Държавен вестник, брой 27 от 15.III

Чл. 9. Независимите производители, включени в утвърдените от министъра на енергетиката и енергийните ресурси дългосрочни планове по чл. 9, ал. 2 от Закона за енергетиката и енергийните ресурси (ЗЕЕЕ), продават на преносното и/или на съответното разпределително предприятие:

1. доставената активна електрическа енергия, и/или

2. разполагаема мощност, и/или

3. допълнителни услуги.

Чл. 10. Преносното, съответно разпределителното, предприятие изкупува разполагаемата мощност, която независимите производители по чл. 9 му предоставят, и я заплаща по правилата на глава втора, раздел II и по договорените процедури.

Чл. 11. (1) Общите плащания на преносното или на разпределителното предприятие по договор за продажба на електрическа енергия представляват сума от:

1. плащания за активна енергия;

2. плащания за мощност;

3. плащания за допълнителни услуги;

4. допълнителни плащания.

(2) Плащанията по ал. 1 се основават на ежечасово търговско измерване и сумиране на показанията на търговските прибори за всички места на доставка на електрическа енергия.

Чл. 12. (1) Цените за енергия и за мощност се образуват от независимия производител за съответните регулаторни периоди, определени от ДКЕР.

(2) Цените за допълнителни услуги и допълнителните плащания се договарят ежегодно между независимия производител и преносното предприятие.

Чл. 13. (1) Началната цена за мощност се образува по следната формула:

където:

Руп са условнопостоянните разходи за дейността, лв./г.;

БВ е базата за определяне на възвръщаемост, лв.;

НВ - нормата на възвръщаемост преди данъчно облагане;

Рпр.м - разполагаемостта на предоставената съгласно чл. 10 мощност, МВтч.

(2) Условнопостоянните разходи се определят от независимия производител на базата на прогноза по години за регулаторния период и включват разходи за:

1. заплати и възнаграждения;

2. начисления, свързани с т. 1, по действащото законодателство;

3. амортизации, изчислени по линеен метод и в зависимост от полезния срок на годност на дълготрайните активи;

4. ремонт;

5. (отменена като незаконосъобразна с решение № 7278 на ВАС, изм. - ДВ, бр. 74 от 2002 г., в сила от 22.07.2002 г.) разходи, пряко свързани с дейността по лицензията за периода на регулиране, посочени в приложението.

(3) При регулаторен период, по-дълъг от една година, разходите по ал. 2 се определят при макроикономически условия и цени към началото на регулаторния период. За едногодишни регулаторни периоди разходите са прогнозни и съобразени с бюджетната рамка за съответната година.

(4) Разходите по ал. 2 ежегодно се намаляват с процент, съответстващ на процента на участие на всеки производител в отварянето на пазара. ДКЕР може да определя минимален процент на намаляване на разходите с цел стимулиране отварянето на пазара.

(5) Базата за определяне на възвръщаемост се определя съгласно чл. 8.

(6) Разполагаемостта на предоставената мощност се определя като сума от предоставените почасови мощности за всички периоди на разполагаемост по следната формула:

където:

Мпр е предоставената почасова мощност, МВт;

Т са съгласуваните периоди на разполагаемост, часове.

(7) Предоставената почасова мощност е максималната разполагаема мощност на производителя, определена по следната формула:

Мпр = (Мраб - Мсп), МВт,

където:

Мраб е максималната работна мощност, МВт

Мсп - мощността в съгласуван престой, МВт.

Чл. 14. (1) При отнемане на топлина от кондензационен турбоагрегат за продажба цената за мощност се определя по следната формула:

където:

Цм е цената за мощност, лв./МВтч;

Руп са общите условнопостоянни разходи на производителя, лв./г.;

Руп.топл. - условнопостоянните разходи за чисто топлофикационна дейност (водогрейни котли, мрежови помпи и др.), лв./г.;

БВ е общата база за определяне на възвръщаемост на производителя, лв.;

БВтопл. - базата за определяне на възвръщаемост на съоръжения за чисто топлофикационна дейност (водогрейни котли, мрежови помпи и др.), лв.;

НВ - нормата на възвръщаемост преди данъчно облагане;

Рм - разполагаемостта на предоставената мощност на производителя, МВтч;

Кег - коефициентът "електрическа глоба", съответстващ на непроизведената електрическа енергия в резултат на производството на топлинна енергия за продажба.

