Šajā tīmekļa vietnē tiek izmantotas sīkdatnes. Turpinot lietot šo vietni, jūs piekrītat sīkdatņu izmantošanai. Uzzināt vairāk.
Teksta versija
LATVIJAS REPUBLIKAS TIESĪBU AKTI
uz sākumu
Izvērstā meklēšana
Autorizēties savā kontā

Kādēļ autorizēties vai reģistrēties?
 
Tiesību akts ir zaudējis spēku.

Sabiedrisko pakalpojumu regulēšanas komisijas padomes lēmums Nr.308

Rīgā 2005.gada 21.decembrī (prot. Nr.54(263), 3.p.)

Par Elektroenerģijas pārvades sistēmas pakalpojumu tarifu aprēķināšanas metodiku

Ņemot vērā Administratīvā procesa likuma spēkā stāšanās likuma 17.panta pirmo daļu un pamatojoties uz likuma "Par sabiedrisko pakalpojumu regulatoriem" 9.panta otro daļu un Elektroenerģijas tirgus likuma 16.panta pirmo daļu,

padome nolemj:

1. Apstiprināt Elektroenerģijas pārvades sistēmas pakalpojumu tarifu aprēķināšanas metodiku (pielikumā).

2. Noteikt, ka šī lēmuma 1. punktā apstiprinātā metodika stājas spēkā nākamajā dienā pēc tās publicēšanas laikrakstā "Latvijas Vēstnesis".

3. Ar šī lēmuma 1.punktā apstiprinātās metodikas spēkā stāšanos spēku zaudē ar Sabiedrisko pakalpojumu regulēšanas komisijas 2003.gada 29.janvāra lēmumu Nr.34 apstiprinātā Elektroenerģijas pārvades tīklu pakalpojumu tarifu aprēķināšanas metodika ("Latvijas Vēstnesis", Nr.21, 2003.gada 7.februāris).

Lēmums stājas spēkā ar tā pieņemšanas brīdi.

Sabiedrisko pakalpojumu regulēšanas komisijas padomes priekšsēdētāja V.Andrējeva

 

APSTIPRINĀTS

ar Sabiedrisko pakalpojumu regulēšanas komisijas padomes

2005.gada 21.decembra lēmumu Nr.308 (prot. Nr. 54 (263), 3.p.)

Elektroenerģijas pārvades sistēmas pakalpojumu tarifu aprēķināšanas metodika

Izdota saskaņā ar Elektroenerģijas tirgus likuma 16.panta pirmo daļu

1. Vispārīgie jautājumi

1. Elektroenerģijas pārvades sistēmas pakalpojumu tarifu aprēķināšanas metodika (turpmāk - metodika) nosaka kārtību, kādā aprēķina un nosaka elektroenerģijas pārvades sistēmas pakalpojumu tarifus.

2. Metodikā lietoti šādi termini un mērvienības:

2.1. bāzes gads - pirmais tarifu pārskata cikla gads;

2.2. bāzes tarifs - pārvades sistēmas kopējo izmaksu attiecība pret prognozēto bāzes gadā pārvadīto elektroenerģijas daudzumu, kas ir arī vienlaicīgi tarifu griestu vērtība bāzes gadā;

2.3. diferencētie tarifi - konkrēti pārvades tarifi, pēc kuriem par pārvades pakalpojumiem norēķinās pārvades sistēmas lietotāji;

2.4. efektivitātes izmaiņu faktors - regulatora noteikts efektivitātes izmaiņu rādītājs, ko izmanto tarifu griestu noteikšanai;

2.5. elektroenerģijas patēriņš tehnoloģiskām vajadzībām - pārvades sistēmas operatora darbības tehnoloģisko procesu nodrošināšanai izlietotā elektroenerģija;

2.6. elektroenerģijas zudumi - pārvades sistēmai pievadīto un no pārvades sistēmas aizvadīto elektroenerģijas apjomu starpība attiecīgā laika periodā, neskaitot elektroenerģijas patēriņu tehnoloģiskām vajadzībām;

2.7. elektroietaise - vairākas savstarpēji saistītas elektroiekārtas vienotu uzdevumu veikšanai;

2.8. elektroietaises piederības robeža - piederības robeža starp pārvades sistēmas operatora un lietotāja īpašumā, valdījumā vai lietošanā esošām elektroietaisēm;

2.9. komercuzskaites mēraparāts - elektroenerģijas uzskaites mēraparāts vai mēraparātu sistēma elektroenerģijas daudzuma uzskaitei komercnorēķinu nolūkā;

2.10. neparedzēto izmaiņu faktors - cenu griestu formulas korekcija saistībā ar neparedzētām izmaiņām;

2.11. regulējamo aktīvu bāze (RAB) - pārvades sistēmas operatora īpašumā esošie un nomātie uz pārvades sistēmas pakalpojumu attiecināmie pamatlīdzekļi un nemateriālie ieguldījumi, kā arī krājumi. Regulējamo aktīvu vērtībā neietilpst finanšu ieguldījumi, debitoru parādi, vērtspapīri un līdzdalība kapitālos, kā arī naudas līdzekļi. RAB atbilst ilgtermiņa pakalpojumu sniegšanai piesaistītā kapitāla vērtībai (pašu kapitāls un ilgtermiņa kredīti vai atbilstoša nomāto aktīvu kapitāla daļa);

2.12. pārvades tarifs - atbilstoši izmaksām noteikts elektroenerģijas pārvades sistēmas pakalpojuma tarifs bāzes gadā noteiktam pieslēguma punktam;

2.13. tarifu griesti - maksimālais ieņēmumu līmenis attiecībā pret prognozētajiem enerģijas apjomiem noteiktam laika periodam, ko izmanto, lai pārbaudītu, vai prognozētie ieņēmumi nepārsniedz kopējo pamatoto izmaksu segšanai nepieciešamo līdzekļu apjomu;

2.14. tarifu pārskata cikls - laika periods, kuram tiek noteikti tarifi;

2.15. Ls/kWh - lati par kilovatstundu.

3. Metodika izstrādāta saskaņā ar Elektroenerģijas tirgus likumu, Enerģētikas likumu un likumu "Par sabiedrisko pakalpojumu regulatoriem", kā arī citiem normatīvajiem aktiem.

4. Pārvades sistēmas operators precīzi un pārskatāmi atspoguļo pārvades pakalpojuma izmaksas, iekļaujot tajās tikai ar pārvades pakalpojumiem saistītos aktīvus un darbības. Tarifu aprēķinā iekļauj tikai tās tehnoloģiski un ekonomiski pamatotās izmaksas, kas nepieciešamas efektīvai pārvades sistēmas pakalpojuma sniegšanai.

