Стратегия развития. Текст для 2 тома_с учетом всех замечаний исправлений и с финальн. Программа создания системы формирования цен (тарифов) на услуги инфраструктурных монополий на период 20182024 годов в рамках сложившейся экономической ситуации в основных отраслях экономики страны
 Скачать 364.26 Kb.
|
|
АНО «ЦМОК» ПРОГРАММА создания системы формирования цен (тарифов) на услуги инфраструктурных монополий на период 2018-2024 годов в рамках сложившейся экономической ситуации в основных отраслях экономики страны Модель предельного ценообразования, основанная на методе тарифного регулирования Price Cap ТОМ II г. Москва, 2017 Оглавление 1.Предпосылки формирования нового подхода к тарифному регулированию 3 2.Концепция метода тарифного регулирования Price Cap 18 3.Эффективность производства как необходимое условие снижения себестоимости производства товаров и услуг инфраструктурных организаций 22 4.Принципы расчета тарифа по методу тарифного регулирования Price Cap 24 4.1.Базовый тариф. Нормирование затрат. 29 4.2.Определение агрегированного индекса инфляции 32 4.3.Определение агрегированного Х-фактора 35 5.Особенности применения системы показателей эффективности деятельности предприятия 47 6.Применение агрегированных показателей (инфляции и эффективности) к базовому тарифу 53 7.Заключение 55 Приложение №1 57 Описание показателей эффективности деятельности предприятия 57 1.Показатели эффективности использования топливно-энергетических ресурсов 57 2.Уровень потерь ресурсов при транспортировке по сетям 64 3.Производительность труда 65 4.Показатель создания высокопроизводительных рабочих мест (ВПРМ) 67 5.Эффективность расходов на ремонт 68 6.Фондоотдача 73 7.Эффективность использования чистого оборотного капитала 74 8.Эффективность реализации инвестиционных программ 76 9.Эффективность научно-исследовательских и опытно-конструкторских работ (НИОКР) 80 10.Эффективность оказания услуги технологического присоединения 86 Определение Х-фактора на примере деятельности филиала ПАО «Россети» в области технологического присоединения к электрическим сетям в регионе Центрального федерального округа 91 11.Доходная ставка 105 Приложение №2 109 Пример расчета агрегированного Х-фактора в электроэнергетике 109 Приложение №3 112 Результаты мониторингов тарифных решений органов исполнительной власти субъектов РФ в области государственного регулирования цен (тарифов)за период 2016-2017 годов, свидетельствующих о системных проблемах действующих тарифных моделей в регулируемых государством сферах экономики 112 Предпосылки формирования нового подхода к тарифному регулированиюКоллектив авторов настоящей работы ставит своей целью представить обществу и заинтересованным государственным структурам принципиально новый для российского тарифного регулирования метод, разработанный им на основе успешно применяемого в мировой практике так называемого метода Price Cap, но с учетом специфики российской экономики. По нашему мнению, внедрение этого метода позволит решить ряд насущных задач, стоящих в настоящее время перед системой государственного тарифного регулирования в России. На протяжении последних 10 лет система государственного регулирования тарифов с переменным успехом пытается осуществить переход в различных регулируемых отраслях экономики к методам регулирования, основанным на долгосрочных параметрах. До этого в государственном регулировании тарифов применялись в основном методы, базирующиеся на определении полных издержек предприятия. Период действия регулируемого тарифа при этом составлял не более 1 года. Тарифная политика тогда строилась на базовых принципах, сформированных в условиях недавнего социалистического прошлого (затратный метод) в совокупности с задачами переходного периода, выразившегося, с одной стороны, в минимизации выручки ресурсоснабжающих организаций, а с другой - перераспределении тарифной нагрузки с бюджета на коммерческий сектор и население. Наиболее простым способом решения этих задач стало ежегодное согласование регулируемой организацией «экономически обоснованных расходов». С учетом того факта, что фактически произведенные расходы организации являются определяющим фактором для органа регулирования, а экономическая необходимость затрат достаточно слабо проверяема, у регулируемых организаций появился устойчивый экономический «стимул» в увеличении издержек. При этом степень эффективности деятельности автоматически уходит на второй или даже третий план, а в основе стоит задача исключительно пересмотра (увеличение) текущих расходов, так как отклонения фактических затрат от плановых учитываются органом государственного тарифного регулирования (далее – орган регулирования). Однако данный метод имеет негативное влияние не только на текущие (операционные) расходы, но и в отношении инвестиционных затрат он также не предлагает ничего, кроме их прямого учета. При отсутствии утвержденных инвестиционных программ организация не имеет возможности привлекать заемные средства к модернизации основных производственных фондов в необходимом объеме, так как нормативная прибыль отсутствует, а инвестиционная программа требует согласования по многим параметрам и при отсутствии долгосрочных параметров в значительной степени зависит