шафи;

інше силове та електротехнічне обладнання.

4.1.8. Обладнання телемеханіки, високочастотного зв'язку та інші комутаційні пристрої, за винятком об'єктів, що належать до підстанцій високої напруги.

4.1.9. Інші робочі машини та обладнання, за винятком обладнання, що належить до підстанцій високої напруги.

4.1.10. Вимірювальні та регулювальні прилади, за винятком обладнання, що належить до підстанцій високої напруги.

4.1.11. Транспортні засоби, у тому числі:

колісні транспортні засоби;

інші транспортні засоби.

4.1.12. Інші основні засоби, у тому числі обчислювальна та офісна техніка, комп'ютери, інвентар.

4.1.13. Нематеріальні активи, крім речових прав, пов'язаних із земельною ділянкою.

4.1.14. Капітальні інвестиції.

4.2. Оцінка основних засобів підприємств, що здійснюють діяльність у сферах розподілу електричної енергії (передачі електричної енергії місцевими (локальними) електромережами) та постачання електричної енергії, проводиться з дотриманням таких особливостей:

4.2.1. Оцінка трансформаторних підстанцій високої напруги (35 (27,5) - 750 кВ) (далі - ПС) проводиться шляхом комбінування витратного та порівняльного методичних підходів.

4.2.1.1. Проводиться ідентифікація всіх основних засобів, що належать до ПС, за ознакою їх належності до певних ПС.

4.2.1.2. Проводиться ідентифікація ПС з описом їх основних характеристик, яка виконується на підставі лінійних схем ПС.

4.2.1.3. Під час ідентифікації ПС досліджуються такі характеристики:

диспетчерська назва ПС;

клас напруги;

номер лінійної схеми високовольтної відкритої розподільної установки (далі - ВРУ) згідно з ГКД 341.004.001-94 "Норми технологічного проектування підстанцій змінного струму з вищою напругою 6 - 750 кВ" (далі - ГКД 341.004.001-94);

основні відмінності вузлів ВРУ ПС, яка оцінюється, від вузлів ВРУ, що зазначені у схемі згідно з ГКД 341.004.001-94;

кількість, потужність та тип установлених силових трансформаторів;

кількість та тип камер лінії 10 (6) кВ низьковольтної розподільної установки 0,38 - 10 (6) кВ (далі - РУ).

4.2.1.4. У разі неможливості визначення номера лінійної схеми ВРУ згідно з ГКД 341.004.001-94 визначаються такі складові основного обладнання ПС (далі - вузли ПС):

4.2.1.4.1. Вузли ВРУ напругою 35 (27,5) - 750 кВ.

4.2.1.4.2. Силові трансформатори.

4.2.1.4.3. Вузли РУ напругою 0,38 - 10 (6) кВ.

4.2.1.4.4. Вузли загальнопідстанційного пункту керування.

4.2.1.4.5. Загальнопідстанційні вузли ПС, у тому числі:

кабельне господарство ПС;

заземлення ПС;

освітлення відкритої частини та блискавкозахист ПС;

улаштування охорони та протипожежної сигналізації ПС;

зовнішні мережі та споруди водопостачання, каналізації, теплопостачання та газопостачання, у тому числі масловоди та масловловлювачі;

улаштування комерційного обліку електроенергії.

4.2.1.4.6. Вузли зв'язку та телемеханіки ПС.

4.2.1.5. Оцінка трансформаторної підстанції високої напруги виконується шляхом визначення вартості кожної з трьох її складових:

високовольтної відкритої розподільної установки;

силових трансформаторів;

низьковольтної розподільної установки.

4.2.1.6. Вартість заміщення ВРУ визначається на підставі зіставлення лінійних схем оцінюваної ВРУ та типових ВРУ, показники вартості яких наведені в додатку 2 до цієї Методики. Для цього з додатка 2 до Методики обирається показник вартості такої типової ВРУ, яка за лінійною схемою збігається або найбільш схожа з оцінюваною ВРУ.

У разі наявності відмінностей у лінійних схемах між комплектацією типової ВРУ та комплектацією ВРУ, що оцінюється, застосовується поправка до вартості типової ВРУ. Величини поправок вносяться до вартості типової ВРУ у грошовому вираженні та визначаються залежно від основних відмінностей вузлів ВРУ, що оцінюється, від типової схеми ВРУ відповідно до ГКД 341.004.001-94 та відповідно до опосередкованих показників їх вартості, наведених у додатку 3 до цієї Методики.

4.2.1.7. Вартість заміщення силових трансформаторів ПС визначається відповідно до схем, характеристик комплектації ПС на основі опосередкованих показників вартості, наведених у додатку 3 до цієї Методики, а у разі відсутності даних у зазначеному додатку - на підставі інформації ринку про ціни на відповідне обладнання. У разі використання інформації ринку про ціни на відповідне обладнання необхідно враховувати всі витрати, пов'язані з його доставкою, монтажем, пусконалагодженням тощо.

4.2.1.8. Вартість заміщення (відтворення) РУ визначається з урахуванням складу РУ відповідно до опосередкованих показників вартості, наведених у додатку 3 до цієї Методики.

4.2.1.9. Вартість заміщення (відтворення) ПС визначається шляхом складання вартостей заміщення (відтворення) її основних складових: ВРУ, силових трансформаторів та РУ.

4.2.1.10. У разі неможливості визначення номера лінійної схеми ВРУ згідно з ГКД 341.004.001-94 кожен вузол ПС оцінюється окремо на підставі показників вартості, наведених у додатку 3 до цієї Методики.

4.2.1.11. Для ПС, які мають у своєму складі ВРУ та РУ напругою 27,5 кВ, вартість заміщення визначається шляхом коригування вартості типової ВРУ на вартість заміщення ВРУ та РУ напругою 27,5 кВ.

Вартість заміщення ВРУ та РУ напругою 27,5 кВ визначається відповідно до їх лінійних схем та комплектації вузлів, які входять до їх складу. Вартість заміщення розраховується на підставі опосередкованих показників вартості, що наведені в додатку 3 до цієї Методики, та з використанням інформації ринку про ціни на подібне обладнання у разі відсутності певних показників вартості у додатку 3 до цієї Методики.

Для ВРУ та РУ напругою 27,5 кВ, які побудовані на базі комплектних розподільних установок блочного типу КРП(Б) 3-27,5 кВ, вартість заміщення визначається на підставі інформації ринку про ціни на комплектні розподільні установки відповідно до їх лінійних схем.

4.2.1.12. Розподіл вартості заміщення (відтворення) ПС за інвентарними об'єктами основних засобів, що входять до складу ПС відповідно до даних бухгалтерського обліку, здійснюється таким чином:

визначення ринкової вартості 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 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), витратного методичного підходу з визначенням їх залишкової 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 та 5 до цієї Методики;

зменшення вартості заміщення (відтворення) ПС на величину ринкової вартості силового електротехнічного обладнання та залишкової вартості заміщення (відтворення) спеціалізованої нерухомості; розподіл залишку між іншими інвентарними об'єктами основних засобів, що входять до складу ПС, проводиться пропорційно їх балансовій первісній вартості.

4.2.1.13. Фізичний знос та коефіцієнт оптимізації ПС визначаються відповідно до вимог пунктів 4.6, 4.12 цього розділу.

4.2.2. Оцінка ліній передачі електроенергії (далі - ЛЕП) проводиться за таким алгоритмом:

4.2.2.1. За класифікацією ЛЕП за ознакою їх конструктивного виконання вони поділяються на такі групи:

повітряна лінія (далі - ПЛ);

кабельна лінія (далі - КЛ);

комбінована лінія, що складається з повітряних і кабельних ліній (далі - ПКЛ).

Під час ідентифікації кожної ЛЕП досліджується її належність до однієї із зазначених груп.

4.2.2.2. Досліджуються такі базові ціноутворюючі характеристики кожної ЛЕП:

загальна довжина лінії, клас напруги, тип та марка дроту, кількість кіл, умови проходження траси, тип установлених опор (для повітряної лінії);

загальна довжина лінії, клас напруги, тип та марка кабелю, кількість ланцюгів та кабелів в одній траншеї, умови проходження траси (для кабельної лінії);

довжина відповідних ділянок повітряних та кабельних ліній, а також зазначені в цьому підпункті характеристики ділянок повітряної та кабельної ліній (для комбінованої лінії).

4.2.2.3. Вартість кожної ЛЕП визначається на підставі опосередкованих одиничних показників вартості будівництва ліній передачі електроенергії, наведених у додатку 6 до цієї Методики.

4.2.2.4. Для визначення вартості ЛЕП, які мають відмінні типи і марки дротів (для повітряної лінії) і кабелів (для кабельної лінії) від тих, що зазначені в додатку 6 до цієї Методики, одиничний показник вартості відтворення, наведений у зазначеному додатку, коригується на різницю у вартостях між дротами, кабелями. При цьому вартість дротів і кабелів визначається на підставі інформації ринку про ціни на такі об'єкти.

4.2.2.5. Вартість заміщення (відтворення) ЛЕП для кожного регіону визначається з урахуванням поправних коефіцієнтів, що враховують умови регіону проходження ЛЕП (ґрунти, рельєф, кліматичні умови). Значення поправних середньозважених коефіцієнтів наведено в додатку 7 до цієї Методики.

4.2.2.6. Для розрахунку вартості ПКЛ, а також ЛЕП, які мають неоднорідні конструктивні елементи (різні типи опор, різні способи прокладання кабелів тощо), одиничний показник вартості будівництва зважується на питому вагу відповідного елемента з подальшим застосуванням відповідного середньозваженого показника вартості. При цьому враховується суттєвість питомої ваги конструктивних елементів і допускаються усереднення у випадках дуже малої питомої ваги певних типів конструктивних елементів у складі об'єкта оцінки.

4.2.2.7. Фізичний знос та коефіцієнт оптимізації ЛЕП визначаються відповідно до вимог пунктів 4.6, 4.12 цього розділу.

4.2.3. Оцінка будівель, у тому числі неспеціалізованих, споруд, за винятком тих, що належать до ПС, та передавальних пристроїв, за винятком тих, що належать до ЛЕП, 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), витратного методичного підходу з визначенням їх залишкової вартості заміщення (відтворення) з урахуванням таких особливостей:

4.2.3.1. Вартість кожної будівлі та споруди визначається на підставі одиничних показників вартості будівництва.

