Проблемы внедрения RAB-метода в сфере энергетики

Размещено на http://www.allbest.ru

Размещено на http://www.allbest.ru

В современном мире энергетика является основой развития базовых отраслей промышленности, определяющих прогресс общественного производства. Однако высокие темпы энергопотребления, обусловленные позитивной динамикой экономического развития РФ, диктуют необходимость формирования государством благоприятных и долгосрочных условий функционирования инфраструктурных отраслей экономики страны.

На сегодняшний день одной из серьезнейших проблем является крайне высокая степень износа основных фондов распределительных сетевых компаний. Это обстоятельство начинает сказываться на качестве и надежности предоставляемых распределительными компаниями услуг. В создавшихся условиях государственное регулирование может и должно стать инструментом развития электросетевых компаний, позволяющим привлекать инвестиционные ресурсы на долгосрочную перспективу. Федеральная служба по тарифам в целях обеспечения такого притока вложений и, соответственно, повышения качества и надежности услуг инфраструктурных организаций в настоящее время активно внедряет в практику RAB-метод.

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 годов в процессе приватизации электросетевого комплекса и либерализации рынка электроэнергии. Тогда государство выделило 14 сопоставимых по размерам распределительных сетевых компаний и предложило ввести данную систему. RAB-регулирование оказалось очень эффективным: энергокомпании существенно сократили свои издержки при одновременном увеличении инвестиций в отрасль. Поэтому система RAB в мире считается образцом тарифного регулирования в первую очередь для распределительных электрических сетей, систем водоснабжения и связи. В середине 1990-х годов на RAB перешли Канада, США, Австралия и многие страны Западной Европы, 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.

В России работа над новой моделью тарифного регулирования началась в профильных ведомствах, и в первую очередь в Минэкономразвития, еще в период реформирования электросетевого комплекса страны в 2003-2005 годах. Аналогично Великобритании, в нашей стране в процессе реформирования созданы 11 сопоставимых по масштабам межрегиональных распределительных сетевых компаний. Были проведены необходимые исследования, разработаны методические рекомендации, подготовлена законодательная база, и в июне 2008 года премьер-министр РФ подписал в новой редакции Постановление правительства об основах ценообразования в отношении электрической и тепловой энергии. Работа над проектом Постановления велась больше двух лет, и оно является примером внедрения передового международного опыта в российскую систему регулирования [1].

Федеральный закон №?261?ФЗ от 23 ноября 2009 года «Об энергосбережении и повышении энергетической эффективности», распоряжение правительства РФ №?30-р обязывают все сетевые организации к 2012 году перейти на долгосрочное регулирование. Предполагается, что RAB обеспечит стимулирование привлечения инвестиций в развитие сетей, поскольку в тарифе на передачу энергии, помимо фактических затрат компании, учитываются суммы, обеспечивающие возврат средств, вложенных в сети, а также определенный процент дохода для инвестора. Тариф при RAB-регулировании, в отличие от схемы «затраты плюс», устанавливается не на один год, а на 3-5 лет [2].

Стандартная система расчета тарифа для сетей, использующих схему "затраты плюс": должна вернуть компании ее издержки и обеспечить некоторую норму доходности. Система имеет несколько неизбежных минусов. Во-первых, короткий горизонт планирования (тариф известен только на год вперед, и компания не в состоянии определить свои финансовые возможности даже на среднесрочную перспективу). Во-вторых, размер выплат напрямую зависит от того, какие расходы запланируют энергосети. Если сеть сможет снизить свои издержки, то через год регулятор соответственно уменьшит ставку тарифа.

RAB действует иначе. Тарифы устанавливаются на длительный срок - от трех до пяти лет - и учитывают необходимость привлечения средств для инвестирования (модернизации имеющихся мощностей и строительства новых). Кроме того, в тарифе учтена необходимость возврата вложенных средств в течение длительного времени. Так, для некоторых компаний установлено, что возврат капитала осуществляется в течение 35 лет. При переходе на RAB все финансовые параметры понятны, банкам становится ясно, как компания будет возвращать взятые кредиты. Остаются только риски, связанные с макроэкономической ситуацией. Например, прогнозный уровень инфляции, заложенный при расчете, может не совпасть с реальным (при определении RAB-тарифов для Федеральной сетевой компании ЕЭС (далее ФСК) инфляция 2011 года была установлена на уровне 7,5 %, в 2012 году-6,5 % [7].

Первыми в России на новую методику тарифообразования с января 2009 года перешли Астраханская, Белгородская, Липецкая, Ростовская, Рязанская, Тверская, Тульская и Курганская области, а также Пермский край [1].

Мировая практика показала, что регулирование тарифов в электросетевом комплексе на основе методологии RAB имеет ряд преимуществ для электросетевых компаний и потребителей перед действующей сейчас системой «затраты плюс».

Компании в системе RAB получают гарантированный возврат инвестиций и доход на инвестиции, достаточный для обслуживания кредитов и получения прибыли. Кроме этого, они получают стимул к снижению издержек, так как сэкономленные средства остаются в компании в отличие от применяемой исторически в России системы «затраты плюс».

