Современные подходы к тарифному регулированию в отраслях естественных монополий

Государственное регулирование тарифов на услуги предприятий естественных монополий осуществляется в целях защиты экономических интересов потребителей от необоснованного повышения: тарифов, достижения баланса интересов субъектов естественных монополий и потребителей их услуг, развития конкурентной среды, создания экономических стимулов для обеспечения снижения себестоимости услуг.

Проведение дезинтеграции и приватизации естественных монополий в существующей институциональной среде может привести к серьезному ухудшению деятельности отраслей и экономики в целом. Опасность спада деятельности естественных монополий, являющихся для российской экономики системообразующими отраслями, сопряжена с дестабилизацией всех отраслей, являющихся пользователями продукции и услуг естественных монополистов, а также снижением поступлений в бюджеты всех уровней, разрыва единого экономического пространства [1, c. 104].

В отличие от цены на любой другой товар, который устанавливается единолично предпринимателем, исходя из своих предположений о рыночной конъюнктуре, понятие системы ценовых ставок означает, что есть множество элементов, формирующих конечные тарифы: собственно интересы предпринимателя, уровень жизни населения, уровень развития производства, государство, выражающее интересы последних двух групп через органы регулирования.

Таким образом, тарифообразование на электроэнергию становится элементом государственной экономической политики.

Государство реализует политику регулирования в области электроэнергетики посредством соответствующих нормативно-правовых актов различного уровня. «Правила игры» должны быть понятны и прозрачны для каждого субъекта: производителя электроэнергии, гарантирующего поставщика, сетевой компании или конечного потребителя, коммерческой структуры или гражданина, и носить долговременный характер, однако жизнь не стоит на месте и вносит свои коррективы, в том числе и в экономическую политику. При государственном регулировании цен (тарифов) в электроэнергетике основным принципом должно являться достижение баланса экономических интересов поставщиков и потребителей электрической и тепловой энергии, обеспечивающего доступность указанных видов энергии при обеспечении возврата капитала, инвестированного и используемого в сферах деятельности субъектов электроэнергетики, в которых применяется государственное регулирование цен (тарифов).

При регулировании тарифов применяются следующие методы [1, c. 105]:

1) метод экономически обоснованных расходов (метод «затраты плюс»);

2) метод индексации тарифов;

3) метод доходности инвестированного капитала (метод RAB).

Традиционным и преимущественно используемым в тарифном регулировании электросетевых компаний является: метод экономически обоснованных затрат («затраты плюс») при расчете тарифа на передачу электрической энергии.

Это означает, что при утверждении тарифов рассматриваются экономически обоснованные затраты компании на осуществление регулируемой деятельности, с учетом их фактического целевого использования за предыдущий год и инвестиционная программа организации. Из этих двух слагаемых и формируется тариф. При использовании метода экономически обоснованных затрат тарифы рассчитываются на основе размера необходимой валовой выручки организации (НВВ), осуществляющей регулируемую деятельность, от реализации каждого вида продукции (услуг) и расчетного объема производства соответствующего вида продукции (услуг) за расчетный период регулирования. Расчетный годовой объем производства продукции и (или) оказываемых услуг определяется исходя из формируемого Федеральной службой по тарифам сводного прогнозного баланса производства и поставок электрической энергии (мощности) в рамках Единой энергетической системы России по субъектам РФ. Сводный баланс формируется Федеральной службой по тарифам с поквартальной и помесячной разбивкой на основе принципа минимизации суммарной стоимости электрической энергии (мощности), поставляемой потребителям, при участии органов исполнительной власти субъектов РФ в области государственного регулирования тарифов.

При формировании сводного баланса определяются планируемые объемы потребления электрической энергии (мощности) населением.

Таким образом, используемый преимущественно в настоящее время затратный метод характеризуется стимулированием «раздувания» издержек у субъектов регулирования и препятствует внедрению передовых технологий. Отсутствует функциональная зависимость размера тарифа от параметров надежности и качества энергоснабжения потребителей с учетом перспективного спроса на электроэнергию и мощность. В итоге тарифы постоянно растут, а средств, для инвестирования в развитие энергокомплекса, постоянно не хватает.

