Тариф методом доходности инвестированного капитала

Приказ Федеральной службы по тарифам от 30 марта 2012 г. N 228-э «Об утверждении Методических указаний по регулированию тарифов с применением метода доходности инвестированного капитала» (с изменениями и дополнениями)

Приказ Федеральной службы по тарифам от 30 марта 2012 г. N 228-э
«Об утверждении Методических указаний по регулированию тарифов с применением метода доходности инвестированного капитала»

С изменениями и дополнениями от:

18 марта 2015 г., 24 августа 2017 г., 1 сентября, 25 декабря 2020 г.

В соответствии с Федеральным законом от 26 марта 2003 г. N 35-ФЗ «Об электроэнергетике» (Собрание законодательства Российской Федерации, 2003, N 13, ст. 1177; 2004, N 35, ст. 3607; 2005, N 1 (часть 1), ст. 37; 2006, N 52 (часть 1), ст. 5498; 2007, N 45, ст. 5427; 2008, N 29 (часть 1), ст. 3418; N 52 (часть 1), ст. 6236; 2009, N 48, ст. 5711; 2010, N 11, ст. 1175; N 31, ст. 4156; N 31, ст. 4157; N 31, ст. 4158; N 31, ст. 4160; 2011, N 1, ст. 13; N 7, ст. 905; N 11, ст. 1502; N 23, ст. 3263; N 30 (часть 1), ст. 4590; N 30 (часть 1), ст. 4596; N 50, ст. 7336; N 50, ст. 7343), постановлением Правительства Российской Федерации от 29 декабря 2011 г. N 1178 «О ценообразовании в области регулируемых цен (тарифов) в электроэнергетике» (Собрание законодательства Российской Федерации, 2012, N 4, ст. 504), на основании Положения о Федеральной службе по тарифам, утвержденного постановлением Правительства Российской Федерации от 30 июня 2004 г. N 332 (Собрание законодательства Российской Федерации, 2004, N 29, ст. 3049; 2006, N 3, ст. 301; N 23, ст. 2522; N 48, ст. 5032; N 50, ст. 5354; 2007, N 16, ст. 1912; N 25, ст. 3039; N 32, ст. 4145; 2008, N 7, ст. 597; N 17, ст.1897; N 23, ст. 2719; N 38, ст. 4309; N 46, ст. 5337; 2009, N 1, ст. 142; N 3, ст. 378; N 6, ст. 738; N 9, ст. 1119, N 18 (часть 2), ст. 2249; N 33, ст. 4086; 2010, N 9, ст. 960; N 13, ст.1514; N 25, ст. 3169; N 26, ст. 3350, N 30, ст. 4096; N 45, ст. 5851; 2011, N 14, ст. 1935; N 32, ст. 4831; N 42, ст. 5925), приказываю:

1. Утвердить прилагаемые Методические указания по регулированию тарифов с применением метода доходности инвестированного капитала.

2. Признать утратившими силу приказы ФСТ России:

— от 26.06.2008 N 231-э «Об утверждении Методических указаний по регулированию тарифов организаций, оказывающих услуги по передаче электрической энергии, с применением метода доходности инвестированного капитала» (зарегистрировано Минюстом России 07.07.2008, регистрационный N 11931);

— пункт 2 приказа ФСТ России от 01.09.2010 N 221-э/8 «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 N 231-э» (зарегистрировано Минюстом России 29.09.2010, регистрационный N 18579);

— от 30.11.2010 N 366-э/6 «О внесении изменений в Методические указания по регулированию тарифов с применением метода доходности инвестированного капитала, утвержденные приказом ФСТ России от 26.06.2008 N 231-э» (зарегистрировано Минюстом России 17.12.2010, регистрационный N 19229);

— от 21.06.2011 N 158-э/9 «О внесении изменений в Методические указания по регулированию тарифов организаций, оказывающих услуги по передаче электрической энергии, с применением метода доходности инвестированного капитала, утвержденные приказом ФСТ России от 26 июня 2008 N 231-э» (зарегистрировано Минюстом России 01.07.2011, регистрационный N 21231).

3. Настоящий приказ вступает в силу в установленном порядке.

Руководитель
Федеральной службы по тарифам

Источник

Метод доходности инвестированного капитала в теплоснабжении (RAB)

Метод доходности инвестированного капитала в теплоснабжении (RAB) при установлении тарифов на тепловую энергию — один из самых обсуждаемых вопросов в сфере ЖКХ, который включен в программу Всероссийского Семинара «Нормативно-правовое обеспечение регулирования в сфере ЖКХ». Своими мыслями по поводу внедрения нового метода мы попросили поделиться Президента ГК «Управления инвестициями» Ремира Эркиновича Мукумова.

