Dabasgāzes pārvades sistēmas pakalpojuma tarifu aprēķināšanas metodika

Sabiedrisko pakalpojumu regulēšanas komisijas padomes lēmums Nr. 1/7Rīgā 2023. gada 13. jūlijā (prot. Nr. 28, 3. p.)

Izdota saskaņā ar Enerģētikas likuma 15. panta 1.1 daļuun likuma "Par sabiedrisko pakalpojumu regulatoriem"9. panta pirmās daļas 2. punktu un 25. panta pirmo daļu

1. Vispārīgie jautājumi

1. Dabasgāzes pārvades sistēmas pakalpojuma tarifu aprēķināšanas metodika (turpmāk – metodika) nosaka kārtību, kādā aprēķina un nosaka dabasgāzes pārvades sistēmas (turpmāk – pārvades sistēma) pakalpojuma tarifus.

2. Metodikā lietoti šādi termini:

2.1. atļautie ieņēmumi – ieņēmumi, kuri sedz ar pārvades sistēmas pakalpojumu saistītās ekonomiski pamatotās izmaksas un kurus pārvades sistēmas operators ir tiesīgs saņemt konkrētā regulatīvā periodā;

2.2. dabasgāzes patēriņš tehnoloģiskām vajadzībām – pārvades sistēmas darbības nodrošināšanai izlietotā dabasgāze;

2.3. dabasgāzes zudumi – pārvades sistēmā ievadītās un no pārvades sistēmas izvadītās dabasgāzes daudzuma starpība attiecīgā laika periodā, neskaitot dabasgāzes patēriņu tehnoloģiskām vajadzībām;

2.4. izmaksas – pārvades sistēmas operatora (turpmāk – sistēmas operators) tehnoloģiski un ekonomiski pamatotas izmaksas, kas nepieciešamas pārvades sistēmas pakalpojuma efektīvai sniegšanai;

2.5. jaudas rezervēšanas pakalpojums – pārvades sistēmas pakalpojums, ar kuru tiek nodrošināta ieejas vai izejas punktu jaudas produkta rezervēšana;

2.6. nacionālā pārvades sistēma – pārvades sistēmas daļa (atzari no pārrobežu pārvades sistēmas, ko neizmanto dabasgāzes pārrobežu pārvadei) apdzīvotu vietu apgādei ar dabasgāzi kopā ar atzariem un sistēmas operatora gāzes regulēšanas stacijām;

2.7. pārrobežu pārvades sistēma – pārvades sistēmas daļa no ieejas punkta no citas valsts pārvades sistēmas līdz izejas punktam uz citas valsts pārvades sistēmu vai līdz ieejas punktam dabasgāzes krātuvē;

2.8. plānotie ieņēmumi – uz tarifu periodu attiecināta atļauto ieņēmumu daļa;

2.9. prognozētā dienas vidējā jauda – ieejas punkta vai izejas punkta trīs iepriekšējo kalendāro gadu dienas vidējā izmantotā jauda [kWh/d];

2.10. regulatīvais periods – laika periods, kuram nosaka atļautos ieņēmumus;

2.11. regulatīvais rēķins – rēķins, kurā ietver nepietiekami vai pārmērīgi atgūtos jaudas rezervēšanas pakalpojuma ieņēmumus un šajā metodikā noteiktās plānoto un faktisko izmaksu atšķirības;

2.12. tarifs – maksa, kas pārvades sistēmas lietotājam jāmaksā par tam sniegto jaudas rezervēšanas pakalpojumu un kas noteikta atbilstoši plānotajiem ieņēmumiem;

2.13. tarifu periods – laika periods, kurā ir piemērojami tarifi.

2.14. virtuālais pretplūsmas jaudas produkts – pārvades sistēmas jauda faktiskai plūsmai pretējam virzienam konkrētā laikposmā – gāzes gadā, gāzes ceturksnī, gāzes mēnesī vai gāzes dienā – ieejas vai izejas punktā, kurā nav iespējams fiziski nodrošināt dabasgāzi pretējā virzienā, un dabasgāzes krātuves faktiskā tehnoloģiskā režīma plūsmai pretējam virzienam, kuru var rezervēt sistēmas lietotājs.

3. Šajā metodikā ietvertie termini lietoti Eiropas Komisijas 2017.gada 16.marta Regulas 2017/460, ar ko izveido tīkla kodeksu par harmonizētām gāzes pārvades tarifu struktūrām izpratnē.

