CC BY
40Гимади В. И., начальник Управления по экономике отраслей ТЭК Аналитического центра при Правительстве Российской Федерации, аспирант кафедры экономического анализа организаций и рынков НИУ ВШЭ, г. Москва, [email protected]
РЕФОРМА, КОТОРАЯ СОГРЕВАЕТ: ЧТО ОЖИДАЮТ ОТ ПРЕОБРАЗОВАНИЙ В ТЕПЛОСНАБЖЕНИИ1
Российский сектор теплоснабжения находится на переходной стадии к новой системе тарифного регулирования. Считается, что действующая система регулирования тарифов во многом является причиной образовавшихся в секторе проблем. По мнению экспертов и участников отрасли, новая система регулирования может решить большую их часть. При этом мнения заинтересованных сторон о вводимой системе тарифного регулирования расходятся: одни полагают, что существующую степень регулирования нужно сохранить, другие же считают, что ее можно значительно ослабить. Основная причина разногласий заключается в том, что сфера теплоснабжения является неоднородной. Помимо того, параллельно приходится учитывать интересы большого количества участников из смежных сфер (электроэнергетики, систем коммунального хозяйства, исполнителей жилищных услуг), а также различных групп потребителей. Различные подходы к тарифному регулированию, в свою очередь, могут привести к разным результатам как для производителей, так и для потребителей.
Ключевые слова: сфера теплоснабжения, методы тарифного регулирования, эффекты для потребителей и производителей.
Введение
Теплоснабжение остается одним из наиболее проблемных секторов в экономике России. К существенному снижению эффективности функционирования систем теплоснабжения привели длительный период отсутствия реформ, сложившаяся система тарифного регулирования и структура собственности.
Основной действующий механизм формирования тарифов на тепловую энергию — метод компенсации затрат (способ экономически обоснованных затрат, или «затраты
1 Статья подготовлена при поддержке программы фундаментальных исследований НИУ ВШЭ, проект «Оценка эффектов конкурентной политики».
плюс») — не дает участникам отрасли верных ориентиров, не позволяет формировать долгосрочную и эффективную инвестиционную политику. У производителей и собственников инфраструктуры не хватает возможностей и стимулов для повышения эффективности производства, как следствие, объем инвестиций в сферу недостаточен. В результате технические и экономические характеристики системы теплоснабжения в России ухудшаются. Высоки потери тепловой энергии при ее передаче и распределении по тепловым сетям (по данным Рос-стата, средневзвешенные потери по России составляют около 11%, что является относительно нормальным значением, но в некоторых регионах достигают 40%, а в отдельных системах значительно превышают и это зна-
чение). Относительный перерасход топлива при производстве тепловой энергии происходит из-за использования устаревших технологий. Снижается надежность действующих систем теплоснабжения: нередки аварии и повреждения тепловых сетей, особенно в отдельных регионах. Данные тенденции приводят к увеличению затрат организаций, что, в свою очередь, приводит к росту тарифов на производство тепловой энергии и передачу ее потребителям.
Для решения данных проблем в последние годы были приняты нормативные документы, предусматривающие введение нескольких видов долгосрочных тарифов на тепловую энергию в России, начинающих действовать в пробном режиме с текущего года. Это следующие методы: индексации; RAB (метод обеспечения доходности инвестированного капитала); сравнения анало-гов2. В настоящее время разрабатывается модель перехода к иному методу образования тарифов — по принципу «альтернативной котельной». Их основное отличие — степень регулирования: в первых трех случаях значение тарифа утверждается регулятором для каждой отдельной организации, в случае последнего метода — для системы теплоснабжения в целом.
Вероятно, выбор методов тарифного регулирования в сфере теплоснабжения может привести к разному соотношению изменений в размере тарифов для потребителей, технических и экономических показателях (инвестиции, сокращение износа). На примере электроэнергетики в России, где реформы идут уже более десяти лет, очевидно, что изменение методов ценообразования не всегда приводит к повышению эффективности, а в ряде случаев создает источники неэффективности. В частности, если инвестору фактически гарантируют рынок сбыта (как в случае договоров на поставку мощностей в генерации электроэнергии) или зара-
2 Выбор вида зависит от характеристик теплоснабжающей организации.
нее устанавливают норму отдачи на капитал (в случае RAB-регулирования электросетевых компаний), то у него возникает стимул к повышению капитальных затрат, что приводит к последующему росту цен на энергию.