5. Pārvades sistēmas operators lieto izmaksu attiecināšanas modeli un tā pamatprincipus un ieviešanu saskaņo ar regulatoru.

6. Tarifu pārskata cikla ilgums ir trīs gadi. Regulators var pieņemt lēmumu par tarifu pārskata cikla pagarināšanu.

7. Kapitāla izmaksu noteikšanai izmanto regulējamo aktīvu bāzi un kapitāla atdeves likmi. Kapitāla atdeves likme ir regulatora noteikta vidējā svērtā likme no pašu kapitālam noteiktās atdeves likmes un aizņemtajam kapitālam noteiktās ilgtermiņa kredītu procentu likmes. Kapitāla atdeves likmi aprēķina noteiktai pašu kapitāla un aizņemtā kapitāla attiecībai. Kapitāla atdeves likmi nosaka tā, lai neietekmētu pārvades sistēmas operatora izvēli starp pašu kapitāla un aizņemtā kapitāla izmantošanu. Pēc pārvades sistēmas operatora pieprasījuma pirms tarifu projektu iesniegšanas regulators nosaka kapitāla atdeves likmi.

8. Tarifu noteikšanas pamatā ir divas savstarpēji saistītas darbības, kuras ietver šī metodika:

8.1. ekonomiski pamatotu pārvades tarifu noteikšana tarifu pārskata cikla bāzes gadam;

8.2. tarifu griestu noteikšana tarifu pārskata cikla gadiem.

9. Pārvades sistēmas operators visas izmaksas uzrāda ar precizitāti līdz 0,5 tūkstošiem latu [tūkst.Ls] un pārvadītās elektroenerģijas daudzumu ar precizitāti līdz 0,5 miljoniem kilovatstundu [milj.kWh].

10. Ņemot vērā, ka 110 kilovoltu (turpmāk - kV) un 330 kV pārvades tīkli darbojas paralēli, lai nodrošinātu pārvades sistēmas darbības drošumu, pārvades sistēmas pakalpojumu izmaksas elektroenerģijas lietotājiem (turpmāk - lietotāji), kuru elektroietaises pieslēgtas 110 kV vai 330 kV sprieguma līmenim, nav noteiktas atšķirīgas.

11. Pārvades sistēmas uzstādīto jaudu (turpmāk - pārvades jauda) lietotājiem nosaka kā 110/20-10-6 kV transformatoru uzstādīto jaudu summu atbilstoši šo transformatoru tehniskajām pasēm, savukārt elektroenerģijas ražotājam tā tiek noteikta kā pieprasītā jauda pašpatēriņa vajadzībām, ja elektroenerģiju neražo.

2. Pārvades sistēmas elektroenerģijas bilance

12. Pārvades sistēmas operatora elektroenerģijas bilance ir Latvijas elektroenerģijas patēriņam pārvadītā elektroenerģijas daudzuma atbilstība sadales sistēmas operatoram, elektroenerģijas lietotājiem, kuru piederības robeža ir 110 kV tīklā, elektroenerģijas patēriņam tehnoloģiskām vajadzībām un elektroenerģijas zudumiem pārvades sistēmā nepieciešamajam elektroenerģijas daudzumam.

13. Pārvades tarifu aprēķināšanai pārvades sistēmas operators sastāda elektroenerģijas bilanci saskaņā ar šādu formulu:

EPSOpārv = EPSOpārv SSO + EPSOnod liet 110 kV + EPSO tehn + EPSOzud,

kur

EPSO pārv - prognozējamais Latvijas patēriņam pa 330 kV un 110 kV tīkliem pārvadītais elektroenerģijas daudzums [kWh];

EPSOpārv SSO - prognozējamais sadales sistēmas operatoram no 110/6-20 kV apakšstacijām pārvadītais elektroenerģijas daudzums [kWh];

EPSOnod liet 110 kV - prognozējamais no 110 kV tīkla lietotājiem nodotās elektroenerģijas daudzums [kWh];

EPSO zud - elektroenerģijas zudumi: no elektroenerģijas ražotājiem un ārvalstīm saņemto un sadales sistēmas operatoriem un elektroenerģijas tirgotājiem pārvadīto elektroenerģijas apjomu starpība gada laikā, neskaitot elektroenerģijas patēriņu tehnoloģiskām vajadzībām un ar tranzītu saistītos zudumus [kWh];

EPSOtehn - pārvades tehnoloģiskās darbības nodrošināšanai izlietotā elektroenerģija (t.sk., šunta reaktoru patēriņš, sinhrono kompensatoru patēriņš un kondensatoru bateriju patēriņš) [kWh].

3. Pārvades tarifu aprēķinā iekļaujamās izmaksas

14. Pārvades tarifu aprēķinā iekļauj izmaksas, kas sastāv no kapitāla izmaksām, ekspluatācijas izmaksām un nodokļiem. Kapitāla izmaksas veido kapitāla atdeve un nolietojums (amortizācija). Pārvades tarifu aprēķinā iekļauj tikai tās izmaksas, kas attiecas uz pārvades sistēmas pakalpojumu sniegšanu un ir pamatotas.

IPSO = Ikap + Iekspl + Inod

3.1. Kapitāla izmaksas

15. Kapitāla izmaksas (Ikap) veido kapitāla atdeve un nolietojums (amortizācija).

Ikap = Inol + P,

kur

Inol - pamatlīdzekļu nolietojums un nemateriālo ieguldījumu vērtības

norakstījums [Ls];

P - kapitāla atdeve [Ls].

16. Pamatojoties uz kapitāla atdevi, tarifu pārskata cikla laikā regulators analizē pārvades sistēmas operatora darbības rentabilitāti. Pārvades sistēmas operators, atbilstoši sniegtajiem pārvades sistēmas pakalpojumiem, veido tādu kapitāla izmaksu un to attiecināšanas uzskaiti, kas dod skaidru un nepārprotamu priekšstatu par izmaksu izmaiņām.

3.1.1. Regulējamo aktīvu bāze

17. Pārvades sistēmas regulējamo aktīvu bāzes (RAB) vērtību nosaka regulators tarifu pārskata cikla bāzes gada sākumā, uz to attiecinot tikai pārvades sistēmas pakalpojuma sniegšanai efektīvi izmantojamos aktīvus vai to daļu, aprēķinos iekļaujot iepriekšējā gada finanšu pārskata atlikušo bilances vērtību gada beigās.

