документiв в базi
550558
Подiлитися 
  2013-03-122013-08-282013-09-192014-10-302016-10-25  

ФОНД ДЕРЖАВНОГО МАЙНА УКРАЇНИ

НАКАЗ
12.03.2013 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

(Із змінами, внесеними згідно з
Наказом Фонду державного майна
N 1955 від 28.08.20
13)

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

Заступник Голови Антимонопольного комітету України
державний уповноважений Ф.І. Влад

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

І. 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 національних стандартах оцінки, інших нормативно-правових актах з оцінки майна, що відповідно до статті 9 Закону України "Про оцінку майна, майнових прав та професійну оціночну діяльність в Україні" здійснюють методичне регулювання оцінки майна.

(Абзац сьомий пункту 1.2 розділу І із змінами, внесеними згідно з Наказом Фонду державного майна N 1955 від 28.08.2013)

ІІ. 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", стосовно якої прийнято рішення щодо переходу на стимулююче регулювання.

(Пункт 2.4 розділу ІІ із змінами, внесеними згідно з Наказом Фонду державного майна N 1955 від 28.08.2013)

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 оформлені належним чином зміни до переліків активів, які суб'єкт оціночної діяльності отримав відповідно до підпункту 2.4.2 пункту 2.4 цього розділу.

(Абзац другий пункту 2.5 розділу ІІ із змінами, внесеними згідно з Наказом Фонду державного майна N 1955 від 28.08.2013)

IІІ. 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 та висновок про їх вартість у двох примірниках з письмовим запитом на рецензування надсилаються Фонду державного майна України. Після проведення рецензування звіт про оцінку активів разом із висновком про їх вартість і рецензією на такий звіт надсилається Фондом державного майна України замовнику рецензування. З метою інформування про результати оцінки та рецензування органу, який здійснює державне регулювання діяльності суб'єктів природних монополій, суб'єктів господарювання на суміжних ринках у відповідній сфері, надсилається висновок про вартість активів, оформлений відповідно до додатка 1 до цієї Методики, та рецензія на звіт про оцінку.

(Пункт 3.2 розділу ІІІ в редакції з Наказу Фонду державного майна N 1955 від 28.08.2013)

3.3. Визначення вартості активів проводиться станом на дату оцінки, яка збігається з датою інвентаризації активів, визначеною відповідно до пункту 2.3 розділу ІІ 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 нерухомого майна, що є введеними в експлуатацію або незавершеними будівництвом об'єктами;

(Абзац другий пункту 3.7 розділу ІІІ в редакції з Наказу Фонду державного майна N 1955 від 28.08.2013)

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;

(Абзац п'ятий пункту 3.10 розділу ІІІ виключено на підставі Наказу Фонду державного майна N 1955 від 28.08.2013)

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.

(Абзац перший пункту 3.10.2 розділу ІІІ із змінами, внесеними згідно з Наказом Фонду державного майна N 1955 від 28.08.2013)

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 інших країн-виробників.

(Абзац п'ятий пункту 3.10.2 розділу ІІІ із змінами, внесеними згідно з Наказом Фонду державного майна N 1955 від 28.08.2013)

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 фізичного зносу основних засобів у випадках, визначених цією Методикою, здійснюється за методом строку життя з лінійним зниженням вартості. Фізичний знос визначається як частка від ділення фактичного строку експлуатації активу на нормативний строк його експлуатації за такою формулою:

Зфіз = Сфн х 100,

З метою розрахунку фізичного зносу основних засобів відповідно до вимог цієї Методики нормативні строки експлуатації активів обираються, виходячи з даних, наведених у додатку 10 до цієї Методики.

Якщо за подібний об'єкт береться об'єкт, що був в експлуатації, до ціни подібного об'єкта застосовується поправка, яка враховує різницю між фізичним зносом об'єкта оцінки та фізичним зносом подібного об'єкта і визначається за такою формулою:

3.12.1. З метою врахування незвичайних (нетипових) умов експлуатації об'єкта в минулому, пошкодження об'єкта внаслідок аварії або його неповної укомплектованості в переліках активів, що складаються підприємством, робиться відмітка про це і додатково складаються документи (акт технічного (фізичного) стану, акт обстеження об'єкта тощо), в яких зазначаються відомості про причини складання відповідного документа та інформація про фізичний стан, відсутність (наявність) складових такого об'єкта тощо. У такому разі фізичний знос активу визначається з урахуванням зазначеної в документах інформації за методами, застосування яких обґрунтовується у звіті про оцінку таких активів.

3.12.2. З метою врахування факту наявності покращення експлуатаційних характеристик активу за рахунок проведених реконструкцій застосовується таке коригування розрахунку фізичного зносу: фактичний строк експлуатації активу береться таким, що дорівнює проміжку часу, який минув з дати проведення останньої реконструкції активу до дати оцінки. При цьому фізичний знос активу станом на дату завершення реконструкції береться розміром 20 відсотків.

Розрахунок фізичного зносу активів, які були реконструйовані, за винятком профільних для відповідної сфери передавальних пристроїв, виконується за такою формулою:

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

Зфіз = S(Lpi х (0,2 + Срекін)) + L0 х (Сфн)/Lзаг х 100, 

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

3.12.4. Залишковий строк експлуатації активу Сз визначається за такою формулою:

Сз = Сн х (1 - Зфіз/100).

Залишковий строк експлуатації активу визначається в місяцях або роках відповідно до показника нормативного строку експлуатації активу.

(Розділ ІІІ доповнено новим пунктом 3.12 згідно з Наказом Фонду державного майна N 1955 від 28.08.2013)

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

3.13.1. 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.

3.13.2. 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.

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

3.14. 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.

3.14.1. 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.

3.14.2. 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.

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

3.16. Звіт про оцінку активів складається в повній формі відповідно до вимог Національного стандарту N 1 "Загальні засади оцінки майна і майнових прав", затвердженого постановою Кабінету Міністрів України від 10 вересня 2003 року N 1440 (далі - Національний стандарт N 1). Висновок про вартість активів, що є частиною звіту про оцінку активів, складається за формою, наведеною в додатку 1 до цієї Методики.

(Пункт розділу ІІІ із змінами, внесеними згідно з Наказом Фонду державного майна N 1955 від 28.08.2013)

3.17. 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).

3.18. 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.

ІV. 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 вартості заміщення (відтворення) силового електротехнічного обладнання, яке встановлене на ПС і обліковується за окремими інвентарними номерами, проводиться згідно з додатком 3 до цієї Методики або за інформацією ринку про ціни на таке нове обладнання;

(Абзац другий підпункту 4.2.1.12 підпункту 4.2.1 пункту 4.2 розділу ІV в редакції Наказу Фонду державного майна N 1955 від 28.08.2013)

визначення вартості спеціалізованої нерухомості, яка входить до складу ПС і обліковується за окремими інвентарними номерами, проводиться шляхом застосування відповідно до Національного стандарту N 2 "Оцінка нерухомого майна", затвердженого постановою Кабінету Міністрів України від 28 жовтня 2004 року N 1442 (із змінами) (далі - Національний стандарт N 2), витратного методичного підходу з визначенням їх вартості заміщення (відтворення). Вартість кожної будівлі та споруди визначається на підставі опосередкованих одиничних показників вартості будівництва. Інформація про укрупнені показники вартості будівництва будівель трансформаторних підстанцій та розподільних пунктів наведена в додатках 4, 5 до цієї Методики;

(Абзац третій підпункту 4.2.1.12 підпункту 4.2.1 пункту 4.2 розділу ІV в редакції Наказу Фонду державного майна N 1955 від 28.08.2013)

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

(Абзац четвертий підпункту 4.2.1.12 підпункту 4.2.1 пункту 4.2 розділу ІV в редакції Наказу Фонду державного майна N 1955 від 28.08.2013)

4.2.1.13. Фізичний знос та коефіцієнт оптимізації витрат ПС визначаються відповідно до вимог пункту 3.12 розділу ІІІ цієї Методики та пунктів 4.6 - 4.16 цього розділу.