Ремир Эркинович, расскажите, пожалуйста, об истории метода RAB – как давно он применяется, насколько эффективен?

RAB (Regulatory Asset Base — регулируемая база инвестированного капитала) — это система долгосрочного тарифообразования, основной целью которой является привлечение инвестиций в расширение и модернизацию инфраструктуры. Впервые методика тарифообразования на основе регулируемой базы инвестированного капитала (RAB) была применена в Великобритании в конце 1980-х гг. в процессе приватизации электросетевого комплекса и либерализации рынка электроэнергии. В середине 1990-х годов на RAB перешли многие страны Западной Европы, Канада, США, Австралия, правда, в каждой стране со своими особенностями. Европейский союз в 2002 году обязал страны Восточной Европы применять RAB-регулирование при установлении тарифов для монополий, и RAB пришел в Чехию, Словакию, Венгрию, Польшу, Румынию, Болгарию и ряд других государств. RAB-регулирование оказалось очень эффективным: энергокомпании в несколько раз снизили свои издержки, что повлекло серьезное снижение тарифа при увеличении инвестиций в отрасль. Мировая практика показала, что регулирование тарифов на основе метода RAB имеет ряд преимуществ для компаний, поставляющих услуги, и потребителей перед действующей сейчас системой «затраты плюс». Поэтому система RAB в мире считается образцом тарифного регулирования в первую очередь для распределительных электрических сетей, систем теплоснабжения, водоснабжения и связи.

Насколько закономерен переход к новой методике тарифообразования? Решению каких задач послужит RAB-регулирование?

Переход на RAB-регулирование – это переход на новую инвестиционную стратегию. Применение метода доходности инвестированного капитала направлено на решение важнейших задач тарифного регулирования в теплоэнергетической отрасли – создания благоприятных условий для привлечения долгосрочных частных инвестиций в целях модернизации основных производственных фондов, повышения уровня надежности и качества реализуемых услуг, а также создания стимулов для сокращения операционных расходов регулируемых организаций. В числе преимуществ метода RAB — стимулирование привлечения инвестиций, повышение капитализации регулируемых организаций, повышение качества стратегического планирования деятельности организаций, экономическая мотивация снижения издержек.

Методика RAB, соответствующая передовому международному опыту в регулировании естественных монополий – это тарифная мотивация к снижению операционных расходов компаний и прозрачный контроль. Переход к системе RAB-метода обеспечит необходимое финансирование мероприятий по надежному функционированию и развитию систем теплоснабжения, в том числе их обновлению и модернизации, а также будет способствовать стабильности отношений между теплоснабжающими организациями и потребителями за счет установления долгосрочных тарифов.

Чем вызвана необходимость перехода на RAB-регулирование? Эксперты отмечают, что введение RAB — скорее вынужденная мера. Без срочных финансовых вливаний, которые способно принести RAB-регулирование, изношенные сети просто развалятся?

Действительно, одним из основных мотивов перехода на RAB-метод является необходимость модернизации сетевого комплекса, износ основных фондов. Сегодня мощности ЖКХ изношены до предела и нуждаются в обновлении. По данным Министерства регионального развития РФ в среднем по России физический износ котельных достиг уже 55%, коммунальных сетей водопровода — 65%, канализации и тепловых сетей — 63%, электрических сетей — 58%, водопроводных насосных станций — 65%, канализационных насосных станций — 57%, очистных сооружений водопровода — 54% и канализации — 56%. По отдельным муниципальным образованиям износ коммунальной инфраструктуры составляет 70-80% и увеличивается на 2-3% в год. Около 30% основных фондов ЖКХ уже полностью отслужили нормативные сроки. Износ основных фондов продолжает расти, повышая вероятность техногенных и экологических катастроф, угрожающих миллионам людей и сотням предприятий. Подтверждением тому стали недавние аварии в целом ряде регионов. Основой экономических отношений до сих пор остается система бюджетного дотирования предприятий. Управление производством ЖКУ централизовано, почти не развита конкуренция. Потребители не имеют возможности влияния на количество и качество представляемых им услуг. В данной ситуации переход на RAB-регулирование входит в перечень приоритетных направлений.

Так же важным условием при переходе на долгосрочные методы регулирования является понятность тарифа для потребителя, особенно для инвестора, которому необходимы четкие и понятные ориентиры для прогнозирования доходов. Тарифы, утверждаемые на три-пять лет, учитывают не только возврат заемного капитала, но и доходы инвесторов.

