Tazabek — Кабинет министров утвердил методику расчета тарифов на тепловую энергию и определения размера субсидий. Постановление №132 принято 23 февраля 2026 года.
Документ вводит единые подходы к формированию тарифов на выработку, передачу, распределение и поставку тепловой энергии, а также горячего водоснабжения.
Методика распространяется на все предприятия централизованного теплоснабжения, включая комбинированные, которые одновременно производят тепло и электроэнергию.
Согласно методике, расчет тарифов состоит из трех этапов:
В состав требуемого дохода включаются обоснованные затраты на топливо, покупную тепловую и электрическую энергию, подпиточную воду, операционные и административные расходы, амортизацию, обслуживание кредитов (для муниципальных предприятий при определенных условиях), а также допускаемая прибыль на инвестиции.
Отдельно прописан механизм определения дефицита предприятий, если действующие тарифы не покрывают требуемый доход.
В таких случаях регулятор может снизить норму прибыли, пересмотреть тарифы либо определить дефицит для финансирования из республиканского бюджета или бюджета органов МСУ.
Установлено, что плановый размер субсидии не должен превышать более чем на 8% объем субсидии прошлого года, а излишек финансирования не подлежит изъятию и учитывается в следующем периоде.
Постановлением также поручено уполномоченному государственному органу по регулированию топливно-энергетического комплекса определить размер субсидий с 1 января 2026 года в соответствии с утвержденной методикой.
Документ вступает в силу по истечении 7 дней со дня официального опубликования (газета «Эркин Тоо» от 27 февраля 2026 года №15).
МЕТОДИКА
расчета тарифов на тепловую энергию и определения размера субсидий
1) определение требуемого дохода предприятий централизованного теплоснабжения (далее — ПТС);
2) определение групп потребителей и распределение требуемого дохода между этими группами потребителей;
3) разработка тарифов для конечных потребителей, возмещающих затраты, отнесенные к данной группе потребителей.
RR = FC + ЕРС + WPC + ОМС + DEPR + PRF + LRC + PR + MGF + RGF,
где:
RR — требуемый доход;
FC — топливо на технологические цели;
ЕРС — затраты на покупку тепловой и электрической энергии;
WPC — затраты на покупку подпиточной воды;
ОМС — операционные затраты;
DEPR — амортизационные затраты;
PRF — допускаемая прибыль на инвестиции;
LRC — затраты на обслуживание кредитов, подлежащие включению в требуемый доход в установленных настоящей Методикой случаях;
PR — коррекция затрат прошлого тарифного периода;
MGF — плата за управление компанией, подлежащая включению в тариф в установленных настоящей Методикой случаях;
RGF — плата за регулирование со стороны уполномоченного органа по регулированию топливно-энергетического комплекса.
1) затраты должны быть основаны на данных за последний 12-месячный период (фактический год), близкий к расчетному периоду, для которого имеются достоверные данные о затратах;
2) должна проводиться нормализация годовых затрат, посредством которой затраты в течение фактического года должны корректироваться таким образом, чтобы исключить единовременные расходы, связанные с чрезвычайными обстоятельствами и единовременными расходами или доходами, которые не ожидаются каждый год;
3) затраты не должны включать стоимость возмещаемых налогов.
2.1. Топливо на технологические цели
1) на технологические нужды по выработке тепловой энергии в соответствии с заданной выработкой, удельными расходами топлива на единицу продукции и цены одной тонны топлива;
2) в расходы топлива на технологические цели, также включается все топливо, израсходованное на сушку котлов после ремонта, растопки и горячий резерв.