(2) Коефициентът "електрическа глоба" се определя по формулата:

където:

Мн.ел.i е номиналната електрическа мощност на турбината, от която се отнема топлина за продажба, в чисто кондензационен режим (МВт);

Ми.ел.i - изчислената електрическа мощност на турбина, получена в резултат на намаляване на номиналната електрическа мощност при отнемане на топлина за продажба (МВт);

Мтi - средногодишната топлинна мощност, отнета за продажба от турбината (МВт);

Ет - годишното количество топлинна енергия, отпусната от централата за продажба (МВтч);

Eел.ен.j - годишното количество произведена електрическа енергия (МВтч);

i - броят на турбините с отнемане на топлина за продажба;

j - броят на всички турбини в централата.

Чл. 15. (1) За образуване на началната цена за мощност независимият производител съгласува с преносното и/или разпределителното предприятие разполагаемостта на предоставената мощност по блокове на централата за всички периоди на разполагаемост.

(2) След утвърждаването от ДКЕР на началната цена за мощност независимият производител договаря с преносното и/или разпределителното предприятие разполагаемостта и плащанията за предоставената мощност по блокове на централата за всички периоди на разполагаемост.

(3) Преносното предприятие има право да изисква извършване на изпитвания за разполагаемата мощност на блоковете в съответствие с договорени процедури на изпитване.

(4) При различия в разполагаемата мощност, установени по процедурите на ал. 2 и 3, за фактически предоставена мощност се приема установената при последното изпитване до извършването на ново, което може да бъде по инициатива на независимия производител.

Чл. 16. (1) Преносното, съответно разпределителното, предприятие заплаща на независимия производител дължимите суми за фактически предоставената мощност по утвърдената от ДКЕР цена на периоди, определени в договора.

(2) Фактически предоставената мощност е равна на договорената мощност в случаите, когато производителят изпълнява диспечерските нареждания. В случаите, когато производителят не изпълнява диспечерските нареждания, фактически предоставената мощност е равна на договорената мощност, намалена с отклонението от диспечерския график.

Чл. 17. (1) Освен плащанията за фактически предоставената мощност преносното, съответно разпределителното, предприятие заплаща на независимия производител:

1. мощността, предоставена над договорената, по искане на оператора на преносната система и/или разпределителната мрежа;

2. други условия, предвидени в договора.

(2) Независимият производител заплаща на преносното, съответно на разпределителното, предприятие при:

1. удължаване на договорения период за ремонт и поддръжка;

2. намаляване на максималната работна мощност под договорената;

3. други условия, предвидени в договора.

(3) Плащанията по ал.1 и 2 се извършват по цени, договорени между независимия производител и преносното, съответно разпределителното, предприятие.

Чл. 18. (1) Независимият производител може да прави предложение за изменение на утвърдената за съответния регулаторен период начална цена за мощност за следващата календарна година с индекс, определен по следната формула:

където:

It е индексът за корекция на началната цена за мощност;

It-1 - индексът, приложен при предишната корекция на цените;

Иt - инфлацията за периода t, %;

Ке - коефициентът за ефективност за периода t, където 0,5 < Ке І 1.

(2) Процентът на инфлация за периода t е обявеният от Националния статистически институт за 12-месечен период, предхождащ месеца на внасяне на предложението.

(3) При първата корекция на цената за мощност индексът It-1 е равен на 1.

(4) Коефициентът на ефективност се определя от ДКЕР на базата на оценка на ефективността на всяко регулирано енергийно предприятие.

(5) Държавната комисия за енергийно регулиране приема критерии за оценка на ефективността на енергийните предприятия.

Чл. 19. По предложение на независимия производител за определени елементи на цената за мощност може да се прилага валутна индексация.

Чл. 20. (1) Цената за енергия се образува по следната формула:

Це = Рг + Рк + Рпр.р + Ряф, лв./кВтч,

където:

Рг са разходите за гориво (вода), лв./кВтч;

Рк - разходите за консумативи, лв./кВтч;

Ряф - вноските за фонд "Безопасност и съхраняване на радиоактивни отпадъци" и за фонд "Извеждане на ядрени съоръжения от експлоатация", л.в/кВтч;

Рпр.р - променливите разходи, зависещи от количеството произведена електрическа енергия, включително за ремонт и поддръжка, лв./кВтч.

