CC BY
117
ЭКОНОМИКА И УПРАВЛЕНИЕ
УДк 338.516.46
методические аспекты долгосрочного
тарифного регулирования в сфере электроэнергетики и теплоснабжения
к. и. Сафонова,
кандидат экономических наук, профессор кафедры экономики и управления на предприятии дальневосточного федерального университета E-maП: safonova. ki@dvgu. ш
с. а. решетняк,
аспирант кафедры экономики и управления на предприятии дальневосточного федерального университета, ведущий специалист-эксперт департамента по тарифам Приморского края E-maП: reshetnyaksvetlana@yandex. ш
В статье рассматриваются подходы к оптимизации тарифных решений регулируемых организаций в сфере передачи электрической энергии. Выявлены проблемы перехода на долгосрочное регулирование тарифов электросетевых организаций с использованием метода доходности инвестированного капитала, определены недостатки существующих методик, предложены пути совершенствования процедуры согласования тарифных решений для электросетевых организаций.
Ключевые слова: электросетевые организации, тарифы, метод экономически обоснованных расходов, метод доходности инвестированного капитала, долгосрочное тарифное регулирование.
Одной из актуальных проблем современного этапа развития экономики России является сбалансированность решений социально-экономических задач по удовлетворению текущих и перспективных потребностей различных субъектов экономики в
энергетических ресурсах. К их числу относится поиск резервов повышения эффективности использования энергетических ресурсов, а затем проведение на их основе стабилизации и снижения тарифов за потребляемую электроэнергию.
В первую очередь это связано с тем, что затраты на электроэнергию составляют значительную часть расходов как у производителей, так и у конечных потребителей, в том числе населения. Стоимость энергии является важнейшим фактором, влияющим на социальное и экономическое благосостояние всех структурных элементов общества. В связи с этим все виды предприятий, каждое из которых специализируется на конкретных видах деятельности, некогда составлявших единый энергетический комплекс, — генерирующие, электросетевые, сбытовые компании— должны быть привлечены к решению этой проблемы.
Разделение некогда единого энергетического комплекса на взаимосвязанные, но автономно
существующие виды предприятий позволило более глубоко вникнуть в методические аспекты обоснования тарифов на услуги, оказываемые на каждом этапе технологического процесса, в том числе на оказание услуг по передаче электрической энергии.
Данная услуга является важнейшим логистическим звеном комплексного технологического процесса обеспечения энергоресурсами. От качества этой услуги зависит сохранность объема произведенной электроэнергии, непрерывность ее подачи, характеристики качества и надежности электро снабжения.
По мнению авторов, при обосновании тарифа на этом этапе необходимо исходить из двух основных посылов:
1) формирование тарифов на долгосрочную перспективу в целях повышения их прогнозиру-емости, а также возможность их регулирования с учетом внешних и внутренних факторов;
2) учет при формировании тарифов потребности в финансировании процесса модернизации электросетевого комплекса.
При установлении тарифов невозможно учитывать только интересы потребителя. Необходимо искать компромисс, соблюдая баланс интересов между потребителями и поставщиками ресурсов, ведь без модернизации устаревшего, изношенного электросетевого комплекса невозможно снижение потерь, повышение надежности и качества электроснабжения (в конечном итоге, предоставление потребителю качественной услуги в необходимом объеме).
Одним из важнейших решений, направленных на повышение обоснованности тарифов и их большую прогнозируемость, а также на решение проблем модернизации электрических сетей, является переход к долгосрочному регулированию тарифов. Отчасти вышеназванным требованиям отвечает метод доходности инвестированного капитала (метод ЯЛВ) 1 — западная методика формирования
1 Краткая хронология внедрения метода доходности в инфраструктурных сферах деятельности: в 2008 г были предложены методические указания по регулированию тарифов с применением метода доходности, ориентированные преимущественно на электросетевые организации (методика введена приказом ФСТ от 26.06.2008 № 231-э) [5]; в 2010 г. была предложена методика по регулированию тарифов организаций, оказывающих услуги по передаче тепловой энергии, с применением метода доходности инвестированного капитала (введена приказом ФСТ от 29.07.2010 № 221-э/8) [6].
тарифов в инфраструктурных секторах, которая была адаптирована к использованию в сфере по передаче электрической энергии.
Изменение методики формирования тарифа на передачу электрической энергии позволяет решить следующие проблемы.
Во-первых, включение инвестиционной составляющей дает возможность произвести модернизацию электросетевого комплекса, эффект от которой заключается в снижении потерь, повышении надежности и качества электроснабжения.