,
где:
FRC — стоимость любых видов топлива для дополнения резервов, если данные резервы были использованы в течение прошлого тарифного периода. Виды топлива и количество общих резервов должно быть установлено Кабинетом Министров Кыргызской Республики;
Ogte — прогнозируемый объем производства тепловой энергии на станциях, работающих с использованием природного газа;
HRgte — удельный расход природного газа на данных станциях;
FPgte — прогнозируемая средняя стоимость природного газа для тарифного периода, которое определяется согласно тарифам, установленным для поставки данного топлива для производства тепловой энергии на момент расчета тарифов;
Qcte — прогнозируемый объем производства тепловой энергии на станциях, работающих с использованием угля;
HRcte — удельный расход угля на данных станциях;
FPcte — прогнозируемая средняя стоимость угля для тарифного периода. В стоимость угля входит стоимость топлива по договорным ценам поставщиков, включая скидки (надбавки) к ценам за пониженное (повышенное) качество топлива (за отклонения от расчетных норм зольности и влажности), железнодорожный тариф, а также расходы по погрузке и доставке (если транспорт сторонних организаций), таможенные пошлины и другие расходы до склада хранения ПТС;
Qmte — прогнозируемый объем производства тепловой энергии на станциях, работающих с использованием мазута;
HRmte — удельный расход мазута на данных станциях;
FPmte — прогнозируемая средняя стоимость мазута для тарифного периода. В стоимость мазута входит стоимость топлива по договорным ценам поставщиков, включая скидки (надбавки) к ценам за пониженное (повышенное) качество топлива (за отклонения от расчетных норм зольности и влажности), железнодорожный тариф, а также расходы по погрузке и доставке (если транспорт сторонних организаций), таможенные пошлины и другие расходы до склада хранения ПТС;
Qote — прогнозируемый объем производства тепловой энергии на станциях, работающих с использованием других видов топлива;
HRote — удельный расход других видов топлива на данных станциях;
FPote — прогнозируемая средняя стоимость других типов топлива для тарифного периода. В стоимость других типов топлива входит стоимость топлива по договорным ценам поставщиков, включая скидки (надбавки) к ценам за пониженное (повышенное) качество топлива (за отклонения от расчетных норм зольности и влажности), железнодорожный тариф, а также расходы по погрузке и доставке (если транспорт сторонних организаций), таможенные пошлины и другие расходы до склада хранения ПТС.
2.2. Покупная тепловая и электрическая энергия
1) стоимость покупной тепловой энергии (ЕРСte) для поставки потребителям, а также расходуемой на технологические потери, другие технологические цели и хозяйственные нужды (отопление помещений, материальных складов и других непроизводственных зданий) ПТС;
2) стоимость покупной электроэнергии (ЕРСее), расходуемой на технологические потери, другие технологические цели и хозяйственные нужды (освещение и отопление помещений, материальных складов и др. непроизводственных зданий) ПТС.
ЕРС = EPCte + ЕРСее
,
где:
QC — прогнозируемое количество покупной тепловой энергии для поставки потребителям ПТС;
QL — прогнозируемое количество покупной тепловой энергии, расходуемой на технологические потери ПТС;
QT — прогнозируемое количество покупной тепловой энергии, расходуемой на технологические потери, другие технологические цели и хозяйственные нужды (отопление помещений, материальных складов и др. непроизводственных зданий) ПТС;
Tte — прогнозируемый тариф покупной тепловой энергии для поставки потребителям, а также расходуемой на технологические потери, другие технологические цели и хозяйственные нужды (отопление помещений, материальных складов и др. непроизводственных зданий) ПТС.
,
где:
Wee — прогнозируемое количество покупной электроэнергии, расходуемой на технологические потери, другие технологические цели и хозяйственные нужды ПТС;
Тее — прогнозируемый тариф покупной электроэнергии, расходуемой на технологические потери, другие технологические цели и хозяйственные нужды ПТС.
2.3. Покупная подпиточная вода
WPC = QW х TW,
где:
QW — прогнозируемое количество покупной подпиточной воды;
TW — прогнозируемый тариф подпиточной воды.