Основной идеей формирования необходимой валовой выручки (НВВ) в Методе RAB является известный и обоснованный принцип, согласно которому инвестор имеет право получить на инвестированный капитал доход, соответствующий процентной норме, признаваемой участниками рынка справедливой, и возвратить весь инвестированный капитал к концу инвестиционного периода. При переходе к определению тарифов по Методу RAB компания начинает генерировать доход, напрямую связанный с затратами на создание ее активов, при этом инвестиционная привлекательность компании резко возрастет, а катастрофический разрыв между ее стоимостью и стоимостью активов, порождаемый действующей до сих пор методикой тарифообразования «затраты плюс», устраняется.

В областях, перешедших на RAB, объемы инвестиций действительно выросли, но и тариф весьма существенно подрос, значительно опередив уровень инфляции. Насколько безболезненно для потребителя пройдёт внедрение нового метода? Не придётся ли нам платить “новые” цены за “старое” качество услуг?

В процессе подготовки к внедрению в России нового метода регулирования тарифов RAB в ФСТ были утверждены Методические указания по регулированию тарифов с применением метода доходности инвестированного капитала, определены нормы доходности на инвестированный капитал. Правительство внесло поправки в законодательную базу «О ценообразовании в отношении электрической и тепловой энергии в РФ». Это обеспечило возможность широкого применения в России новой методики формирования тарифа. Утвержденные методические указания позволят устанавливать тарифы методом доходности инвестированного капитала для организаций, осуществляющих передачу тепловой энергии.

Поскольку Правительством РФ предусмотрен переход организаций сферы теплоснабжения на метод доходности инвестированного капитала в 2010 году, важно учесть все нюансы и особенности новой методики, чтобы обеспечить корректный переход к долгосрочному тарифному регулированию, что особенно важно ввиду большой социальной значимости услуг для населения, а так же более сложной структуры затрат организаций сферы теплоснабжения.

Тариф, принимаемый на долгосрочный промежуток времени, должен зависеть от надежности и качества услуг. С этой целью планируется разработать методические указания по расчету и применению понижающих (повышающих) коэффициентов, обеспечивающих соответствие НВВ регулируемых организаций уровню надежности и качества реализуемых услуг. Понижающие коэффициенты будут применяться в случае несоответствия качества предоставляемых услуг уровню установленного тарифа, либо в случае предоставления со стороны компании недостоверных сведений о качестве услуг.

В случае несоответствия качества услуг сетевых компаний нормативам, потребители будут получать компенсацию, либо платить меньшую цену за услуги этих компаний.

Ремир Эркинович, хотелось бы узнать Ваше мнение о преимуществах долгосрочного тарифообразования. Кто, в конечном счёте, останется в выигрыше – потребитель, поставщик, инвестор?

Метод RAB разработан специально для повышения экономической эффективности деятельности субъектов электроэнергетики, к которым, в частности, относятся и организации производства и передачи тепловой энергии, и привлечения частных инвестиций на модернизацию и развитие инженерной инфраструктуры. Первые тарифы с применением метода доходности инвестированного капитала для организаций, осуществляющих передачу тепловой энергии будут установлены в рамках реализации с 2011 г. пилотных проектов по долгосрочному тарифному регулированию с применением метода доходности инвестированного капитала в сфере теплоснабжения.

Преимущества, ожидаемые от введения метода RAB:

Для региона: ввод новых мощностей и строительство сетей обеспечит возможность присоединения новых потребителей, а значит, будет создана база для развития абсолютно всех отраслей и организации новых рабочих мест. Развитая сетевая инфраструктура позволит открывать новые предприятия, расширить производственные мощности, строить комфортное жилье.

Для бизнеса: все финансовые вложения и акционеров компании, и инвесторов будут возмещены. К тому же вкладчик получит гарантированный доход. Процент этого дохода устанавливается органами государственного регулирования цен и тарифов при установлении уровня тарифа по методу RAB.

Для потребителей: при новой методике тарифообразования энергокомпания находит необходимые средства, которые, по согласованию с органами тарифного регулирования, уже сегодня готова вложить в наше комфортное будущее, а мы на протяжении всего времени пользования электрической энергией будем рассчитываться за нее по вполне приемлемой, установленной государством цене. А так же, повышается надежность и качество предоставляемых услуг за счет новых инвестиций.

Для компаний, предоставляющих услуги: появляется возможность привлечения дополнительных инвестиций. За счет гарантированного государством процента доходности на вложенный капитал у компании появляется источник дополнительных поступлений, которые будут направлены на дальнейшее развитие сетевой инфраструктуры. С учетом того, что тариф устанавливается на 3-5 лет, компании смогут прогнозировать свои расходы и доходы сразу на несколько лет вперед. Появляется возможность планомерно снижать критичный процент износа оборудования.