4. Regulatīvā perioda ilgums ir no diviem līdz pieciem gāzes gadiem. Tarifu perioda ilgums ir viens gāzes gads. Iesniedzot tarifu projektu, sistēmas operators iesniedz pamatojumu tarifu aprēķinā izmantotajam regulatīvajam periodam un nepieciešamības gadījumā tarifu periodam. Sabiedrisko pakalpojumu regulēšanas komisija (turpmāk – regulators) ar lēmumu nosaka regulatīvo periodu un var lemt par tarifu perioda pagarināšanu.

5. Ja regulatīvajā periodā ir vairāki tarifu periodi, tajā skaitā, ja kāda tarifu perioda ilgums nav vienāds ar gāzes gadu, uz katru tarifu periodu attiecināmais atļauto ieņēmumu apmērs (plānotie ieņēmumi) tiek noteikts proporcionāli kalendāro dienu skaitam tarifu periodā. Plānotie ieņēmumi nemainās, izņemot, ja mainās uz tarifu periodu attiecināmie ieņēmumi šīs metodikas 3.2.nodaļā minētajos gadījumos.

6. Sistēmas operators precīzi un pārskatāmi atspoguļo jaudas rezervēšanas pakalpojuma izmaksas tūkstošos euro [tūkst. EUR] ar precizitāti līdz vienai zīmei aiz komata un ieejas vai izejas punktu jaudu kilovatstundās dienā [kWh/d], kas noapaļota līdz veselam skaitlim.

2. Pārvades sistēmas kopējā ieejas un izejas jauda

7. Pārvades sistēmas kopējās ieejas jaudas noteikšanā netiek ņemta vērā ieejas punktu jauda no citām pārvades sistēmām, kuras ietilpst vienotajā dabasgāzes pārvades ieejas-izejas sistēmā. Pārvades sistēmas kopējo ieejas jaudu nosaka saskaņā ar šādu formulu:

Pie – pārvades sistēmas kopējā ieejas jauda [kWh/d];

nie – ieejas punktu no citas pārvades ieejas-izejas sistēmas skaits;

Pie c(i) – pārvades sistēmas ieejas punkta no citas pārvades ieejas-izejas sistēmas i prognozētā dienas vidējā jauda [kWh/d];

nie b – ieejas punktu no biometāna ražošanas iekārtas skaits;

Pie b(i) – pārvades sistēmas ieejas punkta no biometāna ražošanas iekārtas i prognozētā dienas vidējā jauda [kWh/d];

nie lng – ieejas punktu no sašķidrinātās dabasgāzes iekārtas skaits;

Pie lng (i) – ieejas punkta no sašķidrinātās dabasgāzes iekārtas i prognozētā dienas vidējā jauda [kWh/d];

nie kr – ieejas punktu no dabasgāzes krātuves skaits;

Pie kr. (i) – ieejas punkta no dabasgāzes krātuves i prognozētā dienas vidējā jauda [kWh/d].

8. Pārvades sistēmas kopējās izejas jaudas noteikšanā netiek ņemta vērā izejas punktu jauda uz citām pārvades sistēmām, kuras ietilpst vienotajā dabasgāzes pārvades ieejas-izejas sistēmā. Pārvades sistēmas kopējo izejas jaudu nosaka saskaņā ar šādu formulu:

Piz – pārvades sistēmas kopējā izejas jauda [kWh/d];

niz – izejas punktu uz citu pārvades ieejas-izejas sistēmu skaits;

Piz c(i) – pārvades sistēmas izejas punkta uz citu pārvades ieejas-izejas sistēmu i prognozētā dienas vidējā jauda [kWh/d];

niz kr – izejas punktu no dabasgāzes krātuves skaits;

Piz kr (i) – izejas punkta uz dabasgāzes krātuvi i prognozētā dienas vidējā jauda [kWh/d];

Piz v – izejas punkta Latvijas lietotāju apgādei prognozētā vidējā dienas jauda [kWh/d].

9. Sistēmas operators vienlaikus ar tarifu projektu iesniedz pamatojumu, ja prognozētā dienas vidējā ieejas vai izejas jauda tiek koriģēta.