2.4. Операционные затраты
OMC = WGS + MRC + MTC + TFC + ADM + PRC + INC + BSF + NFT + ООС,
где:
WGS — расходы по оплате труда, а также компенсаций, выплачиваемых в установленных законодательством порядке, выплаты стимулирующего характера (премии, поощрения и т.д.), предусмотренные коллективным договором в соответствии с требованиями Трудового кодекса Кыргызской Республики, в размерах, согласованных с уполномоченным органом по регулированию топливно-энергетического комплекса, и другие связанные с оплатой труда расходы;
MRC — стоимость ремонтных работ и технического обслуживания, которая состоит из расходов на комплекс операций по восстановлению исправности или работоспособности и восстановлению ресурса основных средств или его составных частей, также по поддержанию работоспособности или исправности оборудования при использовании по назначению, ожидании, хранении и транспортировании. Стоимость ремонтных работ не должна включать расходы на капитальные вложения, понесенные в связи с вложением в строительство новых активов, реконструкцию, модернизацию и замену существующих активов;
МТС — расходы на приобретение материалов, комплектующих изделий и полуфабрикатов для текущего обслуживания основных средств или его составных частей, так же запасных частей для ремонта оборудования, инструментов, приспособлений, инвентаря, приборов, лабораторного оборудования, спецодежды и прочих материалов;
TFC — транспортные расходы, включая любые затраты на топливо, другие горюче-смазочные материалы и техническое обслуживание транспортных средств;
ADM — административные расходы, включая любые расходы, связанные с офисными принадлежностями, техническими средствами управления, узлами связи, средствами сигнализации, вычислительными центрами и другими техническими средствами управления, командировками, обучением персонала и другими соответствующими расходами;
PRC — аренда имущества, включая любую арендную плату за производственные и офисные здания, сооружения, транспортные средства или другое оборудование;
INC — расходы на страхование, которые включают любые расходы на страхование, связанные со страхованием здоровья сотрудников, страхованием транспортных средств или активов;
BSF — банковские расходы, комиссии за обслуживание счетов, валютные операции или перевод денежных средств, так же расходы связанные со сбором денежных средств от потребителей, или иные платежи за другие банковские услуги или продукты;
NFT — налоги с продаж и налог на добавленную стоимость, которые не возмещаются конечными потребителями (населением), земельный налог, налог на имущество, таможенные пошлины и другие сборы и обязательные отчисления в соответствии с законодательством Кыргызской Республики;
ООС — прочие операционные и производственные расходы, необходимые для безопасной и надежной работы ПТС или для регулируемых организаций по предоставлению потребителям качественных услуг, а также другие обоснованные и непредвиденные расходы.
2.5. Обслуживание кредитов
,
где:
LFC — другие финансовые расходы, которые включают любые расходы, связанные с утверждением и финансированием нового соглашения о кредитовании, которые будут гарантированы и предоставлены Кабинету Министров Кыргызской Республики;
LB — сумма погашения основного долга соответствующего кредита в течение тарифного периода по соглашению о кредитовании. Если в течение тарифного периода оплаты по основному долгу не предусмотрено, этот компонент считается равным нулю;
LI — сумма погашения процентов соответствующего кредита в течение тарифного периода по соглашению о кредитовании. Если в течение тарифного периода оплаты по процентам не предусмотрено, этот компонент считается равным нулю;
FXLRC — прогнозируемый обменный курс сома по отношению к иностранной валюте, в котором было заключено соглашение о кредитовании с Кабинетом Министров Кыргызской Республики.
2.6. Регулируемая база активов
1) начальный РАБ (RABrbv);
2) стоимость новых активов (FIA);
3) оборотный капитал (WC).
1) новые инвестиции в материальные и нематериальные активы;
2) накопленные амортизационные отчисления;
3) изменение величины оборотного капитала.
RAB = RABrbv + FIA + WC — DEPR,
где:
RABrbv — регулируемая база активов, определенная согласно главе 2.7 настоящей Методики;
FIA — стоимость нововведенных материальных и нематериальных активов, которые были созданы после определения RABrbv, определенная согласно главе 2.8 настоящей Методики;
WC — оборотный капитал, определенный согласно главе 2.9 настоящей Методики;
DEPR — амортизационные затраты, определенные согласно главе 2.10 настоящей Методики.