Благодаря созданию резерва мощности, снижению тепловых потерь, улучшению качества теплоснабжения будет повышаться экономическая и энергетическая эффективность в сфере теплоснабжения потребителей.

Источник

Регулирование тарифов на услуги по передаче электроэнергии с применением метода экономически обоснованной доходности инвестированного капитала

Долматов И.А.,
канд. экон. наук, директор
Института проблем
Ценообразования и регулирования
естественных монополий
Государственного университета –
Высшей школы экономики

Волкова И.О.,
канд. экон. наук, доцент,
старший научный сотрудник
Института проблем
Ценообразования и регулирования
естественных монополий
Государственного университета –
Высшей школы экономики

Шутова М.А.,
младший научный
сотрудник
Института проблем
Ценообразования и регулирования
естественных монополий
Государственного университета –
Высшей школы экономики

Привлечение инвестиций в электроэнергетику является одной из ключевых задач реформирования отрасли. При решении данной проблемы в генерации и сбытовой деятельности Правительство Российской Федерации и ОАО РАО «ЕЭС России» сделали ставку на продажу государственного пакета акций частным инвесторам и проведение дополнительной эмиссии акций. В электросетевом бизнесе решению этой задачи требуются другие подходы. Передача электроэнергии – естественная монополия – регулируется государством. Таким образом, стимулом для привлечения инвестиций в электросетевое хозяйство является тарифная политика государства.

Инвестиции в электросетевое хозяйство могут осуществляться в основном за счет следующих источников:

• собственные средства, компенсируемые в тарифах на услуги по передаче электроэнергии (амортизация и прибыль);
• прибыль, компенсируемая за счет платы за технологическое присоединение;
• заемные средства.

Основная проблема использования тарифных источников финансирования инвестиций состоит в том, что объем средств на реализацию инвестиционных программ, который может быть заложен в тарифы в условиях ограничения роста предельных тарифов, крайне ограничен и не соответствует реальным потребностям электросетевых компаний.

Финансирование инвестиций за счет заемных средств влечет серьезные риски, поскольку никто не может гарантировать, что возврат кредита компания получит в тарифах следующих периодов. Регулирующий орган по тарифам зачастую считает, что средства на погашение тела кредита должны формироваться за счет экономического эффекта от реализации инвестиционных проектов. Однако инвестиции в электросетевое хозяйство, как правило, низкоэффективны, а необходимость их осуществления в первую очередь обусловлена требованиями надежности электроснабжения и подключения новых потребителей.

Финансирование инвестиций за счет платы за технологическое присоединение на практике также имеет ряд существенных недостатков. В соответствии с действующим законодательством за счет данного источника должны финансироваться проекты, направленные на подключение новых потребителей. Такие проекты, как правило, дорогостоящие и результатом становится высокая плата за подключение. Так, установленная в Москве плата за технологическое присоединение в пересчете на 1 кВт присоединяемой мощности составляет в зависимости от уровня напряжения и места расположения подключаемого объекта от 35 до 82 тыс. руб. за кВт, в то время как строительство новой ПГУ оценивается в 25 тыс. руб. за кВт, строительство новой угольной электростанции – порядка 37 тыс. руб. за кВт.[1]

Кроме того, подключившийся потребитель фактически дважды оплачивает строительство необходимого ему объекта: первый раз – через плату за технологическое присоединение, второй – через амортизацию этого оборудования, учитываемого в тарифах на передачу электроэнергии. При этом указанный потребитель не имеет даже права претендовать как инвестор на построенный объект.

Метод доходности инвестированного капитала, в отличие от используемых в настоящее время, состоит в том, что величина прибыли, закладываемая в тарифы, рассчитывается не путем суммирования расходов, финансируемых за счет прибыли, а путем умножения установленной нормы доходности на стоимость капитала, инвестированного в развитие компании. Акционер, потенциальный инвестор или кредитная организация могут довольно четко спрогнозировать изменение тарифа сетевой организации и, таким образом, иметь представление о периоде возврата вложенных средств. Долгосрочная тарифная проекция, предусматривающая наличие источников для возврата заемных средств позволит привлекать большие кредитные ресурсы под меньший процент, а также позволит регулирующему органу оптимизировать тарифную политику в целом по виду деятельности. То есть применение данного метода снижает риск вложения средств в электросетевое хозяйство. Кроме того, величина инвестированного капитала увеличивается с реализацией каждого нового инвестиционного проекта, поэтому в целях максимизации прибыли компания заинтересована в наращивании объема инвестиций. С другой стороны, регулирующий орган начисляет доходность только на тот капитал, который был создан в результате реализации согласованных им инвестиционных проектов.