3. Atļauto ieņēmumu noteikšana

10. Atļautos ieņēmumus nosaka saskaņā ar šādu formulu:

AIePSO – regulatīvā perioda atļautie ieņēmumi [tūkst. EUR];

IPSO – tarifu aprēķinā iekļaujamās kopējās jaudas rezervēšanas pakalpojuma izmaksas [tūkst. EUR];

IPSO ef – jaudas rezervēšanas pakalpojuma izmaksu apmērs, kas sistēmas operatoram jāsamazina, uzlabojot pamatlīdzekļu un citu resursu izmantošanas un saimnieciskās darbības efektivitāti [tūkst. EUR];

ITC – ieņēmumu un izdevumu saldo par vienotās dabasgāzes pārvades ieejas-izejas sistēmas pārvades sistēmas operatoru savstarpējām kompensācijām, kas saskaņā ar vienotās dabasgāzes pārvades ieejas-izejas sistēmas pārvades sistēmas operatoru savstarpējās kompensācijas kārtību attiecinātas uz sistēmas operatoru (turpmāk – sistēmas operatoru savstarpējā kompensācija) [tūkst. EUR].

11. Sistēmas operators aprēķina un iesniedz regulatoram izmaksu efektivitātes koeficientu. Izmaksu efektivitātes koeficientu piemēro jaudas rezervēšanas pakalpojuma izmaksām, lai noteiktu šo izmaksu apmēru, kāds sistēmas operatoram jāsasniedz līdz nākamā regulatīvā perioda sākumam un kāds tiks piemērots tarifu noteikšanā nākamajā regulatīvajā periodā. Jaudas rezervēšanas pakalpojuma izmaksu apmēru, kas sistēmas operatoram jāsamazina, uzlabojot pamatlīdzekļu un citu resursu izmantošanas un saimnieciskās darbības efektivitāti, nosaka saskaņā ar šādu formulu:

Iekor – ieņēmumu korekcija, kas attiecināma uz pārrobežu un nacionālo pārvades sistēmu;

Isist – dabasgāzes apgādes nodrošināšanas izmaksas [tūkst. EUR];

Inod(st, nac) – nodokļi, kas attiecināmi uz pārrobežu un nacionālo pārvades sistēmu [tūkst. EUR];

Kef – izmaksu efektivitātes koeficients.

12. Ja regulatīvais periods ir garāks par gadu, uz katru tarifu periodu regulatīvā perioda ietvaros tiek attiecināts vienāds jaudas rezervēšanas pakalpojuma izmaksu apmērs, kāds sistēmas operatoram jāsamazina, uzlabojot pamatlīdzekļu un citu resursu izmantošanas un saimnieciskās darbības efektivitāti. Pēc sistēmas operatora pamatota lūguma regulators var atļaut piemērot atšķirīgu jaudas rezervēšanas pakalpojuma izmaksu apmēru, kas sistēmas operatoram jāsamazina, uzlabojot pamatlīdzekļu un citu resursu izmantošanas un saimnieciskās darbības efektivitāti, attiecināšanai uz katru tarifu periodu regulatīvā perioda ietvaros.

13. Šīs metodikas 10. un 11.punktā noteiktajās formulās sistēmas operatoru savstarpējo kompensāciju ņem vērā, ja ir izveidota vienotā dabasgāzes pārvades ieejas-izejas sistēma.

14. Sistēmas operatoru savstarpējās kompensācijas lielumu nosaka saskaņā ar vienotās dabasgāzes pārvades ieejas-izejas sistēmas dabasgāzes pārvades sistēmas operatoru savstarpējās kompensācijas kārtību.

15. Sistēmas operators tarifu aprēķinā ietver un precīzi un nepārprotami norāda tikai izmaksas, kas saistītas ar jaudas rezervēšanas pakalpojuma sniegšanu.

16. Sistēmas operators lieto izmaksu attiecināšanas metodi, kuras pamatprincipus un ieviešanu saskaņo ar regulatoru.

17. Jaudas rezervēšanas pakalpojuma izmaksas veido pārrobežu pārvades sistēmas un nacionālās pārvades sistēmas kapitāla izmaksas, ekspluatācijas izmaksas, nodokļi un ieņēmumu korekcija, kas attiecināma uz pārrobežu un nacionālo pārvades sistēmu, un izmaksas nosaka saskaņā ar šādu formulu:

IPSO st – pārrobežu pārvades sistēmas izmaksas [tūkst. EUR];

IPSO nac – nacionālās pārvades sistēmas izmaksas [tūkst. EUR];