4.2.3.2. Джерелами інформації про укрупнені показники вартості будівництва є:

укрупнені показники вартості будівництва будівель трансформаторних підстанцій та розподільних пунктів, що наведені в додатках 4 та 5 до цієї Методики;

укрупнені показники вартості будівництва інших типових будівель, споруд та передавальних пристроїв, що зазвичай входять до складу основних засобів підприємств, що здійснюють діяльність у сферах розподілу електричної енергії (передачі електричної енергії місцевими (локальними) електромережами) та постачання електричної енергії, що наведені в додатку 4 до цієї Методики;

кошторисна документація будівельно-монтажних підприємств, які використовуються виключно за умови відсутності необхідних даних, наведених у додатках 4, 5 та 8 до цієї Методики;

інші джерела інформації про укрупнені показники вартості будівництва, які можуть використовуватися за умови відсутності зазначених вище у цьому пункті джерел.

4.2.3.3. Під час розрахунку вартості заміщення 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 одиничного показника вартості будівництва об'єкта порівняння застосовуються поправки, у тому числі визначені відповідно до джерел інформації.

4.2.3.4. Укрупнені показники вартості будівництва включають прямі та накладні витрати, у тому числі витрати на проектні та вишукувальні роботи, непередбачені витрати тощо, а також кошторисний прибуток (прибуток підрядника).

4.2.3.5. Під час визначення вартості заміщення (відтворення) прибуток забудовника (інвестора), податок на додану вартість не враховуються.

4.2.3.6. Визначення фізичного зносу та коефіцієнта оптимізації будівель, споруд та передавальних пристроїв проводиться відповідно до вимог пунктів 4.6, 4.12 цього розділу.

4.2.4. Оцінка вартості трансформаторних підстанцій низької напруги (0,38 - 10 кВ) (далі - ТП), комплектних трансформаторних підстанцій низької напруги (0,38 - 10 кВ) (далі - КТП) та розподільних пунктів низької напруги (0,38 - 10 (6) кВ) (далі - РП) виконується із застосуванням комбінування витратного та порівняльного методичних підходів.

4.2.4.1. Вартість ТП визначається відповідно до комплектації РУ 10 (6) кВ і РУ 0,38 кВ на підставі показників вартості, що наведені в додатку 9 до цієї Методики, а у разі відсутності таких даних у зазначеному додатку - на підставі інформації ринку про ціни на подібне обладнання.

4.2.4.2. Вартість КТП оцінюється шляхом застосування порівняльного підходу на підставі показників вартості, наведених у додатку 9 до цієї Методики, а у разі відсутності таких даних у зазначеному додатку - на підставі інформації ринку про ціни на подібне обладнання.

4.2.4.3. Вартість РП оцінюється з урахуванням його комплектації на підставі показників вартості, наведених у додатку 9 до цієї Методики, а у разі відсутності таких даних у зазначеному додатку - на підставі ринкової інформації про ціни на подібне обладнання.

4.2.4.4. Визначення фізичного зносу та коефіцієнта оптимізації ТП, КТП та РП проводиться відповідно до вимог пунктів 4.6, 4.12 цього розділу.

4.2.5. Оцінка вартості силового та електротехнічного обладнання, засобів телемеханіки, високочастотного зв'язку та інших комутаційних пристроїв, за винятком обладнання, що встановлене на ПС, проводиться шляхом застосування порівняльного методичного підходу.

4.2.5.1. З метою формування сукупності об'єктів порівняння аналізуються ціни на ідентичне або подібне майно з таких джерел інформації:

додатки до цієї Методики;

прейскуранти виробників та дилерів на ідентичне або подібне обладнання;

ціни на ідентичне або подібне обладнання, яке було у використанні і представлене до продажу на вторинному ринку;

ціни на нове обладнання, що були запропоновані продавцями, у тому числі виробником, у відповідь на запити суб'єкта оціночної діяльності.

Джерелами інформації є додатки до цієї Методики. Інформація з інших джерел використовується виключно у разі її відсутності в додатках до цієї Методики.

4.2.5.2. Вартість зазначених активів визначається на підставі ринкових цін на подібне обладнання або його окремі складові частини (блоки, вузли, агрегати). Подібним обладнанням уважається обладнання, подібне за функціональним призначенням, яке за своїми технічними характеристиками відповідає відповідним технічним характеристикам об'єкта оцінки або має незначні відмінності від них. У разі визначення вартості на підставі аналізу цін на подібні за функціональним призначенням об'єкти визначення ринкової вартості проводиться з урахуванням відмінностей між технічними характеристиками об'єкта оцінки і відповідними характеристиками подібних об'єктів. Для оцінки обладнання, фактичний строк експлуатації якого перевищує його нормативний строк експлуатації, обираються подібні за віком та фізичним станом об'єкти.

4.2.5.3. У разі оцінки активів, введення в експлуатацію яких потребувало проведення робіт з їх монтажу та налагодження, ринкова вартість таких активів збільшується на витрати, пов'язані з доставкою, монтажем та пусконалагоджувальними роботами. Джерелами інформації про витрати на монтаж та пусконалагоджувальні роботи є дані постачальників, статистичні дані, дані підприємства щодо таких витрат.

4.2.5.4. У разі урахування інформації про ціни на імпортне обладнання залежно від умов постачання під час оцінки враховуються митні платежі згідно з вимогами законодавства України з питань державної митної справи, чинними на дату оцінки.

4.2.5.5. Розрахунок фізичного зносу та коефіцієнта оптимізації силового та електротехнічного обладнання, засобів телемеханіки, високочастотного зв'язку та інших комутаційних пристроїв виконується відповідно до вимог пунктів 4.6, 4.12 цього розділу.

4.2.6. Визначення ринкової вартості колісних транспортних засобів проводиться відповідно до пункту 3.9 розділу III цієї Методики.

Оцінка інших транспортних засобів проводиться шляхом застосування порівняльного підходу на підставі інформації про ціни на ідентичне або подібне майно, включаючи інформацію виробника.

4.2.7. Оцінка інших основних засобів, що не зазначені в підпунктах 4.2.1 - 4.2.6 цього пункту (включаючи вимірювальні та регулювальні прилади, обчислювальну та офісну техніку, комп'ютери, інвентар тощо), проводиться відповідно до пункту 3.10 розділу III цієї Методики.

4.3. Визначення вартості об'єктів капітальних інвестицій, які підлягають оцінці, проводиться відповідно до пункту 3.12 розділу III цієї Методики.

4.4. Оцінка нематеріальних активів проводиться відповідно до пункту 3.13 розділу III цієї Методики.

4.5. Для оцінки активів підприємств, які здійснюють діяльність у сферах розподілу електричної енергії (передачі електричної енергії місцевими (локальними) електромережами) та постачання електричної енергії, під час визначення вартості заміщення (відтворення) на підставі інформації про укрупнені показники вартості, яка наведена у додатках до цієї Методики, до зазначених показників застосовуються індекси цін, визначені відповідно до пункту 3.7 розділу III цієї Методики, з урахуванням того, що зазначені укрупнені показники вартості визначені станом на 01 липня 2012 року.

4.6. Оцінка фізичного зносу активів підприємств, які здійснюють діяльність у сферах розподілу електричної енергії (передачі електричної енергії місцевими (локальними) електромережами) та постачання електричної енергії, у випадках, визначених цим розділом, 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,


де Зфіз - фізичний знос активу, що оцінюється, відсотки;

Сф - фактичний строк експлуатації активу, місяці або роки;

Сн - нормативний строк експлуатації активу, місяці або роки.

У разі коли 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

 


де Пфіз - поправка на різницю фізичних станів об'єкта оцінки та подібного об'єкта;

Зфо - фізичний знос об'єкта оцінки, відсотки;

Зфа - фізичний знос подібного об'єкта, відсотки.

4.7. З метою врахування незвичайних (нетипових) умов експлуатації об'єкта, пошкодження внаслідок аварії або неповної укомплектованості в переліках активів зазначається фізичний стан (наявність складових) такого об'єкта. У такому разі фізичний знос активу визначається з урахуванням зазначеної у переліках активів інформації.

4.8. 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, що 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 ЛЕП, виконується за такою формулою:

Зфіз = (0,2 +

Срек
_____
Сн

) х 100,


де Срек - проміжок часу, що минув з дати проведення останньої реконструкції активу до дати оцінки, місяці або роки.

Розрахунок фізичного зносу ЛЕП, яка була реконструйована, виконується за такою формулою:

  

,


 

де Lрі - довжина реконструйованих ділянок ЛЕП, кілометри, метри;

Срек i- час, що минув з дати проведення реконструкції певної ділянки ЛЕП до дати оцінки, місяці або роки;

Lо - довжина ділянок ЛЕП, що не були реконструйовані, кілометри, метри;

Lзаг - загальна довжина ЛЕП, кілометри, метри.

З метою розрахунку фізичного зносу активів підприємств, що здійснюють діяльність у сферах розподілу електричної енергії (передачі електричної енергії місцевими (локальними) електромережами) та постачання електричної енергії, відповідно до вимог цього розділу нормативні строки експлуатації активів обираються, виходячи з даних, наведених у додатку 10 до цієї Методики.

4.9. Фізичний знос об'єкта, що складається з декількох активів, розраховується окремо щодо кожного активу, що входить до складу такого об'єкта.

4.10. У разі коли результатом розрахунку фізичного зносу всіх активів, що входять до складу ПС, ліній передачі електроенергії, а також для будівель усіх типів незалежно від їх функціонального призначення за формулами, що наведені в пункті 4.6 та пункті 4.12 цього розділу, є величина, більша за 80 відсотків, фізичний знос вважається таким, що дорівнює 80 відсоткам. У разі коли результатом розрахунку фізичного зносу інших активів за формулами, що наведені в пункті 4.6 та пункті 4.12 цього розділу, є величина, більша за 90 відсотків, фізичний знос вважається таким, що дорівнює 90 відсоткам.

4.11. 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.