Метод доходности инвестированного капитала (Метод RAB от англ. Regulatory Asset Base) – это система долгосрочного тарифного регулирования, направленная на привлечение инвестиций в строительство и модернизацию сетевой инфраструктуры и стимулирование эффективности расходов сетевых организаций.

В основе методики RAB лежит формирование тарифа компаний таким образом, чтобы они имели возможность постепенно возвращать инвестированные средства и проценты на привлеченный капитал. При этом заемные средства возмещаются не за один год, а в течение 20 и более лет. Тарифы устанавливаются на период от трех до пяти лет, что обеспечивает стабильность и прогнозируемость ситуации для инвесторов, снижает их риски, а значит, и стоимость капитала для распределительных сетевых организаций.

Кроме того, тарифы ежегодно корректируются в соответствии с влиянием макроэкономических факторов, например инфляции, если она вышла за прогнозируемые рамки.

Формирование необходимой валовой выручки (НВВ) в методике RAB, во-первых, фиксирует на период регулирования величину операционных расходов (что стимулирует меры по энергоэффективности), во-вторых, основано на принципе, согласно которому инвестор имеет право получить на инвестированный капитал доход, соответствующий норме доходности, признаваемой участниками рынка в качестве обоснованной, и возвратить весь инвестированный капитал к концу инвестиционного периода.

Если спроецировать этот базовый принцип на годовой инвестиционный период и учесть истощаемость инвестированного капитала со временем, станет понятно, что инвестору в конце года вернется инвестированный капитал, сниженный на величину годовой потери, поэтому в течение года инвестор не только должен получить приемлемый доход на инвестированный в начале этого года капитал, но и возвратить указанную годовую потерю инвестированного капитала. Возвращенный капитал может быть вновь реинвестирован в начале нового года и весь инвестиционный процесс повторится с той лишь разницей, что доход на инвестированный капитал по абсолютной величине снизится в соответствии со снижением величины реинвестированного капитала.

Ежегодный доход инвестора формируют две составляющие: фиксированный ежегодный возврат капитала, возмещающий инвестору ежегодную потерю стоимости инвестированного капитала, и ежегодно снижающийся доход на уменьшающийся реинвестированный капитал.

Расчетная модель включает:

- расчет параметров для «старого» инвестированного капитала;

- расчет параметров для «новых» инвестиций;

- возврат инвестированного капитала и доход на инвестированный капитал – как для «старого» капитала, так и для новых инвестиций.

Экономический смысл заключается в том, что при переходе к регулированию тарифов по методике RAB компания начинает получать доход, напрямую связанный с затратами на создание ее активов. Понятно, что при этом, с одной стороны, разрыв между ее стоимостью и стоимостью активов, порождаемый действующей до сих пор методикой тарифообразования, устраняется, а инвестиционная привлекательность компании резко возрастет. Это отражает интересы инвесторов. С другой стороны, результирующая величина тарифа – а точнее, траектория долгосрочного тарифного плана – не должна выходить за приемлемые границы, согласованные с региональным органом исполнительной власти, представляющим интересы региона и потребителей.

Регулятор в этой связи получает широкий набор экономических инструментов тарифного регулирования. Соответственно, заинтересованной в эффективной работе оказывается и менеджмент компании как третья сторона, которая выигрывает всю экономию при сокращении издержек относительно базового уровня.

Таким образом, в тарифной политике оказывается уже три «игрока», что принципиально меняет направленность тарифных споров - вместо спора типа «больше-меньше» (не дающего удовлетворительно результата ни одной стороне) появляется возможность выиграть всем (т.н. стратегия «win-win»). Задача усложняется, и ее решение требует более сложного инструментария. Поэтому смысловым ядром всей методики является расчетная модель, связывающая воедино все параметры: предполагаемый уровень НВВ, оценку капитала и показатели инвестиционной программы. Для поиска и обоснования выбора оптимального варианта необходимо применение вариационных и итерационных процедур.