Ikap st – pārrobežu pārvades sistēmas kapitāla izmaksas [tūkst. EUR];

Iekspl st – pārrobežu pārvades sistēmas ekspluatācijas izmaksas [tūkst. EUR];

Inod st – nodokļi, kas attiecināmi uz pārrobežu pārvades sistēmu [tūkst. EUR];

Iekor st – ieņēmumu korekcija, kas attiecināma uz pārrobežu pārvades sistēmu [tūkst. EUR];

Ikap nac – nacionālās pārvades sistēmas kapitāla izmaksas [tūkst. EUR];

Iekspl nac – nacionālās pārvades sistēmas ekspluatācijas izmaksas [tūkst. EUR];

Inod nac – nodokļi, kas attiecināmi uz nacionālo pārvades sistēmu [tūkst. EUR];

Ikor nac – ieņēmumu korekcija, kas attiecināma uz nacionālo pārvades sistēmu [tūkst. EUR].

18. Sistēmas operators vienlaikus ar tarifu projektu iesniedz pamatojumu, ja tarifu aprēķinā iekļaujamās jaudas rezervēšanas pakalpojuma izmaksas netiek attiecinātas atbilstoši šīs metodikas 17.punktā noteiktajam.

19. Nekustamā īpašuma nodokli aprēķina saskaņā ar normatīvajiem aktiem tikai no regulējamo aktīvu bāzes sastāvā iekļautiem aktīviem un aktīviem, kas ierīkoti par trešo pušu līdzekļiem.

20. Kapitāla izmaksu un to sastāvdaļu uzskaiti un aprēķināšanu veic saskaņā ar regulatora noteikto kapitāla izmaksu uzskaites un aprēķināšanas metodiku.

3.1. Ekspluatācijas izmaksas

21. Pārrobežu pārvades sistēmas ekspluatācijas izmaksas nosaka saskaņā ar šādu formulu:

Itehn proc st – pārrobežu pārvades sistēmas dabasgāzes zudumu un tehnoloģiskā procesa nodrošināšanas izmaksas [tūkst. EUR];

Ipers st – pārrobežu pārvades sistēmas personāla un sociālās izmaksas [tūkst. EUR];

Irem st – pārrobežu pārvades sistēmas kārtējo īpašuma uzturēšanai nepieciešamo un veikto ekspluatācijas remontu izmaksas [tūkst. EUR];

Isaim st – pārrobežu pārvades sistēmas pārējās saimnieciskās darbības izmaksas [tūkst. EUR].

22. Nacionālās pārvades sistēmas ekspluatācijas izmaksas nosaka saskaņā ar šādu formulu:

Itehn proc nac – nacionālās pārvades sistēmas dabasgāzes zudumu un tehnoloģiskā procesa nodrošināšanas izmaksas [tūkst. EUR];

Ipers nac – nacionālās pārvades sistēmas personāla un sociālās izmaksas [tūkst. EUR];

Irem nac – nacionālās pārvades sistēmas kārtējo īpašuma uzturēšanai nepieciešamo un veikto ekspluatācijas remontu izmaksas [tūkst. EUR];

Isaim nac – nacionālās pārvades sistēmas pārējās saimnieciskās darbības izmaksas [tūkst. EUR].

23. Pārrobežu un nacionālās pārvades sistēmas dabasgāzes pārvades zudumu un tehnoloģiskā procesa nodrošināšanas izmaksas ir saistītas ar attiecīgā laika periodā pārvades sistēmā ievadītās un no pārvades sistēmas izvadītās dabasgāzes daudzuma starpību, ko veido dabasgāzes zudumi un dabasgāzes patēriņš tehnoloģiskām vajadzībām. Dabasgāzes zudumu un tehnoloģiskā procesa nodrošināšanas izmaksas nosaka saskaņā ar šādu formulu:

Itehn proc (st,nac) – pārrobežu un nacionālās pārvades sistēmas dabasgāzes zudumu un tehnoloģiskā procesa nodrošināšanas izmaksas [tūkst. EUR];

Izud (st,nac) – maksa par dabasgāzes zudumiem pārrobežu un nacionālajā pārvades sistēmā [tūkst. EUR];

Iteh (st,nac) – maksa par dabasgāzes patēriņu tehnoloģiskām vajadzībām pārrobežu un nacionālajā pārvades sistēmā [tūkst. EUR];

Ezud (st,nac) – prognozētie dabasgāzes zudumi pārrobežu un nacionālajā pārvades sistēmā [kWh];

Eteh (st,nac) – prognozētais dabasgāzes patēriņš tehnoloģiskām vajadzībām pārrobežu un nacionālajā pārvades sistēmā [kWh];

Czud – prognozētā vidējā dabasgāzes zudumu cena [EUR/kWh].