(2) Разходите за гориво на централи, използващи въглища, мазут и природен газ, се определят по следната формула:

Рг = Цуг . Руг . 10-6, лв./кВтч,

където:

Цуг е цената на тон условно гориво съгласно сключените договори за снабдяване с гориво, лв./туг;

Руг - средният нетен специфичен разход на условно гориво, гуг/кВтч.

(3) Средният нетен специфичен разход на условно гориво за всеки енергиен блок се определя и доказва пред ДКЕР въз основа на техническата документация на завода производител, последния тест на експлоатационните характеристики на съоръженията и съгласувания режим на работа, включително разходите за мазут за определен брой планирани цикли спиране/пускане на блоковете.

(4) За независим производител, използващ атомно гориво, разходите за ядрено гориво представляват горивната компонента (лв./кВтч), определена и доказана пред ДКЕР въз основа на средната цена на използваното атомно гориво, експлоатационните характеристики на съоръженията и съгласувания режим на работа.

(5) При отнемане на топлина от кондензационен турбоагрегат за продажба цената за енергия се образува, като средният нетен специфичен разход на условно гориво се определя за номиналния режим на работа на съответната турбина.

(6) За водноелектрическите централи разходите за вода се определят в зависимост от специфичния разход на вода и таксите за водоползване и услугата за водоподаване.

(7) Разходите за консумативи се определят въз основа на технически характеристики на съоръженията и съгласувания режим на работа.

(8) Вноските за фонд "Безопасност и съхраняване на радиоактивни отпадъци" и за фонд "Извеждане на ядрени съоръжения от експлоатация" се определят в съответствие с действащото законодателство.

Чл. 21. Независимият производител представя в ДКЕР предложението си за утвърждаване на цена за енергия заедно със справка за цените на горивата от договорите за доставка на горива.

Чл. 22. Преносното, съответно разпределителното, предприятие заплаща периодично дължимите суми за доставената и измерената в мястото на продажба нетна електрическа енергия, определени по следната формула:

Пл.е = Це . Едост,

където:

Пл.е е плащането за енергия, лв.;

Це - цената за енергия, определена съгласно чл. 20, лв./кВтч;

Едост - доставеното количество електрическа енергия от независимия производител на мястото за продажба, определено в договора, кВтч.

Чл. 23. (1) Освен сумите по чл. 22 преносното, съответно разпределителното, предприятие заплаща на независимия производител по договорени цени произведената над договореното електрическа енергия по искане на оператора на преносната система.

(2) Независимият производител плаща на преносното, съответно на разпределителното, предприятие за електрическата енергия, която е произведена в по-малко от договореното по вина на независимия производител.

(3) Независимият производител получава допълнителни плащания за извършването на набор от следните услуги, договорени с преносното предприятие:

1. участие в първично регулиране на честотата;

2. участие във вторично регулиране на честотата;

3. пускания и спирания на блокове извън договорените;

4. други.

(4) Плащанията по ал. 1, 2 и 3 се извършват по цени, договорени между независимия производител и преносното, съответно разпределителното, предприятие.

Чл. 24. Операторът на преносната мрежа извършва икономично планиране и диспечиране на енергийната система, като включва за производство централите по реда, съответстващ на нарастването на договорените цени, спазвайки изискванията за сигурност на доставките.

Чл. 25. (1) Преносното, съответно разпределителното, предприятие изкупува от независими производители по преференциални цени, определени от ДКЕР:

1. цялото количество нетна електрическа енергия от централи до 10 мегавата, използващи възобновяеми източници;

2. (нова - ДВ, бр. 74 от 2002 г., в сила от 22.07.2002 г.) договореното с преносното или разпределителното предприятие количество нетна електрическа енергия от централи над 10 мегавата, които не са включени в системи за автоматично регулиране на честота и активна мощност от диспечерско управление, използващи възобновяеми източници;

3. (предишна т. 2 - ДВ, бр. 74 от 2002 г., в сила от 22.07.2002 г.) произведеното по комбиниран начин нетно количество електрическа енергия от централи с комбинирано производство на електрическа и топлинна енергия.