Казалось бы, технически, используя новую методику, любая регулируемая компания может уже сейчас попытаться сама рассчитать возможный рост своей стоимости и динамику дохода. Но реально такой расчет не стоит ничего без организации самого процесса регулирования как процесса оптимизации – причем, на основе тесного взаимодействия всех трех «игроков». Поэтому регулятор сможет дифференцировать акценты своей тарифной политики в регионе в каждом конкретном случае - либо регулятор стимулирует предприятия-потребителей, либо формирует определенные параметры расчетной в целях стимулирования инвесторов (варьируя норму доходности и т.д.). То есть дифференциация потребуется для определенных зон обслуживания, связанных технологически, географически и имеющих присоединенных потребителей (вместо традиционного регулирования энергоснабжающих организаций - юридических лиц).

Перед началом долгосрочного периода регулирования определяются планируемые значения параметров расчета тарифов:

- индекс потребительских цен, в соответствии с прогнозом социально-экономического развития, утверждаемый Министерством экономического развития Российской Федерации;

- количество активов (в отношении услуг по передаче электрической энергии - условных единиц, относящихся к активам, необходимым для осуществления регулируемой деятельности), определяемое регулирующими органами;

- расходы, включаемые в необходимую валовую выручку в фактическом объеме (неподконтрольные расходы), определяемые регулирующими органами;

- расходы, предусмотренные согласованной в установленном порядке инвестиционной программой организации, за исключением расходов, финансируемых за счет платы за технологическое присоединение;

- полезный отпуск электрической энергии, определяемый регулирующими органами;

- стоимость потерь электрической энергии, определяемая регулирующими органами.

На основе долгосрочных параметров регулирования и планируемых значений параметров расчета тарифов, определяемых на долгосрочный период регулирования, регулирующие органы рассчитывают необходимую валовую выручку регулируемой организации на каждый год очередного долгосрочного периода регулирования.

В течение долгосрочного периода регулирования регулирующими органами ежегодно производится корректировка необходимой валовой выручки, устанавливаемой на очередной финансовый год, с учетом отклонения фактических значений параметров расчета тарифов от планировавшихся значений параметров расчета тарифов. Величина корректировки, учитываемая в очередном году долгосрочного периода регулирования, рассчитывается как разница между товарной выручкой регулируемой организации за прошедший год и необходимой валовой выручкой, установленной на прошедший год, с учетом ее корректировки на отклонения фактических значений параметров расчета тарифов от планировавшихся значений параметров расчета тарифов. Необходимая валовая выручка, принимаемая к расчету при установлении тарифов в очередном году долгосрочного периода регулирования, рассчитывается как сумма необходимой валовой выручки, установленной на очередной год долгосрочного периода регулирования, и величины корректировки, рассчитанной по итогам года, предшествовавшего текущему году.

Принципиально новым в данном методе является включение в необходимую валовую выручку компании двух составляющих – возврата инвестированного капитала (аналога бухгалтерской амортизации) и дохода на инвестированный капитал.

Размер инвестированного капитала определяется для регулируемой организации один раз (при переходе на RAB) по результатам оценки активов независимой экспертной организацией – это рыночная стоимость объектов, непосредственно участвующих в процессе передачи электрической энергии. Далее раздельно от бухгалтерского и налогового ведется учет инвестированного капитала, в соответствии с Правилами ведения учета. Полная и остаточная стоимости отличаются на величину физического износа оборудования. Реализация инвестиционных программ, приобретение и реализация сетевыми компаниями оборудования, его естественный износ – все это влияет на размер инвестированного капитала, на расчет долгосрочных тарифов, и в итоге, на величину тарифа для конечных потребителей. В настоящее время

Федеральная служба по тарифам совместно с Минэкономразвития России организовала работу по внесению изменений в Порядок определения и ведения учета инвестированного капитала. В условиях широкомасштабного перехода на методику RAB задача разработки качественного инструментария для ведения учета регуляторной базы одна из самых актуальных на сегодняшний день. Срок возврата инвестированного о капитала определен ФСТ России на первый долгосрочный период - 35 лет.

Соответственно, ежегодно включаемый в тариф сетевой организации возврат инвестированного капитала составит 1/35 от полной величины. Для расчета дохода на инвестированный капитал регулятором в соответствии с утвержденными Правилами расчета, устанавливается норма доходности на старый и новый инвестированный капитал. Эта составляющая в RAB-тарифах не имеет аналога при методе «затраты плюс» и является источником для осуществления инвестиционных проектов и получения дохода инвесторами. Справедливая норма доходности на инвестированный капитал рассчитывается в виде средневзвешенной стоимости капитала.