Во-вторых, установление тарифа на передачу электроэнергии на длительный срок повышает прогнозируемость тарифов для потребителей, а также позволяет осуществить долгосрочные инвестиционные программы самим организациям. Важнейшей особенностью данного метода является определение структуры элементов тарифов, отличной от используемой при применении методики экономически обоснованных расходов.
Следует отметить, что в расчет тарифа по методу экономически обоснованных затрат включаются только текущие затраты организации, необходимые для осуществления текущей производственной деятельности в течение одного года, не учитываются инвестиционные затраты. Тогда как в метод экономически обоснованных затрат включаются помимо текущих расходов, связанных с производством и реализацией услуг, необходимые средства для возврата инвестированного капитала, а также для обеспечения дохода на инвестированный капитал.
Используемая в течение длительного периода времени в Российской Федерации методика экономически обоснованных расходов не обеспечивала интересов поставщиков, учитывая только текущие расходы организации при отсутствии инвестиционной составляющей (величина амортизационных отчислений вследствие износа на уровне 60 %, а также прибыль, установленная на уровне 1—5 %, не способны обеспечить обновления электросетевого комплекса).
Однако, несмотря на все преимущества идеи метода доходности, опыт практического применения в электросетевых организациях данной модели формирования тарифов показал, что в самой методике имеется ряд недостатков, недоработанных моментов, препятствующих эффективному применению. Так, для методики характерен акцент в сторону интересов производителей, а именно:
значительную долю в величине тарифа занимает инвестиционная составляющая, которая неизменно ведет к увеличению его размера, что не соответствует интересам потребителей.
В результате возникла потребность в конкретизации, более детальном рассмотрении и обосновании отдельных положений методики.
Рассматривая структурные элементы тарифа, формируемого с применением метода доходности, следует отметить, что определенные проблемы существуют на каждом этапе формирования тарифа.
1. На этапе определения текущих расходов, формируемых из подконтрольных и неподконтрольных расходов, существуют определенные сложности в их определении, поскольку перечень расходов в обоих случаях является открытым, в связи с чем организации по-разному относят одни и те же расходы.
2. На этапе определения базы инвестированного капитала существуют следующие проблемы:
а) определение базы инвестированного капитала происходит по результатам независимой оценки, в итоге результаты самой оценки (а именно полученная величина инвестированного капитала) вызывают вопросы, и прежде всего у регулирующих органов;
б) в правилах определения стоимости активов [5] нет перечня основных средств, которые должны учитываться при определении базы инвестированного капитала, что порождает включение в базу капитала активов, не участвующих в производственном процессе, и как следствие — завышение величины инвестированного капитала. В этой связи бульшая точность требуется в определении состава основных средств, в конкретизации объектов инвестирования — с установлением критериев отнесения активов к базе инвестированного капитала;
в) срок возврата инвестированного капитала установлен равным 35 годам для всего инвестированного капитала, без дифференциации активов в зависимости от сроков полезного использования, что далеко не всегда реально отражает износ отдельных групп активов.
3. На этапе определения нормы доходности инвестированного капитала: норма доходности, которая призвана отражать риск и доходность инвестиций в регулируемый вид деятельности, для чего должна определяться расчетным путем, устанавливается нормативно (в размере от 6 до 12 %) [7].
Таким образом, работа по совершенствованию методов долгосрочного тарифного регулирования продолжается, хотя базовый документ, определивший суть и основные элементы метода доходности, был принят еще в 2008 г. И хотя в документе освещены универсальные принципы тарифного регулирования по методу доходности, в основном он был нацелен на реформирование сектора по передаче электрической энергии. В меньшей степени в нем затрагивалась теплоэнергетика. В процессе практического применения методики в электроэнергетике были выявлены определенные недостатки, для устранения которых потребовалось внесение изменений и дополнений в действующее законодательство.
Практика показала, что при соответствующей коррекции этой методики была разработана нормативно-правовая база для применения метода доходности в сфере теплоснабжения, однако в аналогичном изменении нормативной базы нуждается и сфера передачи электрической энергии. Определенные элементы усовершенствованного метода доходности, отраженные в нормативно-правовой базе, рекомендованной для сферы теплоснабжения [9—12] 2, могут быть применены с соответствующей корректировкой для сферы по передаче электрической энергии.