(2) Преференциалните цени по ал. 1 са сума от:

1. най-високата цена за енергия на кондензационна електроцентрала, с която преносното предприятие има годишен договор, и

2. надбавка, ежегодно определяна от ДКЕР, в зависимост от първичния енергиен източник при отчитане на състоянието и плановете за развитие на електроенергийната система.

(3) Преносното или съответното разпределително предприятие изкупува нетна електроенергия, произведена "принудено" и/или "диспечирано" от централи за комбинирано производство на електрическа и топлинна енергия по договорни цени.

Чл. 26. Количеството електрическа енергия, произведена от турбогенератори за комбинирано производство, се определя при максимален коефициент на полезно действие (КПД) на инсталацията при технологично необходимото производство на топлина за прогнозираното потребление.

Чл. 27. Производителите по чл. 25, ал. 1 предоставят ежегодно на преносното, съответно на разпределителното, предприятие прогноза за мощностите и за обема на производството за следващата календарна година, включително комбинирано и принудено производство на брутна и нетна електрическа енергия.

Чл. 28. Когато независимият производител произвежда електрическа енергия от възобновяеми енергийни източници и от конвенционални енергийни източници (въглища, ядрена енергия, мазут, природен газ и др.), той е длъжен да декларира отделно нетната електрическа енергия, произведена от всеки от тези два типа енергоизточници.

Чл. 29. Държавната комисия за енергийно регулиране има право да възложи независима проверка за сметка на независимия производител, която да удостовери действително произведената електрическа енергия по комбиниран начин.

Чл. 30. (Доп. - ДВ, бр. 74 от 2002 г., в сила от 22.07.2002 г.) Разпоредбите на този раздел се прилагат до изравняването на средната продажна цена на електрическата енергия за битови нужди с разходите за снабдяване на ниско напрежение, но не по-късно от 31 декември 2004 г.

Чл. 31. (1) Преносното предприятие образува средна продажна цена на електрическата енергия за разпределителните предприятия по следната формула:

където:

S Цi.Еi са общите разходи на преносното предприятие за купена енергия, лв.;

S Цj.Мj - общите разходи на преносното предприятие за купена мощност, лв.;

Пд - необходимите приходи на преносното предприятие, определени по чл. 36, ал. 4, лв.;

Пвн - приходите от потребители, присъединени към преносната мрежа по чл. 34, ал. 1, лв.;

Пизнос - приходите от износ, съгласно сключени договори, лв.;

Ер e продадената енергия на разпределителните предприятия, кВтч.

(2) Общите разходи на преносното предприятие за купена енергия се определят при отчитане на одобрените от ДКЕР технологични разходи по пренос.

(3) Приходите от потребители, присъединени към преносната мрежа по чл. 34, ал. 1, се определят по прогнози за обем и структура на потребление и по действащи тарифни цени.

(4) Приходите от износ се определят въз основа на договорени количества и цени.

(5) Продадената енергия на разпределителните предприятия се определя на базата на техните прогнози за потребление и мотивирани предложения за технологични разходи на електрическа енергия при разпределение.

(6) В края на всяка календарна година разликата между фактическите приходи и приходите по ал. 3 и 4 се отчита от преносното предприятие при подготовката на предложението за цени за следващата календарна година.

Чл. 32. Преносното предприятие продава електрическа енергия на разпределителните предприятия по индивидуални цени, осигуряващи им еднаква норма на възвръщаемост, определена от ДКЕР, при условията на единни цени за крайните потребители в страната.

Чл. 33. Разпоредбите на този раздел се прилагат след изпълнението на изискванията по раздел I на тази глава.

Чл. 34. (1) Преносното предприятие образува цени, по които продава електрическа енергия и мощност на разпределителните предприятия и на потребителите, присъединени към преносната мрежа, с които има сключен договор за продажба на електрическа енергия.

(2) Преносното предприятие продава на потребителите по ал. 1 енергия и мощност по тарифни цени за енергия и средна цена за мощност.

(3) Преносното предприятие продава на разпределителните предприятия енергия и мощност по средна цена за енергия и индивидуална цена за мощност.