18. Pamatlīdzekļus, kas iegūti par maksu (pieslēguma maksu), kura saņemta no lietotāja, neiekļauj RAB vērtībā, šo pamatlīdzekļu nolietojumu nesedz ar pārvades tarifiem un no šiem aktīviem neplāno kapitāla atdevi.

19. RAB sastāvā iekļaujamo aktīvu vērtību regulators var noteikt atšķirīgu no attiecīgo aktīvu bilances vērtības atbilstoši metodikas 3.1.3.apakšnodaļā noteiktajai pieejai. Lai noteiktu vai RAB sastāvā iekļautie aktīvi nepieciešami pārvades sistēmas pakalpojuma sniegšanai efektīvā veidā, regulatoram ir tiesības veikt vai uzdot veikt RAB sastāvā iekļauto aktīvu tehniskā stāvokļa, kalpošanas ilguma un izmantošanas efektivitātes novērtējumu. Regulators apstiprina novērtējuma darba uzdevumu un pieņem šī darba uzdevuma izpildi.

3.1.2. Kapitāla atdeves likme

20. Kapitāla atdevi aprēķina pēc formulas:

P = RAB * wacc,

kur

RAB - regulējamo aktīvu bāzes vērtība tarifu pārskata cikla bāzes gada sākumā [Ls];

wacc - vidējā svērtā kapitāla atdeves likme procentos [%].

21. Kapitāla atdeve nodrošina pārvades sistēmas operatora un kreditoru ienākumus no veiktajiem ieguldījumiem [Ls]:

P = Pneto progn + Iproc

22. Bruto peļņu veido kapitāla atdeve un maksājamie nodokļi [Ls]:

Pbruto = P + Inod = Pneto progn + Iproc +
Iīp nod + Iien nod

23. Vidējo svērto kapitāla atdeves likmi aprēķina šādi:

wacc = re * E/(E + D) + rd * D/(E+D),

kur

re - pašu kapitāla atdeves likme;

E/(E+D) - pašu kapitāla attiecība pret kopējo (pašu un aizņemto) kapitālu;

rd - aizņemtā kapitāla atdeves likme;

D/(E+D) - aizņemtā kapitāla attiecība pret kopējo (pašu un aizņemto) kapitālu.

24. Pašu kapitāla atdeves likmi nosaka šādi:

re = rf + rc ,

kur

rf - Ekonomiskās sadarbības un attīstības organizācijas (OECD) grupas valstu vidējā valsts ilgtermiņa (bezriska) vērtspapīru procentu (%) likme;

rc - riska prēmija, kas ietver valsts un nozares riska novērtējumu.

25. Aizņemtā kapitāla atdeves likmi nosaka, pamatojoties uz vienu no šādiem principiem:

25.1. kā vidējo ilgtermiņa kredītu likmi iekšzemes komersantiem, to samazinot par iespējamo apjoma atlaidi;

25.2. kā ilgtermiņa valsts parāda vērts­papīru likmes un nozares riska piemaksas summu.

26. Prognozēto kapitāla atdevi izvērtē visam tarifu pārskata ciklam, lai noteiktu pārvades tarifu pamatotību un pārvades sistēmas operatora darbības rentabilitāti.

3.1.3. Aktīvu pārvērtēšana RAB noteikšanai

27. Regulatoram ir tiesības, ja tas nepieciešams, kapitāla atdeves un nolietojuma noteikšanai pārvērtēt vai uzdot pārvērtēt RAB. Regulators sastāda vai apstiprina RAB pārvērtēšanas darba uzdevumu un pieņem šī darba uzdevuma izpildi. RAB pārvērtēšanu veic, izmantojot vienu no šādām metodēm:

27.1. aktīvu iegādes vērtība mīnus nolietojums (finanšu pārskatu vērtība);

27.2. aktīvu iegādes vērtība, indeksēta ar inflācijas rādītāju, mīnus nolietojums;

27.3. nosakot atlikušo aktīvu aizvietošanas vērtību (aizvietošanas vērtība, ņemot vērā pašreizējās cenas un iespējamās aktīvu kvalitātes izmaiņas, mīnus eksperta noteikts faktiskais nolietojums);

27.4. ņemot vērā aktīvu tirgus vērtību;

27.5. nosakot aktīvu atgūstamo vērtību, kas ir augstākā no aktīva tīrās pārdošanas vērtības vai aktīvu izmantošanas vērtības (diskontētās naudas plūsmas no aktīvu izmantošanas).

28. Papildus aktīvu pārvērtēšanai, lai noteiktu RAB, regulators var veikt korekcijas attiecībā uz kapitāla izmaksu noteikšanu, ja pārvades sistēmas operators aprēķinos iekļāvis aktīvus vai aktīvu daļu, kuri netiek izmantoti pārvades sistēmas pakalpojuma efektīvai nodrošināšanai (neatgūstamie aktīvi).

3.2. Pārvades sistēmas operatora kapitāla izmaksu posteņu noteikšana

3.2.1. Pamatlīdzekļu nolietojums un nemateriālo ieguldījumu vērtības norakstījums (Inol)

29. Pamatlīdzekļu nolietojumu aprēķina: Inol = Inol pam + Inol nem

30. Pamatlīdzekļu nolietojumu (Inol pam) aprēķina saskaņā ar starptautiskiem grāmatvedības standartiem un pārvades sistēmas operatora pieņemto grāmatvedības politiku. Atsevišķos gadījumos, kad vēsturisku apstākļu dēļ nolietojums ir nepietiekams pamatlīdzekļu atjaunošanai, aprēķināto nolietojumu indeksē, lai tuvinātu izmaksās iekļaujamo nolietojuma summu pamatlīdzekļu ekonomiskajam nolietojumam visā pamatlīdzekļu derīguma laikā. Ja indeksa vērtība ir mazāka par viens vai vienāda ar viens, indeksēšanu neveic. Indeksu iegūst, izvēloties mazāko rādītāju no šādām divām attiecībām:

30.1. pārvērtētās RAB vērtības (saskaņā ar metodikas 27.punktā noteikto kārtību) attiecība pret pamatlīdzekļu iegādes vērtību (uzskaitīta pamatlīdzekļu reģistrā);

30.2. tarifu pārskata cikla laikā RAB aprēķinā iekļauto kopējo ieguldījumu attiecība pret tarifu pārskata ciklā plānoto kopējo finanšu nolietojumu.