(Підпункт 4.2.1.13 підпункту 4.2.1 пункту 4.2 розділу ІV із змінами, внесеними згідно з Наказом Фонду державного майна N 1955 від 28.08.2013)

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 витрат ЛЕП визначаються відповідно до вимог пункту 3.12 розділу ІІІ цієї Методики та пунктів 4.6 - 4.16 цього розділу.

(Підпункт 4.2.2.7 підпункту 4.2.2 пункту 4.2 розділу ІV із змінами, внесеними згідно з Наказом Фонду державного майна N 1955 від 28.08.2013)

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 витрат будівель, споруд та передавальних пристроїв проводиться відповідно до вимог пункту 3.12 розділу ІІІ цієї Методики та пунктів 4.6 - 4.16 цього розділу.

(Підпункт 4.2.3.6 підпункту 4.2.3 пункту 4.2 розділу ІV із змінами, внесеними згідно з Наказом Фонду державного майна N 1955 від 28.08.2013)

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 витрат ТП, КТП та РП проводиться відповідно до вимог пункту 3.12 розділу ІІІ цієї Методики та пунктів 4.6 - 4.16 цього розділу.

(Підпункт 4.2.4.4 підпункту 4.2.4 пункту 4.2 розділу ІV із змінами, внесеними згідно з Наказом Фонду державного майна N 1955 від 28.08.2013)

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 витрат силового та електротехнічного обладнання, засобів телемеханіки, високочастотного зв'язку та інших комутаційних пристроїв виконується відповідно до вимог пункту 3.12 розділу ІІІ цієї Методики та пунктів 4.6 - 4.16 цього розділу.

(Підпункт 4.2.5.5 підпункту 4.2.5 пункту 4.2 розділу ІV із змінами, внесеними згідно з Наказом Фонду державного майна N 1955 від 28.08.2013)

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

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

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 IІІ цієї Методики.

4.3. Визначення вартості об'єктів капітальних інвестицій, які підлягають оцінці, проводиться відповідно до пункту 3.13 розділу ІІІ цієї Методики.

(Пункт 4.3 розділу ІV із змінами, внесеними згідно з Наказом Фонду державного майна N 1955 від 28.08.2013)

4.4. Оцінка нематеріальних активів проводиться відповідно до пункту 3.14 розділу ІІІ цієї Методики.

(Пункт 4.4 розділу ІV із змінами, внесеними згідно з Наказом Фонду державного майна N 1955 від 28.08.2013)

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 ІІІ цієї Методики, з урахуванням того, що зазначені укрупнені показники вартості визначені станом на 01 липня 2012 року.

(Пункт 4.6 розділу ІV виключено на підставі Наказу Фонду державного майна N 1955 від 28.08.2013)

(Пункт 4.7 розділу ІV виключено на підставі Наказу Фонду державного майна N 1955 від 28.08.2013)

(Пункт 4.8 розділу ІV виключено на підставі Наказу Фонду державного майна N 1955 від 28.08.2013)

(Пункт 4.9 розділу ІV виключено на підставі Наказу Фонду державного майна N 1955 від 28.08.2013)

4.6. 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 , проведеного відповідно до пункту 3.12 розділу ІІІ цієї Методики, 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.)

(Пункт 4.6 розділу ІV із змінами, внесеними згідно з Наказом Фонду державного майна N 1955 від 28.08.2013)

(Пункт 4.7 розділу ІV виключено на підставі Наказу Фонду державного майна N 1955 від 28.08.2013)

4.7. 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.

4.8. 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 4.9 цього розділу, кожного підрозділу електричних мереж, визначених відповідно до пункту 4.10 цього розділу, та активів підприємства в цілому, визначених відповідно до пункту 4.11 цього розділу.

(Абзац другий пункту 4.8 розділу ІV із змінами, внесеними згідно з Наказом Фонду державного майна N 1955 від 28.08.2013)

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 4.7 цього розділу, обираються показники завантаження за підрозділами електричних мереж за той місяць відповідного року, коли підприємство в цілому мало найбільше значення показника завантаження.

(Абзац третій пункту 4.8 розділу ІV із змінами, внесеними згідно з Наказом Фонду державного майна N 1955 від 28.08.2013)

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).

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

Кзпс = ТЕ/cosфі х Тміс х Ппс ,

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

де

пс - 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.

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

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;

пр - 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.

(Пункт 4.11 розділу ІV із змінами, внесеними згідно з Наказом Фонду державного майна N 1955 від 28.08.2013)

4.12. Для проведення суб'єктом оціночної діяльності розрахунків коефіцієнтів завантаження активів за формулами, зазначеними в пунктах 4.9-4.11 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.

(Пункт 4.12 розділу ІV із змінами, внесеними згідно з Наказом Фонду державного майна N 1955 від 28.08.2013)

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

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

4.15. У разі коли результат розрахунку за формулою, що наведена в пункті 4.7 цього розділу, є більшим за одиницю, коефіцієнт оптимізації приймається рівним одиниці.

(Пункт 4.15 розділу ІV із змінами, внесеними згідно з Наказом Фонду державного майна N 1955 від 28.08.2013)

4.16. Відповідно до формули, що зазначена в пункті 4.7 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.

(Пункт 4.16 розділу ІV із змінами, внесеними згідно з Наказом Фонду державного майна N 1955 від 28.08.2013)

V. Особливості оцінки активів підприємств,
що здійснюють діяльність у сфері розподілу
природного газу трубопроводами

5.1. Для цілей оцінки активів підприємства, що здійснює діяльність у сфері розподілу природного газу трубопроводами, ця Методика передбачає попереднє групування об'єктів оцінки за такими функціональними групами:

5.1.1. Передавальні пристрої у вигляді газопроводів, у тому числі:

поліетиленові газопроводи (низького, середнього та високого тиску);

сталеві газопроводи (низького, середнього та високого тиску);

комбіновані газопроводи (низького, середнього та високого тиску).

5.1.2. Газорегуляторні пункти, у тому числі:

газорегуляторне обладнання, що за своєю конструкцією є окремим газорегуляторним пунктом (блоковий, шафовий);

газорегуляторне обладнання, що є складовою газорегуляторного пункту, без врахування будівель, у яких воно розміщене.

5.1.3. Будівлі, приміщення (вбудовані, прибудовані), у яких розміщене газорегуляторне обладнання.

5.1.4. Будівлі, приміщення, за винятком тих, у яких розміщене газорегуляторне обладнання.

5.1.5. Передавальні пристрої, за винятком тих, що належать до газопроводів.

5.1.6. Споруди.

5.1.7. Обладнання електрохімічного захисту.

5.1.8. Машини та обладнання, за винятком обладнання, що належить до газорегуляторних пунктів, та обладнання електрохімічного захисту.

5.1.9. Вимірювальні та регулюючі прилади, за винятком приладів, що належать до газорегуляторних пунктів, та приладів електрохімічного захисту.

5.1.10. Транспортні засоби, у тому числі:

колісні транспортні засоби;

інші транспортні засоби.

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

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

5.1.13. Капітальні інвестиції.

5.2. Оцінка основних засобів підприємств, що здійснюють діяльність у сфері розподілу природного газу трубопроводами, проводиться з дотриманням таких особливостей:

5.2.1. Оцінка газопроводів проводиться шляхом застосування витратного підходу, за результатами якого визначається залишкова вартість заміщення (відтворення).