Еще одним несомненным преимуществом внедрения метода является разграничение ответственности между участниками процесса регулирования: регулятор устанавливает тарифы по четко определенным правилам, не увеличивая тарифы для покрытия убытка, образовавшегося вследствие неэффективной работы менеджмента компании, в то же время сохраняя в тарифах на среднесрочную перспективу экономию затрат, достигнутую организацией. То есть потребитель не страдает от экономически неэффективной работы руководства, компания самостоятельно ищет резервы для финансирования расходов, прямо не относящихся к производственной деятельности.

При использовании данного метода необходимая валовая выручка (НВВ) регулируемой организации определяется следующим образом:

НВВ= OPEX +Амортизация+ Прибыль +Неподконтрольные расходы, где OPEX (operating expenditure) – операционные расходы компании (себестоимость без учета амортизационных отчислений и неподконтрольных расходов).

При расчете операционных расходов могут быть использованы любые методы, предусмотрены действующим законодательством: метод экономически обоснованных расходов, метод индексации, метод сравнения аналогов.

Амортизация – амортизация капитала. Порядок определения данной величины при расчете тарифов с использованием метода доходности устанавливается отдельно и может не соответствовать правилам бухгалтерского и налогового учета Прибыль – валовая (балансовая) прибыль регулируемой организации, определяемая следующим образом:

где RAB (Regulated Asset Base) – регулируемая база активов, она же величина инвестированного капитала. Под инвестированным капиталом понимается капитал, использованный для создания активов, необходимых для осуществления регулируемой деятельности. Величина инвестированного капитала ежегодно уменьшается на величину амортизации капитала и увеличивается на величину капитала, созданного рамках согласованной инвестиционной программы.

H – норма доходности на инвестированный капитал.

Неподконтрольные расходы – для электросетевой организации это расходы на оплату услуг по передаче электроэнергии по ЕНЭС и расходы на оплату технологического расхода (потерь) электроэнергии при ее передаче.

Как показывает мировая практика, существуют различные механизмы реализации данного метода. К числу основных проблемных вопросов применения рассматриваемого метода в целях тарифного регулирования необходимо отнести следующие:

1. Определение базы инвестированного капитала, включая учет переоценки основных средств, созданных до перехода на регулирование тарифов с использованием рассматриваемого метода;
2. Определение нормы доходности на капитал и применение различных норм доходности для первоначального и нового капитала;
3. Проблемы, связанные с учетом амортизации капитала;
4. Степень контроля регулятора за использованием прибыли.

Определение базы инвестированного капитала
База инвестированного капитала состоит из трех составляющих:

• Инвестированный капитал, созданный до момента перехода на регулирование методом доходности (далее по тексту – первоначальный капитал);
• Инвестированный капитал, созданный после перехода на регулирование методом доходности (далее по тексту – новый капитал);
• Оборотный капитал, необходимый для осуществления регулируемой деятельности.

Наиболее сложной задачей является оценка первоначального капитала. В международной практике для его оценки существуют следующие подходы:

• На основе данных бухгалтерского учета: по первоначальной, восстановительной или остаточной стоимости;
• На основе рыночной стоимости: цена продажи (приватизации) или рыночная капитализация компании;
• Модельные подходы: стоимость замены современным оборудованием, оптимальная амортизационная восстановительная стоимость, стоимость лишения активов, модель дисконтированных денежных потоков.

Целесообразно, чтобы при переходе на регулирование методом доходности в России исходить из восстановительной стоимости основных средств после проведения переоценки. Высокий износ обуславливает, что первоначальная и остаточная стоимость основных средств электросетевых компаний в настоящее время далека от их реальной рыночной стоимости. Во многих российских электросетевых компаниях, выделенных из региональных АО-энерго, последняя комплексная переоценка была проведена в 2001 г., в муниципальных электросетевых компаниях – и того раньше.

В ряде электросетевых организаций переоценка проводилась и после 2001 г., однако, как правило, не по всем группам основных средств и в разные сроки. Рост первоначальной (восстановительной) стоимости может быть весьма существенным (по предварительным оценкам по 10 сетевым компаниям в различных регионах – от 1,28 до 4,26 раз). Это обстоятельство приведет к значительному росту амортизационных отчислений и, следовательно, к существенным тарифным последствиям. Прирост необходимой валовой выручки указанных сетевых компаний за счет увеличения амортизационных отчислений в результате переоценки может составить от 11,3 до 32,3%.