В данной статье будет приведен ряд оценок эффектов от введения различных методов тарифного регулирования в подконтрольных сферах из существующих исследований.
Особенности теплоснабжения как регулируемой отрасли в России
Возможности выбора способов ценообразования в сфере теплоснабжения во многом ограничены ее особенностями.
Эта сфера обладает высокой социальной значимостью — российские климатические условия не позволяют потребителям отказаться от тепловой энергии. Возможность перехода к собственным энергетическим источникам есть не у всех потребителей, в основном данной возможностью пользуются крупные потребители. Следовательно, спрос на тепловую энергию является, как правило, неэластичным. Кроме того, сфера относится к разряду естественных монополий, поэтому формирование свободного и рыночного ценообразования в данном случае представляется маловероятным.
Сектор теплоснабжения тесно взаимосвязан с другими секторами топливно-энергетического комплекса (электроэнергетика, газовый сектор, угольная промышленность), а также с жилищно-коммунальным хозяйством (например, водоснабжение и водоотве-дение). Так, на ТЭЦ при выработке электроэнергии производится в качестве побочного продукта тепловая энергия. Регулирование в сфере теплоснабжения оказывает значительное воздействие на экономические показатели ТЭЦ в сфере электроэнергетики. В ЖКх горячая вода, используемая в качестве теплоносителя, в случае открытых систем теплоснабжения используется также
и для нужд горячего водоснабжения. В результате формирование методов образования тарифов в теплоснабжении будет влиять на смежные отрасли, поэтому данный процесс рассматривать отдельно от указанных отраслей затруднительно.
Системы теплоснабжения являются локальными рынками, так как передача тепловой энергии не может быть осуществлена на очень большие расстояния. В этом заключается одно из основных и принципиальных отличий рынка тепловой энергии от рынка электроэнергии или газа. Данный факт также не позволяет провести реформу тарифного регулирования в теплоснабжении по примеру электроэнергетики. Более того, сфера теплоснабжения имеет значительные различия в разных муниципальных образованиях: в одних муниципалитетах преобладают источники комбинированной выработки электрической и тепловой энергии, в других используются только котельные. Большое влияние на экономические показатели системы оказывают климатические условия, наличие топливных ресурсов, существующие мощности, структура собственности; в одном муниципалитете могут преобладать централизованные системы теплоснабжения, в другом — децентрализованные. Данный факт, в частности, требует ввода корректирующих параметров или набора методов, с помощью которых можно отразить региональные особенности.
Сектор теплоснабжения подвержен значительным сезонным факторам: спрос на тепловую энергию возрастает в осенне-зимний период. В частности, из-за возможностей пикового потребления возникает необходимость содержания резервной мощности, а следовательно, формирование надбавки за окупаемость и эксплуатацию данной мощности. Возникает вопрос о необходимом объеме резервных мощностей, а также об эффективных способах их финансирования.
Производство тепловой энергии сопровождается наличием внешних эффектов:
при сжигании традиционных видов топлива в атмосферу выбрасывается большое количество вредных веществ, также велика эмиссия парниковых газов. В настоящее время в России климатические требования не оказывают значительного влияния на значения тарифов, но при ужесточении требований возможно изменение ситуации.
По оценкам Минэнерго России и экспертных организаций (МЭА, 2004; ЦЭНЭФ), сектор теплоснабжения обладает значительным потенциалом в отношении энергосбережения и повышения энергоэффективности. Однако инвестиции в данное направление — дорогостоящие и долгосрочные, что также требует применения особых методов тарифного регулирования.
Система тарифного регулирования в сфере теплоснабжения в России
Ценообразование в сфере теплоснабжения в настоящее время регулируется Федеральным законом № 190-ФЗ «О теплоснабжении» от 27 июля 2010 г., а также постановлением Правительства Российское Федерации от 22 октября 2012 г. № 1075 «О ценообразовании в сфере теплоснабжения» (далее — ПП-1075). До 2014 г. определялось постановлением Правительства Российской Федерации от 26 февраля 2004 г. № 109 «О ценообразовании в отношении электрической и тепловой энергии в Российской Федерации», которое утратило силу с 1 января 2014 г. (далее — ПП-109).