5.2.1.1. Газопроводи за матеріалом виготовлення труби поділяються на такі групи:

поліетиленові;

сталеві;

комбіновані.

Під час ідентифікації окремого газопроводу досліджується його належність до однієї із зазначених груп.

5.2.1.2. Для визначення вартості сталевих газопроводів у всіх випадках використовуються укрупнені показники вартості будівництва поліетиленових газопроводів з подібними технічними параметрами, крім таких випадків прокладання газопроводів:

у гірській місцевості з високою ймовірністю зсуву ґрунту;

для транспортування газів, що містять ароматичні і хлоровані вуглеводні, а також парові і рідкі фази зріджених вуглеводневих газів;

надземного, наземного способу;

у тунелях, колекторах;

на підроблювальних територіях;

тиском вище 0,1 МПа.

5.2.1.3. Досліджуються такі істотні ціноутворюючі характеристики окремого газопроводу:

загальна довжина ділянки газопроводу, розгорнута протяжність газопроводу в однотрубному вимірі, матеріал виготовлення та діаметр труби, спосіб прокладання, тиск газопроводу, умови прокладання газопроводу.

5.2.1.4. Вартість заміщення (відтворення) окремого газопроводу визначається на підставі укрупнених показників вартості труби, інших матеріалів, будівельно-монтажних та проектних робіт, пов'язаних з прокладенням такої труби, визначених відповідно до додатка 11 до цієї Методики.

5.2.1.5. Вартість заміщення (відтворення) газопроводу визначається як добуток суми укрупненого показника вартості труби (показника вартості одного погонного метра труби), відібраного залежно від тиску газопроводу, діаметра та матеріалу виготовлення труби, та укрупненого показника вартості прокладання труби (показника вартості прокладання одного погонного метра труби), відібраного залежно від способу прокладання, діаметра та матеріалу виготовлення труби, та розгорнутої протяжності газопроводу в однотрубному вимірі, збільшений на коефіцієнт, що враховує індекси цін, визначені відповідно до пункту 3.7 розділу ІІІ цієї Методики, з урахуванням того, що зазначені укрупнені показники вартості визначені станом на 01 січня 2013 року.

Рішення щодо вибору матеріалу виготовлення труби оцінюваного газопроводу приймається з урахуванням підпункту 5.2.1.2 цього пункту.

5.2.1.6. Для врахування ускладнених умов прокладення газопроводів до вартості заміщення (відтворення) застосовуються поправні коефіцієнти, наведені в додатку 11 до цієї Методики.

5.2.1.7. Залишкова вартість заміщення (відтворення) газопроводу визначається як вартість заміщення (відтворення) такого газопроводу з урахуванням його фізичного зносу та коефіцієнта оптимізації витрат.

5.2.1.8. Фізичний знос окремого газопроводу визначається відповідно до пункту 3.12 розділу ІІІ цієї Методики.

5.2.1.9. Коефіцієнт оптимізації витрат Копт газопроводів, виведених від окремої газорозподільної станції магістральних газопроводів (далі - ГРС), визначається за такою формулою:

Копт = (Кзакт х Крез)n ,

Коефіцієнт оптимізації витрат газопроводів, виведених від певної ГРС, застосовується до вартості заміщення (відтворення) усіх газопроводів, які пов'язані з такою ГРС. З метою ідентифікації газопроводів, які пов'язані з певною ГРС, у переліках активів підприємства, які відповідно до пункту 2.3 розділу ІІ цієї Методики складаються під час інвентаризації активів, зазначається інформація про належність кожного газопроводу високого та середнього тиску до певної ГРС.

5.2.1.9.1. Коефіцієнт завантаження газопроводів розраховується для кожної окремої ГРС на основі відношення максимальних фактичних та максимальних (проектних) витрат газу для усіх газопроводів високого та середнього тиску на виході від окремої ГРС. У разі наявності декількох виходів газопроводу високого та середнього тиску від ГРС у розрахунку враховуються витрати газу для всіх таких газопроводів.

5.2.1.9.2. Максимальні (проектні) витрати газу в газопроводі Qпроект визначаються за такою формулою:

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

Максимальні (проектні) витрати газу визначаються при температурі 0 °С та тиску 0,10132 МПа у куб. м/год.

Швидкість руху газу під час розрахунку максимальних (проектних) витрат газу приймається:

15 м/с - для газопроводів середнього тиску;

25 м/с - для газопроводів високого тиску.

5.2.1.9.3. Інформація про максимальні фактичні витрати газу в газопроводах високого та середнього тиску на виході від окремої ГРС Qфакт надається суб'єкту оціночної діяльності підприємством за результатами аналізу фактичних витрат газу за годину протягом 3 років, що передували даті оцінки. При цьому в кожному році відбирається 24 значення фактичних витрат газу за годину, протягом яких спостерігалось максимальне навантаження кожного газопроводу високого та середнього тиску. Така інформація оформляється підприємством належним чином як вихідні дані для оцінки і в повному обсязі надається суб'єкту оціночної діяльності згідно з умовами договору на проведення оцінки.

5.2.1.9.4. На підставі наданих вихідних даних для розрахунку коефіцієнта завантаження газопроводів суб'єкт оціночної діяльності визначає середнє арифметичне значення максимальних фактичних витрат газу за годину в кожному газопроводі високого та середнього тиску за кожний з трьох років, що передували даті оцінки. Для подальшого розрахунку коефіцієнта завантаження газопроводів, виведених від окремої ГРС, ураховується визначене таким чином найбільше середнє значення максимальних фактичних витрат газу за годину в усіх газопроводах високого та середнього тиску, отримане за один з трьох років, що передували даті оцінки.

5.2.1.9.5. Коефіцієнт завантаження газопроводів окремої ГРС Кзаг визначається за такою формулою:

5.2.1.9.6. Коефіцієнт резервування враховує вимоги щодо необхідного технологічного запасу пропускної здатності газопроводу і для цілей цього розділу дорівнює 1,1.

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

5.2.1.10. Якщо наявне обладнання електрохімічного захисту, що обслуговує сталевий газопровід, вартість якого згідно з критеріями, наведеними в підпункті 5.2.1.2 цього пункту, для цілей цієї Методики визначається на підставі укрупнених показників вартості будівництва поліетиленового газопроводу, залишкова вартість заміщення такого газопроводу зменшується відповідно до підпункту 5.2.3.4 цього пункту.

5.2.2. Оцінка газорегуляторних пунктів проводиться шляхом застосування витратного та порівняльного підходів.

5.2.2.1. Досліджуються такі істотні ціноутворюючі характеристики газорегуляторних пунктів: марка, кількість ліній редукування, марка регуляторів, наявність обладнання телеметрії, лічильників та обладнання опалення у складі газорегуляторних пунктів.

5.2.2.2. Вартість заміщення (відтворення) газорегуляторних пунктів складається з вартості будівельно-монтажних робіт, вартості обладнання та вартості інших витрат, що визначаються шляхом застосування показників вартості газорегуляторних пунктів, що наведені в додатку 12 до цієї Методики, а у разі відсутності таких даних у зазначеному додатку - на підставі інформації ринку про ціни на подібне обладнання з урахуванням вартості будівельно-монтажних робіт, які складають 4% від вартості обладнання, та вартості інших витрат, які складають 3% від вартості обладнання.

Визначена відповідно до додатка 12 до цієї Методики вартість збільшується на коефіцієнт, що враховує індекси цін, визначені відповідно до пункту 3.7 розділу ІІІ цієї Методики, з урахуванням того, що зазначені укрупнені показники вартості визначені станом на 01 січня 2013 року.