31. Ja pamatlīdzekļi nav pilnībā noslogoti, noteikto indeksu koriģē atbilstoši pamatlīdzekļu lietderīgai izmantošanai.

32. Nemateriālo ieguldījumu vērtības norakstījumu (Inol nem) aprēķina pētniecības un pārvades sistēmas operatora attīstības izmaksām, koncesiju, patentu, licenču, preču zīmju un citu nemateriālo ieguldījumu izmaksām (izņemot pārvades sistēmas operatora nemateriālo vērtību), saskaņā ar starptautiskajiem grāmatvedības standartiem un pārvades sistēmas operatora pieņemto grāmatvedības politiku.

3.2.2. Kapitāla atdeve

33. Kredītu procentu maksājumi (Iproc) ir uz tarifu pārskata periodu attiecināmie procentu maksājumi par ilgtermiņa un īstermiņa aizņēmumiem.

34. Prognozējamo neto peļņu (Pneto progn)nosaka, pamatojoties uz regulatora apstiprināto kapitāla atdeves likmi no regulējamo aktīvu bāzes un kredītu procentu maksājumiem.

3.3. Nodokļi

Inod = Iīp nod + Iien nod

35. Nekustamā īpašuma nodokli (Iīp nod) aprēķina saskaņā ar normatīvajiem aktiem tikai no RAB sastāvā iekļautiem aktīviem.

36. Uzņēmumu ienākuma nodokli (Iien nod) aprēķina saskaņā ar normatīvajiem aktiem.

3.4. Ekspluatācijas izmaksas

37. Pārvades sistēmas operatora ekspluatācijas izmaksas (Iekspl) aprēķina šādi:

Iekspl = Itehn proc + Ipers + Irem + Isaimn - Ikomp tr ,

kur

Ipers - personāla un sociālās izmaksas [Ls];

Itehn proc - elektroenerģijas pārvades sistēmas zudumu un tehnoloģiskā procesa nodrošināšanas izmaksas [Ls];

Irem - īpašuma uzturēšanai nepieciešamo un citu komersantu veikto kārtējo ekspluatācijas remontu izmaksas [Ls];

Isaimn - pārējās saimnieciskās darbības izmaksas [Ls];

Ikomp tr - kompensācija par izdevumiem elektroenerģijas tranzīta plūsmu, kas tiek saņemta no citu valstu pārvades sistēmas operatoriem, nodrošināšanai caur Latvijas pārvades sistēmu [Ls].

38. Ar elektroenerģijas zudumiem un tehnoloģiskā procesa nodrošināšanu pārvades sistēmā saistītās izmaksās (Itehn proc) ietilpst:

Itehn proc = Izud tehn + Ifrek + Iav rez + Ireg rez

38.1. izmaksas (Izud tehn) ir saistītas ar attiecīgā laika periodā pārvades sistēmai pievadītās un no pārvades sistēmas aizvadītās elektroenerģijas apjomu starpību, ko veido elektroenerģijas zudumi un elektroenerģijas patēriņš tehnoloģiskām vajadzībām. Šīs izmaksas aprēķina šādi:

Izud tehn = Izud + Itehn = (Ezud + Etehn ) * Czud PSO ,

kur

Czud PSO - prognozētā vidējā elektroenerģijas zudumu cena [Ls/kWh];

Ezud - prognozētie elektroenerģijas zudumi pārvades sistēmā [kWh];

Etehn - prognozētais elektroenerģijas patēriņš tehnoloģiskām vajadzībām [kWh];

Izud - maksa par elektroenerģijas zudumiem pārvades sistēmā [Ls];

Iteh - maksa par elektroenerģijas patēriņu tehnoloģiskām vajadzībām [Ls].

38.2. maksa par frekvences uzturēšanu (Ifrekv) - iepriekš noteikta apjoma jaudas rezerves uzturēšana elektrostacijās ar izmantošanas laiku atbilstoši noteiktām tehniskām prasībām, kas nepieciešama, lai elektroenerģijas sistēma piedalītos kopējās elektroenerģijas sistēmu apvienības frekvences regulēšanā, bet kas neietver šo rezervju izmantošanas izmaksas;

38.3. maksa par avārijas jaudas rezervju uzturēšanu (Iav rez) - iepriekš noteikta apjoma jaudas rezerves uzturēšana elektrostacijās ar izmantošanas laiku atbilstoši tehniskajām prasībām, kuras apjoms noteikts atbilstoši lielākajai ražojošajai vienībai elektroenerģijas sistēmā, bet kas neietver šo rezervju izmantošanas izmaksas;

38.4. maksa par regulēšanas jaudas rezervju uzturēšanu (Ireg rez) - iepriekš noteikta jaudas rezerves uzturēšana, kura nepieciešama, veicot sekundāro regulēšanu, lai novērstu novirzes no plānotā elektroenerģijas sistēmas saldo ar izmantošanas laiku atbilstoši tehniskajām prasībām, bet kas neietver šo rezervju izmantošanas izmaksas.

39. Personāla un sociālās izmaksas (Ipers) - aprēķina saskaņā ar Darba likumu kā darba samaksu darbiniekiem, obligāto sociālo apdrošināšanu aprēķina saskaņā ar normatīvajiem aktiem, izmaksās ietilpst piemaksas un prēmijas, kā arī atlaišanas pabalsti darbiniekiem, kuri atlaisti pēc darba devēja iniciatīvas.

40. Īpašuma uzturēšanai nepieciešamo un citu komersantu veikto kārtējo ekspluatācijas remontu izmaksas (Irem), kā arī citu tādu darbu izmaksas, kuri nepieciešami pārvades sistēmas operatora bilancē esošo un nomāto pārvades sistēmas aktīvu un citu ražošanas un administrēšanas aktīvu pamatlīdzekļu (ēku, būvju, iekārtu u.c.) uzturēšanai darba kārtībā un saglabāšanai un kurus veic citas komercsabiedrības, uzskaita šajā pozīcijā un noraksta pārskata periodā, kurā tās radušās. Remontu nepieciešamību nosaka pienākums gādāt par drošu un nepārtrauktu elektroenerģijas pārvades sistēmas darbību. Remontu izmaksas, kuras kapitalizē, šajā pozīcijā neuzskaita.

41. Pārējās saimnieciskās darbības izmaksas (Isaimn) - ar pārvades sistēmas operatora saimniecisko darbību saistītās izmaksas, kas nepieciešamas, lai nodrošinātu pārvades sistēmas pakalpojumu sniegšanu, un kas nav iekļautas citos izmaksu posteņos.

4. Izmaksu attiecināšanas principi

42. Kopējās pārvades sistēmas operatora izmaksas (IPSO), kas saistītas ar regulējamo pakalpojumu sniegšanu, attiecina uz visiem pakalpojumiem, lai noteiktu katra pakalpojuma izmaksas.