Федеральная служба по тарифам Российской Федерации (далее — ФСТ России) определяет максимальную величину роста тарифов на тепловую энергию (мощность) в среднем для каждого субъекта федерации на следующий год. Региональные службы по тарифам (региональные энергетические комиссии, далее — РЭК) определяют значения тарифов для определенных групп потребителей по каждой теплоснабжающей организации (далее — ТСО) и для каждого регулируемого вида деятельности. В настоя-
щее время в сфере теплоснабжения регулированию подлежат:
• тарифы на тепловую энергию (мощность), поставляемую ТСО потребителям (населению, бюджетным организациям, прочим), а также другим ТСО;
• тарифы на тепловую энергию (мощность), производимую электростанциями в режиме когенерации (источники установленной мощностью производства электроэнергии 25 МВт и более);
• тарифы на теплоноситель (горячую воду, отборный, острый и редуцированный пар), поставляемый ТСО потребителям, а также другим ТСО;
• тарифы на услуги по передаче тепловой энергии и теплоносителя;
• плата за услуги по поддержанию резервной тепловой мощности при отсутствии потребления тепловой энергии для отдельных групп социально значимых потребителей;
• плата за подключение к системе теплоснабжения.
Потребители, кроме населения, проживающего в многоквартирных домах (МКД), платят по тарифам за тепловую энергию. Население, проживающее в МКД, платит не за тепловую энергию, а за услугу отопления (потребителем тепловой энергии является исполнитель коммунальной услуги (ТСЖ, УК), который расплачивается за тепловую энергию перед ТСО). Ряд потребителей может приобретать тепловую энергию по нерегулируемым (свободным) ценам в случае заключения долгосрочных договоров, а также выполнения ряда других условий.
Действующие методы формирования тарифов в сфере теплоснабжения в России
До 2014 г. основным методом, в соответствии с которым назначался размер тарифа по производству, передаче и распределению тепловой энергии (мощности) или теплоносителя, являлся метод экономически обоснованных затрат («затраты плюс») (в 75% случаев, по данным ФСТ России, применя-
ется данный метод). Дополнительными методами, предусмотренными в законодательстве, являлись метод индексации (в 25% случаев, по данным ФСТ России), а также метод доходности инвестированного капитала и метод аналогов, которые, за исключением нескольких пилотных проектов, не применялись по причине отсутствия необходимых методик и иных подзаконных актов. Основное различие между методами, применяемыми до 2014 г., состоит в следующем:
• метод «затраты плюс» предполагал, что тарифы устанавливаются и пересматриваются ежегодно на последующий отчетный период (год), при необходимости корректируются в следующем периоде по факту. В соответствии с данным методом РЭК ежегодно утверждает ТСО объем необходимой валовой выручки (далее — НВВ), который должен являться экономически обоснованным, а также обеспечивать организации возможность осуществления регулируемых видов деятельности;
• метод индексации (по версии ПП-109) предполагал учет ряда корректирующих значений по отношению к значению утвержденного ранее тарифа на тепловую энергию или его предельных значений. По своей сути метод является краткосрочным, РЭК имеет право пересматривать значение тарифа ежегодно.
В 2014 г. в силу вступило ПП-1075, в котором приоритет был смещен с использования метода «затраты плюс» к применению долгосрочных тарифов (метод индексации, метод аналогов, метод доходности инвестированного капитала). По сравнению с ПП-109 подходы к определению указанных методов в ПП-1075 претерпели ряд значительных изменений, а также было разработано большинство требуемых подзаконных актов. Применение данных методов в пробном режиме допустимо уже в текущем году, но более масштабное распространение методов планируется со следующего года. Более подробно данные методы будут рассмотрены далее.
Признаки неэффективности тарифного регулирования, или текущее состояние сферы теплоснабжения
Возможность ежегодного, к тому же значительного пересмотра тарифов, а также недостаточно прозрачные механизмы их формирования не дают участникам отрасли верных ориентиров. В частности, у производителей и собственников инфраструктуры не возникает стимулов для повышения эффективности собственной деятельности, а также не остается средств на инвестиции, так как предполагается, что капитальные затраты учитываются ежегодно. В результате текущая система тарифного регулирования приводит к большому количеству проблем в отрасли, которые в последнее время усугубляются. Так, отсутствие стимулов к повышению эффективности в некоторых системах теплоснабжения привело к ухудшению технических характеристик систем (высокие потери в ряде систем, аварии). В частности, потери тепловой энергии от общего отпуска тепловой энергии выросли с 7% в 2000 г. до 11% в 2012 г. (рис. 1). Однако в некоторых субъектах Федерации потери могут достигать 20-40% отпуска. Кроме того, происходит медленное и недостаточное обновление систем теплоснабжения, наблюдается низкий объем инвестиций в отрасль из-за высоких рисков вложений на фоне растущего
35% -г
30% -
25%
20%
15%
10%
5%
0%
2000 2001 2002 2005 2006 Доля сетей, нуждающихся в замене Протяженность сетей (правая ось)
значения тарифов для населения и экономически обоснованных тарифов. В частности, в сетевом комплексе происходит снижение протяженности тепловых сетей (за исключением 2012 г.), а также ежегодно растет доля сетей, нуждающихся в замене (29% в 2012 г.). При этом доля сетей, введенных за год, не превышает 3% и в последние годы снижается. В связи с ухудшением состояния сетей растут потери тепловой энергии.