4.12. Коефіцієнт оптимізації витрат Копт визначається за такою формулою:

Копт = (Кзакт х Крез)n,

 


де Кзакт - коефіцієнт завантаження активів. До складу активів входять будівлі та споруди, що належать до ПС, ТП, КТП, РП; машини, обладнання, вимірювальні та регулюючі прилади, встановлені на ПС, ТП, КТП, РП; ЛЕП;

Крез - коефіцієнт резервування;

n - коефіцієнт гальмування.

4.13. Коефіцієнт завантаження активів розраховується суб'єктом оціночної діяльності за наданою підприємством інформацією окремо по кожному підрозділу електричних мереж підприємства та по підприємству в цілому.

За період 3 роки, що передують даті оцінки, підприємством обирається в кожному році місяць, що відповідає максимальному навантаженню. У відібраних місяцях аналізуються показники завантаження кожної трансформаторної підстанції високої напруги (35 (27,5) - 750 кВ), визначені відповідно до пункту 4.14 цього розділу, кожного підрозділу електричних мереж, визначених відповідно до пункту 4.15 цього розділу, та активів підприємства в цілому, визначених відповідно до пункту 4.16 цього розділу.

На підставі проведеного аналізу завантаження виявляється найбільше значення коефіцієнта завантаження по підприємству в цілому. Для розрахунку коефіцієнта оптимізації витрат за формулою, що наведена в пункті 4.12 цього розділу, обираються показники завантаження за підрозділами електричних мереж за той місяць відповідного року, коли підприємство в цілому мало найбільше значення показника завантаження.

У разі якщо окремий підрозділ електричних мереж підприємства не має у своєму складі трансформаторних підстанцій високої напруги, коефіцієнт завантаження такого підрозділу приймається рівним коефіцієнту завантаження по підприємству в цілому.

У разі якщо у складі активів підприємства відсутні трансформаторні підстанції високої напруги (35 (27,5) - 750 кВ), використовується показник завантаження трансформаторних підстанцій низької напруги (0,38 - 10 кВ).

4.14. Коефіцієнт завантаження активів окремої трансформаторної підстанції високої напруги Кзпс розраховується за такою формулою:

Кзпс =

ТЕ
______,
cosj  х Тміс х Ппс

 


де ТЕ - зафіксований лічильниками обсяг трансформації електроенергії на трансформаторах окремої трансформаторної підстанції, безпосередньо підключених до мереж високої напруги, без врахування тих, що задіяні в повторній трансформації, за місяць, що відповідає максимальному навантаженню, року, що аналізується, МВт·год;

cosj - коефіцієнт потужності, що відображає відношення активної потужності до повної потужності. Для цілей цієї Методики приймається рівним 0,92;

Тміс - кількість годин у місяці, що відповідає максимальному навантаженню, року, що аналізується, години;

Ппс - загальна номінальна потужність трансформаторів окремої трансформаторної підстанції, безпосередньо підключених до мереж високої напруги, без врахування резервних трансформаторів та трансформаторів, що задіяні в повторній трансформації, МВА. Номінальна потужність трансформатора - найбільша електрична потужність трансформатора, з якою він може працювати без перевантаження відповідно до технічної документації на таке обладнання.

4.15. Коефіцієнт завантаження активів окремого підрозділу електричних мереж Кзпр як середньозважене значення таких коефіцієнтів по всіх трансформаторних підстанціях високої напруги розраховується за такою формулою:

Кзпр =

е(Кзпс х Ппс)
_____,
еПпс

 


де еПпс - загальна номінальна потужність трансформаторів, безпосередньо підключених до мереж високої напруги, без врахування резервних трансформаторів та трансформаторів, що задіяні у повторній трансформації, усіх трансформаторних підстанцій високої напруги, що входять до складу окремого підрозділу електричних мереж підприємства, МВА.

4.16. Коефіцієнт завантаження активів підприємства в цілому Кзакт як середньозважене значення таких коефіцієнтів по всіх окремих підрозділах електричних мереж підприємства розраховується за такою формулою:

Кзакт =

е(Кзпр х Ппр)
_____,
еПпр

 


де Ппр - загальна номінальна потужність трансформаторів, безпосередньо підключених до мереж високої напруги, без врахування резервних трансформаторів та трансформаторів, що задіяні в повторній трансформації, усіх трансформаторних підстанцій окремого підрозділу електричних мереж, що входить до складу підприємства, МВА;

еПпр - загальна номінальна потужність трансформаторів, безпосередньо підключених до мереж високої напруги, без врахування резервних трансформаторів та трансформаторів, що задіяні в повторній трансформації, усіх трансформаторних підстанцій усіх підрозділів електричних мереж, що входять до складу підприємства, МВА.

4.17. Для проведення суб'єктом оціночної діяльності розрахунків коефіцієнтів завантаження активів за формулами, зазначеними в пунктах 4.14 - 4.16 цього розділу, підприємство в повному обсязі готує інформацію для таких розрахунків, яку оформлює належним чином як вихідні дані і надає суб'єкту оціночної діяльності, що передбачається умовами договору на проведення оцінки.

4.18. Коефіцієнт резервування враховує вимоги щодо безперебійного забезпечення електричною енергією споживачів і для цілей цього розділу дорівнює 1,7.

4.19. Коефіцієнт гальмування відображає нелінійну залежність вартості активу від його технічних характеристик і для цілей цього розділу дорівнює 0,7.

4.20. У разі коли результат розрахунку за формулою, що наведена в пункті 4.12 цього розділу, є більшим за одиницю, коефіцієнт оптимізації приймається рівним одиниці.

4.21. Відповідно до формули, що зазначена в пункті 4.12 цього розділу, за відібраними показниками завантаження кожного підрозділу електричних мереж підприємства розраховуються коефіцієнти оптимізації витрат за кожним таким підрозділом.

Визначений коефіцієнт оптимізації в розрізі кожного підрозділу електричних мереж підприємства застосовується до вартості таких груп активів відповідного підрозділу підприємства, що визначені з урахуванням їх фізичного зносу:

будівлі та споруди, що належать до ПС, ТП, КТП, РП;

машини, обладнання, вимірювальні та регулюючі прилади, встановлені на ПС, ТП, КТП, РП;

ЛЕП.

Для інших груп активів коефіцієнт оптимізації не застосовується.

 

Директор Департаменту координації
розробки та виконання програмних
документів, оцінки та розпорядження
об'єктами державної власності

М. Горяйнов


 

Додаток 1
до Методики оцінки активів суб'єктів природних монополій, суб'єктів господарювання на суміжних ринках у сфері комбінованого виробництва електричної та теплової енергії


Зразок


ВИСНОВОК
про вартість активів

__
(повне найменування підприємства)

 

__________
                  (код згідно з ЄДРПОУ)

Місцезнаходження:
_______
_______

Суб'єкт оціночної діяльності - суб'єкт господарювання __
_,
                                             (повне найменування суб'єкта оціночної діяльності)
що діє на підставі договору від N ______ на проведення незалежної оцінки активів _____, які використовуються
                                                  (повне найменування підприємства)
для , що підлягає регулюванню відповідно
                                               (назва сфери діяльності)
до Закону України "Про природні монополії", укладеного з __________,
                                                                                                                                                  (повне найменування підприємства)
провів незалежну оцінку таких активів згідно з основним та додатковим переліками, затвердженими 20__ р. _, і надає висновок
                                                                       (посада керівника підприємства)
про вартість таких активів станом на 20__ р.:
                                                                                                (дата оцінки)


N з/п

Інвентарний номер

Показник

Вартість, гривень

за даними бухгалтерського обліку, що включається у підсумок балансу

за результатами переоцінки на засадах незалежної оцінки

1

 

Залишкова вартість нематеріальних активів, усього

 

 

 

 

у тому числі:

 

 

1.1

 

права користування природними ресурсами:

 

 

1.2

 

права користування майном:

 

 

1.3

 

права на комерційні позначення:

 

 

1.4

 

права на об'єкти промислової власності:

 

 

1.5

 

авторське право та суміжні з ним права:

 

 

1.6

 

інші нематеріальні активи:

 

 

2

 

Незавершені капітальні інвестиції, усього

 

 

 

 

у тому числі:

 

 

2.1

 

капітальне будівництво:

 

 

2.2

 

придбання (виготовлення) основних засобів, у тому числі устаткування для монтажу:

 

 

2.3

 

придбання (виготовлення) інших необоротних матеріальних активів:

 

 

2.4

 

придбання (створення) нематеріальних активів:

 

 

3

 

Залишкова вартість основних засобів, усього

 

 

 

 

у тому числі:

 

 

3.1

 

капітальні витрати на поліпшення земель:

 

 

3.2

 

будинки та споруди:

 

 

3.3

 

машини та обладнання:

 

 

3.4

 

транспортні засоби:

 

 

3.5

 

інструменти, прилади, інвентар:

 

 

3.6

 

інші основні засоби:

 

 

3.7

 

малоцінні необоротні матеріальні активи:

 

 


__________
(оцінювач)

_____
(підпис)

__________
(ініціали та прізвище)

Керівник суб'єкта оціночної
діяльності

 
_____
(підпис)
М. П.

 
__________
(ініціали та прізвище)


 

Додаток 2
до Методики оцінки активів суб'єктів природних монополій, суб'єктів господарювання на суміжних ринках у сфері комбінованого виробництва електричної та теплової енергії


Показники вартості типових ВРУ1 для ПС2 35 - 150 кВ за цінами станом на 01 липня 2012 року (без ПДВ), тис. грн

Найменування

Напруга, кВ

Кількість та потужність трансформаторів, МВА

Номер схеми

Вартість будівельно-монтажних робіт, тис. грн

Вартість обладнання, тис. грн

Інші витрати, тис. грн

Загальні витрати на будівництво ПС (без урахування вартості силових трансформаторів та РУ3 низької сторони), тис. грн

1

2

3

4

5

6

7

8

ПС 35/10

35/10 (6)

2х4

35-1

4719,00

6135,00

944,00

11798,00

ПС 35/10

35/10 (6)

2х4

35-2

5314,00

6909,00

1063,00

13286,00

ПС 35/10

35/10 (6)

2х4

35-3

5884,00

7649,00

1177,00

14710,00

ПС 35/10

35/10 (6)