В первую очередь следует отметить, что в Правилах определения стоимости активов и инвестированного капитала дан закрытый перечень долгосрочных методов регулирования:
1) метод обеспечения доходности инвестированного капитала;
2) метод сравнения аналогов;
3) метод индексации установленных тарифов.
Ранее в нормативно-правовой базе по регулированию тарифов в основном звучали формулировки типа «долгосрочные методы регулирования, в том числе метод доходности инвестированного капита-
2 Предлагаемые Министерством экономического развития и торговли РФ проекты Основ ценообразования в сфере теплоснабжения [9], Правил регулирования цен (тарифов) в сфере теплоснабжения [12], Правил определения стоимости активов и инвестированного капитала, ведения их раздельного учета, применяемые при осуществлении деятельности, регулируемой с использованием метода доходности инвестированного капитала [11], а также Порядок установления долгосрочных параметров регулирования деятельности организаций [10], имеют существенные отличия в сравнении с методиками, применяемыми в настоящее время для электросетевых [5] и теплосетевых организаций [6].
ла». Теперь же на примере теплоснабжения четко прописаны сами методы и случаи, в которых тот или иной метод может быть применен.
В частности, в новом комплексе методических указаний предложены следующие нововведения.
1. Расширена сфера применения метода доходности инвестированного капитала (далее — метод доходности): предлагается его использование как для теплосетевых, так и для теплогенерирующих организаций. Напомним, что ранее метод доходности был предложен только для сетевых организаций (как электросетевых, так и теплосетевых), что, на взгляд авторов, экономически оправдано, поскольку у сетевых организаций высока доля условно-постоянных затрат в структуре расходов, которые достаточно стабильны в течение года. Такие организации менее зависимы от конъюнктурных колебаний, чего не скажешь о генерирующих компаниях, у которых значительная доля в структуре затрат представлена топливной составляющей. Поэтому могут возникнуть дополнительные трудности в процессе применения метода доходности для теплогенерирующих организаций.
2. В предлагаемой для сферы теплоснабжения методике база инвестированного капитала определяется по данным бухгалтерского учета, а не по результатам независимой оценки (используются в настоящее время для электросетевых [5] и для теплосетевых организаций [6]). Применение данных бухгалтерского учета имеет как свои преимущества, так и недостатки. К преимуществам можно отнести простоту определения самой организацией базы инвестированного капитала: не требуется проведения дорогостоящей и длительной процедуры оценки независимой оценочной организацией, затраты на проведение которой также будут заложены в тариф. Другим преимуществом можно считать простоту контроля со стороны регулирующих органов. Не секрет, что результаты независимой оценки могут вызвать у регулирующих органов сомнения в обоснованности полученной величины базы инвестированного капитала. Однако может сложиться ситуация, когда остаточная стоимость активов по данным бухгалтерского учета вследствие накопленного износа настолько мала, что может составлять 5—7 % от величины капитала, определенного по результатам независимой оценки. В таком случае увеличение базы инвестированного капитала возможно только за счет новых инвестиций, а также за счет проведения ежегодной переоценки.
3. Срок возврата инвестированного капитала
устанавливается в 20 лет. Для сравнения отметим, что срок возврата для электросетевых организаций определен в 35 лет.
4. Норма доходности инвестированного капитала рассчитывается как средневзвешенная стоимость капитала — так же, как предложено в методике для теплосетевых организаций [6], как первоначально предлагалось в методике для электросетевых организаций [5]. Напомним, что для организаций электросетевого комплекса впоследствии были применены норма доходности в размере 6 % (в 1-й год), 9 % (во 2-й год) и 12 % (в 3-й и последующие годы). Данное нововведение было установлено приказом ФСТ России от 15.08.2008 № 152-э/15 через 2 мес после введения в действие приказа ФСТ России от 26.06.2008 № 231 -э [7]. Вероятно, это сделано для упрощения ведения расчетов самой организацией и контроля со стороны регулирующих органов.
5. Определены критерии, которым должны удовлетворять организации, для того чтобы применять для расчета необходимой валовой выручки метод доходности инвестированного капитала:
• требования к финансовому состоянию организации;
• требование соответствия рассчитанных тарифов предельным уровням роста тарифов;
• преимущество при выборе метода доходности отдается организациям, имущество которых, используемое для осуществления регулируемой деятельности, находится в собственности таких организаций;
• требования к производственным мощностям организаций: тепловая мощность должна составлять не менее 10 Гкал/час, либо протяженность тепловых сетей должна быть не менее 50 км в двухтрубном исчислении.