Под новым капиталом понимается стоимость основных средств, созданных после перехода на регулирование методом доходности. При определении нового капитала не возникает проблемы оценки его стоимости – она принимается равной сумме капитальных вложений на создание данного объекта основных средств. Вопрос состоит в другом – в каком периоде учитывать увеличение инвестированного капитала: согласно фактическому освоению инвестированных средств или в момент ввода объектов?

Учитывая увеличение базы инвестированного капитала в момент ввода объектов, регулятор стимулирует электросетевую компанию к реализации инвестиционного проекта в срок и исключает ситуацию, при которой компания будет получать доходность на «замороженную стройку». С другой стороны, в этом случае у компании могут возникнуть трудности с выплатой процентов по заемным средствам, что повлечет необходимость привлекать дополнительные займы.

Функция расчета оборотного капитала в целях определения базы инвестированного капитала возлагается на органы исполнительной власти субъектов РФ в области государственного регулирования тарифов. Это обусловлено необходимостью учета особенностей функционирования электросетевых компаний в различных регионах, в частности особенностями формирования денежных потоков по месяцам.

Однако подобный подход увеличивает субъективизм регулятора и ставит электросетевые компании в неравные условия. Кроме того, процесс расчета оборотного капитала электросетевых компаний усложняется произошедшими структурными преобразованиями: если отследить имущество по принадлежности к той или иной территории довольно легко, то расчет оборотного капитала межрегиональной распределительной сетевой компании, относимого на конкретный субъект РФ, представляется сложной задачей, и здесь не исключена возможность двойного учета.

Определение нормы доходности на капитал
В международной практике наиболее распространенным подходом к определению нормы доходности на инвестированный капитал является следующий: норма доходности определяется как средневзвешенная доходность на собственные и заемные средства с учетом отраслевых особенностей (WACC – weight average capital cost). Формула расчета нормы прибыли выглядит следующим образом:

H = ПС ? ЗК + ДС ? СК,
где, CK – доли соответственно заемного и собственного капитала в оптимальной структуре капитала регулируемой компании;
ПС – номинальная стоимость заемных средств регулируемой компании, равная доступной для нее процентной ставке;
ДС – номинальная стоимость собственного капитала компании, определяемая по формуле:

где БНП – безрисковая норма прибыли, равная доходности государственных долговых ценных бумаг

? – коэффициент бета собственного капитала (с учетом долговых обязательств), определяемый на основании аналогичных показателей мировых компаний, занимающихся схожим регулируемым видом деятельности, а также уровней финансовой структуры капитала относительно оптимальной структуры капитала, принятой регулирующим органом для регулируемой компании;

РНП – рыночная норма прибыли.

Данный алгоритм расчета может быть применен для определения нормы доходности на новый капитал, хотя отсутствие официального источника информации для определения коэффициента ? вызывает серьезные осложнения. По оценкам специалистов, усредненная величина нормы доходности для сетевых компаний, рассчитанной с применением данного алгоритма, составит порядка 12–14%. Указанная величина нормы доходности обеспечит возможность выплаты процентов за кредит и минимальную дивидендную доходность.

По-другому дело обстоит с нормой доходности на первоначальный капитал. Необходимо учитывать, что стоимость основных средств, созданных до перехода на регулирование методом доходности, большей частью уже оплачена потребителем либо бюджетом (в зависимости от механизма финансирования инвестиций, в рамках которых были созданы объекты электросетевого хозяйства: прямая инвестиционная составляющая из прибыли, плата за технологическое присоединение, бюджетные средства). Инвестором в данном случае выступает либо государство, либо потребитель. При применении рыночной нормы доходности на данный капитал регулятор допускает несправедливость в отношении потребителя, вынужденного оплачивать доходность на им же профинансированные активы.

С другой стороны, не начисляя доходность на первоначальный капитал, регулятор допускает несправедливость в отношении собственника компании, вложившего средства в покупку акций.

Компромиссным вариантом может стать сохранение существующей (сложившейся) доходности на первоначальный капитал. Однако данный подход также имеет существенный недостаток: сложившаяся доходность на капитал определена тарифной политикой в отношении электросетевой компании и по разным организациям может существенно отличаться. Таким образом, применяя данный подход, регулятор изначально может поставить электросетевые компании в неравное положение с точки зрения их инвестиционной привлекательности.

В любом случае, абсолютной справедливости в данной ситуации достигнуть невозможно, вопрос об обоснованности каждого из подходов является спорным. Очевидно, при выборе решения необходимо руководствоваться последствиями применения данных схем.

С этой целью предлагается рассмотреть оба указанных подхода на условных примерах. В таблице 1 приведены исходные данные для расчета, в табл. 2 – необходимые сценарные условия, в табл. 3 – расчет по двум рассматриваемым вариантам применения ставки доходности на первоначальный капитал.