5.2.2.3. Фізичний знос газорегуляторних пунктів визначається відповідно до пункту 3.12 розділу ІІІ цієї Методики.

5.2.3. Оцінка обладнання електрохімічного захисту проводиться шляхом застосування витратного та порівняльного підходів:

5.2.3.1. Досліджуються такі істотні ціноутворюючі характеристики обладнання електрохімічного захисту: марка станції катодного захисту, кількість заземлювачів, марка та протяжність мідного дроту, марка установки поляризованого дренажу, додаткові будівельно-монтажні роботи.

5.2.3.2. Вартість заміщення (відтворення) обладнання електрохімічного захисту визначається з урахуванням його складу на підставі показників вартості обладнання електрохімічного захисту, що наведені в додатку 13 до цієї Методики, збільшених на коефіцієнт, який враховує індекси цін, визначені відповідно до пункту 3.7 розділу ІІІ цієї Методики, з урахуванням того, що зазначені укрупнені показники вартості визначені станом на 01 січня 2013 року. У разі відсутності у зазначеному додатку інформації для оцінюваного обладнання вартість такого обладнання визначається на підставі інформації ринку про ціни на подібне обладнання шляхом застосування порівняльного підходу.

5.2.3.3. Фізичний знос обладнання електрохімічного захисту визначається відповідно до пункту 3.12 розділу ІІІ цієї Методики.

5.2.3.4. Якщо обладнання електрохімічного захисту обслуговує сталеві газопроводи, вартість заміщення яких для цілей цієї Методики визначається окремо для кожного структурного підрозділу підприємства згідно з підпунктом 5.2.1.2 цього пункту на підставі вартості подібних поліетиленових газопроводів, проводиться розподіл залишкової вартості заміщення (відтворення) обладнання електрохімічного захисту за газопроводами, які обслуговує таке обладнання, пропорційно до протяжності ділянок таких газопроводів. Для цього залишкова вартість заміщення такого газопроводу зменшується на величину Воез, що визначається за такою формулою:

Воез = Вкс х (Псг-пв / Псг) ,

Якщо розрахована вартість газопроводу після зменшення на частку обладнання електрохімічного захисту становить менше 1 грн, залишкова вартість заміщення газопроводу вважається такою, що дорівнює 1 грн.

5.2.4. Оцінка будівель, приміщень, у тому числі неспеціалізованих, споруд та передавальних пристроїв, за винятком газопроводів, проводиться шляхом застосування відповідно до Національного стандарту N 2 витратного підходу для визначення їх залишкової вартості заміщення (відтворення) з урахуванням таких особливостей:

5.2.4.1. Вартість заміщення (відтворення) будівель, приміщень, в яких розташоване газорегуляторне обладнання, визначається на підставі укрупнених показників вартості будівель, в яких розташоване газорегуляторне обладнання, наведених у додатку 14 до цієї Методики. Вартість інших будівель, приміщень та споруд визначається на підставі укрупнених показників вартості будівництва інших типових будівель, зазначених у додатку 5 до цієї Методики. Визначена таким чином вартість збільшується на коефіцієнт, який враховує індекси цін, визначені відповідно до пункту 3.7 розділу ІІІ цієї Методики, з урахуванням дати, станом на яку визначені укрупнені показники вартості. У разі відсутності у зазначених додатках інформації для оцінюваних будівель та споруд вартість таких об'єктів нерухомості визначається на підставі інформації, джерела якої наводяться в абзацах п'ятому, шостому підпункту 5.2.4.2 цього пункту.

5.2.4.2. Джерелами інформації про укрупнені показники вартості будівництва є:

укрупнені показники вартості будівництва будівель, що наведені в додатку 14 до цієї Методики;

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

укрупнені показники вартості будівництва інших типових будівель, споруд, що зазвичай входять до складу основних засобів підприємств, що наведені в додатку 5 до цієї Методики;

вихідні дані про ціни в будівництві, що склались на території України (кошторисна документація), розроблені відповідно до системи ціноутворення в будівництві, які використовуються виключно за умови відсутності необхідних даних у додатках 5, 14 до цієї Методики;

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

5.2.4.3. Під час розрахунку вартості заміщення (відтворення) об'єкти порівняння обираються відповідно до джерел інформації з урахуванням найбільш подібного за функціональним призначенням, архітектурно-планувальними, конструктивними характеристиками і розмірами (об'єм, площа та інші характеристики). У разі відхилення характеристик оцінюваного об'єкта від аналогічних характеристик об'єкта порівняння до укрупненого показника вартості будівництва об'єкта порівняння застосовуються поправки, у тому числі визначені відповідно до джерел інформації, зазначених у підпункті 5.2.4.2 цього пункту.

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

5.2.4.5. Під час визначення вартості заміщення (відтворення) прибуток забудовника (інвестора) не враховується.

5.2.4.6. Визначення фізичного зносу будівель, у тому числі неспеціалізованих, споруд та передавальних пристроїв, за винятком газопроводів, проводиться відповідно до пункту 3.12 розділу ІІІ цієї Методики.

5.2.5. Визначення ринкової вартості колісних транспортних засобів проводиться відповідно до пункту 3.9 розділу ІІІ цієї Методики.

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

5.2.6. Оцінка інших основних засобів, що не зазначені в підпунктах 5.2.1 - 5.2.5 цього розділу (включаючи вимірювальні та регулювальні прилади, обчислювальну та офісну техніку, комп'ютери, інвентар тощо), проводиться відповідно до пункту 3.10 розділу IІІ цієї Методики.

5.3. Оцінка об'єктів капітальних інвестицій, вартість яких підлягає визначенню, проводиться відповідно до пункту 3.13 розділу ІІІ цієї Методики.

5.4. Оцінка нематеріальних активів проводиться відповідно до пункту 3.14 розділу ІІІ цієї Методики.

5.5. Для оцінки активів підприємств, які здійснюють діяльність у сфері розподілу природного газу трубопроводами під час визначення вартості заміщення (відтворення) активів на підставі інформації про показники вартості, яка наведена у додатках 11 - 14 до цієї Методики, до зазначених показників застосовуються індекси цін, визначені відповідно до пункту 3.7 розділу ІІІ цієї Методики, з урахуванням того, що зазначені укрупнені показники вартості визначені станом на 01 січня 2013 року.

5.6. У разі коли результатом розрахунку фізичного зносу всіх активів, що входять до складу газорегуляторних пунктів, газопроводів, а також для будівель усіх типів незалежно від їх функціонального призначення за формулами, що наведені в абзацах першому, третьому пункту 3.12 та підпункті 3.12.2 пункту 3.12 розділу ІІІ цієї Методики, є величина, більша за 80 відсотків, фізичний знос вважається таким, що дорівнює 80 відсотків. У разі коли результатом розрахунку фізичного зносу інших активів за формулами, що наведені в абзацах першому, третьому пункту 3.12 та підпункті 3.12.2 розділу ІІІ цієї Методики, є величина, більша за 90 відсотків, фізичний знос вважається таким, що дорівнює 90 відсотків.