24. Pārrobežu un nacionālās pārvades sistēmas personāla un sociālās izmaksas aprēķina saskaņā ar Darba likumu un sociālās apdrošināšanas jomu reglamentējošajiem normatīvajiem aktiem.

25. Pārrobežu un nacionālās pārvades sistēmas īpašuma uzturēšanai nepieciešamo un veikto kārtējo ekspluatācijas remontu izmaksas un darbu, kuri nepieciešami sistēmas operatora grāmatvedības bilancē esošo un nomāto pārvades aktīvu un administrēšanas aktīvu pamatlīdzekļu (ēku, būvju, iekārtu u.c.) uzturēšanai darba kārtībā un saglabāšanai un kurus veic citi komersanti, izmaksas noraksta un iegrāmato pārskata periodā, kurā tās radušās. Šajā pozīcijā iekļauj krājumu uzturēšanas finansēšanas izmaksas atbilstoši plānotajam krājumu aprites ciklam, piemērojot komersanta faktisko aizņēmumu likmi. Krājumu uzturēšanas finansēšanas izmaksas tiek novērtētas, ņemot vērā nepārtraukta un drošības prasībām atbilstoša jaudas rezervēšanas pakalpojuma sniegšanai nepieciešamo krājumu apjomu. Ja faktiskā aizņēmuma likme, ko piemēro krājumu finansēšanas izmaksu novērtēšanai, pārsniedz pēdējo sešu mēnešu vidējo Latvijas Bankas publicēto nefinanšu sabiedrībām izsniegto īstermiņa kredītu (euro) mainīgo procentu likmi (jaunajiem darījumiem) atbilstoši krājumu apjomiem, krājumu uzturēšanas finansēšanas izmaksas tiek novērtētas, piemērojot pēdējo sešu mēnešu vidējo Latvijas Bankas publicēto nefinanšu sabiedrībām izsniegto īstermiņa kredītu (euro) mainīgo procentu likmi (jaunajiem darījumiem) atbilstoši krājumu apjomiem. Šajā pozīcijā neuzskaita ar kapitalizētu remontu un jaunu pamatlīdzekļu izveidi saistītās izmaksas un to veikšanai uzturēto krājumu finansēšanas izmaksas.

26. Pārrobežu un nacionālās pārvades sistēmas pārējās saimnieciskās darbības izmaksas ir ar sistēmas operatora darbību saistītas izmaksas, kas nav iekļautas citās izmaksu pozīcijās.

27. Dabasgāzes apgādes nodrošināšanas izmaksas, kas saistītas ar Ministru kabineta noteikumos noteikto sistēmas operatora pienākumu nodrošināt enerģētiskās krīzes laikā nepieciešamo dabasgāzes izņemšanas jaudu no Inčukalna pazemes gāzes krātuves, tarifu projektā iekļauj atbilstoši faktiskajai, pamatotai vērtībai, paredzot to atgūšanu divos gāzes gados no dabasgāzes apgādes nodrošināšanas saistību izpildes izmaksu rašanās brīža.

28. Energoapgādes drošuma rezervju uzglabāšanas ekonomiski pamatotās izmaksas, kas saistītas ar Enerģētikas likuma 82.1 panta otrajā daļā noteikto sistēmas operatora pienākumu nodrošināt Inčukalna pazemes gāzes krātuves pieejamību energoapgādes drošuma rezervēm un to uzglabāšanu, tarifu projektā iekļauj atbilstoši plānotajai vērtībai.

3.2. Ieņēmumu un pārvadītā dabasgāzes daudzuma korekcija

29. Sistēmas operators izveido regulatīvo rēķinu, kurā atbilstoši šīs metodikas 30., 31., 35., 36. un 37.punktam uzskaita starpību starp atļautajiem (plānotajiem) un faktiskajiem ieņēmumiem un starpību starp plānotajām un faktiskajām izmaksām, nodalot ieņēmumus, kas attiecināmi uz pārrobežu un nacionālo pārvades sistēmu. Regulatīvā rēķina atlikumu attiecina uz nākamajiem tarifu un regulatīvajiem periodiem atbilstoši šīs metodikas 33. un 38.punktam. Uzsākot jaunu regulatīvo periodu, regulatīvā rēķina atlikums tiek noteikts vienāds ar nulli euro.