2.7. Начальный РАБ
2.8. Стоимость новых активов
FIA = FIAibv — FIAgf — FIAsld — FIAmnt,
где:
FIAibv — стоимость нововведенных материальных и нематериальных активов согласно данным бухгалтерского учета, которые были созданы после определения RABrbv;
FIAgf — стоимость нововведенных материальных и нематериальных активов, которые были получены безвозмездно, включая безвозмездно полученные любые средства, которые были использованы для создания этих активов после определения RABrbv, если по договору о передаче данных активов другое не предусмотрено;
FIAsld — стоимость любых материальных и нематериальных активов, которые были проданы или ликвидированы после определения RABrbv;
FIAmnt — стоимость нововведенных или материальных и нематериальных активов, вошедших в состав RABrbv, которые по результатам мониторинга и проверок уполномоченного органа по регулированию топливно-энергетического комплекса и другими уполномоченными государственными органами полностью или частично признаны неполезными или не используемыми для предоставления услуг по выработке, передаче и распределению тепловой энергии или стоимость которых признана частично завышенной.
2.9. Оборотный капитал
WC = ОМС х DWC / 365,
где:
DWC — период (количество дней), в течение которого ПТС будут нуждаться в оборотном капитале. DWC принимается равным 30 дням, если уполномоченный орган по регулированию топливно-энергетического комплекса при расчете тарифа не установил другую продолжительность.
2.10. Амортизационные затраты
DEPR = RABibv х DR,
где:
RABibv — первоначальная стоимость тех материальных и нематериальных активов, которые вошли в состав RAB;
DR — средневзвешенная норма амортизации, которую ПТС применило в своем последнем опубликованном финансовом отчете по отношению к материальным и нематериальным активам.
2.11. Допускаемая прибыль
,
где:
RoR — средневзвешанная норма допускаемой прибыли, которая определяется согласно пункту 32 настоящей Методики;
Т — ставка налога на прибыль.
RoR = Е х Re + D х Rd х (1 — Т),
где:
Е — оценочный вес материальных и нематериальных активов в составе РАБ ПТС, которые формируются за счет собственного капитала;
D — оценочный вес материальных и нематериальных активов в составе РАБ ПТС, который формируется за счет заемного капитала;
Re — норма допустимой прибыли на собственный капитал, которая устанавливается на уровне доходности государственных облигаций и предлагается уполномоченным государственным органом по запросу уполномоченного органа по регулированию топливно-энергетического комплекса;
Rd — средняя оценочная стоимость заемного капитала, которая рассчитывается с учетом процентных ставок по займам, которые можно использовать для создания материальных и нематериальных активов.
2.12. Коррекция затрат прошлого тарифного периода
1) корректировку стоимости топлива;
2) корректировку затрат на обслуживание кредитов;
3) прочие доходы от использования активов, вовлеченных для выработки, передачи и распределения тепловой энергии.
PR = FCR + LRCR — OFI,
где:
FCR — корректировка стоимости топлива на технологические цели для компенсации финансовых потерь или вычисления дополнительных доходов, которые возникли вследствие изменения стоимости топлива или обменного курса, если топливо покупается в иностранной валюте;
LRCR — корректировка затрат на обслуживание кредитов для компенсации финансовых потерь или вычисления дополнительных доходов, которые возникли вследствие изменения обменного курса сома к соответствующей иностранной валюте;
OFI — прочие доходы от использования активов, вовлеченных для выработки, передачи и распределения тепловой энергии или полученные вследствие несоблюдения настоящей Методики.
FCR = FC — FCA,
где:
FCA — фактическая стоимость FC, которая определяется согласно пункту 12 настоящей Методики, используя фактическую стоимость топлива.
LRCR = LRC — LRCA,
где:
LRCA — фактические затраты по LRC, которые определяются согласно пункту 21 настоящей Методики, используя фактические данные.
2.13. Плата за управление компанией
MGF = (FC + ЕРС + WPC + ОМС + DEPR + PRF + LRC + PR) х RMGF,
где:
RMGF — процент от указанных затрат, определяющий плату за управление компанией, которая устанавливается уполномоченным органом по регулированию топливно-энергетического комплекса по обсуждению с данной ПТС, но не может превышать 10%.
2.14. Плата за регулирование
RGF = (FC + ЕРС + ОМС + DEPR + PRF + LRC + PR — SB) х RRGF,
где:
SB — сумма субсидии, которую данная регулируемая компания должна получить из республиканского бюджета;
RRGF — процент от указанных затрат, определяющий плату за регулирование со стороны уполномоченного органа по регулированию топливно-энергетического комплекса, которая составляет 0,15%. Плата за регулирование уполномоченного органа по регулированию топливно-энергетического комплекса от регулируемых компаний взимается исходя из фактической выручки от продажи и передачи электрической и тепловой энергии.