С точки зрения потребителей достоинствами системы RAB являются повышение надежности энергоснабжения и качества предоставляемых услуг за счет новых инвестиций [1].

Семнадцать распределительных сетевых комплексов работают по новой системе тарифообразования в России. Переход всех сетевых компаний на RAB-регулирование осложняется несовершенством законодательства, отсутствием целостной нормативной базы. Пока сама методология перехода на RAB-регулирование многим видится несколько «сырой». И с этим, отчасти, согласны представители Федеральной службы по тарифам. В настоящее время ведется работа по совершенствованию законодательной базы по переходу сетевых компаний на долгосрочное регулирование. В частности, планируется внести изменения в методические указания по регулированию тарифов с применением метода доходности инвестированного капитала [2].

Сегодня почти весь энергетический комплекс работает на том, что было создано в СССР. Практически на протяжении многих лет сетевой комплекс находился в состоянии стагнации, потому что при скудности тех ресурсов, которые получали за свои услуги энергетики, большая часть шла на поддержание тепловых источников и генерации как основы формирования энергетического комплекса. Распределительно-сетевой комплекс финансировался и сегодня финансируется по остаточному принципу, что, конечно, не приводит к его обновлению в необходимой мере. Почти 70 % оборудования имеет 100 %-ный износ. Из них 7,4 % - оборудование, отработавшее два нормативных срока.

Полезный отпуск электроэнергии в 2008 году начал расти. Кризис внес свои поправки и существенно скорректировал объем передачи и, соответственно, скорректировал объем той выручки, которую необходимо было иметь для поддержания комплекса в нормальном техническом состоянии. На сегодняшний день по техническим характеристикам закрыто огромное количество центров питания. К сожалению, это, в основном, объекты, которые находятся в крупных областных центрах и крупных городах. Основное развитие промышленности, мелкого бизнеса, рост коммунального потребления электроэнергии происходит именно в больших городах, областных центрах, где инфраструктура, которая была создана в предшествующие годы, теперь не покрывает потребностей этих городов. Поэтому сегодня возможности обновления и развития при использовании современных методов тарифообразования, которые прошли адаптацию в мировой практике и показали эффективность, - это метод дохода на инвестированный капитал.

Переход на RAB-регулирование выгоден для всех участников процесса. Потребители получают повышение качества услуги, надежности электроснабжения. Сетевые компании получают снижение аварийности электрических сетей, решение проблемы старения и ухудшения состояния электрических сетей. Инвесторы получают гарантию возврата инвестированного капитала, снижение рисков, справедливый уровень доходности капитала, который определен принципами тарифного регулирования.

Однако при переходе на новый метод регулирования возникает ряд трудностей. Во-первых, оценка инвестированного капитала должна проходить не сама по себе, в отрыве от конечного тарифа, а представлять собой компромисс, позволяющий, с одной стороны, развивать компанию, а с другой стороны, держать темпы роста тарифа под контролем.

Во-вторых, необходимо отметить также динамику роста тарифов по годам. Основной рост идет не из-за перехода к долгосрочному регулированию по методу RAB. Рост идет из-за того, что с 1 января 2012 года происходит полная либерализация рынка. И в связи с этим 3 года для долгосрочного тарифного регулирования маленький срок. Пятилетний срок был бы более приемлем.

И наконец, на данный момент практически все региональные регуляторы, которые вплотную подошли к работе по методу RAB, столкнулись с тем, что, как таковых, унифицированных показателей энергоэффективности в стране нет. И хотелось бы предложить ФСТ РФ разработать достаточно унифицированные показатели, чтобы политика по энергоэффективности в каждом регионе была не своя, а единая по всей стране.

Важная проблема - согласование или пересогласование инвестиционной программы, когда объем остается тот же, но меняется номенклатура, наименование объекта, меняется стоимость каждого объекта - в постановлении правительства нечетко определено, отчего брать проценты. Плохо рассмотрен вопрос доходности на старый инвестированный капитал, а также, на каком основании ФСТ РФ был принят и введен в действие приказ о доходности на старый капитал в размере 6, 9 и 12 процентов, соответственно, по годам [3].

Что же касается Иркутской области, состояние сетей мало чем отличается от сетей в целом по России, процент износа тот же самый - где-то 60-70 %. Конечно, это зависит от класса. Если сети 0,4 кВ, то износ около 70 %, если магистральные, в развитие которых вкладываются значительные средства, то ниже. По сравнению с близлежащими регионами в Иркутской области меньшее количество отказов.

ОАО «Иркутская электросетевая компания» (далее ИЭСК) пыталась перейти на RAB-регулирование ещё с 2011-го, однако долгосрочную инвестиционную программу компании, предусматривающую вложение более 18,8 млрд рублей в развитие сетевой инфраструктуры в Иркутской области в 2011-2013 годах, Министерство энергетики РФ не успело утвердить в срок.

Однако позже компания вновь подала документы в Минэнерго, и её руководство надеется, что их утвердят в положенный срок. Но, учитывая, что тарифы стали пересматриваться чаще, перспективы долгосрочного регулирования стали выглядеть более туманными.