6. В Правилах определения стоимости активов и инвестированного капитала детализирован перечень основных средств, которые могут быть включены в размер инвестированного капитала:
• прежде всего, это активы, принадлежащие регулируемой организации на праве собственности, которые были приобретены и в установленном порядке зарегистрированы до 01.01.2012;
• улучшение основных средств, эксплуатируемых в соответствии с договором аренды (либо концессионным соглашением);
• производственные объекты, полученные по договору лизинга;
• стоимость производственных объектов — созданных, реконструированных и модернизированных — в объеме, предусмотренном утвержденной инвестиционной программой, а также в объеме, превышающем предусмотренный инвестиционной программой, если в течение трех месяцев со дня ввода объектов в эксплуатацию в орган регулирования будет предоставлена обоснованная заявка об объемах и стоимости строительства, реконструкции и модернизации. Кроме того, с 01.01.2013 стоимость созданных, реконструированных, модернизированных объектов должна определяться в соответствии с нормативами инвестиционных затрат по типовым технологическим решениям в сфере теплоснабжения, что, по мнению законодателя, должно исключить возможное завышение величины инвестиционных затрат со стороны регулируемых организаций;
• в размер инвестированного капитала не включается стоимость производственных объектов, выбывших из эксплуатации, объектов, созданных за счет платы за подключение, объектов, созданных за счет бюджетных средств, а также объектов, находившихся в государственной или муниципальной собственности после 01.01.2012.
Таким образом, в правилах определения стоимости активов и инвестированного капитала для организаций в сфере теплоснабжения разрешены многие вопросы, возникающие у регулируемых организаций и регулирующих органов по поводу определения базы инвестированного капитала. В частности, перечисленные выше уточнения могут позволить решить проблему потенциального завышения затрат и возможного установления необоснованных тарифов.
В другом документе, предлагаемом Министерством экономического развития РФ — Порядке установления долгосрочных параметроврегули-рования, содержатся определенные нововведения в сравнении с применяемыми для регулирования электросетевых и теплосетевых организаций долгосрочными параметрами:
• установлены ограничения на рост операционных расходов: при первом применении метода обеспечения доходности базовый уровень операционных расходов не может быть увеличен более чем на индекс потребительских цен;
• индекс эффективности операционных расходов
устанавливается в размере от 1 до 5 % уровня операционных расходов текущего года, в отличие от действующих методик [5, 6], где индекс эффективности устанавливается в пределах от 1 до 2,5 %;
• индекс снижения расходов устанавливается в размере от 1 до 10 % уровня расходов соответствующего года;
• норматив чистого оборотного капитала устанавливается в размере 5 % от необходимой валовой выручки, установленной на предыдущий расчетный период регулирования. Действующие методики [5, 6] устанавливают
норматив чистого оборотного капитала в размере не менее 4 % и не более 8 % необходимой валовой выручки, установленной на предыдущий финансовый год.
Таким образом, анализируя действующую и предлагаемую методики, которые применяются в сфере передачи электрической энергии и в сфере теплоснабжения, следует отметить, что предлагаемая для теплоснабжения методика носит более полный и завершенный характер, в ней учтены недостатки и риски, выявленные в практике применения метода доходности для электросетевых организаций (табл. 1).
В табл. 2 и 3 представлены расчеты необходимой валовой выручки (НВВ) по базовой и рекомендуемой методикам, причем порядок расчета в обоих случаях одинаков:
1) исчисляются расходы, связанные с производством и реализацией услуг;
2) рассчитывается возврат инвестированного капитала;
3) исчисляется доход на инвестированный капитал;
4) необходимая валовая выручка определяется как сумма значений вышеуказанных параметров.
Таким образом, применение предлагаемой уточненной методики расчета необходимой валовой выручки обеспечивает ряд различий (табл. 4).