Такой подход к расчету нормы доходности позволяет учитывать риски, связанные с финансированием деятельности распределительных сетевых компаний как за счет собственных источников, так и за счет заемных средств. Стоимость финансирования деятельности компании за счет собственного капитала отражает все риски, присущие инвестициям в акционерный капитал. Стоимость финансирования за счет заемных средств соответствует процентной ставке, под которую возможно привлечение кредитных ресурсов.

Данная система необходима для привлечения масштабных инвестиций в распределительные сети при одновременном недопущении резкого роста тарифов на услуги сетевых компаний. Таким образом, RAB-регулирование позволяет предприятиям привлекать капитал в требуемом объеме и иметь в тарифе гарантированный источник его возврата в течение 35 лет. Эти условия понятны инвесторам и поэтому чрезвычайно выгодны сетевым организациям.

Увеличение вложений сетевых организаций не приведет к росту тарифов, так как реализация инвестпрограммы не влияет на тариф того года, в котором она осуществляется. Возможность увеличения кредитного плеча для эффективного выполнения инвестиционных проектов является одной из основных особенностей формирования тарифов методом RAB [9].

Система RAB-регулирования была создана и впервые внедрена в Великобритании в конце 80-х гг. прошлого века. Первыми перешли на новую модель тарифообразования компании связи и водоснабжения. Чуть позже эксперимент был распространен на электрические и газовые сети, порты, аэропорты и иные сферы бизнеса с ограниченной конкуренцией. С середины 90-х гг. английский опыт переняли другие европейские страны, а также Австралия, Канада и США. Сегодня методика RAB-регулирования применяется во многих государствах Западной и Восточной Европы: в Великобритании, Чехии, Венгрии, Румынии, Болгарии, Германии, Швеции, Норвегии.

Необходимо обратить внимание на то, что реализация всех преимуществ реализации метода доходности инвестированного капитала RAB может быть сопряжена с серьезными трудностями. Возьмем, например, возможность долгосрочного планирования программ развития.

Помимо сетевой составляющей стоимость электроэнергии включает цену генерации. По прогнозам экспертов в ближайшие годы рынок не застрахован от возникновения дефицита электроэнергии [13]. А в этом случае цена электроэнергии может начать расти экспоненциально. Еще одним препятствием на пути реформы может оказаться слишком высокая ставка по кредитам, которая может быть больше установленной нормы доходности в 12%.

В настоящее время переход на долгосрочное тарифное регулирование закреплен на законодательном уровне, а также посредством поручений Правительства РФ.

Следует отметить, что государственное ценовое регулирование в России продвинулось еще на один шаг в деле введения стимулирующего регулирования в отношении естественных монополий в электроэнергетической отрасли.

Проведенный сравнительный анализ методов тарифного регулирования по основным показателям выявил, что метод экономически обоснованных затрат используется для установления тарифов на один год, тогда как RAB – это метод долгосрочного регулирования 3-5 лет. Операционные затраты при затратном подходе ежегодно обосновываются, RAB упрощает процедуру – применяется индексирование в соответствии с расчетными коэффициентами с заданием на снижение. Экономия, полученная организацией от установленного уровня, сохраняется в компании последующие пять лет как премия за эффективность.

Принципиальным отличием системы RAB является то, что в выручку компании при тарифном регулировании закладывается источник для возврата заемных средств, привлекаемых для реализации инвестиционной программы предприятия - возврат и доход на капитал. Новая концепция регулирования, реализовываемая с внедрением RAB-регулирования, ставит монополию в такие условия, чтобы она вела себя как конкурентная компания. Регулирующий орган при утверждении тарифов сравнивает деятельность компании с аналогами из других регионов – «benchmarking».

В зависимости от эффективности деятельности, компания получает премии либо штрафы, что стимулирует оптимизацию операционной деятельности. Тарифная модель RAB увязывает надежность и качество оказываемых услуг с валовой выручкой компании.