1) функционализация затрат;
2) классификация затрат;
3) распределение затрат.
1) затраты на производство, передачу, распределение и поставку тепловой энергии потребителям;
2) затраты на производство, распределение и поставку горячего водоснабжения потребителям.
1) товарные или энергетические затраты, которые варьируют в зависимости от объема тепловой энергии. К товарным затратам относятся расходы на топливо, приобретенная тепловая и электрическая энергия и ряд расходов на эксплуатацию и техническое обслуживание своих мощностей;
2) затраты на объявленный максимум нагрузки либо мощность, которые варьируют в зависимости от уровня спроса на тепловую энергию со стороны потребителей. Затраты на объявленный максимум нагрузки включают в себя любое оборудование либо производственные объекты, требующиеся для удовлетворения уровней выше среднесистемных нагрузок;
3) затраты на обслуживание потребителей. Затраты на обслуживание потребителей складываются из предоставления услуг потребителям и не зависят от норм использования тепловой энергии. Затраты на обслуживание потребителей включают в себя затраты на обслуживание приборов учета данного потребителя, затраты, связанные со съемом показаний и билинговой системой, с выставлением счетов и обработку платежей, а также связанные с работой колл-центров.
1) требуемый доход ПТС (RRDH) для тепловой энергии определяется как сумма двух компонентов (RRDH1, RRDH2) в соответствии с подпунктами 2 и 3 настоящего пункта;
2) при определении первого компонента (RRDH1) затраты на топливо для технологических целей (FC), покупку электроэнергии (ЕРС), операционные затраты (ОМС), амортизационные затраты (DEPR), допускаемая прибыль на инвестиции (PRF), затраты на обслуживание кредитов (LRC), коррекция затрат прошлого тарифного периода (PR), плата за управление компанией (MGF) и плата за регулирование уполномоченного органа по регулированию топливно-энергетического комплекса (RGF) распределяются между тепловой и электрической энергией пропорционально в соответствии с объемами выработки тепловой и электрической энергии по следующей формуле:
,
где:
PQDH — объем выработки тепловой энергии;
PWDH — объем выработки электроэнергии определенная по тепловому коэффициенту 1 ГКал = 1163 кВтч;
3) в состав второго компонента (RRDH2) входят только затраты на покупку подпиточной воды (WPC), которые полностью относятся к тепловой энергии и используются для определения стоимости горячего водоснабжения.
1) тариф на тепловую энергию;
2) тариф на горячее водоснабжение.
,
где:
RRDH — требуемый доход ПТС для поставки тепловой энергии потребителям, определенный согласно главе 2 настоящей Методики;
QDH — прогнозируемое потребление тепловой энергии потребителей ПТС;
BDDH — допускаемый уровень безнадежных долгов для ПТС;
HOL — стоимость топлива на сверхнормативные потери тепловой энергии, которые возникают вследствие небаланса выработки и потребления и ПТС не смогли обосновать:
HOL = FC / QDH x QOL,
где:
QOL — небаланс тепловой энергии.
THW = TDH х kHW + TW,
где:
kHW — норматив тепловой энергии на подогрев холодной воды, который ровняется 0,046 Гкал;
TW — тариф холодной воды и водоотведения для потребителей данной ПТС. В тех случаях, когда ПТС закупает подпиточную воду, TW определяется по следующей формуле:
,
где:
QFW — прогнозируемая покупка подпиточной воды со стороны ПТС;
LFW — прогнозируемые потери подпиточной воды с учетом возможного недоучета горячего водоснабжения для потребителей ПТС, у которых отсутствуют приборы учета и применяются нормативы потребления. В таких случаях регулятор может устанавливать целевые показатели снижения потерь на последующие периоды регулирования, что будет балансировать интересы потребителей и ПТС.