30. Sistēmas operators sešus mēnešus pirms tarifu perioda beigām regulatīvajā rēķinā uzskaita:

30.1. starpību starp faktiskajiem (prognozētajiem) un plānotajiem ieņēmumiem tarifu periodā, ko nosaka, summējot faktisko starpību par noslēgtajiem mēnešiem attiecīgajā tarifu periodā un prognozēto starpību aprēķina veikšanas brīdī, par pārējiem attiecīgā tarifu perioda mēnešiem;

30.2. starpību starp plānotajām un faktiskajām (prognozētajām) tehnoloģiskā procesa nodrošināšanas un dabasgāzes zudumu izmaksām, ko nosaka, ņemot vērā faktisko dabasgāzes cenu noslēgtajos tarifu perioda mēnešos un aprēķina brīdī prognozēto dabasgāzes cenu pārējiem tarifu perioda mēnešiem. Nosakot tehnoloģiskā procesa nodrošināšanas un dabasgāzes zudumu izmaksu starpību, aprēķinos izmanto dabasgāzes zudumu daudzumu, kas nepārsniedz apstiprināto uz attiecīgo tarifu periodu attiecināmo dabasgāzes zudumu daudzumu;

30.3. starpību starp plānoto inflācijas radīto izmaksu pieaugumu regulatīvā perioda attiecīgajā tarifu periodā un prognozēto inflācijas radīto izmaksu pieaugumu šajā tarifu periodā, ko nosaka saskaņā ar šādu formulu:

IIPt pr – prognozētā starpība starp plānoto inflācijas radīto izmaksu pieaugumu regulatīvā perioda attiecīgajā tarifu periodā un prognozētās inflācijas radīto izmaksu pieaugumu šajā tarifu periodā [tūkst. EUR];

Ipers,t – tarifu aprēķinā iekļautās personāla un sociālās izmaksas, kas aprēķinātas, izmantojot inflācijas prognozi, un attiecināmas uz konkrēto tarifu periodu [tūkst. EUR];

Irem,t – tarifu aprēķinā iekļautas īpašuma uzturēšanai nepieciešamo un citu komersantu veikto kārtējo ekspluatācijas remontu izmaksas, kas attiecināmas uz attiecīgo tarifu periodu [tūkst. EUR];

Isaimn,t – tarifu aprēķinā iekļautās pārējās saimnieciskās darbības izmaksas, kas attiecināmas uz attiecīgo tarifu periodu [tūkst. EUR];

Ine,t – tarifu aprēķinā iekļautas ekspluatācijas izmaksas, kuras attiecināmas uz attiecīgo tarifu periodu un uz kurām inflācijas radītas izmaksu izmaiņas regulatīvajā periodā nav plānotas [tūkst. EUR];

PCIpl – tarifu aprēķinā izmantotā plānotā kumulatīvā patēriņa cenu inflācija attiecīgajam tarifu periodam [%];

PCIpr – prognozētā kumulatīvā patēriņa cenu inflācija attiecīgajam tarifu periodam [%];

30.4. starpību starp plānoto nominālās bruto algas izmaiņu radīto izmaksu pieaugumu tarifu periodā un prognozēto nominālās bruto algas izmaiņu radīto izmaksu pieaugumu tarifu periodā, ko nosaka saskaņā ar šādu formulu:

kur:

PIPt pr – prognozētā starpība starp plānoto nominālās bruto algas izmaiņu radīto izmaksu pieaugumu regulatīvā perioda attiecīgajā tarifu periodā un faktiskās nominālās bruto algas izmaiņas radīto izmaksu pieaugumu šajā tarifu periodā [tūkst. EUR];

Ipers BAI,t – tarifu aprēķinā iekļautas personāla izmaksas, kas aprēķinātas, izmantojot nominālās bruto algas izmaiņas prognozi, un attiecināmas uz attiecīgo tarifu periodu [tūkst. EUR];

BAIpl – tarifu aprēķinā izmantotais plānotais kumulatīvais nominālās bruto algas izmaiņu rādītājs attiecīgajam tarifu periodam [%];