IPSO = Ielek + Ijaud

43. Kopējās pārvades sistēmas operatora izmaksas iedala divās grupās:

43.1. izmaksas, kas ir saistītas ar elektroenerģijas pārvadīšanu (Ielek);

43.2. izmaksas, kas ir saistītas ar pārvades sistēmas uzturēšanu, attīstību un nepieciešamas, lai nodrošinātu sistēmas darbību, drošumu un noteiktas jaudas piegādi lietotājiem neatkarīgi no pārvadītās elektroenerģijas daudzuma (Ijaud).

44. Daļa pārvades sistēmas operatora izmaksu attiecas tikai uz elektroenerģijas pārvadīšanu, daļa - gan uz elektroenerģijas pārvadīšanu gan arī pārvades jaudas uzturēšanu.

45. Pārvades pakalpojumu izmaksas (Ipārv), kuras ir tieši attiecināmas uz pārvades sistēmas pakalpojumu, veido:

45.1. maksa par elektroenerģijas zudumiem (Izud) un elektroenerģijas patēriņu tehnoloģiskām vajadzībām (Itehn);

45.2. maksa par frekvences uzturēšanu (primārās regulēšanas rezerves uzturēšanu) (Ifrekv);

45.3. maksa par avārijas jaudas rezervju uzturēšanu (Iav rez);

45.4. maksa par regulēšanas jaudas rezervju uzturēšanu (Ireg rez).

Ipārv = Itehn pro

Ipārv = Izud + Itehn + Ifrekv + Iav rez + Ireg rez

46. Pārvades sistēmas pakalpojumu izmaksas, kas attiecināmas gan uz pārvades jaudas uzturēšanu, gan arī elektroenerģijas pārvadīšanas pakalpojumu(Ikop), veido:

46.1. pamatlīdzekļu nolietojuma un nemateriālo ieguldījumu vērtības norakstījums (Inol);

46.2. personāla izmaksas (Ipers);

46.3. pārējās saimnieciskās darbības izmaksas (Isaimn);

46.4. īpašuma uzturēšanai nepieciešamo un citu komersantu veikto kārtējo ekspluatācijas remontu izmaksas (Irem);

46.5. kredītu procentu maksājumi (Iproc);

46.6. nekustamā īpašuma un uzņēmuma ienākuma nodokļi (Inod);

46.7. prognozētā neto peļņa(Pneto progn).

04.JPG (28707 bytes)

47. Maksu par pārvades jaudas uzturēšanu nosaka katram lietotājam atbilstoši 110/20-10-06 kV transformatoru uzstādītajai jaudai saskaņā ar to tehniskajām pasēm, savukārt elektroenerģijas ražotājam to nosaka kā pieprasīto jaudu pašpatēriņa vajadzībām - režīmā, kad elektrostacijā elektroenerģiju neražo. Pārvades sistēmas pakalpojumu lietotāji var būt gan sadales sistēmu operatori, gan lietotāji, kuru elektroietaises ir tieši pieslēgtas pārvades sistēmai.

48. Izmaksas, kas saistītas ar elektroenerģijas pārvadīšanu (Ielek):

Ielek= Ipārv + k * (Inol +Ipers+ Irem + Isaim + Iproc + Inod - Ikomp tr + Pneto progn)

Ipārv = Izud +Itehn+ Ifrekv+ Iav rez+ Ireg rez

Koeficients knosaka, cik liela daļa no katras izmaksu pozīcijas tiek izmantota elektroenerģijas pārvadīšanas pakalpojuma sniegšanai, tā vērtību nosaka saskaņā ar izmaksu attiecināšanas modeli, kuru saskaņo ar regulatoru.

49. Izmaksas, kas saistītas ar pārvades jaudas uzturēšanu un attīstīšanu (Ijaud):

Ijaud = (1-k) * ( Inol +Ipers+ Irem + Isaimn + Iproc +Inod - Ikomp tr + Pneto progn)

5. Bāzes tarifa aprēķins

50. Kopējās pārvades sistēmas operatora izmaksas, kas saistītas ar pārvades sistēmas pakalpojumu sniegšanu aprēķina šādi:

IPSO = Ikap + Iekspl = Ielek + Ijaud

51. Kopējās pārvades sistēmas operatora izmaksas veido:

IPSO = Inol + Itehn pro + Ipers + Irem + Isaimn +Iproc+ Inod - Ikomp tr + Pneto

52. Pārvadītās elektroenerģijas bāzes tarifu aprēķina, pamatojoties uz pārvades sistēmas operatora izmaksām un pārvadīto elektroenerģijas daudzumu:

I PSO

T PSO b = -------- ,

EPSO pārv

kur

TPSO b - pārvadītās elektroenerģijas bāzes tarifs [Ls/kWh];

EPSO pārv - pārvadītais elektroenerģijas daudzums [kWh].

6. Pārvades tarifu aprēķins pēc elektroietaišu piederības robežas

6.1. Pārvades tarifi elektroenerģijas lietotājiem, kuru elektroietaišu piederības robeža ir 110 kV līnijas

6.1.1. Elektroenerģijas pārvadīšanas tarifs

53. Izmaksas, kas attiecināmas gan uz pārvades jaudas uzturēšanu un attīstīšanu, gan elektroenerģijas pārvadīšanu 110 kV līnijās (I'kop):

I'kop = I'nol +I'pers + I'rem + I'saimn + I'proc +I'nod + P'neto progn - Ikomp tr

54. Ar elektroenerģijas pārvadīšanu saistītās izmaksas ir:

I'elek 110 kv līn = I'pārv + k * I'kop

I'pārv = I'zud +I'tehn+ I'frekv+ I'av rez+ I'reg rez

55. Maksa par elektroenerģijas zudumiem un elektroenerģijas patēriņu tehnoloģiskām vajadzībām:

I'zud = (EPSO zud 330kV + EPSOzud 110kV līn)* Czud PSO

I'tehn = EPSOtehn 330kV * Czud PSO

I'pārv = I'zud + I'tehn

56. Izmaksas 1 kWh elektroenerģijas pārvadīšanai 110 kV līnijās (T'elek 110 līn):

T'elek 110 līn = I'elek 110 līn / E PSO pārv

57. Elektroenerģijas pārvadīšanas tarifs lietotājiem, kuru elektroietaišu piederības robeža ir 110 kV līnijas (Telek 110 līn):