Инвестиции в сферу теплоснабжения в 2013 г. по отношению к 2010 г. выросли на 18%, но при этом их доля в инвестициях в сфере производства, передачи и распределения электроэнергии, газа и воды (раздел Е ОКВЭД) снизилась с 12% в 2010 г. до 10% в 2013 г. Большая часть прироста была обеспечена инвестициями в сети.
При этом тарифы в сфере теплоснабжения растут более высокими темпами (рис. 2). В частности, тарифы на отопление в среднем по России во 2-м полугодии 2013 г. на 32% превышали тарифы 1-го полугодия 2010 г. (как экономически обоснованные тарифы, так и тарифы для населения).
Из-за роста тарифов крупные потребители тепловой энергии в целях сокращения собственных издержек отказываются от услуг централизованных систем теплоснабжения, переходят на потребление тепловой энергии от локальных источников.
200
195
190
185
180 з
175 а .0
170 165 160 155
2008 2009 2010 2012 ■ Доля сетей, введенных в текущем году*
*2000-2002 гг. — нет данных. Источник данных — Росстат (форма 1 -ТЕП). Рис. 1. Протяженность тепловых и паровых сетей в двухтрубном исчислении
7000 -т
6000
5000
§ 4000
>. 3000 а.
2000 1000 0
6944
4015
3380
--------------------1529"1665--------------------------
1160 1265
1863
586 586 | ■
949
I п_2010 Россия
II п_2013 Россия
I п_2010 II п_2013 I п_2010 II п_2013 минимум минимум максимум максимум
■ Тариф для населения ■ Экономическое обоснование тарифов
Источник данных — Росстат.
Рис. 2. Тарифы на отопление, установленные для населения, и экономически обоснованные тарифы на отопление (среднее значение по всем регионам России, регион с минимальным и максимальным значением), 1-е полугодие 2010 г. и 2-е полугодие 2013 г.
В стране увеличивается число котельных в децентрализованных системах, которые создаются параллельно с существующими мощностями централизованных систем теплоснабжения. Как следствие, на агрегированном уровне происходит нерациональное использование топливных ресурсов: топливо сжигается одновременно и на ТЭЦ, и в котельных. Кроме того, при отказе крупных потребителей от централизованных систем теплоснабжения издержки производства в централизованных системах переносятся на оставшихся потребителей.
Отпуск тепловой энергии, возраставший с начала 2000-х годов, после 2006 г. имеет тенденцию к снижению (см. рис. 3)3.
3 Есть несколько источников данных по производству тепловой энергии. Совокупный объем производимой тепловой энергии оценить сложно, однако для отображения действующих тенденций достаточно существующих данных официальной статистики. Форма 1-натура-БМ собирает данные от юридических лиц (численность персонала не менее 15 человек), которые занимаются производственной деятельностью; форма 1-ТЕП — от муниципальных образований и иных юридических лиц, которые оказывают услуги по отпуску тепловой энергии населению и бюджетным организациям.
При этом необходимо отметить некоторое снижение роли ТЭЦ (крупные источники в централизованных системах теплоснабжения): в 2000 г. их доля в производстве составляла 53%, а в 2012 г. — 45%. Изменение произошло за счет ускоренного ввода в эксплуатацию котельных: их доля выросла с 42 до 49% с 2000 по 2012 г. Данная тенденция частично объясняет уход потребителей от централизованных систем к локальным источникам.
Более показательны тенденции по уходу промышленных потребителей на данные формы 1-ТЕП, которая преимущественно демонстрирует тенденции в сфере централизованного теплоснабжения (все коммунальные источники, оказывающие услуги по поставкам тепловой энергии населению и бюджетным организациям). С 2000 по 2012 г. отпуск тепловой энергии такими организациями снизился на 18%. При этом данное снижение является ежегодным (за исключением некоторого восстановления в 2010 г. после кризисного 2009 г.).