2х4

35-4

5884,00

7649,00

1177,00

14710,00

ПС 35/10

35/10 (6)

2х4

35-5

7001,00

9101,00

1400,00

17502,00

ПС 110/10

110/10 (6)

2х40

110-1

10286,00

13372,00

2058,00

25716,00

ПС 110/10

110/10 (6)

2х16

110-2

12278,00

15962,00

2456,00

30696,00

ПС 110/10

110/10 (6)

2х40

110-3

12508,00

16260,00

2502,00

31270,00

ПС 110/10

110/10 (6)

2х40

110-4

12508,00

16260,00

2502,00

31270,00

ПС 110/10

110/10 (6)

2х40

110-6

17402,00

22622,00

3480,00

43504,00

ПС 110/10

110/10 (6)

2х40

110-7

17393,00

22611,00

3479,00

43483,00

ПС 150/10

150/10 (6)

2х40

150-1

11024,00

14331,00

2204,00

27559,00

ПС 150/10

150/10 (6)

2х40

150-2

13476,00

17518,00

2695,00

33689,00

ПС 150/10

150/10 (6)

2х40

150-3

13775,00

17908,00

2755,00

34438,00

ПС 150/10

150/10 (6)

2х40

150-4

13775,00

17908,00

2755,00

34438,00

ПС 150/10

150/10 (6)

2х40

150-6

19924,00

25901,00

3984,00

49809,00

ПС 150/10

150/10 (6)

2х40

150-7

19944,00

25927,00

3988,00

49859,00

ПС 110/35/10 (6)

110/35/10 (6)

2х40

110-1

14770,00

19202,00

2954,00

36926,00

ПС 110/35/10 (6)

110/35/10 (6)

2х40

110-2

16830,00

21879,00

3366,00

42075,00

ПС 110/35/10 (6)

110/35/10 (6)

2х40

110-3

17141,00

22283,00

3428,00

42852,00

ПС 110/35/10 (6)

110/35/10 (6)

2х40

110-4

17141,00

22283,00

3428,00

42852,00

ПС 110/35/10 (6)

110/35/10 (6)

2х40

110-6

22266,00

28946,00

4454,00

55666,00

ПС 110/35/10 (6)

110/35/10 (6)

2х40

110-7

22266,00

28946,00

4454,00

55666,00

ПС 150/35/10 (6)

150/35/10 (6)

2х40

150-1

15508,00

20160,00

3101,00

38769,00

ПС 150/35/10 (6)

150/35/10 (6)

2х40

150-2

18061,00

23480,00

3612,00

45153,00

ПС 150/35/10 (6)

150/35/10 (6)

2х40

150-3

18408,00

23930,00

3682,00

46020,00

ПС 150/35/10 (6)

150/35/10 (6)

2х40

150-4

18408,00

23930,00

3682,00

46020,00

ПС 150/35/10 (6)

150/35/10 (6)

2х40

150-6

24788,00

32225,00

4958,00

61971,00

ПС 150/35/10 (6)

150/35/10 (6)

2х40

150-7

24788,00

32225,00

4958,00

61971,00



1 Високовольтні відкриті розподільні установки.

2 Трансформаторні підстанції високої напруги.

3 Розподільна установка.

Примітки:

1. Витрати на будівництво ПС (без врахування вартості силових трансформаторів та РУ низької сторони) наведені з врахуванням витрат на будівництво таких елементів ПС:

загальнопідстанційний пункт керування ПС (ЗПК ПС);

зв'язок та телемеханіка ПС;

загальнопідстанційні вузли ПС.

2. Витрати на будівництво ПС (без урахування вартості силових трансформаторів та РУ низької сторони) для ПС 150 (110)/35/10(6) кВ наведені для схеми ВРУ 35-5.

3. Витрати на будівництво ПС (без врахування вартості силових трансформаторів та РУ низької сторони) наведені для ПС з використанням елегазових вимикачів.

4. Показники витрат на будівництво ПС (без врахування вартості силових трансформаторів та РУ низької сторони) з використанням масляних та повітряних вимикачів визначаються із застосуванням коефіцієнтів 0,85 (для повітряних вимикачів) і 0,8 (для масляних вимикачів).

5. Вартість комплектних трансформаторних підстанцій високої напруги блочного типу визначається з коефіцієнтом 0,9 до показника витрат на будівництво ПС (без урахування вартості силових трансформаторів та РУ низької сторони) напругою 150 (110)/35/10(6) кВ та з коефіцієнтом 0,7 до показника витрат на будівництво ПС (без урахування вартості силових трансформаторів та РУ низької сторони) напругою 150 (110)/10(6) кВ.

 

Додаток 3
до Методики оцінки активів суб'єктів природних монополій, суб'єктів господарювання на суміжних ринках у сфері комбінованого виробництва електричної та теплової енергії


Опосередковані показники вартості будівництва вузлів ПС1 110/35/10 (6) і 35/10(6) кВ за цінами станом на 01 липня 2012 року (без ПДВ)

N з/п

Вузол ПС

Кошторисна вартість

Інші витрати

Загальна кошторисна вартість, тис. грн

Орієнтовна площа, зайнята обладнанням, м2

будівельно-
монтажних робіт, тис. грн

обладнання, тис. грн

усього, тис. грн

у тому числі вартість проектних робіт та експертизи проекту, тис. грн

1

2

3

4

5

6

7

8

1

Установлення силових трансформаторів напругою, потужністю:

 

 

 

 

 

 

1.1

110/35/10(6) кВ, 10 МВА

156,3

3266,2

306,9

111,6

3729,4

105,0

1.2

110/35/10(6) кВ, 16 МВА

160,1

4139,0

378,1

140,0

4677,2

110,0

1.3

110/35/10(6) кВ, 25 МВА

189,3

7103,1

621,9

236,8

7914,3

110,0

1.4

110/35/10(6) кВ, 40 МВА

194,2

10839,5

924,0

357,4

11957,7

130,0

1.5

110/10 кВ, 6,3 МВА

131,3

2110,7

207,1

73,3

2449,1

95,0

1.6

110/10 кВ, 10 МВА

152,9

2754,8

264,4

94,9

3172,2

95,0

1.7

110/10 кВ, 16 МВА

152,8

3592,1

331,8

122,0

4076,7

105,0

1.8

110/10 кВ, 25 МВА

187,0

6169,5

547,2

206,6

6903,7

105,0

1.9

110/10 кВ, 40 МВА

193,8

9390,5

807,9

310,7

10392,3

114,0

1.10

35/10 кВ, 2,5 МВА

49,6

1168,4

110,3

37,5

1328,3

30,0

1.11

35/10 кВ, 4,0 МВА

73,1

1247,0

121,2

40,6

1441,3

43,0

1.12

35/10 кВ, 6,3 МВА

99,0

1621,4

153,8

52,9

1874,2

43,0

1.13

35/10 кВ, 10 МВА

111,5

2155,6

201,2

69,6

2468,2

53,0

2

Вузли ВРУ2 110 кВ:

 

 

 

 

 

 

2.1

Приєднання 110 кВ силового трансформатора без вимикача

31,2

873,9

76,0

28,8

981,1

130,0

2.2

Приєднання 110 кВ силового трансформатора з вимикачем елегазовим 110 кВ бакового типу з вбудованими трансформаторами струму

53,1

1681,2

144,4

55,1

1878,7

170,0

2.3

Приєднання 110 кВ силового трансформатора з вимикачем ВЭБ 110 II - 40/2500 із вбудованими трансформаторами струму

51,1

1990,7

168,0

64,9

2209,8

160,0

2.4

Приєднання лінії 110 кВ з вимикачем елегазовим 110 кВ колонного типу

136,0

1477,8

135,0

51,0

1748,8

215,0

2.5

Приєднання лінії 110 кВ з вимикачем ВЭБ 110 II - 40/2500 із вбудованими трансформаторами струму

133,2

1798,3

159,2

61,1

2090,6

205,0

2.6

Приєднання лінії 110 кВ з роз'єднувачем

104,3

132,2

18,5

5,4

255,0

100,0

2.7

Приєднання секційного вимикача елегазового 110 кВ колонного типу

39,0

1422,0

121,6

46,5

1582,5

135,0

2.8

Приєднання секційного вимикача 110 кВ ВЭБ 110 II - 40/2500 із вбудованими трансформаторами струму

47,0

1774,6

152,9

57,9

1974,5

125,0

2.9

Приєднання трансформатора напругою 110 кВ

19,3

970,3

81,7

31,6

1071,3

72,0

2.10

Приєднання ремонтної перемички 110 кВ

38,5

229,6

29,6

8,4

297,8

125,0

3

Вузли ВРУ 35 кВ:

 

 

 

 

 

 

3.1

Приєднання 35 кВ силового трансформатора з вимикачем

27,1

941,3

78,4

29,0

1046,7

35,0/
600,03

3.2

Приєднання лінії 35 кВ з вимикачем

55,5

686,4

61,7

22,1

803,6

30,0

3.3

Приєднання лінії 35 кВ з роз'єднувачем

51,7

59,1

15,8

4,9

126,6

20,0

3.4

Приєднання секційного вимикача 35 кВ

24,3

789,5

69,0

24,3

882,8

25,0

3.5

Приєднання трансформаторів напругою 35 кВ

8,5

91,7

9,2

3,0

109,4

18,0

4

Вузли обладнання 10 кВ:

 

 

 

 

 

 

4.1

ЗРУ4 10 кВ ПС 110/10, 110/35/10 і 35/10 кВ:

 

 

 

 

 

260,05

4.1.1

Камера 10 кВ вводу від силового трансформатора з вакуумним вимикачем

27,5

312,4

27,2

10,4

367,1

6,9

4.1.2

Камера секційного вакуумного вимикача 10 кВ

27,5

290,3

15,2

9,4

333,1

6,9

4.1.3

Камера секційного роз'єднувача 10 кВ

27,5

172,2

15,6

6,0

215,3

6,9

4.1.4

Камера лінії 10 кВ з вакуумним вимикачем

27,5

249,2

21,9

8,4

298,7

6,9

4.1.5

Камера з трансформаторами напругою 10 кВ

27,5

82,0

8,1

3,2

117,7

6,9

4.1.6

Камери з іншим обладнанням 10 кВ

27,5

82,0

8,1

3,2

117,7

4,5

4.2

Трансформатор власних потреб зовнішнього установлення потужністю, кВА:

 

 

 

 

 

 

4.2.1

250

8,2

173,2

15,8

5,8

197,3

16,0

4.2.2

160

10,5

165,3

15,8

5,6

191,6

12,0

4.2.3

100

10,5

160,5

15,4

5,4

186,4

10,0

4.3

Заземлювальний реактор 10 кВ

38,6

532,4

51,8

18,1

622,8

26,0

5

ЗПК6:

 

 

 

 

 

 

5.1

ЗПК ПС 110/35/10 і ПС 110/10 кВ7

 

 

 

 

 

302,0/
345,048

5.1.1

Панелі керування, ДЗТ9 резервного захисту та РПН10 силового трансформатора (чотири панелі)

171,6

392,4

54,3

16,5

618,3

48,0

5.1.2

Панелі ДФЗ11 і резервного захисту лінії 110 кВ з вимикачем (дві панелі)

98,0

424,6

52,3

15,7

574,9

24,0

5.1.3

Панелі секційного вимикача 110 кВ (одна панель)

49,0

212,6

26,2

7,8

287,8

24,0

5.1.4

Панель трансформаторів напругою 110 кВ (одна панель на дві секції 110 кВ)

49,0

60,3

10,0

3,1

119,3

12,0

5.1.5

Панелі вводів 35 кВ та секційного вимикача 35 кВ (одна панель на два вводи)

98,0

178,9

26,2

8,0

303,1

36,0

5.1.6

Панелі керування та захисту ліній 35 кВ з вимикачем (дві панелі на дві лінії 35 кВ)

49,0

60,3

10,0

3,1

119,3

24,0

5.1.7

Панель трансформаторів напругою 35 кВ (одна панель на дві секції 35 кВ)

98,0

178,9

26,2

8,0

303,1

12,0

5.1.8

Панелі вводів 10 кВ та секційного вимикача 10 кВ (одна панель на два вводи)

98,0

178,9

26,2

8,0

303,1

24,0

5.1.9

Панелі керування та захисту заземлювального реактора (одна панель на дві секції 10 кВ)

49,0

212,6

26,2

7,8

287,8

12,0

5.1.10

Шафа оперативного постійного струму (ШОТ)

47,7

350,3

40,7

12,1

438,7

12,0

5.1.11

Шафи з низьковольтною апаратурою (три шафи)

142,2

374,0

50,2

15,2

566,4

36,0

5.1.12

Інші панелі загального користування (центральної сигналізації, керування шинними апаратами 110-10 кВ, автоматики вимикачів 110 і 35 кВ, ПРВВ12, торцеві панелі - всього чотири панелі)

 

 

 

 

 

 

5.2

ЗПК ПС 35/10 кВ:

 

 

 

 

 

26,0613

5.2.1

Шафи захисту та регулювання напруги трансформатора (РШ XIII + РШ XIX Б)

8,5

272,9

22,5

8,3

303,9

5,2

5.2.2

Шафа захисту лінії 35 кВ (РШ XV М)

4,2

136,5

11,3

4,2

151,9

2,6

5.2.3

Шафа секційного вимикача 35 кВ (РШ XV К)

4,2

136,5

11,3

4,2

151,9

2,6

5.2.4

Шафа АЧР14 10 кВ (РШ XVII)

4,2

136,5

11,3

4,2

151,9

2,6

5.2.5

Панель власних потреб

3,9

107,6

5,5

3,2

117,0

5,2

6

Загальнопідстанційні вузли:

 

 

 

 

 

 

6.1

Кабельне господарство ПС, на 10 м2 Поб15

21,3

-

1,3

0,5

22,6

 

6.2

Заземлення ПС на 10 м2 Пз16

0,3

-

0,1

-

0,4

 

6.3

Освітлення відкритої частини ПС, блискавкозахист ПС, на 10 м2 Пз

0,1

0,1

-

-

0,2

 

6.4

Експлуатаційний та протипожежний інвентар ПС, на одну ПС

3,3

7,8

1,1

0,3

12,1

 

6.5

Внутрішньомайданчикові автодороги, на 10 м2 Пз

1,4

-

0,1

0,0

1,5

 

6.6

Водопостачання та каналізація, зовнішні мережі, на 10 м2 Поб

6,0

-

0,4

0,2

6,4

 

6.7

Вертикальне планування території, на 10 м2 Пз

0,6

-

0,2

-

0,7

 

6.8

Благоустрій площадки, на 10 м2 П3

0,2

-

0,1

-

0,3

 

6.9

Масловідводи на один силовий трансформатор

148,1

-

8,9

4,0

157,0

 

6.10

Маслоуловлювачі ємністю, м3:

 

 

 

 

 

 

6.10.1

38

112,6

-

30,2

3,0

142,8

 

6.10.2

80

203,5

-

45,4

5,5

249,0

 

6.10.3

125

223,4

-

52,3

6,0

275,7

 

6.11

Під'їзна автодорога, 100 пог. м

143,9

-

16,3

4,1

160,2

 

6.12

Зовнішня огорожа (із залізобетонних панелей), 25 пог. м

21,2

-

3,8

0,6

25,1

 

6.13

Охоронна та протипожежна сигналізація, на одну ПС

352,6

-

21,1

9,4

373,7

 

6.14

Улаштування комерційного обліку електроенергії

560,1

244,2

20,5

8,2

824,8

 

7

Зв'язок та телемеханіка ПС

 

 

 

 

 

 

7.1

Канал високочастотного зв'язку

109,1

598,8

89,3

21,8

797,2

 

7.2

Канал УКХ17 радіозв'язку

65,0

42,4

15,8

3,2

123,2

 

7.3

Телемеханіка ПС (пристрій RTU560, радіомодем Satelline-3AS Epic), об'єкт

73,6

46,4

18,2

3,5

138,2

 

7.4

Телемеханіка ПС (пристрій УМКП4.1 на базі ПТК V2000, вимірювальні перетворювачі струму напруги, потужності), об'єкт

49,9

192,6

17,0

7,8

259,5

 

7.5

Електроживлення установок ЗДТК18

73,3

310,8

35,2

11,9

419,4

 

7.6

Підвішування грозозахисного троса із вмонтованим оптиковолоконним кабелем зв'язку, на 1 км ПЛ19

252,1

-

23,0

6,6

275,1

 

8

Інші вузли:

 

 

 

 

 

 

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

Одна ПС

1147,4

3133,2

398,5

130,5

4679,2

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

Одна ПС

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

Комірка

175,6

789,1

72,6

29,4

1037,4

8.4

Комірка лінійна 35 кВ на діючій ПС з вакуумним вимикачем, у тому числі: вакуумний вимикач, трансформатори струму, лінійні роз'єднувачі

Комірка

234,6

414,7

54,0

18,8

703,2

8.5

Комірка лінійна 10(6) кВ на діючій ПС з вакуумним вимикачем

Комірка

67,2

156,5

16,9

6,3

240,6

8.6

Вимикач елегазовий 110 кВ колонного типу

Шт.

60,0

300,0

30,0

12,0

390,0

8.7

Вимикач вакуумний 35 кВ

Шт.

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

Комплект

50,2

144,8

23,3

6,1

218,3


_
1 Трансформаторні підстанції високої напруги.

2 Високовольтні відкриті розподільні установки.

3 У чисельнику наведено орієнтовну площу, зайняту приєднанням силового трансформатора на ПС 35/10 кВ, у знаменнику - площу такого самого приєднання на ПС 110/35/10 кВ.

4 Закрита розподільна установка.

5 Орієнтовна площа, зайнята ЗРУ 10 кВ ПС об'єкта-аналога, прийнятого для визначення нормативів вартості будівництва комірок ЗРУ 10 кВ.

6 Загальнопідстанційний пункт керування.

7 Вартість установлення таких панелей ураховано часткою у вартості панелей.

8 Орієнтовна площа, зайнята ЗПК ПС подібного об'єкта, прийнятого для визначення нормативів вартості панелей керування та релейного захисту вузлів основного обладнання.

9 Диференційний захист трансформатора.

10 Регулювання напруги трансформатора під напругою.

11 Диференційно-фазний захист.

12 Пристрій резервування відмови вимикача.

13 Площа контейнера для розміщення шаф РШ керування та релейного захисту обладнання ПС 35/10 (6) кВ.

14 Автоматичне частотне розвантаження.

15 Площа, зайнята під обладнання.

16 Площа, зайнята під ПС.

17 Ультракороткі хвилі.

18 Засоби диспетчерсько-технологічного керування.

19 Повітряна лінія передачі електроенергії.

20 Закрита підстанція.

Примітки:

1. Показники вартості будівництва приєднань 150 кВ визначають із застосуванням коефіцієнта 1,3 до відповідних показників вартості будівництва приєднань 110 кВ.

2. Площа контейнера (поставка АТ "РЗВА") для розміщення шаф РШ керування та релейного захисту обладнання ПС 35/10 (6) кВ.

3. Показники вартості будівництва приєднань ВРУ з використанням масляних та повітряних вимикачів визначаються із застосуванням коефіцієнтів 0,7 (для повітряних вимикачів) і 0,6 (для масляних вимикачів) до відповідних показників вартості будівництва приєднань ВРУ.

4. Інші витрати передбачають: вартість проектних робіт та експертизи проекту, видачу містобудівних умов і обмежень забудови земельної ділянки, розбиття основних осей споруд, перенесення їх у натуру та закріплення на місцевості пунктами та знаками.