1) снижение нормы прибыли (RoR), пока не будет обеспечен требуемый доход ПТС, или полное исключение прибыли (PRF) из расчета требуемого дохода, если снижением нормы прибыли требуемый доход обеспечить невозможно;
2) повышение действующих тарифов на тепловую энергию и горячее водоснабжение для всех или отдельных групп потребителей, основываясь на общих подходах определения тарифного плана для потребителей, до уровня, когда будет обеспечен требуемый доход ПТС;
3) определяет дефицит ПТС (DefDH) по отношению его требуемого дохода на период регулирования для финансирования данного дефицита из республиканского бюджета или бюджета органа местного самоуправления. При дефиците расчет тарифа не может включать прибыль, а также дефицит от реализации тепловой энергии и горячего водоснабжения небытовым потребителям. Дефицит ПТС определяется по следующей формуле:
DefDH = (TDHCR — TDHHC) х QDHHC + (THWCR — THWHC) х QHWHR,
где:
TDHCR — тариф тепловой энергии полностью покрывающий затраты ПТС, определенный согласно пункту 49 настоящей Методики;
TDHHC — социальный тариф на тепловую энергию, установленный для бытовых потребителей;
QDHHC — потребление тепловой энергии бытовых потребителей по социальному тарифу;
THWCR — тариф горячего водоснабжения полностью покрывающий затраты ПТС, определенный согласно пункту 51 настоящей Методики;
THWHC — социальный тариф на горячее водоснабжение, установленный для бытовых потребителей;
QHWHR — потребление горячей воды бытовых потребителей по социальному тарифу.
1) плановый размер субсидии ПТС определяется согласно подпункту 3 пункта 52 настоящей Методики на основании плановых технико-экономических показателей ПТС, утвержденных со стороны уполномоченного органа по регулированию топливно-энергетического комплекса во время установления тарифов. Размер субсидии не должен превышать более чем на 8% сумму субсидии, полученную в прошлом году;
2) плановый размер субсидии корректируется со стороны уполномоченного органа в сфере финансов на основании фактических годовых технико-экономический показателей ПТС. Фактические годовые технико-экономический показатели ПТС в уполномоченный орган в сфере финансов предоставляется со стороны уполномоченного органа по регулированию топливно-энергетического комплекса до 1 июня текущего года. Излишек или недофинансирование субсидий в отчетном периоде засчитывается в объем финансирования следующего отчетного периода. Излишек финансирования не подлежит изъятию в доход республиканского бюджета.
1) для ознакомления заинтересованных сторон, в том числе организаций по защите прав потребителей, и представления предложений, тарифная заявка публикуется на официальном интернет-сайте уполномоченного органа по регулированию топливно-энергетического комплекса;
2) для представления заинтересованным сторонам обоснований и разъяснений, приведенных в тарифной заявке, ПТС организуют открытое общественное слушание. Время и место проведения общественных слушаний объявляются не позднее чем за 3 рабочих дня до даты проведения;
3) за 15 рабочих дней до дня представления проекта решения о новых тарифах на утверждение, расчеты предложенных тарифов, подготовленные уполномоченным органом по регулированию топливно-энергетического комплекса, размещаются на его интернет-сайте;
4) после публикации на интернет-сайте расчетов предложенных тарифов уполномоченный орган по регулированию топливно-энергетического комплекса организует открытое общественное слушание проекта решения для представления заинтересованным сторонам, в том числе организациям по защите прав потребителей, возможности внести свои предложения и получить разъяснения.
1) отчет о технико-экономических показателях согласно приложению 1 к настоящей Методике;
2) отчет по фонду оплаты труда согласно приложению 2 к настоящей Методике;
3) стоимость ремонтных работ и технического обслуживания основных средств согласно приложению 3 к настоящей Методике;
4) стоимость материальных расходов согласно приложению 4 к настоящей Методике;
5) сведения о транспортных расходах согласно приложению 5 к настоящей Методике;
6) отчет об административных расходах согласно приложению 6 к настоящей Методике;
7) отчет о прочих операционных и производственных затратах согласно приложению 7 к настоящей Методике;
8) отчет о кредитах и займах согласно приложению 8 к настоящей Методике;
9) отчет о приобретении, строительстве, отчуждении и ликвидации основных средств согласно приложениям 9а, 9б, 9в и 9г к настоящей Методике;
10) расчет амортизационных отчислений согласно приложению 10 к настоящей Методике.