Чл. 35. Средната цена за енергия се образува ежегодно от преносното предприятие на базата на утвърдените от ДКЕР цени за енергия на независимите производители, цените за енергия, по които купува енергия от производители в неговия състав, цените, по които купува енергия от внос, производствената си програма за следващата година, разходите за закупуване на допълнителни услуги от независими производители и мотивирано предложение за технологични разходи на електрическа енергия при пренос по следната формула:

където:

S Цi.Еi са общите разходи на преносното предприятие за купена енергия от независими производители, лв.;

S Еi е енергията, купена от преносното предприятие от независими производители, кВтч;

S Цj.Еj са общите разходи на преносното предприятие за енергия, произведена от производители в рамките на преносното предприятие, лв.;

S Еj е енергията, предоставена от централи в рамките на преносното предприятие, кВтч;

S Цвн.Евн са общите разходи на преносното предприятие за купена енергия от внос, лв.;

S Евн е купената енергия от преносното предприятие от внос, кВтч;

S Рду са общите разходи на преносното предприятие за закупуване на допълнителни услуги от независимите производители, лв.;

ТРпр е мотивираното предложение за технологични разходи на електрическа енергия при пренос, %.

Чл. 36. (1) Средната цена за мощност се образува ежегодно от преносното предприятие на базата на утвърдените от ДКЕР цени за мощност на независимите производители, цените за мощност, по които купува от производители в неговия състав, договорената разполагаема мощност на независимите производители и заявките на покупка на мощност от разпределителните предприятия и от потребителите, присъединени към преносната мрежа.

(2) Средната цена за мощност се определя по следната формула:

където:

S Цi.Мi са общите разходи на преносното предприятие за купена мощност от независими производители, лв.;

S Цj.Мj - общите разходи на преносното предприятие за мощност, предоставена от производители в рамките на преносното предприятие, лв.;

S Ммакс. е максималната мощност на системата, кВт;

Пд са необходимите приходи на преносното предприятие за дейността, лв.;

Пр износ - приходите на преносното предприятие от износ на електрическа енергия съгласно сключени договори, лв.;

Це е средната цена за енергия, определена съгласно чл. 35;

Е износ - електрическата енергия за износ съгласно сключени договори, кВтч.

(3) Максималната мощност на системата е достигнатото максимално потребление на електрическа енергия в продължение максимум на един час в рамките на годината.

(4) Необходимите приходи на преносното предприятие, подлежащи на одобряване от ДКЕР, се образуват по следната формула:

Пд = Руп + БВ.НВ, лв./г.,

където:

Руп са условнопостоянните разходи за дейността, лв./г.;

БВ е базата за определяне на възвръщаемост, лв.;

НВ - нормата на възвръщаемост преди данъчно облагане, %.

Чл. 37. Преносното предприятие внася в ДКЕР за одобряване предложение за условно-постоянните си разходи за следващия регулаторен период поотделно за следните дейности:

1. поддържане на преносната и спомагателните мрежи;

2. развитие на преносната мрежа, свързано с присъединяването на нови потребители;

3. прогнозиране, планиране и проучвания съгласно чл. 76 от Закона за енергетиката и енергийната ефективност;

4. централно диспечиране;

5. търговска дейност;

6. производство на електрическа енергия поотделно за всеки производител в рамките на преносното предприятие;

7. централно управление (общофункционални звена).

Чл. 38. (1) По време на регулаторния период преносното предприятие може да внася предложение в ДКЕР за изменение на одобрените си приходи по правилата на чл. 18.

(2) В края на календарната година разликата между фактическите количества и приходи от износ на електрическа енергия и тези по сключените договори се отчита от преносното предприятие при подготовката на предложение за цена за мощност за следващата календарна година.

Чл. 39. (1) Преносното предприятие внася в ДКЕР предложение за утвърждаване на тарифни цени за енергия (в рамките на средната цена за енергия) по зони на денонощието (върхова, дневна и нощна), съобразени със среднопретеглената цена, по която преносното предприятие купува енергия в съответните зони.

(2) Преносното предприятие може да внася в ДКЕР предложения за тарифни цени по сезони на годината, дни от седмицата и други.

(3) По преценка на преносното предприятие и съгласувано с ДКЕР средната цена за мощност също може да се диференцира по зони на денонощието.