Telek 110 līn = T'elek 110 līn

6.1.2. Tarifs pārvades jaudas uzturēšanai un attīstīšanai

58. Izmaksas, kas saistītas ar pārvades jaudas uzturēšanu un attīstīšanu nosaka šādi:

I'jaud = (1-k) * I'kop

59. Izmaksas 1 kW jaudas uzturēšanai 110 kV līnijās (T'jaud 110 līn):

T'jaud 110 līn = I'jaud / N

60. Tarifs pārvades jaudas uzturēšanai un attīstīšanai lietotājiem, kuru elektroietaišu piederības robeža ir 110 kV līnijas (Tjaud 110 līn):

Tjaud 110 līn = T'jaud 110 līn

6.2. Pārvades tarifi lietotājiem, kuru elektroietaišu piederības robeža ir 110 kV kopnes

6.2.1. Elektroenerģijas pārvadīšanas tarifs

61. Izmaksas, kas attiecināmas gan uz pārvades jaudas uzturēšanu un attīstīšanu, gan elektroenerģijas pārvadīšanu 110 kV kopnēm (I"kop):

I"kop = I"nol + I"pers+ I"rem + I"saimn + I"proc + I"nod + P"neto progn

62. Ar elektroenerģijas pārvadīšanu saistītās izmaksas ir:

I"elek = I"pārv + k * I"kop

I"pārv = I"zud +I"tehn

63. Maksa par elektroenerģijas zudumiem un elektroenerģijas patēriņu tehnoloģiskajām vajadzībām:

I"zud = EPSOzud 110 kopn * Czud PSO

I"tehn = EPSOtehn 110 kopn * Czud PSO

I"pārv = I"zud + I"tehn

64. Izmaksas 1 kWh elektroenerģijas pārvadīšanai 110 kV kopnēm (T"elek 110 kopn):

T"elek 110 kopn = I"elek / (EPSO pārv - EPSO nod liet 110 līn )

65. Elektroenerģijas pārvadīšanas tarifs lietotājiem, kuru elektroietaišu piederības robeža ir 110 kV kopnes (Telek 110 kopn):

Telek 110 kopn = T' elek 110 līn + T" elek 110 kopn

6.2.2. Tarifs pārvades jaudas uzturēšanai un attīstīšanai

66. Izmaksas, kas saistītas ar pārvades jaudas uzturēšanu un attīstīšanu:

I"jaud = (1-k) * I"kop

67. Izmaksas 1 kW jaudas uzturēšanai 110 kV kopnēs (T"jaud 110 kopn):

T" jaud 110 kopn = I"jaud / N - Nliet 110 līn

68. Tarifs par pārvades jaudas uzturēšanu un attīstīšanu lietotājiem, kuru elektroietaišu piederības robeža ir 110 kV kopnes (Tjaud 110 kopn):

Tjaud 110 kopn = T' jaud 110 līn + T" jaud 110 kopn

6.3. Pārvades tarifi lietotājiem,
kuru elek­troietaišu piederības robeža ir 110/6-20 kV transformatora
06-20 kV pusē

6.3.1. Elektroenerģijas pārvadīšanas tarifs

69. Izmaksas, kas attiecināmas gan uz pārvades jaudas uzturēšanu un attīstīšanu, gan elektroenerģijas pārvadīšanu 110/6-20 kV transformatoros (Ikop transf):

Ikop transf=Inol transf+Ipers transf+Irem transf+
Isaimn transf+Iproc transf+Inod transf+Pneto progn transf

70. Ar elektroenerģijas pārvadīšanu saistītās izmaksas ir:

Ielek transf = Ipārv transf + k * Ikop transf

Ipārv transf = Izud transf + Itehn transf

71. Maksu par elektroenerģijas zudumiem un elektroenerģijas patēriņu tehnoloģiskām vajadzībām veido:

Izud transf = E PSOzud 110 transf * Czud PSO

Itehn transf = EPSOtehn 110 transf * Czud PSO

Ipārv transf = Izud transf + Itehn transf

72. Izmaksas 1 kWh elektroenerģijas pārvadīšanai 110/6-20 kV transformatoros (T'elek 110 transf):

T'elek 110 transf = I elek transf / EPSO pārv SSO

73. Elektroenerģijas pārvadīšanas tarifs lietotājiem, kuru elektroietaišu piederības robeža ir pēc 110/6-20 kV transformatora (T elek 110 transf):

Telek 110 transf = T'elek 110 līn + T"elek 110 kopn + T'elek. 110 transf

6.3.2. Tarifs pārvades jaudas uzturēšanai un attīstīšanai

74. Izmaksas, kas saistītas ar pārvades jaudas uzturēšanu un attīstīšanu nosaka šādi:

Ijaud transf = (1-k) * Ikop transf

75. Izmaksas 1 kW jaudas uzturēšanai un attīstīšanai 110/6-20 kV transformatoros (T'jaud 110 transf):

T'jaud 110 transf = Ijaud transf / N PSO

76. Tarifs pārvades jaudas uzturēšanai un attīstīšanai lietotājiem, kuru elektroietaišu piederības robeža ir pēc 110/6-20 kV transformatora (Tjaud 110 transf):

Tjaud 110 transf = T'jaud 110 līn + T"jaud 110 kopn + T'jaud 110 transf

7. Tarifu griestu noteikšana
tarifu pārskata ciklam

7.1. Tarifu griestu piemērošana

77. Bāzes gadā tarifu griestu vērtība [Ls/kWh] ir vienāda ar bāzes tarifu vērtību. Pārskata cikla nākamajiem gadiem tarifu griestu vērtību [Ls/kWh] nosaka katram gadam vienlaikus ar bāzes tarifu apstiprināšanu. Tarifu griestu vērtību aprēķina regulators, novērtējot iespējamās pārvades sistēmas operatora darbības efektivitātes izmaiņas un patēriņa cenu izmaiņu ietekmi.

78. Nosakot diferencētos tarifus, tiem atbilstošie ieņēmumi pie prognozētā patēriņa apjoma un struktūras katrā pārskata cikla gadā nevar pārsniegt noteiktos tarifu griestus.

79. Tarifu griestu vērtību tarifu pārskata cikla gadiem aprēķina šādi:

TGVt+1 = TGVt * (100 % + ∆TGV)

TGVt+2 = TGVt+1 * (100 % + ∆TGV)

∆TGV = PCIprogn - X + Z,

kur

TGVt - tarifu griestu vērtība tarifu pārskata cikla pirmajā vai bāzes gadā;

TGVt+1 - tarifu griestu vērtība tarifu pārskata cikla otrajā gadā;

TGVt+2 - tarifu griestu vērtība tarifu pārskata cikla trešajā gadā;

PCIprogn - patēriņa cenu izmaiņu prognoze [%], vidēji tarifu pārskata cikla katram gadam;

∆TGV - tarifu griestu vērtības izmaiņas kārtējam tarifu pārskata cikla gadam (% salīdzinājumā ar iepriekšējo pārskata gadu);

X - efektivitātes izmaiņu faktors [%];

Z - neparedzēto izmaiņu faktors [%].