от субъективного решения органа регулирования. Кроме того, задача освоения ресурсов в первую очередь требует полного расходования инвестиционных средств, а не учета планируемой и достигнутой эффективности капитальных вложений. В итоге оказывается ситуация, в которой становится выгодным иметь неэффективное оборудование, так как оно обеспечивает необходимый уровень затрат с дальнейшим ростом тарифов, а инвестиционная программа становится источником дополнительных доходов. Единственным результатом данной тарифной политики в недалеком будущем станет полностью устаревшее оборудование с непомерной тарифной нагрузкой для потребителей страны. Определенные попытки развязать данное противоречие уже предпринимались. Так, впервые в 2006 году была внедрена новая методология тарифообразования в сфере общедоступной электрической и почтовой связи, основанная на методе тарифного регулирования, обеспечивающего норму рентабельности на капитал и установление предельных уровней тарифов. Учитывая динамичное развитие отрасли связи в России, внедрение новой модели ценообразования произошло на фоне развития конкуренции в данном сегменте экономики страны, вследствие чего новая модель тарифного регулирования менее чем за 10-летний период привела к дерегулированию государством тарифов на услуги фиксированной общедоступной электрической связи. Следующим опытом стало внедрение новой модели ценообразования в одной из стратегических для государства отраслей – электроэнергетике. Так, в электроэнергетике впервые в 2008 году был применен долгосрочный метод регулирования - метод доходности инвестированного капитала (метод RAB), кардинально изменивший подход к тарифному регулированию и установивший новый порядок формирования необходимой валовой выручки (НВВ), учитываемой при установлении тарифов. Базовым расчетным параметром в методе RAB является НВВ, рассчитываемая как сумма: 1) расходов на производство и реализацию услуг в рамках регулируемой деятельности; 2) дохода на инвестированный капитал; 3) возврата инвестированного капитала. Метод RAB предложил регулируемым организациям эффективный инструмент в виде жестко увязанных с объемом инвестиций дохода на инвестированный капитал и возврата инвестированного капитала, позволяющих произвести расширенное обновление инженерной инфраструктурной системы за счет заемных средств. Метод должен был создать платформу для продуктивного диалога с кредиторами, демонстрируя им ясную картину, за счет каких источников будет возвращен кредит, направленный на модернизацию инфраструктуры. Кроме того, использование такого метода способствует заинтересованности организаций в снижении издержек и повышении экономической эффективности деятельности компаний, так как достигаемый в этом случае эффект в течение периода регулирования должен оставаться у организации. Казалось, что регулируемые организации, получив инструмент построения долгосрочных эффективных бизнес-процессов, воспользуются предоставленной возможностью. Однако практическое применение выявило ряд недостатков предлагаемого метода тарифного регулирования. В первую очередь, сказалось необоснованное завышение органами регулирования показателей при переходе на новое тарифное регулирование, вследствие чего нарушался базовый принцип регулирования - баланс интересов регулируемых организаций и потребителей. Кроме того, сложность механизма расчета и неоднозначное толкование терминологии тарифного метода обусловили некорректность его применения региональными органами регулирования. Например, для расчета размера инвестированного капитала выполнялась оценка рыночной стоимости активов регулируемой организации, что прямо противоречит нормам утвержденным постановлением Правительства Российской Федерации от 29.12.2011 № 1178 «О ценообразовании в области регулируемых цен (тарифов) в электроэнергетике» которые определяют, что величина инвестированного капитала «должна учитывать стоимость замещения активов организации, используемых для осуществления регулируемой деятельности, физический, моральный и внешний износ активов». Следовательно, необходимо рассчитывать затраты на замещение (то есть на современные функциональные аналоги), а не на воспроизводство (а именно, на имеющиеся, но устаревшие активы), и полный инвестированный капитал считается за минусом функционального износа – старые активы менее экономичны и требуют избыточных эксплуатационных затрат, технологически несовременны, в силу чего затраты на их воссоздание могут быть выше, чем затраты на создание современного функционального аналога. Разница между этими величинами вкупе с капитализированными избыточными эксплуатационными затратами и есть функциональный износ, и при формировании тарифов организация не должна получать эту разницу в НВВ. В итоге ошибки, допущенные при расчете тарифной базы, и не всегда объективная оценка затрат региональными органами регулирования стали причиной получения регулируемыми организациями дополнительного необоснованного дохода. Причем основная часть региональных регуляторов, не найдя ему лучшего применения, стала перекладывать этот дополнительный доход в будущие периоды, производя так называемое «сглаживание НВВ». Подобные действия привели к тому, что к завершению долгосрочного