Таким образом, сбалансированная методика формирования тарифной политики в энергетике, реализующая сформулированные принципы ее формирования и отвечающая требованиям к инструментам и методам ее реализации, позволяет согласовать интересы объектов и субъектов тарифной политики. Для различных субъектов можно выделить следующие цели внедрения RAB:

Цели потребителей:

- обеспечение качественными услугами по электроснабжению;

- снижение (в сопоставимых ценах) тарифов на электроснабжение.

Цели компаний:

- обеспечение эффективной и прибыльной деятельности, предотвращение банкротства;

- привлечение кредитных и инвестиционных ресурсов к реновации основных средств;

- обеспечение предсказуемости тарифной политики;

- привлечение грамотных менеджеров и обеспечение их мотивации к получению достойного вознаграждения за счет повышения экономической эффективности деятельности компаний, а не за счет повышения тарифов.

Цели администрации регионов:

- организация качественного электроснабжения населения;

- обеспечение структурной реформы ЖКХ;

- встраивание тарифной политики в долгосрочную социально-экономическую стратегию развития территории;

- сокращение расходов бюджета на оплату коммунальных услуг.

Исследование характера связей между базовыми условиями формирования тарифной политики и последствиями ее реализации позволило сформулировать основополагающие принципы формирования тарифной политики и определить требования к инструментам и методам ее реализации. Тарифная модель должна обеспечивать:

1) наименьший рост тарифа;

2) максимальный объем инвестиционных затрат;

3) механизм возврата заемного капитала.

Таким образом, в соответствии с выбранными критериями можно сделать вывод, что внедрение системы тарифообразования на принципах RAB обладает рядом преимуществ:

- формирование тарифов происходит на основе стоимости активов компании, определенной независимым оценщиком, т.е. с учетом переоценки, что значительно повышает возможности компании в финансировании инвестиционных программ;

- обеспечивается возвратность акционерного и заемного капитала на уровне рыночной доходности в отраслях с аналогичным уровнем рисков;

- создаются стимулы для компании к снижению затрат и повышению надежности и качества энергоснабжения;

- устанавливаются долгосрочные тарифы с ежегодной индексацией в зависимости от величины инфляции и с учетом других объективных причин, что способствует прозрачности и прогнозируемости денежных потоков компаний.

- применение метода доходности инвестированного капитала это компромисс между энергоснабжающими компаниями, потребителями электрической энергии и государством.

Заключение

Рассмотрев естественные монополии, можно сделать вывод, что однозначной оценки данного вида монополий в экономической теории нет. В науке существуют мнения, обосновывающие существование естественных монополий и доказывающие их эффективность в рыночной экономике, но есть и мнения, категорически опровергающие существование какой-либо естественности монополий.

Проведенный в данной курсовой работе анализ различных экономических субъектов позволяет сделать вывод в пользу существования естественных монополий. На данный момент все известные методы регулирования хотя и позволяют кардинальным образом решить проблемы естественных монополий, но обладают рядом недостатков, снижающие эффективность деятельности естественных монополий. Таким образом, пока экономическая наука не нашла более эффективный способ, регулирование естественных монополий является основной проблемой государства, которое во многих странах имеет тенденцию брать на себя ответственность за деятельность естественных монополий целиком и национализирует их. На данном этапе этот способ является наиболее эффективным.

Проведя анализ специфики российских естественных монополий, можно сделать вывод, что государственная политика по отношению к естественным монополиям до конца не сформировалась, что находит отражение в несовершенном законодательстве. Однако у российских естественных монополий есть огромный потенциал.

Таким образом, естественные монополии в России имеют преимущества в условиях государственной собственности, а политика активного государственного предпринимательства может сделать естественные монополии весьма эффективными, что позволит российской национальной экономике успешно развиваться и занять достойное место в мире.

Список литературы

1) Батина И.Н. К вопросу о современных подходах к тарифному регулированию в отраслях естественных монополий // Журнал экономической теории. – 2011. - №1. – с. 104-110.

2) Белоусова Н., Васильева Е., Лившиц В. О государственном реформировании естественных монополий в экономике России // Общество и экономика. - 2012.- № 1.- с. 20.