Необходимо отметить, что в представленном примере рассчитывается не конечный тариф на услуги по передаче электроэнергии, а ставка на содержание сетей, не учитывающая плату за услуги по передаче электроэнергии по ЕНЭС. Это допущение сделано во избежание зависимости роста тарифа от так называемых «федеральных факторов» (стоимости потерь электроэнергии и платы за услуги ОАО «ФСК ЕЭС»). Также исключено влияние изменения производственных показателей и доходности на оборотный капитал.

Как видно из приведенного расчета, в первый год применения метода доходности инвестированного капитала рост ставки за содержание сетей существенно ниже при применении сложившейся нормы доходности на первоначальной капитал, чем при применении равной нормы доходности на первоначальный и новый капитал. В последующие годы рост ставки к увеличенной базе первого периода заметно сокращается (рис. 1).

Относительно невысокий рост ставки за содержание сетей при применении сложившейся нормы доходности обусловлен тем, что величина прибыли, включаемой в тарифы в первый период применения метода, равна прибыли, включенной в тарифы предшествующего периода. Превышение роста над инфляцией обусловлено лишь проведением переоценки (о чем было сказано выше).

Применение пониженной нормы доходности на первоначальный капитал не только сглаживает тарифные последствия, но и создает дополнительный стимул для регулируемой организации к наращиванию объема инвестиций. Если на первоначальный и на новый капитал начисляется равная доходность, компания заинтересована в увеличении базы капитала и, как следствие, объема прибыли.

При этом относительный показатель доходности не меняется. При применении пониженной доходности наращивание объема инвестиций приводит не только к росту прибыли, но и к увеличению средней нормы доходности.

Проблемы, связанные с учетом амортизации капитала
Учет инвестированного капитала и амортизации капитала в целях тарифного регулирования будет отличаться от правил бухгалтерского и налогового учета. Это обусловлено, главным образом, требованиям прозрачности: необходимо вести отдельный учет основных средств, относимых на регулируемые виды деятельности.

Учет базы инвестированного капитала возлагается на регулируемые организации с обязательным контролем со стороны регулирующих органов. Основной проблемой, связанной с учетом амортизации капитала является образующаяся разница между регуляторным, бухгалтерским и налоговым учетом основных средств и связанные с ними риски регулируемых организаций.

В целях регуляторного учета амортизация капитала будет рассчитываться исходя из сроков полезного использования, не всегда соответствующих нормам бухгалтерского учета. Принятое в настоящее время единое значение 35 лет может занизить среднюю норму и величину амортизационных отчислений компании. В итоге бухгалтерская себестоимость компании даже при соблюдении планового уровня операционных расходов будет выше регуляторной, величина прибыли сократится. Указанное обстоятельство, а также увеличение налогооблагаемой базы по налогу на прибыль на величину изменения амортизации вследствие переоценки приведет к тому, что чистая прибыль компании может быть существенно ниже плановой величины. Таким образом, реальные инвестиционные возможности компании будут ниже расчетных (регуляторных) значений, что повлечет необходимость увеличения доли заемных средств.

Степень контроля регулятора за использованием прибыли регулируемой организации
Еще одним проблемным вопросом применения метода доходности инвестированного капитала является степень контроля регулятора за использованием прибыли. Так, при применении метода экономически обоснованных расходов регулирующий орган ежегодно проводил анализ фактического использования прибыли и применял тарифные санкции к компании в случае «нецелевого» расходования средств. Например, в случае избыточного по сравнению с планом финансирования статьи «дивиденды», сумма превышения расходов по данной статье могла быть исключена из необходимой валовой выручки.

Западноевропейский опыт регулирования тарифов методом доходности инвестированного капитала не предполагает контроля использования чистой прибыли: регулятор заинтересован в выполнении инвестиционной программы и при этом безразлично, какие источники финансирования инвестиций были задействованы (прибыль или заемные средства). При этом, увеличивая долю заемных средств в финансировании инвестиционной программы, компания может получить дополнительную прибыль на разнице стоимости собственных и заемных средств (собственный капитал акционерных обществ дороже кредитных средств, поскольку требования акционера в случае банкротства удовлетворяются в последнюю очередь). Кроме того, привлекая заемный капитал, компания сокращает налогооблагаемую базу по налогу на прибыль на величину уплачиваемых процентов за кредит.