80. Pirms lēmuma pieņemšanas par tarifu griestu apstiprināšanu regulators iepazīstina pārvades sistēmas operatoru ar aprēķinātajiem tarifu griestiem un uzklausa vērtējumu par iespējām sasniegt noteiktās efektivitātes izmaiņas.

7.2. Efektivitātes izmaiņu faktora noteikšana

81. Efektivitātes izmaiņu faktora noteikšanas pamatā ir divas savstarpēji saistītas darbības:

81.1. summārā produktivitātes faktora izmaiņu aprēķināšana, izmantojot pārvades sistēmas operatora darbības rādītājus iepriekšējos gados (vēsturiskās produktivitātes metode);

81.2. efektivitātes izmaiņu faktora noteikšana, izmantojot salīdzinošo vērtēšanu, analīzi un prognozi.

82. Efektivitātes izmaiņu faktors nodrošina to, ka pārvades sistēmas operators nodod lietotājam daļu no ieguvuma, kas rodas no darbības efektivitātes uzlabošanas. Darbības efektivitātes uzlabošanas pamatā ir vienības izmaksu samazināšanās pie augošiem pakalpojumu apjomiem, kā arī tehnoloģiski pakalpojumu sniegšanas uzlabojumi (zudumu un tehnoloģiskā patēriņa samazināšana).

83. Summārā produktivitātes faktora izmaiņas aprēķina, pamatojoties uz pārvades sistēmas operatora darbības rādītājiem:

∆SPF= Q/Y-100%,

kur

∆SPF - summārā produktivitātes faktora pieaugums vai samazinājums (procentos salīdzinājumā ar iepriekšējo gadu);

Q - pakalpojuma kopējās vērtības pieauguma temps (% salīdzinājumā ar iepriekšējo gadu);

Y - pakalpojuma kopējo izmaksu vērtības pieauguma temps (% salīdzinājumā ar iepriekšējo gadu).

84. Lai precīzāk raksturotu efektivitātes izmaiņas un novērstu nejaušas šī rādītāja svārstības, summārā produktivitātes faktora izmaiņas aprēķina pirms kārtējā tarifu pārskata cikla sākuma pēc iespējas garākam laika posmam (vismaz trīs gadiem), izvērtē to dinamiku un aprēķina izmaiņu vidējo vērtību attiecīgajā laika posmā.

85. Līdz ar summārā produktivitātes faktora aprēķināšanu regulators veic pārvades sistēmas operatora salīdzinošo vērtēšanu (benchmarking):

85.1. efektivitātes izmaiņas izvērtē saistībā ar atbilstošajiem nozares un tautsaimniecības rādītājiem;

85.2. salīdzina efektivitātes izmaiņu rādītājus ar atbilstoša profila un līdzīgos apstākļos strādājošu komersantu (arī citu valstu) efektivitātes rādītājiem.

86.Pamatojoties uz salīdzinošo vērtēšanu, kā arī ievērojot papildu apsvērumus, kas saistīti ar pārvades sistēmas operatora darbības vidi (strukturālas izmaiņas nozarē u.c.) un prognozi attiecībā uz pārvades sistēmas operatora, nozares un tautsaimniecības attīstību, regulators var koriģēt (palielināt vai samazināt) aprēķināto summāro produktivitātes faktoru un uz veikto aprēķinu, analīzes un prognozes pamata noteikt tarifu griestu formulā iekļaujamā efektivitātes izmaiņu faktora vērtību.

7.3. Neparedzēto izmaiņu faktora pielietošana

87. Neparedzēto izmaiņu faktora vērtība parasti ir nulle. Pārvades sistēmas operators var ierosināt piemērot neparedzēto izmaiņu faktoru, iesniedzot regulatoram motivētu pieprasījumu un aprēķinus jaunas tarifu griestu vērtības noteikšanai.

88. Regulators var piemērot neparedzēto izmaiņu faktoru, ja mainās rentabilitāti ietekmējošie faktori.

89. Neparedzēto izmaiņu faktoru var piemērot tad, ja neparedzēto izmaiņu radītais iespaids uz izmaksām pārsniedz 5%.

90. Ja ierosinātās izmaiņas ir pamatotas, regulators apstiprina neparedzēto izmaiņu faktoru un jaunu tarifu griestu vērtību.

8. Pārvades tarifu noteikšanas procedūra

8.1. Tarifu projekta izstrādāšana un iesniegšana

91. Tarifu projektu pārvades sistēmas operators izstrādā saskaņā ar metodiku, nosakot izmaksas attiecībā uz pārvades sistēmas pakalpojumiem un bāzes tarifu. Tarifu projekts sastāv no divām daļām:

91.1. pirmo daļu veido bāzes tarifa aprēķins un pārvades tarifu aprēķini lietotāju grupām atkarībā no to elektroietaišu pieslēguma vietas pārvades sistēmai un to pamatojošās izmaksas. Pārvades tarifus aprēķina, pamatojoties uz bāzes gadam prognozējamām izmaksām sadalījumā pa metodikā noteiktajām izmaksu pozīcijām. Vienlaicīgi ar bāzes gadam prognozētajām izmaksām pārvades sistēmas operators iesniedz regulatoram informāciju par sagaidāmajām izmaksām kārtējā gadā un divu iepriekšējo gadu faktiskajām izmaksām;

91.2. otro daļu veido diferencētie tarifi, kuri bāzes gādā ir vienādi ar pārvades tarifiem.

92. Pārvades sistēmas operators saskaņā ar metodiku nosaka izmaksas un aprēķina bāzes tarifu un šādus pārvades tarifus (skatīt metodikas 46., 47., 48. 49.punktu):

92.1. pārvades tarifu lietotājiem, kuru elektroietaišu piederības robeža ir 110 kV līnijas veido:

92.1.1. elektroenerģijas pārvadīšanas tarifs;

92.1.2. maksa par pārvades jaudas uzturēšanu un attīstīšanu.

92.2. pārvades tarifu lietotājiem, kuru elektroietaišu piederības robeža ir 110 kV kopnes veido:

92.2.1. elektroenerģijas pārvadīšanas tarifs;

92.2.2. maksa par pārvades jaudas uzturēšanu un attīstīšanu.