Чл. 40. (1) Индивидуалната цена за мощност се образува от преносното предприятие по следната формула:

където:

Цмi е индивидуалната цена за мощност за

i-тото разпределително предприятие, лв./МВт/г.;

Пкр.п са приходите от продажби на крайни потребители, присъединени към разпределителната мрежа на съответното разпределително предприятие, лв./г.;

Пд - необходимите приходи за дейността, одобрени от ДКЕР и определени съгласно чл. 52, лв./г.;

Рнп - разходите за купена енергия и мощност от независими производители, присъединени към мрежата на съответното разпределително предприятие, лв./г.;

Р епр - разходите за купена енергия от преносното предприятие, лв./г.;

Мз - заявената мощност от разпределителното предприятие за покупка от преносното предприятие, МВт/г.

(2) Индивидуалните цени за мощност по ал. 1 се образуват от преносното предприятие на базата на одобрени от ДКЕР приходи и разходи на разпределителните предприятия.

Чл. 41. Приходите от продажби на крайни потребители се определят на базата на утвърдените от ДКЕР тарифни цени за електрическа енергия за крайни потребители съгласно чл. 55, прогнози за развитие и структура на крайното потребление, разработени в съответствие с изискванията на чл. 8 и 9 ЗЕЕЕ, по следната формула:

Пкр.п = S Цi . Ei, лв./г.,

където:

Цi са тарифните цени, лв./кВтч;

Еi е прогнозното годишно потребление на електрическа енергия по тарифни зони, кВтч.

Чл. 42. Заявената мощност от разпределителното предприятие за покупка от преносното предприятие се определя на базата на прогноза за максималното часово потребление за съответния регулаторен период в МВт.

Чл. 43. Преносното предприятие изкупува енергия и мощност от производителите на електрическа енергия, които са в състава на дружеството, по вътрешни договори.

Чл. 44. (Доп. - ДВ, бр. 74 от 2002 г., в сила от 22.07.2002 г.) Разпоредбите на този раздел се прилагат до изравняването на средната продажна цена на електрическата енергия за битови нужди с разходите за снабдяване на ниско напрежение, но не по-късно от 31 декември 2004 г.

Чл. 45. Цените на електрическата енергия за потребители, присъединени към разпределителната мрежа, са единни за цялата територия на страната.

Чл. 46. (1) Държавната комисия за енергийно регулиране определя средна продажна цена на електрическата енергия за битови нужди по следната формула:

където:

S Реi са общите разходи на разпределителните предприятия за покупка на електрическа енергия, лв.;

S Пдi - необходимите приходи за дейността на разпределителните предприятия, одобрени от ДКЕР, лв.;

S Пр неб.i - приходите от продажби на електрическа енергия на потребители ВН, СН и НН - небитови, присъединени към разпределителната мрежа, лв.;

S Ебi е електрическата енергия за продажба на битови потребители, кВтч;

i - броят на разпределителните предприятия.

(2) Общите разходи на разпределителните предприятия за покупка на електрическа енергия се определят въз основа на прогнози за потребление и мотивирани предложения за технологични разходи при разпределение.

(3) Приходите от продажби на електрическа енергия на потребители ВН, СН и НН-небитови, присъединени към разпределителната мрежа, се определят на базата на прогнози за обема и структурата на потребление на електрическа енергия и действащи тарифни цени.

Чл. 47. (1) (Доп. - ДВ, бр. 74 от 2002 г., в сила от 22.07.2002 г.) Средната продажна цена за битови потребители по чл. 46 се достига чрез ежегодни повишения в рамките на преходния период по примерен график и размери на отделните повишения, определени от ДКЕР.

(2) Тарифните цени за битови потребители по зони на денонощието се изменят в съответствие със средната продажна цена.

Чл. 48. (1) Продажбите на електрическа енергия между съседни разпределителни предприятия се осъществяват по средната цена за енергия по чл. 31.

(2) Отклоненията на фактическите приходи на разпределителните предприятия от одобрените от ДКЕР, дължащи се на покупко-продажби между съседни разпределителни предприятия, се отчитат при утвърждаването на цени за следващия регулаторен период.