1) 1 квартал до 30 апреля каждого года только отчеты, указанные в подпунктах 1-7;
2) 1 полугодие до 31 июля каждого года только отчеты, указанные в подпунктах 1-8;
3) 9 месяцев до 31 октября каждого года только отчеты, указанные в подпунктах 1-7;
4) годовой до 31 марта следующего года отчеты, указанные в подпунктах 1-10.
1) завышение (занижение) регулируемых тарифов (цен) на продукцию (работы, услуги), установленное в ходе мониторинга (проверки) затрат;
2) применение непредусмотренных надбавок, наценок к тарифам (ценам) при наличии установленных;
3) включение в стоимость продукции (работ, услуг) фактически невыполненных работ или выполненных не в полном объеме;
4) использование не по назначению средств, начисленных за счет себестоимости продукции (работ, услуг);
5) включение в стоимость продукции (работ, услуг) затрат выше утвержденных норм (расход топлива, ГСМ, потери) и/или фактически сложившихся за ряд лет;
6) завышение статей затрат при формировании стоимости продукции (работ, услуг), установленное в ходе мониторинга (проверки) затрат;
7) занижение (завышение) стоимости продукции (работ, услуг) по сравнению с закладываемыми объемами при согласовании, установленное в ходе мониторинга (проверки) затрат;
8) включение в стоимость на регулируемые товары (работы, услуги) затраты, не предусмотренные настоящей Методикой;
9) непредставление в уполномоченный орган по регулированию топливно-энергетического комплекса материалов на установление тарифов (цен) или представление с нарушением требований, установленных настоящей Методикой;
10) реализация продукции (работ, услуг) по тарифам (ценам), не установленным уполномоченным органом по регулированию топливно-энергетического комплекса;
11) отсутствие раздельного учета затрат, доходов и активов, задействованных по каждому виду регулируемой продукции (работ, услуг), а также установленных настоящей Методикой новых статей учета.
ОТЧЕТ
о технико-экономических показателях
___________________________ 20__ г.
(форма заполняется в тыс. сом.)
ОТЧЕТ
по фонду оплаты труда
(по лицензированной деятельности)
_______________________________ 20__ г.
(квартал)
(форма заполняется в тыс. сом.)
Стоимость ремонтных работ и технического обслуживания
(по лицензированной деятельности)
_____________________________________ 20__ г.
(квартал)
(форма заполняется в тыс. сом.)
Стоимость материальных расходов
(по лицензированной деятельности)
_____________________________________ 20__ г.
(квартал)
(форма заполняется в тыс. сом.)
Сведения о транспортных расходах
(по лицензированной деятельности)
по 1 ______________________________ 20__ г.
(форма заполняется в тыс. сом.)
ОТЧЕТ
об административных расходах
(по лицензированной деятельности)
_________________________________ 20__ г.
(квартал)
(форма заполняется в тыс. сом.)
ОТЧЕТ
о прочих операционных и производственных затратах
(по лицензированной деятельности)
___________________________________ 20__ г.
(квартал)
(форма заполняется в тыс. сом.)
ОТЧЕТ
о кредитах и займах
____________________________________ 20__ г.
(квартал)
ОТЧЕТ
о приобретении основных средств
(по лицензированной деятельности)
по 1 ____________________________ 20__ г.
(форма заполняется в тыс. сом.)
ОТЧЕТ
о строительстве основных средств
(по лицензированной деятельности)
по 1 _________________________ 20__ г.
(форма заполняется в тыс. сом.)
ОТЧЕТ
об отчуждении основных средств
(по лицензированной деятельности)
по 1 _________________________ 20__ г.
(форма заполняется в тыс. сом.)
ОТЧЕТ
о ликвидации основных средств
(по лицензированной деятельности)
по 1 ______________________________ 20__ г.
(форма заполняется в тыс. сом.)
Расчет амортизационных отчислений
(по лицензированной деятельности)
по 1 ______________________________ 20__ г.
(форма заполняется в тыс. сом.)
За последними событиями следите в Телеграм-канале @tazabek_official
По сообщению сайта Tazabek