Как видно из представленных данных, при применении основных параметров, установленных в базовой методике (база капитала — по итогам независимой оценки, законодательно зафиксированная норма доходности), получаются результаты, резко увеличивающие необходимую валовую выручку на передачу электроэнергии. Конечно, это было бы оптимальным вариантом для электросетевой организации, однако неприемлемо для регулирующих
Таблица 1
Анализ долгосрочных параметров базовой и рекомендуемой методик формирования необходимой валовой выручки
Параметры, применяемые при расчете необходимой валовой выручки регулируемой организации Базовая методика (приказ ФСТ России от 26.06.2008№ 231-э) Рекомендуемая методика (на основе новых методических рекомендаций по теплоснабжению) Сравнительная характеристика рекомендуемой методики
База инвестированного капитала (ИК) По результатам независимой оценки, размер инвестированного капитала (с учетом накопленного физического и морального износа) Остаточная стоимость основных средств по данным бухгалтерского учета «+»: простота учета и контроля, исключение возможности завышения рыночной стоимости; «—»: в случае высокого накопленного износа величина инвестированного капитала слишком мала
Норма доходности на инвестированный капитал Устанавливается нормативно: 6% — в 1-й год, 9% — во 2-й год, 12% — в 3-й и последующие годы долгосрочного периода регулирования (величина, утвержденная приказом ФСТ России от 15.08.2008 № 152-э/15) Рассчитывается как средневзвешенная стоимость капитала Учет реальных сложившихся рыночных условий, доходности и рисков инвестирования
Норматив чистого оборотного капитала Не менее 4% и не более 8% необходимой валовой выручки, установленной на предыдущий финансовый год 5 % от необходимой валовой выручки, установленной на предыдущий расчетный период регулирования Отсутствует вариативность
Основные средства, включаемые в базу инвестированного капитала (ИК) Нет четкого перечня Закрытый перечень с установленными критериями включения в базу инвестированного капитала Четкое разделение имущества по возможности включения в базу инвестированного капитала
Соотношение собственного и заемного капитала Устанавливается нормативно: доля собственного капитала — 70 %; заемного капитала — 30% Нет норматива Свобода выбора для организации оптимальной структуры капитала
Регулирование величины необходимой валовой выручки и тарифа Возможно превышение предельных уровней максимально возможного изменения тарифов Обязательное условие — соответствие рассчитанного тарифа предельным уровням максимального (минимального) изменения тарифов Соблюдение баланса интересов потребителей и производителей энергетических ресурсов
Возможность применения метода доходности Нет критериев и требований, которым должны соответствовать организации для применения метода доходности Четко сформулированы критерии и требования к организациям Применять метод доходности могут только организации, соответствующие определенным требованиям
я о ¡Я
о
§
г я
г
а ■та
г»
еа ^
С1> ¡Я
я
С1>
3
i
i §
5
СП ■§
§
С
СО
N 00
N (Л Ю
i
Со
N О н» N
РЧ О
Таблица 2
Формирование необходимой валовой выручки электросетевой организации по базовой методике
Параметры расчета НВВ Год
2011 (базовый) 2012 2013 2014 2015 2016 2017
Прогноз индекса цен производителей по виду де- 13,30 6,80 12,10 11,40 11,10 10,80 10,50
ятельности «Производство, передача и распределение
электроэнергии, газа, пара и горячей воды», %
Потребление электроэнергии 115 917 031,7 117 500 000,0 119 262 500,0 121 051 437,5 122 867 209,1 124 710 217,2 126 580 870,5
(полезный отпуск),кВт-ч
Темп прироста потребления электроэнергии, % 1,7 1,4 1,5 1,5 1,5 1,5 1,5
1. Расходы, связанные с производством и реализа- 68 778,12 76 050,07 83 555,28 92 388,81 99 604,00 107 163,44
цией услуг, тыс. руб.
Расходы, включаемые в НВВ в фактическом объеме 4 397,17 4 600,73 4 756,66 6 594,45 6 445,05 6 281,61
(неподконтрольные),тыс. руб.
Операционные расходы (подконтрольные), тыс. руб. 60 890,70 64 380,95 71 449,34 78 798,62 85 794,36 93 158,95 100 881,83
Индекс эффективности операционных расходов 1,0 1,0 1,0 2,0 2,0 2,0
Количество условных единиц 3 200,0 3 200,0 3 200,0 3 200,0 3 200,0 3 200,0 3 200,0
Индекс изменения количества активов (рост услов- — — — — — — —
ных единиц)
Эластичность расходов по количеству активов 0,75 0,75 0,75 0,75 0,75 0,75 0,75
2. Возврат инвестированного капитала, тыс. руб. 4 474,14 4 474,14 4 474,14 4 474,14 4 474,14 4 474,14
Размер (остаточная величина) инвестированного 156 595,0 152 120,86 147 646,71 143 172,57 138 698,43 134 224,29 129 750,14
капитала,тыс. руб.
Срок возврата инвестированного капитала, лет 35
3. Доход на инвестированный капитал, тыс. руб. 9 583,61 13 731,14 17 610,23 17 059,91 16 509,59 15 959,27
Норма доходности на инвестированный капитал, % 6 9 12 12 12 12
Региональный коэффициент доходности 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3
для инвестированного капитала, %
Величина чистого оборотного капитала 2 664,5 3 313,4 3 770,2 4 225,6 4 556,9 4 823,5
(4% от НВВ), тыс. руб.