Между тем существуют альтернативы RAB-регулированию, например метод индексации тарифов или утверждённая региональными властями долгосрочная инвестиционная программа. Последняя должна базироваться на перспективной схеме развития электрических сетей, разработанной по настоянию ИЭСК [4].

Ситуация в ОГУЭП «Облкоммунэнерго» (далее ОГУЭП ОКЭ) с внедрением метода RAB-регулирования достаточно сложная. Очень важным фактором, влияющим на деятельность компании, является то, что эта электросетевая компания является государственным унитарным энергетическим предприятием (ГУЭП) с областной формой собственности. Именно форма собственности не позволяет отказаться от непрофильных видов деятельности - эксплуатации дизельных электростанций и электрокотельных (далее ДЭС), за которые никогда бы не взялось ОАО «Иркутскэнерго». Эксплуатируя электросетевое хозяйство этих ДЭС, большинство из которых принадлежит местным органам власти, а также осуществляя теплоснабжение в некоторых поселках, ОГУЭП ОКЭ несет дополнительную социальную и финансовую нагрузку (обеспечение топливом, неплатежи, ремонты и т.д.), что снижает финансово-экономические показатели компании. Отсюда вытекает проблема - элементарная нехватка денежных средств на эксплуатацию и развитие энергохозяйства распределительных электросетевых компаний из-за жесткой тарифной политики, которую проводят регулирующие органы (РЭК, СТ). Следовательно, для государственной компании при внедрении нового метода привлечение частных инвестиций исключается. Значит, для предприятия источниками финансирования инвестиционных программ модернизации и развития электросетевого хозяйства становятся заемные средства (банковские кредиты) и ограниченные собственные финансовые ресурсы через включение их в тарифы на услуги по передаче электроэнергии. В условиях сложной финансово-экономической ситуации в России банки практически не предоставляют кредиты на длительные сроки. Если такая возможности и будет предоставлена, то проценты по кредитам будут превосходить планируемую доходность на инвестируемый капитал, что приведет предприятие к банкротству. Также ограничены возможности привлечения иностранного капитала из-за высоких рисков инвестора, связанных с нестабильностью законодательной базы, регулирующей инвестиционные отношения. Кроме того, не понятно, кто может выступать гарантом для государственного предприятия при получении кредитов на длительные сроки, кроме того, залог государственного имущества тоже невозможен [5].

Очевидно, что в сложившейся ситуации необходимо использовать новые финансовые механизмы привлечения инвестиций. Одним из таких механизмов является лизинг. Именно лизинг устраняет противоречия между предприятием, у которого нет средств на модернизацию основных фондов, и банком, который неохотно предоставит этому предприятию кредит. Лизинговая операция выгодна всем участвующим: одна сторона получает кредит, который выплачивает поэтапно, и нужное оборудование; другая сторона гарантию возврата кредита, так как объект лизинга является собственностью лизингодателя или банка, финансирующего лизинговую операцию, до поступления последнего платежа [6].

В условиях дефицита основного энергетического оборудования и ограниченного количества его производителей актуальной становится возможность лизинговой компании слотировать оборудование. Предварительная контрактация с производителями и поставщиками оборудования, с которыми лизинговая компания работает постоянно, намного сокращает подготовительную стадию проекта.

Общеизвестно, что по российскому законодательству лизинговые компании имеют ряд налоговых преимуществ, во многом облегчающих налоговое бремя для развивающихся компаний. Благодаря ускоренной амортизации, предусмотренной лизингом, процесс окупаемости проекта может быть значительно сокращен.

Таким образом, некоторые проблемы, возникающие при внедрении RAB-метода можно решить за счет лизинга энергооборудования. Безусловно, необходимо со всей тщательностью подходить к выбору лизинговой компании, ведь от нее во многом зависит насколько быстро, качественно и недорого будет реализован проект. Лизинговые компании могут разговаривать с энергетическими компаниями на одном языке, а значит - приносить прибыль.

Литература

капитал энергетика тарифообразование

1. Постановление Правительства Российской Федерации от 26 февраля 2004 года.

№ 109 «О ценообразовании в отношении электрической и тепловой энергии в РФ».

2. ФЗ №?261 ФЗ от 23 ноября 2009 г. «Об энергосбережении и повышении энергетической эффективности»

3. Приказ Федеральной службы по тарифам от 26 июня 2008 г. № 231-э "Об утверждении методических указаний по регулированию тарифов с применением метода доходности инвестированного капитала".

4. Восточно-Сибирская правда. № 68. 23 июня 2011.

5. Электронный ресурс. Режим доступа: http://www.baikal24.ru/page.php?action=showItem&type=article&id=1038 7&archiveeYear=1 3&archiveMonth=06

6. Журнал «Лизинг ревю». № 3. 2009 г.

7. Михайлов В.В. Тарифы и режимы электропотребления. 2-е изд., перераб. и доп. М.: Энергоатомиздат, 1986. 216 с.

Размещено на Allbest.ru