 

Додаток 4
до Методики оцінки активів суб'єктів природних монополій, суб'єктів господарювання на суміжних ринках у сфері комбінованого виробництва електричної та теплової енергії


Опосередковані одиничні показники вартості будівель електричних підстанцій за цінами станом на 01 липня 2012 року (без ПДВ), грн/м3

Тип будівлі

Вартість заміщення

Будівлі допоміжного призначення цегляні до 600 м3

1030,0

Будівлі допоміжного призначення цегляні, 1 тис. м3

890,0

Будівлі допоміжного призначення цегляні, 1,3 тис. м3

820,0

Будівлі допоміжного призначення із збірного з/б до 600 м3

1050,0

Будівлі допоміжного призначення із збірного з/б, 1 тис. м3

920,0

Будівлі допоміжного призначення із збірного з/б, 1,3 тис. м3

840,0

Дільниці електропостачання, будівлі допоміжних корпусів із закритими та відкритими частинами

500,0

Дільниці електропостачання, будівлі головних корпусів до 2,5 тис. м3

720,0

Дільниці електропостачання, будівлі головних корпусів до 4 тис. м3

710,0

Дільниці електропостачання, будівлі головних корпусів понад 4 тис. м3

680,0

Будівля ОПУ1 з допоміжними приміщеннями (цегляні, з/б та металеві перекриття)

760,0

Будівля ОПУ з допоміжними приміщеннями (з/б безкаркасні)

720,0

Будівля ЗРУ2 до 1100 м3

640,0

Будівля ЗРУ понад 1100 м3

610,0

Будівля ЦРП3

890,0

Будівля РП4

760,0

Будівля ТП5 до 100 м3

1130,0

Будівля ТП до 200 м3

1000,0

Будівля ТП до 300 м3

920,0

Будівля ТП до 500 м3

820,0

Будівля ТП понад 500 м3

560,0


__________
1 Операційний пункт управління.

2 Закрита розподільна установка.

3 Центральний розподільний пункт.

4 Розподільний пункт низької напруги (0,38 - 10 (6) кВ).

5 Трансформаторна підстанція низької напруги (0,38 - 10 кВ).

 

Додаток 5
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 будівництва інших типових будівель за цінами станом на 01 липня 2012 року (без ПДВ)

Тип будівель/споруд

Характеристика

Вартість одиничного показника

1

2

3

4

5

Адміністративні будівлі цегляні (проекти до 1984 р.)

1-поверхові

до 10 тис. м3

1270,0

грн/м3

2-поверхові

до 10 тис. м3

1180,0

грн/м3

3-поверхові

до 10 тис. м3

1320,0

грн/м3

4 - 5-поверхові

до 10 тис. м3

1430,0

грн/м3

6 - 7-поверхові

до 15 тис. м3

1600,0

грн/м3

Офісні будівлі цегляні, з/б (проекти після 1985 р.)

2 - 4-поверхові

1,5 - 2,5 тис. м2

1710,0

грн/м3

5 - 11-поверхові

6,5 - 8,5 тис. м2

2290,0

грн/м3

Побутові будівлі цегляні 1 - 2-поверхові (проекти до 1984 р.)

 

до 1 тис. м3

1030,0

грн/м3

до 2 тис. м3

940,0

грн/м3

до 3 тис. м3

890,0

грн/м3

до 5 тис. м3

810,0

грн/м3

Щитові (дерев'яні) побутові будівлі 1 - 2-поверхові (проекти до 1984 р.)

 

до 0,5 тис. м3

1430,0

грн/м3

Гаражі, СТО цегляні

1 - 2-поверхові

350 - 600 м3

660,0

грн/м3

Профілакторії гаражного господарства цегляні

 

до 3 тис. м3

950,0

грн/м3

до 5 тис. м3

830,0

грн/м3

Майстерні ремонтні гаражного господарства цегляні

 

до 7,5 тис. м3

750,0

грн/м3

понад 7,5 тис. м3

620,0

грн/м3

Механізовані мийки цегляні

1-поверхові

до 3,5 тис. м3

1200,0

грн/м3

понад 3,5 тис. м3

1140,0

грн/м3

Майстерні механічні цегляні

 

до 1 тис. м3

620,0

грн/м3

1 - 3 тис. м3

410,0

грн/м3

3 - 5 тис. м3

380,0

грн/м3

Сараї, комори для матеріалів цегляні

 

до 500 м3

830,0

грн/м3

Ремонтно-експлуатаційні блоки цегляні

 

1200 м3

590,0

грн/м3

КПП, прохідні цегляні

 

до 100 м3

670,0

грн/м3

до 500 м3

580,0

грн/м3

Склад матеріальний неопалюваний цегляний

 

300 м3

510,0

грн/м3

Матеріальний склад цегляний, без рамп

 

0,5 тис. м3

620,0

грн/м3

1 тис. м3

530,0

грн/м3

3 тис. м3

420,0

грн/м3

5 тис. м3

370,0

грн/м3

Склад виробничий з/б каркасний

 

висота 6,5 м, до 650 м2

510,0

грн/м3

висота 6,5 м, до 3000 м2

530,0

грн/м3

Склади матеріальні дерев'яні без рамп

 

до 1 тис. м3

500,0

грн/м3

до 3 тис. м3

290,0

грн/м3

Апаратна олієгосподарства

 

100 м3

1110,0

грн/м3

400 м3

950,0

грн/м3

Склад ПММ тарного зберігання цегляний

 

800 м3

740,0

грн/м3

Будівля компресорної цегляна

 

500 м3

970,0

грн/м3

1000 м3

560,0

грн/м3

Будівля котельної цегляна

 

висота 10 м, 2 тис. м3

480,0

грн/м3

Будівля котельної з/б каркасна

 

до 1 тис. м3

860,0

грн/м3

Насосна станція над артезіанською свердловиною наземна

 

до 60 м3

2240,0

грн/м3

понад 60 м3

1880,0

грн/м3

Насосна станція над артезіанською свердловиною підземна

 

до 30 м3

2590,0

грн/м3

понад 30 м3

2020,0

грн/м3

Насосна станція першого підйому берегова

 

заглиблення підземної частини до 4 м

1580,0

грн./м3

Рельсові колієперекатки трансформаторів

поздовжній

ширина колії 1524 мм

2510,0

грн/м п.

поперечний

ширина колії 1 х 2000 мм

8560,0

грн/м п.

Резервуар з/б підземний

 

до 200 м3

2160,0

грн/м3

Резервуар з/б підземний

 

до 450 м3

1250,0

грн/м3

Резервуар металевий підземний

 

до 150 м3

4150,0

грн/м3

Резервуар металевий підземний

 

до 300 м3

3450,0

грн/м3


 

Додаток 6
до Методики оцінки активів суб'єктів природних монополій, суб'єктів господарювання на суміжних ринках у сфері комбінованого виробництва електричної та теплової енергії


Опосередковані показники вартості будівництва ПЛ1, КЛ2 від 0,38 кВ до 110 (150) кВ за цінами станом на 01 липня 2012 року (без ПДВ), тис. грн/км

N з/п

Об'єкт будівництва, основна технічна характеристика

Кошторисна вартість

Інші витрати

Загальна кошторисна вартість

будівельно-
монтажних робіт з урахуванням вартості дроту

обладнання

усього

у тому числі вартість проектних робіт та експертизи проекту

1

2

3

4

5

6

7

1

ПЛ 150 кВ:

 

 

 

 

 

1.1

одноколова, АС 240/32

819,3

31,6

61,0

21,8

911,9

1.2

двоколова, 2 х АС 240/32

1160,1

61,2

70,5

30,9

1291,7

2

ПЛ 110 кВ:

 

 

 

 

 

2.1

одноколова, АС 240/32

744,8

28,7

55,4

19,9

829,0

2.2

двоколова, 2 х АС 240/32

1054,6

55,6

64,1

28,1

1174,3

3

ПЛ 35 кВ:

 

 

 

 

 

3.1

одноколова, АС 120/19, центрифуговані стояки

499,9

23,1

54,4

13,9

577,4

3.2

двоколова, 2 х АС 120/19

675,4

45,6

63,8

19,0

784,8

3.3

одноколова, АС 95/16, вібровані стояки (понад 70 %)

313,1

25,5

29,6

10,2

368,2

4

ПЛ 10(6) кВ:

 

 

 

 

 

4.1

АС 70/11

151,0

13,3

20,4

4,5

184,7

4.2

АС 50/8

141,1

9,5

16,2

4,1

166,8

5

ПЛІ3 0,38 кВ:

 

 

 

 

 

5.1

ПЛІ 0,38 кВ, СІП одноколова

181,1

15,6

26,3

5,4

222,9

5.2

ПЛІ 0,38 кВ, СІП двоколова

251,9

28,1

29,2

7,6

309,2

6

КЛ 110 кВ:

 

 

 

 

 

6.1

одноланцюгова КЛ, кабель з ізоляцією із зшитого поліетилену марки XRUHKXS-110 1 х 300/95

5361,0

22,9

523,2

146,5

5907,1

6.2

дволанцюгова КЛ, кабель з ізоляцією із зшитого поліетилену марки XRUHKXS-110 1 х 300/95

7209,8

30,8

619,2

173,4

7859,8

7

КЛ 35 кВ:

 

 

 

 

 

7.1

одноланцюгова КЛ, кабель з ізоляцією із зшитого поліетилену марки ПвЭгПу-35 1 х 120/50

1611,1

68,7

160,3

49,8

1840,1

7.2

одноланцюгова КЛ, кабель з ізоляцією із зшитого поліетилену марки АПвЭгаП 1 х 70/35

1102,0

47,0

109,6

34,0

1258,7

7.3

одноланцюгова КЛ, кабель з ізоляцією із зшитого поліетилену марки АПвЭгаП 1 х 120/35

1143,4

48,8

113,7

35,3

1305,9

7.4

дволанцюгова КЛ, кабель з ізоляцією із зшитого поліетилену марки АПвЭгаП 1 х 70/35

1476,4

63,0

146,9

45,6

1686,3

7.5

дволанцюгова КЛ, кабель з ізоляцією із зшитого поліетилену марки АПвЭгаП 1 х 120/35

1559,2

66,5

155,1

48,2

1780,8

7.6

дволанцюгова КЛ, кабель з ізоляцією із зшитого поліетилену марки XRUHKXS-35 1 х 150/50

2808,6

12,0

343,9

76,1

3164,5

8

КЛ 10(6) кВ:

 

 

 

 

 

8.1

КЛ 6 кВ одноланцюгова з кабелем з алюмінієвими жилами до 70 мм2 з паперовою ізоляцією

352,2

1,5

27,5

9,2

381,1

8.2

КЛ 6 кВ одноланцюгова з кабелем з алюмінієвими жилами 95 - 150 мм2 з паперовою ізоляцією