3) Бюллетень отрасли российской экономики: производство, ценные бумаги, финансы. Электроэнергетика. – Москва. – 2012. – Выпуск 989. – Режим доступа: http://www.akm.ru/rus/analyt/analyt/energ.htm.

4) Васильева Е.М. Формирование оценок эффективности естественно-монопольных производственных систем – М.: Либроком, 2011. -176 с.

5) Варнавский В. Государственно-частное партнерство как альтернатива приватизации в инфраструктурном комплексе // Проблемы теории и практики управления.- 2009.- № 2.- c. 47-48.

6) Гаврилов А. И. Проблемы реформирования естественных монополий // Фундаментальные исследования.- 2012.- № 4.- c. 41.

7) Гальперин В.М., Игнатьев С.М., Моргунов В.И. Микроэкономика. - СПб.: Экономическая школа, 2010. – 226 с.

8) Городецкий А., Павленко Ю. Реформирование естественных монополии// Вопросы экономики.- 2010.- № 1.- c. 137-138.

9) Дамодаран А. Инвестиционная оценка: инструменты и методы оценки любых активов // Пер. с англ. – 3-е изд. – М.: Альпина Бизнес Букс, 2006. – 1341 с.

10) Даурова Т.Г. Эволюция российского антимонопольного законодательства // Законодательство и экономика. - 2009. - № 1. - с. 70-77.

11) Дерипаска О.В. Каким быть естественным монополиям. - Режим доступа: http://www.nccg.ru/site.xp/049052050050124050050053.html.

12) Дерябина М. Реформирование естественных монополий: теория и практика // Вопросы экономики.- 2006.- № 1.- c. 106-107.

13) Завьялова В.А. Новые вопросы в реформе ЖКХ. — Режим доступа: http://esco-ecosys.narod.ru/journal/journal99.htm.

14) Клавдиенко В. Государственное регулирование в экономике (некоторые аспекты теории и мировой опыт) // Проблемы теории и практики управления. - 2011. - № 6. - с. 29-37.

15) Королькова Е. Тенденции в развитии теоретических подходов к регулированию естественных монополий // Общество и экономика. – 2010.- № 7. – с. 11.

16) Крюков В. Мировая энергетика на перекрестке дорог: какой путь выбрать России? // Вопросы экономики.- 2009.- №12. – с. 22-37.

17) Малкина М.Ю., Абросимова А.О. Анализ особенностей функционирования естественных монополий современной России // Экономический анализ: теория и практика. – 2012. - № 12. – с. 56-64.

18) Милина Я. RAB шагает по стране//Коммерсантъ. - 2008. - №12. - с. 21-23.

19) Меркулова Ю. Особенности российского отраслевого монополизма // Общество и экономика. - 2009. - № 4-5. – с. 26-56.

20) Радюкова Я. Ю. Реструктуризация естественных монополий как инструмент оптимизации их деятельности // Социально-экономические явления и процессы.- 2010.- Вып. 6.- с. 154.

21) Тарасевич Л.С. Микроэкономика: учебник / Л.С. Тарасевич, П.И. Гребенников, А.И. Леусский. - 7-е изд. - М.: Юрайт-М, 2012. – 543 с.

22) Федоров С. В. Монополисты-энергетики // Режим доступа: http://www. riskovik. com/journal/stat/n2/mono/.

23) Шамаев И.Н. К вопросу о реформировании естественных монополий в России // Социально-экономические явления и процессы. – 2011. - №1. – с. 244-247.

24) Экономическая теория: учебник / под ред. А.Г. Грязновой, Т.В. Юданова А.Ю. - М.: Изд-во «КноРус», 2012. - 608 с.

25) Якунина И.Н., Радюкова Я.Ю. Государственное регулирование деятельности естественных монополий в контексте обеспечения реализации национально-государственных интересов России // Вестник Тамбовского ун-та.- Сер.: Гуманитарные науки.- Вып. 2 (82).- 2010.- с. 36-42.

26) Янович И.С. Антимонопольное законодательство России и зарубежных стран: общая характеристика // Вестник Московского университета. – 2011. – №6. – с. 102-112.

Приложения

Приложение 1

Производство электроэнергии в регионах России [3]