(Методику доповнено новим розділом V згідно з Наказом Фонду державного майна N 1955 від 28.08.2013)

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 _____________________________________________________________________________________________,

(повне найменування підприємства)

які використовуються для _____________________________________________________________________________________________,

(назва сфери діяльності)

що підлягає регулюванню відповідно 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. ____________________________________,

(посада керівника підприємства)

і надає висновок 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 
  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:     
  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:     
  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 
ПС 35/10  35/10 (6)  2х4  35-1  4 719,00  6 135,00  944,00  11 798,00 
ПС 35/10  35/10 (6)  2х4  35-2  5 314,00  6 909,00  1 063,00  13 286,00 
ПС 35/10  35/10 (6)  2х4  35-3  5 884,00  7 649,00  1 177,00  14 710,00 
ПС 35/10  35/10 (6)  2х4  35-4  5 884,00  7 649,00  1 177,00  14 710,00 
ПС 35/10  35/10 (6)  2х4  35-5  7 001,00  9 101,00  1 400,00  17 502,00 
ПС 110/10  110/10 (6)  2x40  110-1  10 286,00  13 372,00  2 058,00  25 716,00 
ПС 110/10  110/10 (6)  2x16  110-2  12 278,00  15 962,00  2 456,00  30 696,00 
ПС 110/10  110/10 (6)  2x40  110-3  12 508,00  16 260,00  2 502,00  31 270,00 
ПС 110/10  110/10 (6)  2x40  110-4  12 508,00  16 260,00  2 502,00  31 270,00 
ПС 110/10  110/10 (6)  2x40  110-6  17 402,00  22 622,00  3 480,00  43 504,00 
ПС 110/10  110/10 (6)  2x40  110-7  17 393,00  22 611,00  3 479,00  43 483,00 
ПС 150/10  150/10 (6)  2x40  150-1  11 024,00  14 331,00  2 204,00  27 559,00 
ПС 150/10  150/10 (6)  2x40  150-2  13 476,00  17 518,00  2 695,00  33 689,00 
ПС 150/10  150/10 (6)  2x40  150-3  13 775,00  17 908,00  2 755,00  34 438,00 
ПС 150/10  150/10 (6)  2x40  150-4  13 775,00  17 908,00  2 755,00  34 438,00 
ПС 150/10  150/10 (6)  2x40  150-6  19 924,00  25 901,00  3 984,00  49 809,00 
ПС 150/10  150/10 (6)  2x40  150-7  19 944,00  25 927,00  3 988,00  49 859,00 
ПС 110/35/10 (6)  110/35/10 (6)  2x40  110-1  14 770,00  19 202,00  2 954,00  36 926,00 
ПС 110/35/10 (6)  110/35/10 (6)  2x40  110-2  16 830,00  21 879,00  3 366,00  42 075,00 
ПС 110/35/10 (6)  110/35/10 (6)  2x40  110-3  17 141,00  22 283,00  3 428,00  42 852,00 
ПС 110/35/10 (6)  110/35/10 (6)  2x40  110-4  17 141,00  22 283,00  3 428,00  42 852,00 
ПС 110/35/10 (6)  110/35/10 (6)  2x40  110-6  22 266,00  28 946,00  4 454,00  55 666,00 
ПС 110/35/10 (6)  110/35/10 (6)  2x40  110-7  22 266,00  28 946,00  4 454,00  55 666,00 
ПС 150/35/10 (6)  150/35/10 (6)  2x40  150-1  15 508,00  20 160,00  3 101,00  38 769,00 
ПС 150/35/10 (6)  150/35/10 (6)  2x40  150-2  18 061,00  23 480,00  3 612,00  45 153,00 
ПС 150/35/10 (6)  150/35/10 (6)  2x40  150-3  18 408,00  23 930,00  3 682,00  46 020,00 
ПС 150/35/10 (6)  150/35/10 (6)  2x40  150-4  18 408,00  23 930,00  3 682,00  46 020,00 
ПС 150/35/10 (6)  150/35/10 (6)  2x40  150-6  24 788,00  32 225,00  4 958,00  61 971,00 
ПС 150/35/10 (6)  150/35/10 (6)  2x40  150-7  24 788,00  32 225,00  4 958,00  61 971,00 

__________

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 
Установлення силових трансформаторів напругою, потужністю:             
1.1  110/35/10(6) кВ, 10 МВА  156,3  3 266,2  306,9  111,6  3 729,4  105,0 
1.2  110/35/10(6) кВ, 16 МВА  160,1  4 139,0  378,1  140,0  4 677,2  110,0 
1.3  110/35/10(6) кВ, 25 МВА  189,3  7 103,1  621,9  236,8  7 914,3  110,0 
1.4  110/35/10(6) кВ, 40 МВА  194,2  10 839,5  924,0  357,4  11 957,7  130,0 
1.5  110/10 кВ, 6,3 МВА  131,3  2 110,7  207,1  73,3  2 449,1  95,0 
1.6  110/10 кВ, 10 МВА  152,9  2 754,8  264,4  94,9  3 172,2  95,0 
1.7  110/10 кВ, 16 МВА  152,8  3 592,1  331,8  122,0  4 076,7  105,0 
1.8  110/10 кВ, 25 МВА  187,0  6 169,5  547,2  206,6  6 903,7  105,0 
1.9  110/10 кВ, 40 МВА  193,8  9 390,5  807,9  310,7  10 392,3  114,0 
1.10  35/10 кВ, 2,5 МВА  49,6  1 168,4  110,3  37,5  1 328,3  30,0 
1.11  35/10 кВ, 4,0 МВА  73,1  1 247,0  121,2  40,6  1 441,3  43,0 
1.12  35/10 кВ, 6,3 МВА  99,0  1 621,4  153,8  52,9  1 874,2  43,0 
1.13  35/10 кВ, 10 МВА  111,5  2 155,6  201,2  69,6  2 468,2  53,0 
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 колонного типу  53,1  1681,2  144,4  55,1  1878,7  170,0 
2.3  Приєднання 110 кВ силового трансформатора з вимикачем елегазовим 110 кВ бакового типу із вбудованими трансформаторами струму  51,1  1990,7  168,0  64,9  2209,8  160,0 
2.4  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 елегазовим 110 кВ бакового типу із вбудованими трансформаторами струму  133,2  1798,3  159,2  61,1  2090,7  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 
Вузли ВРУ 35 кВ:             
3.1  Приєднання 35 кВ силового трансформатора з вимикачем  27,1  941,3  78,4  29,0  1 046,7  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 
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 
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 
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 Пз  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   
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   
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  1147,4  3133,2  398,5  130,5  4679,1   
8.2  ЗПС20 10/6 кВ з трансформаторами 2хТМ-2500/10-У напругою 10/6 кВ РУ 10 і 6 кВ із шаф комплектних типу КУ 10Ц АТ "РЗВА". РУ 10 кВ із чотирьох шаф, у тому числі дві з вакуумними вимикачами. РУ 6 кВ із 10 шаф, у тому числі п'ять з вакуумними вимикачами  1235,6  2996,8  313,9  126,0  4546,3   
8.3  Комірка лінійна 110 кВ на діючій ПС з елегазовим вимикачем, у тому числі: елегазовий вимикач колонного типу, трансформатори струму, лінійні роз'єднувачі  175,6  789,1  72,6  29,4  1037,3   
8.4  Комірка лінійна 35 кВ на діючій ПС з вакуумним вимикачем, у тому числі: вакуумний вимикач, трансформатори струму, лінійні роз'єднувачі  234,6  414,7  54,0  18,8  703,3   
8.5  Комірка лінійна 10(6) кВ на діючій ПС з вакуумним вимикачем  67,2  156,5  16,9  6,3  240,6   
8.6  Вимикач елегазовий 110 кВ колонного типу  60,0  300,0  30,0  12,0  390,0   
8.7  Вимикач вакуумний 35 кВ  30,0  150,0  15,0  6,0  195,0   
8.8  Установлення реклоузера на лінії 10 кВ. Основне обладнання: реклоузер РВА/TEL 10-12,5/630 У1; пункт комерційного обліку електроенергії ПКУ/TEL-10 У1; два роз'єднувачі РЛНДЗ-10/400; три залізобетонні опори; шість обмежувачів перенапруги ОПН-КР/TEL 10  50,2  144,8  23,3  6,1  218,3   