395,0

1,6

30,8

10,3

427,3

8.3

КЛ 6 кВ одноланцюгова з кабелем з алюмінієвими жилами від 185 мм2 з паперовою ізоляцією

443,5

1,8

34,6

11,6

479,9

8.4

КЛ 6 кВ одноланцюгова з кабелем з мідними жилами до 70 мм2 з паперовою ізоляцією

437,8

1,8

34,2

11,3

473,8

8.5

КЛ 6 кВ одноланцюгова з кабелем з мідними жилами 95 - 150 мм2 з паперовою ізоляцією

677,3

2,7

52,8

17,6

732,8

8.6

КЛ 6 кВ одноланцюгова з кабелем з мідними жилами від 185 мм2 з паперовою ізоляцією

928,1

3,7

72,5

24,1

1004,2

8.7

КЛ 6 кВ дволанцюгова з кабелем з алюмінієвими жилами до 70 мм2 з паперовою ізоляцією

428,4

1,7

33,4

11,1

463,4

8.8

КЛ 6 кВ дволанцюгова з кабелем з алюмінієвими жилами 95 - 150 мм2 з паперовою ізоляцією

513,9

2,0

40,1

13,3

556,0

8.9

КЛ 6 кВ дволанцюгова з кабелем з алюмінієвими жилами від 185 мм2 з паперовою ізоляцією

611,1

2,5

47,7

15,9

661,2

8.10

КЛ 6 кВ дволанцюгова з кабелем з мідними жилами до 70 мм2 з паперовою ізоляцією

599,7

2,3

46,8

15,6

648,8

8.11

КЛ 6 кВ дволанцюгова з кабелем з мідними жилами 95 - 150 мм2 з паперовою ізоляцією

1078,5

4,2

84,1

28,0

1166,9

8.12

КЛ 6 кВ дволанцюгова з кабелем з мідними жилами від 185 мм2 з паперовою ізоляцією

1580,1

6,3

123,3

41,1

1709,7

8.13

КЛ 10 кВ одноланцюгова з кабелем з алюмінієвими жилами до 70 мм2 з паперовою ізоляцією

363,6

1,5

28,4

9,5

393,4

8.14

КЛ 10 кВ одноланцюгова з кабелем з алюмінієвими жилами 95 - 150 мм2 з паперовою ізоляцією

412,8

1,7

32,2

10,7

446,7

8.15

КЛ 10 кВ одноланцюгова з кабелем з алюмінієвими жилами від 185 мм2 з паперовою ізоляцією

468,7

1,9

36,6

12,2

507,1

8.16

КЛ 10 кВ одноланцюгова з кабелем з мідними жилами до 70 мм2 з паперовою ізоляцією

462,1

1,8

36,0

12,0

499,9

8.17

КЛ 10 кВ одноланцюгова з кабелем з мідними жилами 95 - 150 мм2 з паперовою ізоляцією

737,4

2,9

57,5

19,2

797,9

8.18

КЛ 10 кВ одноланцюгова з кабелем з мідними жилами від 185 мм2 з паперовою ізоляцією

1025,9

4,0

80,1

26,7

1110,0

8.19

КЛ 10 кВ дволанцюгова з кабелем з алюмінієвими жилами до 70 мм2 з паперовою ізоляцією

626,4

2,5

48,9

16,3

677,8

8.20

КЛ 10 кВ дволанцюгова з кабелем з алюмінієвими жилами 95 - 150 мм2 з паперовою ізоляцією

823,2

3,2

64,3

21,4

890,7

8.21

КЛ 10 кВ дволанцюгова з кабелем з алюмінієвими жилами від 185 мм2 з паперовою ізоляцією

1046,6

4,1

81,6

27,2

1132,4

8.22

КЛ 10 кВ дволанцюгова з кабелем з мідними жилами до 70 мм2 з паперовою ізоляцією

1020,4

4,0

79,7

26,5

1104,1

8.23

КЛ 10 кВ дволанцюгова з кабелем з мідними жилами 95 - 150 мм2 з паперовою ізоляцією

2121,7

8,4

165,6

55,2

2295,7

8.24

КЛ 10 кВ дволанцюгова з кабелем з мідними жилами від 185 мм2 з паперовою ізоляцією

3275,5

13,1

255,6

85,2

3544,2

8.25

КЛ 10 кВ дволанцюгова з ізоляцією із зшитого поліетилену марки АПвЭБВнг-10 3 х 150/70

1330,6

5,3

242,2

42,8

1578,1

8.26

КЛ 6 кВ з кабелем з ізоляцією із зшитого поліетилену марки XRUHAKXS 12/20 1 х 400/50

1273,2

5,0

153,3

38,9

1431,6

8.27

КЛ 10 кВ дволанцюгова з кабелем з ізоляцією із зшитого поліетилену марки АПвЭгаПу 1 х 185/50-6

1600,7

6,4

283,7

49,8

1890,8

9

КЛ 0,38 кВ:

 

 

 

 

 

9.1

з одним кабелем з пластмасовою ізоляцією з алюмінієвими жилами до 70 мм2

175,5

0,7

13,8

4,6

190,0

9.2

з одним кабелем з пластмасовою ізоляцією з алюмінієвими жилами 95 - 150 мм2

215,4

0,9

16,8

5,6

233,1

9.3

з одним кабелем з пластмасовою ізоляцією з алюмінієвими жилами від 185 мм2

260,8

1,0

20,4

6,8

282,2

9.4

з одним кабелем з пластмасовою ізоляцією з мідними жилами до 70 мм2

368,2

1,5

28,7

9,6

398,4

9.5

з одним кабелем з пластмасовою ізоляцією з мідними жилами 95 - 150 мм2

604,6

2,5

47,1

15,7

654,2

9.6

з одним кабелем з пластмасовою ізоляцією з мідними жилами від 185 мм2

896,2

3,6

70,0

23,4

969,7

9.7

з двома кабелями з пластмасовою ізоляцією з алюмінієвими жилами до 70 мм2

204,9

0,8

16,0

5,3

221,7

9.8

з двома кабелями з пластмасовою ізоляцією з алюмінієвими жилами 95 - 150 мм2

284,6

1,1

22,3

7,4

308,0

9.9

з двома кабелями з пластмасовою ізоляцією з алюмінієвими жилами від 185 мм2

375,5

1,5

29,4

9,8

406,3

9.10

з двома кабелями з пластмасовою ізоляцією з мідними жилами до 70 мм2

590,3

2,3

46,1

15,4

638,7

9.11

з двома кабелями з пластмасовою ізоляцією з мідними жилами 95 - 150 мм2

1062,9

4,2

82,9

27,6

1150,1

9.12

з двома кабелями з пластмасовою ізоляцією з мідними жилами від 185 мм2

1646,1

6,6

128,4

42,8

1781,1



1 Повітряна лінія передачі електроенергії.

2 Кабельна лінія передачі електроенергії.

3 Повітряна лінія передачі електроенергії з самоутримними ізольованими проводами.

Примітки:

1. Вартість будівництва ПЛ для кожного регіону визначається з урахуванням середньозважених коефіцієнтів Кр, що враховують умови проходження трас ліній регіону (ґрунти, рельєф, кліматичні умови), 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.

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.

3. Вартість будівництва КЛ для кожного регіону визначають з урахуванням середньозважених коефіцієнтів Срк, що враховують умови проходження трас ліній регіону (ґрунти, рельєф, забудованість місцевості, місцевість з асфальтобетонним покриттям).

 

Додаток 7
до Методики оцінки активів суб'єктів природних монополій, суб'єктів господарювання на суміжних ринках у сфері комбінованого виробництва електричної та теплової енергії


Середньозважені коефіцієнти до опосередкованих показників вартості будівництва ПЛ1 (Кр) та КЛ2 (Крк) для регіонів України, що враховують умови проходження трас ліній електропередач регіону (ґрунти, рельєф, кліматичні умови тощо)

Область (місто)

Коефіцієнт Кр для ПЛ напругою, кВ

Коефіцієнт Крк для КЛ напругою, кВ

150 (110), 35

10(6)

0,38

35

10(6)

0,38

1

2

3

4

5

6

7

Автономна Республіка Крим

1,320

1,453

1,155

1,072

1,221

1,240

Вінницька

1,089

1,200

1,018

1,049

1,117

1,140

Волинська

1,025

1,172

0,984

1,027

1,105

1,140

Дніпропетровська

1,123

1,306

1,087

1,069

1,208

1,232

Донецька

1,265

1,491

1,197

1,090

1,274

1,273

Житомирська

1,073

1,206

0,998

1,060

1,166

1,178

Закарпатська

1,307

1,476

1,119

1,136

1,223

1,209

Запорізька

1,215

1,335

1,100

1,048

1,122

1,197

Івано-Франківська

1,545

1,755

1,346

1,096

1,143

1,160

Київська

1,003

1,134

0,969

1,088

1,091

1,124

Кіровоградська

1,156

1,305

1,112

1,022

1,090

1,130

Луганська

1,219

1,413

1,159

1,091

1,220

1,238

Львівська

1,255

1,385

1,115

1,046

1,172

1,208

Миколаївська

1,101

1,215

1,038

1,028

1,076

1,123

Одеська

1,186

1,364

1,156

1,046

1,122

1,178

Полтавська

1,043

1,158

0,991

1,028

1,076

1,123

Рівненська

1,071

1,180

1,009

1,015

1,077

1,124

Сумська

1,027

1,132

0,978

1,001

1,061

1,159

Тернопільська

1,137

1,254

1,061

1,028

1,087

1,128

Харківська

1,087

1,202

1,040

1,015

1,091

1,159

Херсонська

1,181

1,372

1,158

1,035

1,076

1,123

Хмельницька

1,118

1,242

1,059

1,016

1,083

1,119

Черкаська

1,055

1,159

0,997

1,006

1,072

1,112

Чернівецька

1,219

1,407

1,154

1,059

1,128

1,153

Чернігівська

0,982

1,103

0,951

1,000

1,060

1,105

м. Київ

1,173

1,540

0,966

1,159

1,153

1,231

м. Севастополь

1,540

1,814

1,379

1,134

1,304

1,207


__________
1 Повітряна лінія передачі електроенергії.

2 Кабельна лінія передачі електроенергії.