Чл. 49. Разпоредбите на този раздел се прилагат след изпълнението на изискванията по раздел I на тази глава.

Чл. 50. (1) Цените на електрическата енергия за потребители, присъединени към разпределителната мрежа, са единни за цялата територия на страната.

(2) Разпределителните предприятия изготвят ежегодно съвместно предложение за следващата календарна година за:

1. средна продажна цена (лв./кВтч) на електрическата енергия за потребители, присъединени към разпределителната мрежа;

2. тарифни цени съгласно приета тарифна структура.

Чл. 51. Средната продажна цена по чл. 50, ал. 2, т. 1 се определя като отношение на общите разходи на разпределителните предприятия за покупка на енергия и мощност и необходимите приходи за дейността им към прогнозираното количество електрическа енергия по следната формула:

където:

Це.Ei са разходите на i-тото разпределително предприятие за покупка на енергия от преносното предприятие, лв.;

Цмср.Мi - разходите на i-тото разпределително предприятие за покупка на мощност от преносното предприятие, лв.;

S Р преф.i - разходите на i-тото разпределително предприятие за покупка на енергия по преференциални цени, лв.;

S Р нпр.i - разходите на i-тото разпределително предприятие за покупка на енергия и мощност от независими производители при договори с цени за мощност и енергия, лв.;

Пдi - необходимите приходи за дейността на i-тото разпределително предприятие, лв.;

Едi е прогнозното количество електрическа енергия за доставка от i-тото разпределително предприятие на потребители, присъединени към разпределителната мрежа, кВтч.

Чл. 52. (1) Подлежащите на одобряване от ДКЕР необходими приходи за дейността се определят от всяко разпределително предприятие по следната формула:

Пд = Руп + БВ.НВ, лв./г.,

където:

Руп са условнопостоянните разходи за дейността, лв./г.;

БВ е базата за определяне на възвръщаемост, лв.;

НВ - нормата на възвръщаемост преди данъчно облагане.

(2) Условнопостоянните разходи се определят от разпределителното предприятие на базата на прогноза за регулаторния период и се представят в ДКЕР общо и поотделно за следните дейности:

1. поддържане на разпределителните мрежи;

2. развитие на разпределителните мрежи, свързано с присъединяването на потребители, с изключение на разходите за присъединяване на потребители по глава седма;

3. снабдяване на крайните потребители.

(3) По време на регулаторния период разпределителните предприятия могат да внасят предложения в ДКЕР за изменение на одобрените си приходи по правилата на чл. 18.

Чл. 53. Разходите на разпределителното предприятие за покупка на енергия от независими производители, присъединени към разпределителната мрежа, се определят за следващата календарна година на базата на:

1. определени от ДКЕР преференциални цени за изкупуване на енергия от независими производители съгласно глава втора, раздел IV;

2. прогнози за обем на производството, предоставени от независимите производители по т. 1;

3. плащания по сключени договори с независими производители за продажба на мощност и енергия.

Чл. 54. (1) Купената енергия от i-тото разпределително предприятие се определя по следната формула:

където:

Екупi е купената енергия от i-тото разпределително предприятие, кВтч;

Едi - прогнозното количество електрическа енергия за доставка от i-тото разпределително предприятие на потребители, присъединени към разпределителната мрежа, кВтч;

ТР разпрi - мотивираното предложение за технологични разходи при разпределение на електроенергия за i-тото разпределително предприятие, %.

(2) В края на календарната година разликата между прогнозните и фактическите приходи от продадена електрическа енергия се отчита от разпределителните предприятия при подготовката на предложения за цени за следващата календарна година.

Чл. 55. Разпределителните предприятия изготвят съвместно предложение за тарифни цени за потребители, присъединени към разпределителната мрежа, в рамките на средната продажна цена, определена съгласно чл. 51, съобразени с разходите за електроснабдяване на всяка категория потребители, съгласно утвърдените тарифни структури.

Чл. 56. (1) Продажбите на електрическа енергия между съседни разпределителни предприятия се осъществяват по средната цена за енергия по чл. 35.

(2) Допълнителните технологични разходи при разпределение в резултат на покупко-продажби между съседни разпределителни предприятия се отчитат от ДКЕР при утвърждаването на цени за следващия регулаторен период.