__________

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 3 із змінами, внесеними згідно з Наказом Фонду державного майна N 1955 від 28.08.2013)

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 
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  1 430,0  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 1х2000 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 
ПЛ 150 кВ:           
1.1  одноколова, АС 240/32  819,3  31,6  61,0  21,8  911,9 
1.2  двоколова, 2хАС 240/32  1160,1  61,2  70,5  30,9  1291,7 
ПЛ 110 кВ:           
2.1  одноколова, АС 240/32  744,8  28,7  55,4  19,9  829,0 
2.2  двоколова, 2хАС 240/32  1054,6  55,6  64,1  28,1  1174,3 
ПЛ 35 кВ:           
3.1  одноколова, АС 120/19, центрифуговані стояки  499,9  23,1  54,4  13,9  577,4 
3.2  двоколова, 2хАС 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 
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 
ПЛІ3 0,38 кВ:           
5.1  ПЛІ 0,38 кВ, СІП одноколова (переріз дроту до 50 мм2 181,1  15,6  26,3  5,4  223,0 
5.2  ПЛІ 0,38 кВ, СІП двоколова (переріз дроту до 50 мм2 251,9  28,1  29,2  7,6  309,2 
КЛ 110 кВ:           
6.1  одноланцюгова КЛ, кабель з ізоляцією із зшитого поліетилену марки XRUHKXS-110 1x300/95  5361,0  22,9  523,2  146,5  5907,1 
6.2  дволанцюгова КЛ, кабель з ізоляцією із зшитого поліетилену марки XRUHKXS-110 1x300/95  7209,8  30,8  619,2  173,4  7859,8 
КЛ 35 кВ:           
7.1  одноланцюгова КЛ, кабель з ізоляцією із зшитого поліетилену марки ПвЭгПу-35 1x120/50  1611,1  68,7  160,3  49,8  1840,1 
7.2  одноланцюгова КЛ, кабель з ізоляцією із зшитого поліетилену марки АПвЭгаП 1х70/35  1102,0  47,0  109,6  34,0  1258,7 
7.3  одноланцюгова КЛ, кабель з ізоляцією із зшитого поліетилену марки АПвЭгаП 1х120/35  1143,4  48,8  113,7  35,3  1305,9 
7.4  дволанцюгова КЛ, кабель з ізоляцією із зшитого поліетилену марки АПвЭгаП 1x70/35  1476,4  63,0  146,9  45,6  1686,3 
7.5  дволанцюгова КЛ, кабель з ізоляцією із зшитого поліетилену марки АПвЭгаП 1x120/35  1559,2  66,5  155,1  48,2  1780,8 
7.6  дволанцюгова КЛ, кабель з ізоляцією із зшитого поліетилену марки XRUHKXS-35 1x150/50  2808,6  12,0  343,9  76,1  3 164,5 
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 3x150/70  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 1x400/50  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 1x185/50-6  1600,7  6,4  283,7  49,8  1890,8 
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 і більше.

У разі наявності повітряної лінії передачі електроенергії, виконаної з неізольованого дроту, до показників вартості ПЛІ 0,38 кВ, зазначених у пунктах 5.1, 5.2 таблиці, застосовується коефіцієнт 0,8.

3. 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), 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.

(Додаток 6 із змінами, внесеними згідно з Наказом Фонду державного майна N 1955 від 28.08.2013)

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 (Kр) та КЛ2 (Kрк) для регіонів України,
що враховують умови проходження трас ліній електропередач регіону
(ґрунти, рельєф, кліматичні умови тощо)

Область (місто)  Коефіцієнт Kр для ПЛ напругою, кВ  Коефіцієнт Kрк для КЛ напругою, кВ 
150 (110), 35  10(6)  0,38  150 (110), 35  10(6)  0,38 
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 7 із змінами, внесеними згідно з Наказом Фонду державного майна N 1955 від 28.08.2013)

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  12 690,0  12 800,0  12 950,0 
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 - водоводина естакадах1, 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  10 180,0 
до 1500 кг  14 110,0 
до 2000 кг  16 910,0 
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  22 580,0 
двоярусна висотою до 6 м, навантаження до 5000 кг/м  28 430,0 

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  12 840,0  7650,0 
400 - 500  9650,0  8110,0  14 640,0  11 450,0 
600  12 490,0  10 450,0  22 870,0  14 150,0 
700  15 180,0  13 110,0  29 330,0  15 140,0 
800  29 950,0  17 950,0 
900  35 730,0  20 240,0 
1000  37 510,0  22 270,0 
1200  48 490,0 

__________

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 
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/ТЕL;
ЗТП 10/0,4 кВ з трансформаторами 2хТМ-1000/10 У1, на вводах 10 кВ камери з вакуумними вимикачами ВВ/ТЕL;
РУ 0,4 кВ із 14 панелей (АТ "Електроград").
Одноповерхова цегляна будівля (12х10 м) 
609,9  1 010,0  61,2  36,8  1681,1 
ЗТП10(6)/0,4 кB:           
2.1  ЗТП 10/0,4 кB з трансформаторами 2x1000 кВА;
РУ 10 кВ із семи комірок (AT "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 2x630 кВАРУ 10 кВ із п'яти камер (TOB "Електропрогрес") з вимикачами навантаження;
РУ 0,4 кВ із семи панелей (TOB "Електропрогрес"),
одноповерхова цегляна будівля (10,4х5,41 м) 
464,8  344,4  103,9  23,2  913,1 
2.3  ЗТП 10/0,4 кВ з трансформаторами 2x400 кВАРУ 10 кВ із п'яти камер (TOB "Електропрогрес") з вимикачами навантаження;
РУ 0,4 кВ із семи панелей (TOB "Електропрогрес"),
одноповерхова цегляна будівля (10,1х 4,85 м) 
449,5  229,5  61,7  18,6  740,8 
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 
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 
КТПММ6 10(6)/0,4 кВ з трансформаторами, кВА:           
5.1  2x400 (додатково лічильники електронні на вході та вуличному освітленні)  54,4  262,0  31,6  7,1  348,0 
5.2  2x250 (додатково лічильники електронні на вході та вуличному освітленні)  43,4  227,4  29,5  6,4  300,3 
5.3  1x250  17,2  85,7  4,1  3,0  106,9 
5.4  1x160  10,9  58,1  2,7  2,0  71,8 
5.5  1x100  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 
Нематеріальні активи у вигляді комп'ютерних програм та ліцензій на їх використання 
Будівлі, за винятком тих, що належать до підстанцій високої напруги:   
каркасні будівлі адміністративного та виробничого призначення  60 
безкаркасні будівлі допоміжного призначення; будівлі, в яких розташоване газорегуляторне обладнання  50 
будівлі із металоконструкцій, дерев'яні, каркасні і щитові, контейнерні тощо  35 
Споруди, за винятком тих, що належать до підстанцій високої напруги:   
залізобетонні, цегляні:   
резервуари, маслостоки  50 
замощення  40 
паркани  30 
металеві:   
резервуари, башти радіозв'язку  35 
паркани, рейкові колії, свердловини, водонапірні вежі  25 
інші  20 
Лінії передачі електроенергії високої напруги (35 (27,5) - 750 кВ), у тому числі:   
повітряні лінії високої напруги  40 
кабельні лінії високої напруги  30 
Лінії передачі електроенергії низької напруги (0,38 - 10 кВ), у тому числі:   
повітряні лінії низької напруги  30 
кабельні лінії низької напруги  30 
Газопроводи   
поліетиленові  50 
сталеві  40 
Інші передавальні пристрої (за винятком передавальних пристроїв, що належать до ліній передачі електроенергії, газопроводів)  30 
Обладнання телемеханіки, високочастотного зв'язку та інші комутаційні пристрої, за винятком об'єктів, що належать до підстанцій високої напруги, газорегуляторних пунктів та обладнання електрохімічного захисту  15 
Обладнання електрохімічного захисту  15 
Обладнання газорегуляторних пунктів  20 
Трансформаторні підстанції та розподільні пункти, у тому числі:   
підстанції та розподільні пункти високої напруги (35 (27,5) - 750 кВ)  30 
трансформаторні підстанції низької напруги (0,38 - 10 кВ)  25 
комплектні трансформаторні підстанції низької напруги (0,38 - 10 кВ)  25 
розподільні пункти низької напруги (0,38 - 10 кВ)  25 
Інше силове та електротехнічне обладнання (за винятком обладнання, що встановлене на підстанціях високої напруги), у тому числі:   
трансформатори  25 
силові, транзитні та секційні шафи  25 
інше силове та електротехнічне обладнання  25 
Інші робочі машини та обладнання (за винятком обладнання, що належить до підстанцій високої напруги)  15 - 251 
Вимірювальні та регулювальні прилади (за винятком обладнання, що належить до підстанцій високої напруги)  15 
Транспортні засоби, у тому числі:   
колісні транспортні засоби  10 
інші транспортні засоби 
Інші основні засоби  5 - 10 