 

Додаток 8
до Методики оцінки активів суб'єктів природних монополій, суб'єктів господарювання на суміжних ринках у сфері комбінованого виробництва електричної та теплової енергії


Таблиця 1

Показники вартості мереж водопостачання та каналізації за цінами станом на 01 липня 2012 року (без ПДВ)

Мережі водопроводу та каналізації зі сталевих труб, грн/м п.

діаметр, мм

глибина до 2 м

глибина до 3 м

глибина до 4 м

50 - 100

350,0

430,0

600,0

125 - 200

600,0

680,0

850,0

250 - 350

1090,0

1180,0

1350,0

400 - 600

2180,0

2250,0

2420,0

700 - 900

4010,0

4060,0

4210,0

1000

4950,0

4980,0

5410,0

1100

6140,0

6250,0

6400,0

1200

6550,0

6610,0

6810,0

Мережі водопроводу та каналізації із чавунних труб, грн/м п.

діаметр, мм

глибина до 2 м

глибина до 3 м

глибина до 4 м

50 - 100

550,0

630,0

810,0

125 - 200

890,0

970,0

1140,0

250 - 350

1740,0

2030,0

1990,0

400 - 600

2930,0

3020,0

3170,0

700 - 900

5410,0

5510,0

5670,0

1000

7960,0

8060,0

8220,0

1100

9470,0

9570,0

9780,0

1200

12690,0

12800,0

12950,0

Мережі та колектори із керамічних труб, грн/м п.

діаметр, мм

глибина до 2 м

глибина до 3 м

глибина до 5 м

150 - 250

470,0

550,0

890,0

300 - 400

750,0

930,0

1270,0

450 - 600

1730,0

2040,0

2190,0


Таблиця 2

Показники вартості мереж газопостачання за цінами станом на 01 липня 2012 року (без ПДВ)

Газопровід у сухих ґрунтах без дорожнього покриття (сталеві труби), грн/м п.

діаметр, мм

середній та низький тиск

високий тиск

50 - 70

320,0

340,0

80 - 100

400,0

420,0

125 - 150

520,0

550,0

200

780,0

810,0

250

950,0

1000,0

400

1680,0

1790,0

600

2370,0

2570,0

800

3290,0

3510,0

Газопровід у сухих ґрунтах без дорожнього покриття (поліетиленові труби), грн/м п.

діаметр, мм

середній та низький тиск

високий тиск

50 - 63

270,0

300,0

75 - 90

340,0

400,0

110

460,0

570,0

140

580,0

740,0

160

690,0

900,0

225

1140,0

1160,0

280

1210,0

1250,0

315

1430,0

1480,0

діаметр, мм

зовнішній газопровід по стінах будівель, грн/м п.

26 - 40

130,0

50

170,0


Таблиця 3

Показники вартості мереж теплопостачання за цінами станом на 01 липня 2012 року (без ПДВ)

Мережі теплопостачання - водоводи1 на естакадах, грн/м п.

діаметр, мм

 

40 - 100

570,0

125 - 200

940,0

250 - 350

1980,0

400 - 500

3280,0

600

4420,0

700

5150,0

800

5930,0

900

6660,0

1000

7750,0

1200

9520,0

Сталеві естакади для наземного прокладання трубопроводів, грн/м п.

вага труби на 1 м естакади

 

до 150 кг

1720,0

до 300 кг

3820,0

до 500 кг

5660,0

до 1000 кг

10180,0

до 1500 кг

14110,0

до 2000 кг

16910,0

Естакади у збірному залізобетоні, грн/м п.

одноярусна, висотою до 8 м, навантаження до 250 кг/м

3660,0

одноярусна, висотою до 8 м, навантаження до 500 кг/м

4800,0

одноярусна, висотою до 8 м, навантаження до 1000 кг/м

7190,0

двоярусна висотою до 6 м, навантаження до 3500 кг/м

22580,0

двоярусна висотою до 6 м, навантаження до 5000 кг/м

28430,0


Таблиця 4

Показники вартості мереж теплопостачання за цінами станом на 01 липня 2012 року (без ПДВ)

Діаметр, мм

Мережі теплопостачання - водоводи2, грн/м п.

у непрохідних каналах із цегли чи бетонних блоків

у непрохідних з/б каналах

безканального прокладання

без гідроізоляції

із засипною ізоляцію (мінеральна вата)

з гідроізоляцією або попутним дренажем

без супутнього дренажу

з підвісною ізоляцією труб

з підвісною ізоляцією труб

у монолітній армопінобетонній ізоляції

40 - 100

2740,0

1990,0

5770,0

3850,0

125 - 200

3530,0

2690,0

7610,0

5200,0

250 - 350

6420,0

5030,0

12840,0

7650,0

400 - 500

9650,0

8110,0

14640,0

11450,0

600

12490,0

10450,0

22870,0

14150,0

700

15180,0

13110,0

29330,0

15140,0

800

-

-

29950,0

17950,0

900

-

-

35730,0

20240,0

1000

-

-

37510,0

22270,0

1200

-

-

48490,0

-


___________
1 Одна труба з опорами, компенсаторами та арматурою, з підвісною ізоляцією.

2 Дві труби з опорами, компенсаторами та запірною арматурою.

 

Додаток 9
до Методики оцінки активів суб'єктів природних монополій, суб'єктів господарювання на суміжних ринках у сфері комбінованого виробництва електричної та теплової енергії


Опосередковані показники вартості будівництва РП1 10 (6) кВ, ЗТП2 10(6)/0,4 кВ, КТП3 та ЩТП4 10 (6)/0,4 кВ за цінами станом на 01 липня 2012 року (без ПДВ), тис. грн

N з/п

Об'єкт будівництва, основна технічна характеристика

Кошторисна вартість

Інші витрати

Загальна кошторисна вартість

будівельно-
монтажних робіт

обладнання

усього

у тому числі вартість проектних робіт та експертизи проекту

1

2

3

4

5

6

7

1

РП 10(6) кВ, суміщений із ЗТП 10(6) кВ:

 

 

 

 

 

1.1

РУ5 10 кВ із шести камер (АТ "Електроград") відхідних ліній 10 кВ з вакуумними вимикачами ВВ/TEL;
ЗТП 10/0,4 кВ з трансформаторами 2хТМ-1000/10 У1, на вводах 10 кВ камери з вакуумними вимикачами ВВ/TEL;
РУ 0,4 кВ із 14 панелей (АТ "Електроград").
Одноповерхова цегляна будівля (12 х 10 м)

609,9

1010,0

61,2

36,8

1681,1

2

ЗТП 10(6)/0,4 кВ:

 

 

 

 

 

2.1

ЗТП 10/0,4 кВ з трансформаторами 2х1000 кВА;
РУ 10 кВ із семи комірок (АТ "Електроград"), у т. ч. дві з вакуумними вимикачами, чотири з трьома вимикачами навантаження;
РУ 0,4 кВ із 14 панелей ЩО (АТ "Електроград"),
два комплекти пристроїв компенсації реактивної енергії,
одноповерхова цегляна будівля (12 х 9 м)

518,3

844,9

55,1

38,5

1418,3

2.2

ЗТП 10/0,4 кВ з трансформаторами 2х630 кВАРУ 10 кВ із п'яти камер (ТОВ "Електропрогрес") з вимикачами навантаження;
РУ 0,4 кВ із семи панелей (ТОВ "Електропрогрес"),
одноповерхова цегляна будівля (10,4 х 5,41 м)

464,8

344,4

103,9

23,2

913,1

2.3

ЗТП 10/0,4 кВ з трансформаторами 2х400 кВАРУ 10 кВ із п'яти камер (ТОВ "Електропрогрес") з вимикачами навантаження;
РУ 0,4 кВ із семи панелей (ТОВ "Електропрогрес"),
одноповерхова цегляна будівля (10,1 х 4,85 м)

449,5

229,5

61,7

18,6

740,8

3

КТП 10(6)/0,4 кВ з трансформаторами, кВА:

 

 

 

 

 

3.1

250

10,2

62,7

3,4

2,0

76,3

3.2

160

9,8

50,0

3,0

1,7

62,9

3.3

100

9,2

44,9

2,3

1,6

56,3

3.4

63

9,4

34,3

1,9

1,2

45,6

4

ЩТП 10(6)/0,4 кВ з трансформаторами, кВА:

 

 

 

 

 

4.1

160

20,8

44,1

3,5

1,7

68,3

4.2

100

20,8

33,8

2,7

1,5

57,4

4.3

63

20,4

26,8

2,4

1,3

49,6

5

КТПММ6 10(6)/0,4 кВ з трансформаторами, кВА:

 

 

 

 

 

5.1

2х400 (додатково лічильники електронні на вході та вуличному освітленні)

54,4

262,0

31,6

7,1

348,0

5.2

2х250 (додатково лічильники електронні на вході та вуличному освітленні)

43,4

227,4

29,5

6,4

300,3

5.3

1х250

17,2

85,7

4,1

3,0

106,9

5.4

1х160

10,9

58,1

2,7

2,0

71,8

5.5

1х100

10,8

46,1

2,7

1,7

59,6


__________
1 Розподільні пункти низької напруги (0,38 - 10 (6) кВ).

2 Закрита трансформаторна підстанція низької напруги (0,38 - 10 (6) кВ).

3 Комплектні трансформаторні підстанції низької напруги (0,38 - 10 кВ).

4 Щоглові комплектні трансформаторні підстанції низької напруги (0,38 - 10 кВ).

5 Розподільна установка.

6 Комплектні трансформаторні підстанції міських мереж низької напруги (0,38 - 10 кВ).

 

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

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

Інші передавальні пристрої (за винятком передавальних пристроїв, що належать до ліній передачі електроенергії)

30

Обладнання телемеханіки, високочастотного зв'язку та інші комутаційні пристрої, за винятком об'єктів, що належать до підстанцій високої напруги

15

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

8

Інші основні засоби

5 - 10


___________
1 Максимальний строк 25 років стосується металорізального обладнання.




 
 
Copyright © 2003-2018 document.UA. All rights reserved. При використанні матеріалів сайту наявність активного посилання на document.UA обов'язково. Законодавство-mirror:epicentre.com.ua
RSS канали