Необходимая валовая выручка,тыс. руб. 66 613,0 82 835,9 94 255,4 105 639,6 113 922,9 120 587,7 127 596,8
Темп роста НВВ, % 124,35 113,79 112,08 107,84 105,85 105,81
я о ВС о
г
Я
я
S» Я
1=1 ■та
S» во
ta
С1> ЕС Я
С1>
ш
3
CD §
§
€
йа
г i
' НВВ — необходимая валовая выручка.
N 00
N (Л Ю
NJ (Л
N О н» N
Таблица 3
Формирование необходимой валовой выручки электросетевой организации по рекомендуемой методике
Год
Параметры расчета НВВ 2011 (базовый) 2012 2013 2014 2015 2016 2017
Прогноз индекса цен производителей по виду деятельнос- 13,30 6,80 12,10 11,40 11,10 10,80 10,50
ти «Производство, передача и распределение электроэнер-
гии, газа, пара и горячей воды»,%
Потребление электроэнергии (полезный отпуск), кВт-ч 115 917031,7 117 500 000,0 119 262 500,0 121 051 437,5 122 867 209,1 124 710 217,2 126 580 870,5
Темп прироста потребления электроэнергии, % 1,7 1,4 1,5 1,5 1,5 1,5 1,5
1. Расходы, связанные с производством и реализацией 68 778,12 76 050,07 83 555,28 92 388,81 99 604,00 107 163,44
услуг, тыс. руб.
Расходы, включаемые в НВВ в фактическом объеме 4 397,17 4 600,73 4 756,66 6 594,45 6 445,05 6 281,61
(неподконтрольные),тыс. руб.
Операционные расходы (подконтрольные), тыс. руб. 60 890,7 64 380,95 71 449,34 78 798,62 85 794,36 93 158,95 100 881,83
Индекс эффективности операционных расходов, % 1,0 1,0 1,0 2,0 2,0 2,0
Количество условных единиц 3 200,0 3 200,0 3 200,0 3 200,0 3 200,0 3 200,0 3 200,0
Индекс изменения количества активов — — — — — — —
(рост условных единиц)
Эластичность расходов по количеству активов 0,75 0,75 0,75 0,75 0,75 0,75 0,75
2. Возврат инвестированного капитала, тыс. руб. 244,71 244,71 244,71 244,71 244,71 244,71
Размер (остаточная величина) инвестированног 8 564,7 8 320,01 8 075,31 7 830,60 7 585,89 7 341,19 7 096,48
о капитала, тыс. руб.
Срок возврата инвестированного капитала, лет 35
3. Доход на инвестированный капитал, тыс. руб. 877,64 871,59 880,53 890,39 905,27 914,07
Доля заемного капитала в структуре 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3
инвестированного капитала
Стоимость заемного капитала, % 16,06 16,06 16,06 16,06 16,06 16,06
Доля собственного капитала в структуре 0,7 0,7 0,7 0,7 0,7 0,7
инвестированного капитала
Средняя доходность ГКО-ОФЗ (долгосрочная ставка), % 7,52 7,52 7,52 7,52 7,52 7,52
Премия за риск инвестирования в собственный —4,07 —4,07 —4,07 —4,07 —4,07 —4,07
капитал регулируемых организаций, %
Стоимость собственного капитала, % 3,45 3,45 3,45 3,45 3,45 3,45
Норма доходности на инвестированный капитал*,% 7,23 7,23 7,23 7,23 7,23 7,23
Региональный коэффициент доходности 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3
для инвестированного капитала, %
Величина чистого оборотного капитала 3 330,7 3 495,0 3 858,3 4 234,0 4 676,2 5 037,7
(5% от НВВ), тыс. руб.
Необходимая валовая выручка,тыс. руб. 66 613,0 69 900,5 77 166,4 84 680,5 93 523,9 100 754,0 108 322,2
Темп роста НВВ, % 104,94 110,39 109,74 110,44 107,73 107,51
я о ВС о
г
Я
я
S» Я
1=1 ■та
S» еа ÍJ
ci> ВС Я
С1>
3
i
i
Ш
3
CD ■§
§ С
i
Со
N 00
N (Л Ю
N О н» N
* Норма доходносш на инвестированный капитал рассчитана в соответствии с Порядком установления долгосрочных параметров регулирования деятельности организаций в сфере теплоснабжения [7].