__________

1Максимальний строк 25 років стосується металорізального обладнання.

(Додаток 10 в редакції Наказу Фонду державного майна N 1955 від 28.08.2013)

Додаток 11
до Методики оцінки активів суб'єктів
природних монополій, суб'єктів господарювання
на суміжних ринках у сфері комбінованого
виробництва електричної та теплової енергії

Таблиця 1

Укрупнені показники
вартості будівництва поліетиленових газопроводів у
цінах станом на 01 січня 2013 року (без ПДВ)

Діаметр труби, мм  Кошторисна вартість, тис. грн/км  Вартість, тис. грн/км 
труби (низький та середній тиск)  труби (високий тиск)  інших матеріалів, будівельно-монтажних та проектних робіт  газопроводу низького та середнього тиску  газопроводу високого тиску 
до 50  17  25  28  45  53 
від 51 до 63  26  40  44  70  84 
від 64 до 75  37  56  40  77  96 
від 76 до 90  53  81  48  101  129 
від 91 до 110  79  120  71  150  191 
від 111 до 125  102  156  71  173  227 
від 126 до 140  127  194  76  203  270 
від 141 до 160  166  256  76  242  332 
від 161 до 180  211  322  76  287  398 
від 181 до 200  259  397  78  337  475 
від 201 до 225  327  504  98  425  602 
від 226 до 250  405  623  121  526  744 
від 251 до 280  508  779  152  660  931 
від 281 до 315  642  959  193  835  1152 
від 316 до 355  814  1253  203  1017  1456 
від 356 до 400  1031  1597  258  1289  1855 

Таблиця 2

Укрупнені показники
вартості будівництва сталевих газопроводів низького та
середнього тиску у цінах станом на
01 січня 2013 року (без ПДВ)

Діаметр труби, мм  Кошторисна вартість, тис. грн/км  Вартість, тис. грн/км 
труби  інших матеріалів, будівельно-монтажних та проектних робіт (підземна прокладка)  інших матеріалів, будівельно-монтажних та проектних робіт (надземна прокладка)  газопроводу підземного  газопроводу надземного 
до 20  14  34  26  48  40 
від 21 до 25  17  44  33  61  50 
від 26 до 32  22  56  42  78  64 
від 33 до 38  27  67  51  94  78 
від 39 до 42  30  75  56  105  86 
від 43 до 50  36  90  67  126  103 
від 51 до 57  41  92  69  133  110 
від 58 до 76  55  93  70  148  125 
від 77 до 89  65  96  72  161  137 
від 90 до 102  75  97  73  172  148 
від 103 до 108  80  99  74  179  154 
від 109 до 114  84  100  75  184  159 
від 115 до 127  98  100  75  198  173 
від 128 до 133  117  101  76  218  193 
від 134 до 152  151  102  76  253  227 
від 153 до 159  158  107  80  265  238 
від 160 до 219  374  150  112  524  486 
від 220 до 273  469  164  123  633  592 
від 274 до 325  560  196  147  756  707 
від 326 до 426  858  257  193  1115  1051 
від 427 до 530  1222  367  275  1589  1497 
від 531 до 630  1635  409  306  2044  1941 
від 631 до 720  1872  468  351  2340  2223 
від 721 до 820  2135  534  400  2669  2535 

Таблиця 3

Укрупнені показники
вартості будівництва сталевих газопроводів високого
тиску у цінах станом на 01 січня 2013 року (без ПДВ)

Діаметр труби, мм  Кошторисна вартість, тис. грн/км  Вартість, тис. грн/км 
труби  інших матеріалів, будівельно-монтажних та проектних робіт (підземна прокладка)  інших матеріалів, будівельно-монтажних та проектних робіт (надземна прокладка)  газопроводу підземного  газопроводу надземного 
до 20  15  34  26  49  41 
від 21 до 25  19  44  33  63  52 
від 26 до 32  25  56  42  81  67 
від 33 до 38  30  67  51  97  81 
від 39 до 42  34  75  56  109  90 
від 43 до 50  40  90  67  130  107 
від 51 до 57  46  92  69  138  115 
від 58 до 76  63  93  70  156  133 
від 77 до 89  74  96  72  170  146 
від 90 до 102  86  97  73  183  159 
від 103 до 108  91  99  74  190  165 
від 109 до 114  96  100  75  196  171 
від 115 до 127  125  100  75  225  200 
від 128 до 133  131  101  76  232  207 
від 134 до 152  167  102  76  269  243 
від 153 до 159  175  107  80  282  255 
від 160 до 219  434  150  112  584  546 
від 220 до 273  545  164  123  709  668 
від 274 до 325  651  196  147  847  798 
від 326 до 426  978  257  193  1235  1171 
від 427 до 530  1 371  367  275  1738  1646 
від 531 до 630  1 814  409  306  2223  2120 
від 631 до 720  2 077  468  351  2545  2428 
від 721 до 820  2 370  534  400  2904  2770 

Таблиця 4

Поправні коефіцієнти
до вартості інших матеріалів, будівельно-монтажних
та проектних робіт, що враховують ускладнені умови прокладання

Ускладнені умови прокладання  Коефіцієнт 
Гірська місцевість  1,3 
Повітряний перехід через перешкоди  1,3 

(Методику доповнено новим додатком 11 згідно з Наказом Фонду державного майна N 1955 від 28.08.2013)

Додаток 12
до Методики оцінки активів суб'єктів
природних монополій, суб'єктів господарювання
на суміжних ринках у сфері комбінованого
виробництва електричної та теплової енергії

Показники вартості
газорегуляторних пунктів у цінах станом
на 01 січня 2013 року (без ПДВ)