периода регулирования в последнем регулируемом году организация должна была получить кратный рост НВВ и, соответственно, тарифа. Фактически это означает провал тарифной политики, так как в силу нереализуемости подобного повышения инвестор лишен возможности получить плановую доходность либо возврат капитала. Предполагалось, что изобретенный зарубежными инфраструктурными организациями и регуляторами метод RAB давал возможность повысить приток инвестиций в сферы деятельности инфраструктурных компаний. Однако, как видим, в результате не до конца продуманного внедрения в российской практике метода RAB-регулирования проявились недостатки его применения, в том числе избыточное инвестирование в объекты капитального строительства, когда капитальные объекты строились по завышенным ценам. Кроме того, во многом отсутствие синхронизации программ развития регионов с инвестиционными программами электросетевых компаний, усугубило ситуацию, породив некоторое количество объектов, которые по факту являются незагруженными или слабо загруженными, но их эксплуатация и “амортизация” оплачиваются потребителями в полном объеме. Это не могло не сказаться на динамике тарифов, в частности, на электроэнергию, которые за последние 10 лет выросли в более чем в 3 раза. Очевидно, что такая ситуация не могла продолжаться долго в условиях в целом низкого уровня доходов населения и, тем более, общего спада экономики - сначала в 2009-2011 гг., а затем в 2014-2016 гг. Как следствие – абсолютно политически закономерные, но экономически нерациональные действия в рамках государственного тарифного регулирования, которые выразились в изменении (корректировке) правил регулирования цен (тарифов), ранее заявленных как долгосрочные, в первую очередь касающиеся срока возврата инвестированного капитала. Разумеется, при рациональном планировании и эффективном администрировании мероприятий по внедрению данного метода регулирования можно было бы избежать обозначенных негативных последствий. Здесь речь, прежде всего, идет об учете всех рисков и факторов, влияющих на конечные параметры функционирования отрасли, в том числе и ценовые, построении долгосрочного прогноза развития отрасли и проведении серьезного долгосрочного анализа тарифных последствий. Такой работы на подготовительном этапе реализации долгосрочной модели RAB-регулирования ни в одной из регулируемых отраслей по большому счету проведено не было. Кроме того, на этапе реализации мониторинг и оценка последствий проводились весьма поверхностно, со значительной задержкой, не было прогноза ситуации на несколько лет вперед, что и стало причиной накопления большого количества проблем. В первую очередь, это ежегодные корректировки тарифов на изменение балансовых показателей (в энергетике - это мощность и количество энергии) и неподконтрольных расходов. Очевидно, что как для потребителей, так и для сетевых компаний важны долгосрочность и стабильность тарифов. Процесс же ежегодной корректировки тарифов нарушает эту самую долгосрочность и стабильность, и, кроме того, создает дополнительные возможности для регуляторов подойти субъективно к регулированию, не говоря уж о том, что процесс корректировки весьма сложен в администрировании и требует значительных трудовых и временны́х ресурсов со стороны органов регулирования на его реализацию. В конечном же итоге создана лишь видимость картины долгосрочности и стабильности тарифов на услуги по передаче электроэнергии. Вторым проблемным моментом является то, что указанный метод заинтересовывает сетевую компанию в увеличении размера инвестированного капитала: очевидно, что чем больше его величина, тем больше доход на капитал, а, следовательно, и дивиденды потенциального инвестора. Администрирование же со стороны государственных органов регулирования обоснованности заявленного размера инвестированного капитала, в отсутствие четких правил и методических рекомендаций, представляется крайне трудоемким и неэффективным и в большей степени зависит от профессионализма и компетентности конкретного органа регулирования, чем от системности регуляторных процессов. Все неточности применения RAB-метода привели к тому, что федеральный орган регулирования вынужден был серьезно сдерживать доступ к данному методу для регулируемых организаций, ограничившись самыми крупными сетевыми организациями на рынке данных услуг. С учетом того, что мы имеем дело с регулируемым видом деятельности, фактически можно говорить о нарушении единых подходов, так как небольшие организации заведомо ставятся в условия, когда им ограничен доступ на рынок займов для реновации объектов инфраструктуры со всеми вытекающими последствиями. Попытка уравнять шансы в использовании долгосрочных методов тарифного регулирования всеми без исключения участниками рынка была предпринята федеральным органом регулирования в 2010 году. Для территориальных сетевых организаций был введен метод индексации тарифов на услуги по передаче электрической энергии на основе долгосрочных параметров регулирования (долгосрочная индексация). К этим параметрам, которые в течение долгосрочного периода регулирования не меняются, относятся: 1) базовый уровень подконтрольных расходов, устанавливаемый регулирующими органами; 2) индекс