Таблица 4
Сравнение результатов формирования основных структурных элементов необходимой валовой выручки базовой и рекомендуемой методик
Параметры, применяемые при расчете необходимой валовой выручки регулируемой организации Базовая методика (приказ ФСТ России от 26.06.2008 № 231-э) Рекомендуемая методика (на основе новых методических рекомендаций по теплоснабжению)
Срок возврата инвестированного капитала 35 лет 35 лет
База капитала По результатам независимой оценки размер инвестированного капитала (с учетом накопленного физического и морального износа) составляет 156 595 тыс. руб. По данным бухгалтерского учета остаточная стоимость основных средств составляет 8 564,7 тыс. руб.
Величина ежегодного возврата инвестированного капитала (2/1) 4 474,14 тыс. руб. 244,71 тыс. руб.
Норма доходности на инвестированный капитал 6 % — в 1-й год, 9 % — во 2-й год, 12 % — в 3-й и последующие годы долгосрочного периода регулирования (величина, утвержденная приказом ФСТ России от 15.08.2008 № 152-э/15) 7,23 % — норма доходности, рассчитанная как средневзвешенная стоимость капитала
Доход на инвестированный капитал 9 583 тыс. руб. 877,64 тыс. руб.
Таблица 5
Показатели динамики необходимой валовой выручки, рассчитанной по базовой и рекомендуемой методикам
Показатель Год
2012 2013 2014 2015 2016 2017
Темпы роста НВВ по базовой методике, % 124,35 113,79 112,08 107,84 105,85 105,81
Темпы роста НВВ по рекомендуемой методике, % 104,94 110,39 109,74 110,44 107,73 107,51
20 000
18 000
16 000
14 000
12 000
10 000
8 000
6 000
4 000
2 000
0
2012
органов, поскольку нарушается баланс интересов между потребителями и поставщиками услуг в пользу последних, увеличивая тарифную нагрузку на потребителей. Именно за счет разницы этих показателей обеспечиваются другие темпы роста, иная динамика показателей: при таких величинах возврата инвестированного капитала и дохода на капитал темп роста необходимой валовой выручки составит 124,35 % в первый год долгосрочного периода регулирования, 113,79 % — во второй год, далее идет постепенное снижение (табл. 5).
При расчете необходимой валовой выручки по рекомендуемой методике величины возврата инвестированного капитала и дохода на инвестированный капитал существенно меньше (примерно в 10 раз),
4
■
2
Дт- ш ш
2013
2014
2015
2016
2017
Рис. 1. Сравнение величины возврата инвестированного капитала и дохода на инвестированный капитал при расчете НВВ по базовой и рекомендуемой методикам в 2012—2017 гг, тыс. руб.: 1 — возврат инвестированного капитала (базовая методика); 2 — доход на инвестированный капитал (базовая методика); 3 — возврат инвестированного капитала (рекомендуемая методика); 4 — доход на инвестированный капитал (рекомендуемая методика)
чем при расчете по базовой методике, что наглядно представлено на рис. 1.
Основная причина этого — определение базы инвестированного капитала по данным бухгалтерского учета, что позволяет не перегружать тариф.
Темпы роста НВВ в данном случае значительно ниже, что дает возможность регулируемой организации укладываться в предельные индексы роста тарифов (рис. 2). Использование данных бухгалтерского учета значительно упростит процедуру определения базы инвестированного капитала, сделав ее прозрачной и контролируемой для регулирующих органов, а для регулируемых организаций — простой и быстрой в применении.
Таким образом, изменение методической базы по расчету тарифов на услуги по передаче электрической энергии позволит ограничить рост тарифов электросетевых организаций, не отказываясь при этом от самой идеи долгосрочного тарифного регулирования. Следует заметить, что недовольство потребителей резким ростом тарифов на электроэнергию часто связывается именно с переходом на метод доходности инвестированного капитала. Вместе с тем сама по себе идея долгосрочного регулирования направлена на прогнозиру-емость и предсказуемость тарифов в долгосрочной перспективе и не должна приводить к негативным последствиям. Однако именно способ расчета базы инвестированного капитала, основанный на данных независимой оценки, и приводит к существенному росту тарифа на передачу электроэнергии.