Однако применение такого подхода в нашей стране вызывает определенные опасения: в соответствии с российским законодательством о государственном регулировании тарифов регулирующие органы ежегодно проводят анализ влияния установленных ими тарифов на финансово-экономическое состояние организаций, осуществляющих регулируемую деятельность, и учитывают результаты этого анализа при установлении тарифов на очередной период регулирования. Из этого следует, что регулятор несет определенную ответственность за финансовое состояние компании, которое может быть поставлено под угрозу бесконтрольным расходованием средств.

Кредитной политикой ОАО РАО «ЕЭС России» для дочерних обществ установлены ограничения по привлечению заемных средств. Одним из указанных ограничений является непревышение суммарной кредиторской задолженности над величиной, равной 4 ? EBITDA1. На рисунке 2 на условном примере показана динамика соотношения кредиторской задолженности к EBITDA при постоянном
увеличении доли заемного капитала.

Из рисунка 2 видно, что в стремлении максимизировать чистую прибыль, направляемую на выплату дивидендов, компания увеличивает долю заемных средств, что может существенно снизить ее финансовую устойчивость. При этом отсутствие контроля регулятора за использованием чистой прибыли лишает компанию инструмента для обеспечения финансовой устойчивости.

(1) EBITDA (Earnings before Interest, Taxes, Depreciation and Amortization). Операционный денежный поток. Рассчитывается по формуле:

EBITDA = Чистая прибыль (стр. 190 Формы № 2) + Проценты к уплате (стр. 70 Формы № 2) + Налог на прибыль и иные аналогичные обязательные платежи (стр. 150 Формы № 2) + амортизационные начисления (стр. 740 Формы № 5).

Заключение
Рассматриваемый метод ценообразования активно применяется в зарубежных странах. Анализируя международный опыт его применения, а также недостатки существующих механизмов тарифообразования, можно с высокой долей вероятности говорить о том, что внедрение методики положительно скажется на инвестиционной деятельности в электросетевом бизнесе. Федеральная служба по тарифам в июне 2008 года утвердила методические указания по регулированию тарифов с применением метода доходности инвестированного капитала и уже с 1 января 2009 г. планируется установить тарифы с использованием данного метода для «пилотных» компаний. В случае, если данный опыт окажется успешным, возможно его распространение не только на другие электросетевые организации, но и на предприятия теплоэнергетики, коммунального комплекса, газового хозяйства. Однако кроме проблем самой методики существует еще ряд смежных проблем ее применения:

1. Применение методики доходности для расчета валовой прибыли и амортизации обеспечит стабильный рост тарифов регулируемых организаций. Данная ситуация не вполне отвечает интересам потребителя, поскольку кроме надежности электроснабжения его интересует также экономическая выгода от реализуемых инвестиций. Учитывая данное обстоятельство, необходимо создать «стимулирующий» механизм расчета операционных затрат компании. При запуске первых «пилотов» планируется применение так называемого Х-фактора(1) к расчету операционных затрат компаний. Однако подходы к определению Х-фактора до сих пор не проработаны.

2. Применение метода доходности инвестированного капитала необходимо осуществлять в рамках долгосрочного периода регулирования (3–5 лет). Это требует, соответственно, принятия долгосрочных балансовых решений, а также разработки и согласования долгосрочных инвестиционных программ. Проблема разработки долгосрочных инвестиционных программ в большей степени затрагивает мелкие электросетевые организации. Если крупные организции (ФСК, РСК) обладают опытом стратегического планирования и достаточно высоким уровнем квалификации кадров, то множество мелких муниципальных сетевых организаций зачастую не могут «похвастать» внятными инвестиционными планами на самую ближайшую перспективу. Вряд ли эта проблема может быть решена в обозримом будущем. Еще хуже дело обстоит с порядком согласования инвестиционных программ. В настоящее время данный порядок определяется Постановлением Правительства Российской Федерации № 19 от 19 января 2004 г., которое имеет ряд существенных недостатков. В регионах существуют также собственные нормативные акты, регулирующие данный вопрос, однако они зачастую не учитывают требований, предъявляемых ФСТ России. Таким образом, для внедрения методики в масштабах всей страны необходимо провести серьезную работу по совершенствованию законодательства в данной сфере.

(1) Под Х-фактором понимается ежегодный процент снижения операционных затрат, устанавливаемый регулятором в целях стимулирования компании к снижению издержек. Величина операционных расходов на год i+1 при применении Х-фактора в общем виде рассчитывается следующим образом: OPEXi+1 = OPEXi ? (1 + ИПЦ) ? (1 – Х).

Литература
1. Сценарные условия развития электроэнергетики на 2008-2011 гг. с перспективой до 2015 г., утвержденные Приказом ОАО РАО «ЕЭС России» № 444 от 05.07.2007.

Источник