эффективности подконтрольных расходов, устанавливаемый регулирующими органами; 3) коэффициент эластичности подконтрольных расходов по количеству активов; 4) максимальная возможная корректировка НВВ, осуществляемая с учетом достижения установленного уровня надежности и качества услуг. Долгосрочная индексация, по сути – возврат к методу «затраты плюс» с распространением его на долгосрочный период. Теоретически регулируемой организации предоставлены некоторые инструменты для модернизации активов, такие как использование амортизационных отчислений и средств для финансирования капитальных вложений из прибыли, однако последние, например, не могут превышать определенный процент от НВВ. По эффективности для регулируемых организаций этот метод является промежуточным между методом «экономически обоснованных затрат» и методом RAB. Органы регулироваия имеют возможность ежегодной корректировки (наличие прямого вмешательства в экономическую политику организации), а значит, в отличие от метода RAB, переводящего деятельность регулируемой организации в плоскость прозрачных и вполне понятных бизнес-процессов, которые и позволяют организации выстроить конструктивное взаимодействие с кредиторами, картина, создаваемая данным методом расчета тарифов на основе долгосрочных параметров регулирования, не столь ясна, и без ее детальнейшей проработки уже не дает кредиторам понимания, за счет чего будет обеспечен возврат заемных средств, а жесткое государственное тарифное регулирование организации создает угрозу гарантии такого возврата заемных средств. В данном методе также предпринята попытка решить проблему эффективности расходов. При этом в методе заложен механизм снижения подконтрольных расходов, который стимулирует организации повышать эффективность деятельности. Возникает логичный вопрос: до какого уровня должно происходить это снижение? Достаточно ли нулевого уровня затрат или необходимо достичь отрицательных величин? Сложная конструкция данного долгосрочного тарифного метода с неясным определением инструментов повышения экономической эффективности деятельности организации, с отсутствием четких ориентиров для кредиторов при формировании ими кредитных портфелей, с ужесточением контроля со стороны органов регулирования за выполнением организацией плановых мероприятий и достижением плановых показателей, с введением «наказания» организаций за отклонения от плана, требует, во-первых, тщательного предварительного моделирования деятельности организации на долгосрочный период регулирования, во-вторых, построения системы контроля со стороны самой организации за корректным выполнением ее производственной и инвестиционной программ. Значение этих вопросов при переходе на долгосрочное тарифное регулирование с помощью рассматриваемого метода выше, чем даже при переходе на метод RAB, что предъявляет повышенные требования к квалификации специалистов организации, а значит является серьезной проблемой для небольших организаций и, соответственно, минимизирует эффект от его внедрения. Несмотря на отмеченные недостаки, метод индексации получил широкое распространение в регулировании отраслей экономики, которые представляют из себя в большей степени локальные инфраструктуры (теплоснабжение, водоснабжение и водоотведение). Учитывая, что одной из основных причин завышенных издержек в сферах услуг инфраструктурных монополий (жилищно-коммунального хозяйства, энергетики и транспорта) являются устаревшие технологии и высокая степень изношенности активов, для существенного сокращения затрат требуются значительные инвестиции, в связи с чем необходимо определение эффективных источников и схем первичного финансирования модернизации и развития инженерной инфраструктуры, а также создание механизма привлечения инвестиций с использованием инвестиционных программ, увязывающих развитие инфраструктуры с экономической обоснованностью инженерно-технических решений и эффективностью инвестиций. В этой связи система государственного тарифного регулирования остро нуждается в таких методах регулирования, в которых были бы учтены все проблемные моменты действующего тарифного регулирования и обеспечены следующие цели: - долгосрочность; - предсказуемость; - доступность администрирования; - адекватность формирования издержек предприятий; - сдерживание роста цен; - возможности модернизации и привлечения инвестиций. Действующая в настоящее время система тарифного регулирования характеризуется отсутствием долговременной стабильности и предсказуемости. Изменения макроэкономической ситуации регулярно приводят к смене целевых параметров изменения тарифов инфраструктурных монополий, следствием чего являются частые изменения «правил игры», включая пересмотр методологии и параметров тарифного регулирования, в том числе тарифных решений, принятых на долгосрочный период регулирования. Примером этого является так называемая «перезагрузка RAB», предусматривающая пересмотр ранее установленных долгосрочных параметров тарифного регулирования и продление долгосрочного периода регулирования. Также Правительством Российской Федерации периодически вводятся ограничения в отношении предельных темпов индексации тарифов без учета ранее принятых долгосрочных тарифных решений в отношении