В настоящее время на уровне Федеральной службы по тарифам, Министерства энергетики РФ, а также компаний ОАО «Холдинга МРСК» 3 высказывается мнение о пересмотре основных долгосрочных параметров регулирования. Необходимы «перезагрузка» и «оптимизация» ЯАВ [1], рассматриваются их различные варианты, вплоть до отмены всех действующих тарифов ЯЛВ МРСК с перерегулированием «индексным» методом с 01.01.2012 [1]. Однако в условиях ограничения роста тарифов наиболее целесообразно
3 ОАО «Холдинг межрегиональных распределительных сетевых компаний», или ОАО «Холдинг МРСК» — крупнейший оператор электрических сетей, объединяющий в своей структуре межрегиональные и региональные распределительные электросетевые компании (МРСК/РСК), научно-исследовательские и проектно-конструкторские институты, строительные и сбытовые организации. 97 филиалов МРСК/РСК расположены на территории 69 субъектов РФ. URL: http://www. holding-mrsk. ru.
Рис. 2. Сравнение темпов роста НВВ при расчете по базовой и рекомендуемой методикам в 2011—2017 гг., тыс. руб.: 1 — НВВ (базовая методика); 2 — НВВ (рекомендуемая методика)
все же провести оптимизацию методической базы по долгосрочному регулированию тарифов, а не возвращаться к краткосрочному тарифному регулированию, доказавшему свою несостоятельность и несоответствие требованиям сектора экономики в настоящее время.
Список литературы
1. Демидов А. В. Долгосрочное регулирование распределительных сетевых компаний в условиях ограничения темпов роста тарифов: выступление заместителя генерального директора по экономике и финансам ОАО «Холдинг МРСК». URL: http://www. fstrf. ru/press/meeting/38.
2. О ценообразовании в отношении электрической и тепловой энергии в Российской Федерации: постановление Правительства РФ от 26.02.2004 № 109.
3. Об утверждении Методических указаний по расчету регулируемых тарифов и цен на электрическую (тепловую) энергию на розничном (потребительском) рынке: приказ Федеральной службы по тарифам от 06.08.2004 № 20-э/2.
4. Об утверждении Методических указаний по расчету тарифов на услуги по передаче электрической энергии по сетям, с использованием которых услуги по передаче электрической энергии оказываются территориальными сетевыми организациями на основе долгосрочных параметров регулирования деятельности территориальных сетевых организаций: приказ Федеральной службы по тарифам от 29.07.2010 № 174-э/8.
5. Об утверждении Методических указаний по регулированию тарифов с применением метода
доходности инвестированного капитала: приказ Федеральной службы по тарифам от 26.06.2008 № 231-э.
6. Об утверждении Методических указаний по регулированию тарифов организаций, оказывающих услуги по передаче тепловой энергии, с применением метода доходности инвестированного капитала и о внесении изменений и дополнений в Методические указания по регулированию тарифов с применением метода доходности инвестированного капитала, утвержденные приказом Федеральной службы по тарифам от 26 июня 2008 года № 231-э: приказ Федеральной службы по тарифам от 01.09.2010 № 221-э/8.
7. Об утверждении нормы доходности на инвестированный капитал: приказ Федеральной службы по тарифам от 15.08.2008 № 152-э/15.
8. Об утверждении Порядка согласования Федеральной службой по тарифам предложений органов исполнительной власти субъектов Российской Федерации в области регулирования тарифов, касающихся перехода к регулированию тарифов с применением метода доходности инвестированного капитала, а также решений о продлении срока действия первого трехлетнего долгосрочного периода
регулирования: приказ Федеральной службы по тарифам от 18.08.2010 № 183-э/4.
9. Основы ценообразования в сфере теплоснабжения (проект). URL: http://www. economy. gov. ru/minec/activity/sections/naturMonopoly.
10. Порядок установления долгосрочных параметров регулирования деятельности организаций в отнесенной законодательством Российской Федерации к сферам деятельности субъектов естественных монополий сфере теплоснабжения и (или) цен (тарифов) в сфере теплоснабжения, которые подлежат регулированию в соответствии с перечнем, определенным в ст. 8 Федерального закона «О теплоснабжении» (проект). URL: http://www. economy. gov. ru/minec/activity/sections/naturMonopoly.
11. Правила определения стоимости активов и инвестированного капитала, ведения их раздельного учета, применяемые при осуществлении деятельности, регулируемой с использованием метода доходности инвестированного капитала (проект). URL: http://www. economy. gov. ru/minec/activity/ sections/naturMonopoly.
12. Правила регулирования цен (тарифов) в сфере теплоснабжения (проект). URL: http://www. economy. gov. ru/minec/activity/sections/naturMonopoly.