92.3. pārvades tarifu lietotājiem, kuru elektroietaišu piederības robeža ir 110/6-20 kV transformatora 06-20 kV pusē veido:

92.3.1. elektroenerģijas pārvadīšanas tarifs;

92.3.2. maksa par pārvades jaudas uzturēšanu un attīstīšanu.

93. Pārvades sistēmas operators vienlaikus ar metodikas 91. un 92.punktā minēto tarifu projektu var iesniegt regulatoram pieprasījumu atļaut pašam noteikt diferencētos tarifus.

94. Pārvades sistēmas operators ne vēlāk kā sešus mēnešus pirms kārtējā tarifu pārskata cikla sākuma iesniedz regulatoram tarifu projektu kopā ar tarifus veidojošo izmaksu pamatojumu.

8.2. Tarifu projekta izvērtēšana

95. Tarifu projektu regulators izvērtē likumā "Par sabiedrisko pakalpojumu regulatoriem" noteiktajos termiņos.

96. Regulators apstiprina vai noraida bāzes tarifu un diferencētos tarifus, izvērtējot to pamatojošās izmaksas. Reizē ar bāzes tarifa noteikšanu regulators, atbilstoši metodikas 79.punktam, nosaka tarifu griestus katram tarifu pārskata cikla gadam.

97. Tarifu projekta izvērtēšanas laikā pārvades sistēmas operators var iesniegt tarifu projekta labojumus un papildinājumus.

98. Regulatora noteiktie pārvades tarifi ir spēkā līdz jaunu tarifu noteikšanai.

99. Tarifu pārskata cikla laikā pārvades sistēmas operators var iesniegt regulatoram jaunu diferencēto tarifu projektu (tarifu projekta otrā daļa).

100. Ja regulators ir devis atļauju atbilstoši Elektroenerģijas tirgus likuma 16.panta pirmajai daļai, pārvades sistēmas operators pats nosaka diferencētos tarifus saskaņā ar metodiku, ievērojot šādu kārtību:

100.1. pēc bāzes tarifa apstiprināšanas regulatorā pirms pirmā tarifu pārskata cikla gada pārvades sistēmas operators publicē diferencētos tarifus laikrakstā "Latvijas Vēstnesis", un tie stājas spēkā pārvades sistēmas operatora noteiktajā dienā, bet ne ātrāk kā trīsdesmitajā dienā pēc to publicēšanas;

100.2. ja pārvades sistēmas operators tarifu pārskata cikla laikā pieņem lēmumu par jauniem diferencētajiem tarifiem, tad ne vēlāk kā divus mēnešus pirms tarifu spēkā stāšanās brīža publicē diferencētos tarifus laikrakstā "Latvijas Vēstnesis" un informē regulatoru par jaunajiem diferencētajiem tarifiem. Vienlaicīgi pārvades sistēmas operators iesniedz regulatoram pamatojumu jauniem diferencētajiem tarifiem un informāciju par iepriekšējā perioda faktiskajiem ieņēmumiem un faktiskajām izmaksām, un jauno diferencēto tarifu prognozētajiem datiem, kā arī salīdzinājuma tabulas, kurās norādītas lietotāju struktūras izmaiņas un citus dokumentus, kuri pamato jauno diferencēto tarifu nepieciešamību;

100.3. regulators 21 dienas laikā pēc diferencēto tarifu saņemšanas izvērtē:

100.3.1. iesniegto diferencēto tarifu atbilstību metodikai;

100.3.2. iesniegto diferencēto tarifu ekonomisko pamatojumu.

100.4. ja regulators 21 dienas laikā pēc diferencēto tarifu saņemšanas nav pieņēmis lēmumu par iesniegto tarifu neatbilstību metodikas 100.3. apakšpunktā noteiktajām prasībām, tad diferencētie tarifi stājas spēkā pārvades sistēmas operatora noteiktā laikā.

100.5. ja regulators 21 dienas laikā pēc diferencēto tarifu saņemšanas pieņem lēmumu par iesniegto tarifu neatbilstību metodikas 100.3. apakšpunktā noteiktajām prasībām, tad tarifi nestājas spēkā pārvades sistēmas operatora noteiktā laikā. Regulators septiņu dienu laikā pēc lēmuma pieņemšanas nosūta pārvades sistēmas operatoram lēmumu par diferencēto tarifu neatbilstību 100.3.apakšpunktā noteiktajam, publicē laikrakstā "Latvijas Vēstnesis" paziņojumu par pieņemto lēmumu un atsauc diferencēto tarifu spēkā stāšanos.

101. Ja mainās rentabilitāti ietekmējošie faktori, regulators var ierosināt pārvades tarifu pārskatīšanu, kā arī piemērot neparedzēto izmaiņu faktoru. Pēc pamatota ierosinājuma nosūtīšanas pārvades sistēmas operatoram un apstākļu izvērtēšanas regulators var noteikt jaunu tarifu griestu vērtību.

Sabiedrisko pakalpojumu regulēšanas komisijas padomes priekšsēdētāja V.Andrējeva

 
Tiesību akta pase
Statuss:
Zaudējis spēku
zaudējis spēku
Izdevējs: Sabiedrisko pakalpojumu regulēšanas komisija Veids: lēmums Numurs: 308Pieņemts: 21.12.2005.Stājas spēkā: 21.12.2005.Zaudē spēku: 07.12.2007.Publicēts: Latvijas Vēstnesis, 209, 29.12.2005.
Saistītie dokumenti
  • Zaudējis spēku ar
  • Tiesību akti, kuriem maina statusu
  • Izdoti saskaņā ar
124742
21.12.2005
136
0
  • Twitter
  • Facebook
  • Draugiem.lv
 
0
Šajā vietnē oficiālais izdevējs
"Latvijas Vēstnesis" nodrošina tiesību aktu
sistematizācijas funkciju.

Visam Likumi.lv saturam ir informatīvs raksturs.
Par Likumi.lv
Aktualitāšu arhīvs
Noderīgas saites
Kontakti
Atsauksmēm
Lietošanas noteikumi
Privātuma politika
Sīkdatnes
RSS logo
Latvijas Vēstnesis "Ikvienam ir tiesības zināt savas tiesības."
Latvijas Republikas Satversmes 90. pants
© Oficiālais izdevējs "Latvijas Vēstnesis"
ISO 9001:2008 (kvalitātes vadība)
ISO 27001:2013 (informācijas drošība) Kvalitātes balva