конкретных регулируемых организаций. Кроме того, накоплен значительный объем обязательств регулирующих органов перед электросетевыми компаниями в рамках «сглаживания тарифов» — механизма, предусматривающего перенос части тарифной выручки с первых лет долгосрочного периода регулирования на последующие годы с целью недопущения резкого роста тарифов при переходе к RAB-регулированию. Учет данных обязательств в полном объеме в ранее предусмотренные сроки практически невозможен, поскольку приведет к недопустимо резкому росту тарифов. Объем выпадающих доходов дочерних компаний ПАО «Россети», связанных с невключением в тариф обязательств по «сглаживанию», оценивается в более 100 млрд рублей. Столь частые изменения правил тарифного регулирования ограничивают возможности стратегического планирования в отрасли и действенность стимулирующих механизмов, ведут к снижению капитализации компаний электросетевого комплекса и их инвестиционной привлекательности. В этих условиях необходимо формирование устойчивой долгосрочной системы тарифного регулирования, лишенной зависимости от конъюнктурных факторов и обеспечивающей стабильность и предсказуемость регулирования на всем протяжении жизненного цикла создания и эксплуатации электросетевой инфраструктуры в рамках долгосрочного периода тарифного регулирования. В целях совершенствования системы российского тарифного регулирования, имея багаж практического опыта применения действующих долгосрочных методов регулирования, можно было бы вести речь об их доработке с целью устранения проблемных зон для выстраивания более эффективной и совершенной модели тарифного регулирования. Например, неудачно реализованную в текущем виде модель RAB-регулирования дооснастить системой контроля обоснованности размера инвестированного капитала и вновь предложить к применению. Однако трудно переоценить последствия в виде потери доверия государственным институтам со стороны инвестиционного сообщества, закономерно возникшие после изменения правил RAB-метода в части возврата инвестированного капитала. Желающих вкладывать капитал в развитие отраслей на сомнительных условиях может теперь и вовсе не найтись. Учитывая, что уже сегодня происходят изменения в законодательной базе тарифного регулирования в сфере теплоснабжения, отдельного анализа заслуживает ситуация с введением новой системы ценообразования на базе «альтернативной котельной», а также ее роль в предлагаемой нами модели тарифного регулирования. Теплоснабжение – важнейшая сфера услуг, оказываемых широкому кругу потребителей. Это отрасль, которая определяет благосостояние нашего общества, социальную стабильность и конкурентоспособность нашей страны. Улучшение этих показателей является государственной задачей, успешному развитию которой должны способствовать эффективные реформы, проводимые в сфере теплоснабжения. Президентом Российской Федерации в конце июля 2017 года был подписан закон № 279-ФЗ «О внесении изменений в Федеральный закон «О теплоснабжении» и отдельные законодательные акты Российской Федерации по вопросам совершенствования системы отношений в сфере теплоснабжения» о новой модели рынка теплоснабжения. Федеральным законом предусматривается определение в Российской Федерации ценовых зон теплоснабжения, в которых государственное регулирование осуществляется путем установления только предельных уровней цен на тепловую энергию для конечного потребителя. Такая предельная цена определяется ценой поставки тепловой энергии, осуществляемой альтернативным, замещающим поставщиком («альтернативной котельной»). При этом предельный уровень цен, устанавливаемый впервые, может быть утвержден на уровне ниже цены «альтернативной котельной». В таком случае осуществляется поэтапное доведение цены тепловой энергии до уровня «альтернативной котельной» в соответствии с графиком, утвержденным высшим должностным лицом субъекта Российской Федерации, на срок не более 5 лет, а в случаях, установленных Правительством Российской Федерации, - не более 10 лет. Также корректируется правовое положение единой теплоснабжающей организации (ЕТО). Она наделяется полномочиями по разработке и направлению на утверждение в уполномоченные органы схемы теплоснабжения; управлению загрузкой тепловых мощностей; согласованию вывода из эксплуатации источников тепловой энергии и тепловых сетей в ремонт и из эксплуатации, выступает «единым окном» для потребителей, в том числе по вопросам подключения к системе теплоснабжения. Контроль за деятельностью ЕТО осуществляется в рамках нового вида муниципального контроля - контроля за выполнением ЕТО инвестиционных мероприятий, определенных для нее в схеме теплоснабжения, необходимых для развития, повышения надежности и энергетической эффективности систем теплоснабжения. Кроме того, вводится обязательное заключение между ЕТО и органом местного самоуправления соглашения о реализации схемы теплоснабжения. Расчет предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность) базируется на принципах бенчмаркинга1 со стоимостью альтернативного теплоснабжения на основе наилучших доступных технологий, замещающего централизованное теплоснабжение (цена «альтернативной котельной»), определенного по расчетной модели цены «альтернативной