Марка газорегуляторного пункту  Кількість ліній редукування  Марка додаткового обладнання в складі газорегуляторного пункту  Вартість будівельно-монтажних робіт, грн  Вартість обладнання, грн  Вартість інших витрат, грн  Вартість усіх витрат, грн 
ШРП-1 РДГ 50 Н/В    999  24 528  795  26 322 
ШРП-1 РДГ50 Н/В  ЛГК - 80  2179  53 497  1733  57 409 
ШРП-2 РДГ-50Н/В    1410  34 611  1121  37 142 
ШРП-2 РДГ-50 Н/В  ЛГК - 80  2325  57 068  1849  61 242 
ШРП-1 РДГ-80 Н/В    1739  42 696  1383  45 818 
ШРП-1 РДГ-80 Н/В  ЛГК - 100  3064  75 218  2437  80 719 
ШРП-2 РДГ-80 Н/В    2195  53 870  1745  57 810 
ШРП-2 РДГ-80 Н/В  ЛГК - 200  4641  113 917  3691  122 249 
ШРП-1-РДГ-150 Н/В    3664  89 935  2914  96 513 
ШРП-2-РДГ-150 Н/В    5551  136 265  4415  146 231 
ШРП-1 РДБК-1-50 Н/В    1021  25 073  812  26 906 
ШРП-1 РДБК-1-50 Н/В  ЛГК - 80  2179  53 497  1733  57 409 
ШРП-2 РДБК-1-50Н/В    1428  35 065  1136  37 629 
ШРП-1 РДБК-1-100Н/В    1762  43 241  1401  46 404 
ШРП-1 РДБК-1-100Н/В  ЛГК - 200  3109  76 308  2472  81 889 
ШРП-2 РДБК-1-100-Н/В    2201  54 033  1751  57 985 
ШРП-1 РДУК-50Н/В    1032  25 345  821  27 198 
ШРП-2 РДУК-50 Н/В    1443  35 429  1148  38 020 
ШРП-1 РДУК-100    1776  43 605  1413  46 794 
ШРП-1 РДУК-100    1799  44 150  1430  47 379 
ШРП-2 РДУК-100    2243  55 051  1783  59 077 
ШРП-2 РДУК-100  ЛГК - 200  7250  177 961  5765  190 976 
ШРП-1 РДСК-50М    666  16 352  530  17 548 
ШРП-1 РДСК-50БМ    666  16 352  530  17 548 
ШРП-2 РДСК-50М    799  19 622  636  21 057 
ШРП-2 РДСК-50БМ    799  19 622  636  21 057 
ШРП-2 РДСК-50М-У  ЛГК - 80  2442  59 956  1942  64 340 
ШРП-2 РДСК-50Б/М  ЛГК - 80  2442  59 956  1942  64 340 
ШРП-1 РДНК-400М    600  14 717  477  15 794 
ШРП-2 РДНК-400М    788  19 350  627  20 765 
ШРП-2 РДНК-400М  ЛГК - 80  2331  57 231  1854  61 416 
ШРП-1 РДНК-1000    603  14 807  480  15 890 
ШРП-2 РДНК-1000    799  19 622  636  21 057 
ШРП-2 РДНК-1000-У  ЛГК - 80  2331  57 231  1854  61 416 
ШРП RВI 2012-1-У1    266  6541  212  7019 
ШРП RВI 2012-2-У1    444  10 901  353  11 698 
ШРП RВI 2112-1-У1    266  6541  212  7019 
ШРП RВI 2112-2-У1    444  10 901  353  11 698 
ШРП RВI 2212-1-У1    289  7086  230  7605 
ШРП RВI 2212-2-У1    466  11 446  371  12 283 
ШРП RВI 2312-1-У1    289  7086  230  7605 
ШРП RВI 2312-2-У1    500  12 264  397  13 161 
ШРП RВI 2312/ТR-1-У1    322  7903  256  8481 
ШРП RВI 2312/ТR-2-У1    555  13 626  441  14 622 
ШРП RВI 2612-1-У1    344  8448  274  9066 
ШРП RВI 2612-2-У1    555  13 626  441  14 622 
ШРП RВI 2612/ТR-1-У1    355  8721  283  9359 
ШРП RВI 2612/ТR-2-У1    577  14 172  459  15 208 
ШРП RBE 3212-1-У1    644  15 807  512  16 963 
ШРП RBE 3212-2-У1    888  21 802  706  23 396 
ШРП RВI 3212-1-У1    644  15 807  512  16 963 
ШРП RВI 3212-2-У1    888  21 802  706  23 396 
ШРП RВI 3212 ТК-1-У1    644  15 807  512  16 963 
ШРП RВI 3212 ТК-2-У1    888  21 802  706  23 396 
ШРП RBE 1812-1-У1    999  24 528  795  26 322 
ШРП RBE 1812-2-У1    1688  41 424  1342  44 454 
ШРП RBE 1822-1-У1    999  24 528  795  26 322 
ШРП RBE 1822-2-У1    1576  38 699  1254  41 529 
ШРП RBE 1832-1-У1    1021  25 073  812  26 906 
ШРП RBE 1832-2-У1    1599  39 244  1271  42 114 
ШРП RBE 3212/2012-0.6-У1    950  23 328  756  25 034 

(Методику доповнено новим додатком 12 згідно з Наказом Фонду державного майна N 1955 від 28.08.2013)

Додаток 13
до Методики оцінки активів суб'єктів
природних монополій, суб'єктів господарювання
на суміжних ринках у сфері комбінованого
виробництва електричної та теплової енергії

Показники вартості
обладнання електрохімічного захисту у цінах
станом на 01 січня 2013 року (без ПДВ)

Марка обладнання  Вартість обладнання, грн 
1. Станції катодного захисту 
ВППС-0,6 кВт  8240 
ВППС-1,2 кВт  8505 
ПРКЗ-ПР-0,6кВт  5440 
ПРКЗ-ПР-1,2кВт  5640 
ПСКЗ-0,6  5440 
ПСКЗ-1,2  5780 
ПДВ-0,6 кВт  9100 
ПДВ-1,2 кВт  9790 
ПДВ-3,0 кВт  10 630 
В-ОПЕД-М-25-24-У1 "КЕДР" (0,6 кВт)  9770 
В-ОПЕД-М-42-24-У1 "КЕДР" (1,0 кВт)  10 420 
В-ОПЕД-М-42-48-У1 "КЕДР" (2,0 кВт)  11 600 
В-ОПЕД-М-63-48-У1 "КЕДР" (3,0 кВт)  13 260 
УКЗТ-1 ОПЕ 0,3У1 (0,3 кВт)  9850 
УКЗТ-1 ОПЕ 0,6У1 (0,6 кВт)  10 750 
УКЗТ-1 ОПЕ 1,2У1 (1,2 кВт)  11 620 
УКЗТ-1 ОПЕ 2,0У1 (2,0 кВт)  12 020 
УКЗТ-1 ОПЕ 3,0У1 (3,0 кВт)  12 740 
УКЗТ-1 ОПЕ 5,0У1 (5,0 кВт)  17 010 
2. Анодні заземлювачі, за комплект 
ЗФС-1  14 305 
ЗФС-2  10 445 
ТДМ-26В  8590 
ТДМ-14В  4660 
ТДМ-40Г  13 420 
3. Поляризований дренаж 
УПД-400  4990 
УПД-500  5180 
УПД-600  5330 
ПДУ-3,0  8490 

(Методику доповнено новим додатком 13 згідно з Наказом Фонду державного майна N 1955 від 28.08.2013)

Додаток 14
до Методики оцінки активів суб'єктів
природних монополій, суб'єктів господарювання
на суміжних ринках у сфері комбінованого
виробництва електричної та теплової енергії

Укрупнені показники
вартості будівель, в яких розташоване газорегуляторне обладнання,
у цінах станом на 01 січня 2013 року (без ПДВ)

Тип будівлі  Вартість, грн/куб. м 
Будівля до 85 куб. м  1490 
Будівля від 86 куб. м до 120 куб. м  1260 
Будівля від 121 куб. м до 165 куб. м  1180 
Будівля від 166 куб. м до 200 куб. м  1090 
Будівля більше 201 куб. м  1040 

(Методику доповнено новим додатком 14 згідно з Наказом Фонду державного майна N 1955 від 28.08.2013)

^ Наверх
наверх