котельной», разработанной Ассоциацией «НП Совет рынка». Предельный уровень цены на тепловую энергию (мощность), рассчитанный в соответствии с указанным подходом, ограничивает нерегулируемые цены для конечных потребителей тепловой энергии из общей тепловой сети с тем, чтобы нерегулируемая цена на тепловую энергию (мощность) для конечного потребителя в централизованном теплоснабжении не могла быть выше, чем стоимость альтернативного теплоснабжения, доступного для потребителя. В соответствии с концепцией «альтернативной котельной» технико-экономические параметры работы котельных и тепловых сетей должны описывать ключевые параметры альтернативного способа теплоснабжения на основе наилучших доступных технологий, в соответствии с которыми рассчитывается предельный уровень цены на тепловую энергию (мощность). При этом предельный уровень цены на тепловую энергию (мощность) должен определяться в одноставочном выражении в расчете на единицу тепловой энергии (Гкал) и состоит из суммы следующих составляющих: - составляющей, обеспечивающей компенсацию расходов на топливо при производстве тепловой энергии, определяемой с использованием такого технико-экономического параметра работы котельной и тепловых сетей как удельный расход условного топлива при производстве тепловой энергии котельной по видам топлива (природный газ, мазут, уголь), а также параметров, определяемых органом регулирования, к которым относится фактически сложившаяся цена на топливо с учетом его доставки, подлежащая индексации в соответствии с прогнозными индексами роста цен на топливо с целью ее приведения к ценам на топливо расчетного периода регулирования, на который определяется предельный уровень цены на тепловую энергию (мощность). Орган регулирования определяет фактически сложившуюся цену на топливо с использованием объективных источников информации о ценах на топливо в системе теплоснабжения; - составляющей, обеспечивающей возврат капитальных затрат на строительство котельных и тепловых сетей, определяемой по формуле аннуитета с использованием таких технико-экономических параметров работы котельной и тепловых сетей, как норма доходности инвестированного капитала, срок возврата инвестированного капитала, базовые величины капитальных затрат на строительство котельной и тепловых сетей, базовые параметры подключения к инженерной инфраструктуре (электрическим сетям, системах водоснабжения и водоотведения, газораспределительным сетям) с учетом региональных и градостроительных особенностей, коэффициентов температурных зон, сейсмического влияния, влияния расстояния на стоимость транспортировки оборудования, этажности жилищной застройки, площади и стоимости земельного участка под строительство котельной и т.д.; - составляющей, обеспечивающей компенсацию расходов на уплату налогов (налог на прибыль, налог на имущество, земельный налог), предусмотренных законодательством Российской Федерации, определяемой расчетным способом исходя из параметров, определяемых при расчете других составляющих предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность), и актуальных ставок налогов в соответствии с законодательством Российской Федерации; - составляющей, обеспечивающей компенсацию прочих расходов, связанных с эксплуатацией котельных и тепловых сетей (техническое обслуживание и ремонт, электроэнергия на собственные нужды, водоподготовка и водоотведение, расходы на оплату труда, а также иные прочие расходы, включающие расходы на сырье и материалы, плату за выбросы загрязняющих веществ в атмосферный воздух, удаление золы и шлака и другие расходы), определяемых исходя из технико-экономических параметров работы котельной и тепловых сетей, а также параметров, определяемых органом регулирования в ценах базового (2015) года: цен на электрическую энергию, тарифов на питьевую воду и водоотведение; - составляющей, обеспечивающей компенсацию расходов по сомнительным долгам, определяемой исходя из доли резерва по сомнительным долгам, установленной органом регулирования, но не ниже чем 2% от суммы составляющих предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность), описанных выше; - составляющей, обеспечивающей учет отклонений фактических индексов, ставок налогов от прогнозных, учтенных при расчете предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность). Несмотря на то, что попытки кардинальных изменений в системе организации теплоснабжения, направленные на повышение эффективности функционирования и комплексного развития систем теплоснабжения, предприняты, и, по мнению разработчиков, являются достаточными, существует оценка ряда экспертов в отрасли теплоснабжения, которая выражает иную позицию по предлагаемому новому методу регулирования на базе «альтернативной котельной». Так, как уже сказано, предусмотрен переход к новой методике тарифообразования для ускоренной окупаемости инвестиций в строительство и эксплуатацию виртуальной «альтернативной котельной» как эталона предельного тарифа. По расчетам разработчиков новой системы ценообразования, повышение тарифов на тепловую энергию на сумму 2,5 трлн. руб. до 2025 г. для населения, коммерческого и бюджетного секторов экономики позволит провести модернизацию систем теплоснабжения. При этом новый закон предлагает решение проблем теплоснабжения за счет упреждающего роста тарифов на тепло для потребителей, и при этом не содержит ни одной конкретной меры по снижению затрат энергокомпаний. Это касается высокой стоимости содержания управленческого персонала; отсутствия детального нормирования работ по эксплуатации, ремонту, реконструкции, капитальному строительству; замены сверхприбыльной модели рынка продаж электроэнергии; отсутствия ограничения рентабельности товаров, работ и услуг, используемых в естественных монополиях и ЖКХ. По мнению экспертов, тарифная политика - это всегда учет экономических, политических и социальных факторов. Как считают эксперты, разработчики проигнорировали трудности в экономике, снижение доходов граждан, предвыборный год, политику государства в решении государственных проблем не за счет доходов граждан. Сегодня в России численность населения с доходами ниже прожиточного минимума составляет 19 млн. человек, в том числе 60 % семей, имеющих двух и более детей. Разработчики нового закона не учитывают, что в структуре коммунальных платежей более половины составляет оплата тепловой энергии. При этом расход тепла на отопление не имеет поквартирного учета, а определяется расчетным путем. Когда аналогичные меры пытались внедрить на территории восточных земель Германии, последовали массовые иски граждан о неправомощности таких решений. За счет бюджета (7 млрд. евро) в течение 9 лет проводилась модернизация внутридомовых систем отопления для установки одного теплосчетчика в каждой квартире. Также следует отметить, что новый закон консервирует использование ущербного для экономики страны «физического» метода распределения затрат на топливо между теплом и электроэнергией ТЭЦ, по которому эффект теплофикации относится на электрическую энергию. По мнению экспертов, этот метод был введен в СССР совместно с запретом на выделение топлива для котельных в зоне функционирования ТЭЦ. Сегодня, когда запрет на топливо отсутствует, стимулируется не эффективная теплофикация от ТЭЦ, а «котельнизация» страны с ежегодным перерасходом 37,0 млн.т.у.т. (более 100,0 млрд.руб.). Аргументы разработчиков новой системы, обосновывающие срочность повышения тарифов необходимостью решить проблемму высокой аварийности на объектах теплоснабжения (по первоначальным предоставленным данным рост 45% за последние 5 лет), нельзя считать убедительными. Так, МЧС России регистрирует с 2010 года в системах теплоснабжения всего несколько чрезвычайных ситуаций в год. По сравнению с 90-ми годами - меньше в десятки раз. Минстрой России отмечает, что за прошедший отопительный сезон количество аварий в теплоснабжении уменьшилось на 30-40%. По результатам последнего мониторинга Минэнерго России, озвученным на заседании Правительства Российской Федерации 11 мая 2017 года, аварийность на электростанциях и сетях за период 2013-2016 гг. снизилась почти на 30 %. Высокие среднегодовые потери тепла – 30 % также не могут считаться основанием для повышения тарифов на тепловую энергию. При таком уровне потерь создаются идеальные условия для методов проектного финансирования. Данное направление развивает сегодня Минстрой России на объектах ЖКХ, где по итогам прошлого года заключено 1638 концессионных соглашений на сумму 211 млрд.руб. Реализован вариант взаимоотношений банков, заказчиков и исполнителей, обеспечивающий целевое использование средств и эффективность реализованных проектов. Имеются вопросы по отсутствию у разработчиков предложений в части реализации эффективных нетарифных методов решения проблемы, включая успешно реализованные меры в скандинавских странах и Германии, позволившие кратно снизить потери тепла и, что особенно важно, удвоить ресурс работы систем теплоснабжения. Не предложены используемые во всем мире «энергетические» методы распределения затрат, по которым эффект теплофикации относится на производство тепловой энергии. В результате тарифы на тепловую энергию на коллекторах ТЭЦ снижаются в 2 раза, что позволяет рыночным способом снять вопрос об эффективности собственных котельных потребителей и обеспечить развитие теплофикации. По мнению экспертов, целесообразными решениями для российских условий являются: - переход к регулируемой усреднительной модели рынка «Единственный Покупатель», исключающей сверхприбыльность поставщиков электроэнергии; - гарантированная закупка более эффективной и экологически более чистой электроэнергии ТЭЦ по тарифам базовых электростанций или перевод ТЭЦ на розничные рынки электрической и тепловой энергии; - запрет строительства котельных в зоне функционирования ТЭЦ и котельных без когенерации в изолированных энергорайонах; - перевод в летний период нагрузок горячего водоразбора котельных на централизованное теплоснабжение от ТЭЦ; - стимулирование малого и среднего бизнеса за участие в работах по модернизации систем теплоснабжения в городах при использовании бесканальных проектов теплотрасс с гарантированной гидроизоляцией; - использование схем проектного финансирования для работ по модернизации тепловых сетей и теплоисточников, в том числе при строительстве баков-аккумуляторов тепла, для выравнивания графиков электрической и тепловой нагрузки ТЭЦ. При этом эксперты констатируют, что часть этих предложений была утверждена отраслевым техническим советом и в мае 2013 г. направлена в адрес Минэнерго России и в Правительство Российской Федерации. Их безусловным преимуществом является взаимосвязанное рассмотрение режимов электро- и теплоснабжения, позволяющее исключить убыточность крупнейшего сектора генерации – ТЭЦ, для создания основной части фонда по проведению масштабных работ по модернизации. Разработчики нового закона утверждают, что его введение не требует дополнительных средств из бюджетной системы Российской Федерации. Однако бюджетные организации потребляют в разных регионах от 2 до 7 % тепловой энергии (без Москвы и Санкт-Петербурга). Это означает, что их дополнительное обременение составит не менее 125 млрд.руб. ежегодно. Безусловным выгодоприобретателем предложенного закона является топ-менеджмент энергокомпаний, получающий в свое распоряжение дополнительные денежные средства, при отсутствии гарантий их целевого использования и контроля реальной эффективности проведенной модернизации. Кроме того, по мнению экспертов, есть большая опасность монополизации рынка теплоэнергетики. Это может привести к катастрофическому росту платы за тепловую энергию. Среди основных причин неготовности перехода на новую модель теплоснабжения по принципу «альтернативной котельной» ряд регионов Российской Федерации называет дороговизну, отсутствие необходимых технико-экономических предпосылок применения данного механизма, а также соответствующей нормативно-правовой базы. Несмотря на наличие проблем с теплоснабжением, многие регионы не торопятся с переходом на новую предлагаемую систему ценообразования: ждут принятия дополнительных нормативно-правовых актов, после чего смогут более точно прогнозировать последствия принятия такого решения. Так, по подсчетам Самарской области, введение «альтернативной котельной» приведет к весьма существенному росту тарифов на тепловую энергию. Результаты проведенных предварительных расчетов показали прирост тарифа на тепловую энергию по отношению к действующему в отдельных муниципальных образованиях региона до 54,3%. В Челябинской области также указали на неизбежное увеличение тарифа при введении «альтернативной котельной». Рост тарифа на тепловую энергию в Челябинске, по предварительным оценкам, составит 33,8%, что грозит социальной напряженностью и потребует дополнительных компенсаций субсидий из бюджета. При формировании цены на уровне «альтернативной котельной» на теплоисточниках, работающих в режиме когенерации, исключается весь эффект комбинированной выработки для потребителя, а также не обеспечивается реальная экономическая обоснованность тарифа. По предварительным оценкам, переход на «альтернативную котельную» потребует нескольких лет. Например, Пермскому краю для этого необходимо как минимум 5 лет. Следует также отметить, что ряд прогнозных показателей, использованных для обоснования эффективности внедрения данной модели, не основан на социальных и экономических реалиях. В частности, рост численности населения в горизонте десяти лет разработчиками определен в размере до 14%. Однако, на сегодняшний день по оценкам ведущих аналитиков в сфере экономики, рост населения прогнозируется даже на более далекий горизонт до 2035 года всего на 2%. Разработчиками приводятся средневзвешенные тарифы на тепловую энергию по муниципальным образованиям, которые не отображают реальную ситуацию по необходимости предлагаемого повышения тарифов, не корректно приводятся инфляционные параметры, которые не соответствуют текущему прогнозу социально-экономического развития страны. Подводя итог, необходимо отметить, что по своим общим принципам предлагаемая система тарифообразования, основанная на определении стоимости теплоснабжения от «альтернативной котельной», не является лишенной экономического смысла. Напротив, в некоторых случаях этот метод мог бы стать весьма действенным стимулом перехода на более эффективные технологии в теплоснабжении. Однако, учитывая его весьма категоричную «новационность», а также принимая во внимание социально-экономические аспекты, данный метод регулирования, на наш взгляд, не может стать повсеместным и подлежит применению лишь в отдельных случаях, когда предельный уровень цены должен выполнять функцию по сдерживанию роста тарифа на тепловую энергию, то есть в случаях необходимости снижения тарифов от достигнутых уровней, а не их роста, как в предлагаемой модели. А самое главное, в предлагаемой модели ценообразования отсутствуют стимулы по повышению эффективности деятельности организаций в сфере теплоснабжения. В то же время, предлагаемая нами модель предельного ценообразования, основанная на методе тарифного регулирования Price Cap, позволяет исключить риски, приведенные выше, учитывая в целом и подходы разработчиков описанного выше метода ценообразования в теплоснабжении, и мнения экспертов. Базируясь на нормировании затрат с учетом особенностей технологических процессов в регулируемых сферах, она устанавливает систему показателей эффективности, направленных на ограничение роста тарифов, стимулирует регулируемые организации к снижению себестоимости оказания услуг и повышению качества их предоставления на основе повышения эффективности деятельности организаций. |