С 2000 по 2012 г. отпуск тепловой энергии с таких источников теплоснабжения для промышленных потребителей сократился
2000
1600
1200
800
400
1648
1373 1425 1434 1436 1467 1411 Тэб^
1992 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012
Котельные
Промышленные установки и прочие
ТЭЦ
Примечание. До 2010 г. данные предоставляются в соответствии с ОКП, после — с ОКПД. Источник данных — Росстат (форма «1-натура-БМ», годовые данные).
Рис. 3. Производство (отпуск) тепловой энергии по видам энергетических источников, млн Гкал
0
почти на 40%, что частично объясняется повышением эффективности процессов производства промышленных потребителей, но в основном является показателем тенденции их ухода из централизованных систем теплоснабжения (переход на самостоятельное обеспечение). Потребление тепловой энергии населением также частично объясняется повышением энергетической эффективности зданий и, возможно, отключением от централизованной сети (выбор в пользу индивидуальных тепловых пунктов).
Показательной также является тенденция по снижению мощностей источников по производству тепловой энергии в сфере централизованного теплоснабжения (форма 1-ТЕП). За последние 10 лет произошло сокращение суммарной мощности источников теплоснабжения, а их число в большинстве из прошедших годов не снижалось (рис. 4). Снизилась удельная мощность источников теплоснабжения (с 9,8 в 2000 г. до 7,9 Гкал/час/на источник теплоснабжения в 2012 г.), т. е. относительно крупные источники теплоснабже-
1200
И^И06® И ^ ^ ^ [925
900 893 898
868 Г8551
800
400
2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 ■ Население ■ Бюджетные организации ■ На производственные нужды и прочие Источник данных — Росстат (форма «1-ТЕП»).
Рис. 4. Отпуск тепловой энергии в сфере централизованного теплоснабжения (по форме 1-ТЕП)
0
680 660 640 620 600 580 560 540 520
76
74
72
70
3
68 о
66 .0 1-
64
62
60
2000
2002
2004
2006
2008
2010
2012
Суммарная мощность источников теплоснабжения —О— Всего источников теплоснабжения (правая ось)
Источник данных — Росстат (1-ТЕП). Рис. 5. Суммарная мощность источников теплоснабжения и их количество
ния выводились из эксплуатации, а вместо них вводились небольшие (рис. 5).
Обсуждаемая повестка дня по изменению тарифного регулирования в России
Согласно утвержденным нормам ПП-1075 в 2014 г. сфера теплоснабжения должна перейти на регулирование на основе долгосрочных тарифов вместо действующих до сих пор краткосрочных методов. При этом в конце 2013 г. от Минэнерго России поступило предложение внести кардинальные изменения: предлагается отойти от регулирования необходимой валовой выручки (НВВ) и затрат, а задать лишь верхние границы допустимых тарифов для системы в целом («альтернативная котельная»). Изменения в сфере теплоснабжения на основе долгосрочных тарифов или на основе метода «альтернативной котельной» могут привести к разному соотношению изменений в тарифах, технических и экономических показателях (инвестиции, сокращение износа).
Планируемые изменения в рамках действующего законодательства
В ПП-1075 указано, что с 2014 г. помимо краткосрочных методов можно будет применять долгосрочные методы тарифного регу-
лирования. Кроме того, планируется реализовать введенное в ПП-1075 правило, гарантирующее сохранение экономии, полученной в результате реализации мер по повышению энергоэффективности. Согласно данному правилу на протяжении последующих пяти лет РЭК будет учитывать размер полученной экономии в структуре затрат, и ТСО получит возможность окупить свои инвестиции на повышение энергоэффективности оборудования. Ранее такую экономию можно было учесть только в текущем периоде.
Далее приведено описание планируемых к введению с 2014 г. новых методов тарифного регулирования. Конкретный метод утверждается ФСТ России или РЭК на основе заявок, поступивших от ТСО. Выбор метода зависит от ряда критериев (от размера установленных мощностей и протяженности сетей, принадлежащих ТСО, критериев надежности и качества поставляемых товаров и оказываемых услуг, иных критериев) (табл. 1).
Изменения в методе экономически обоснованных затрат («затраты плюс»)
С 2014 г. метод «затраты плюс» также будет сохранен, но для определенного круга ТСО. Большинство организаций должно перейти к использованию долгосрочных методов формирования тарифов, указанных ниже. НВВ будет определяться, как и ранее,
Таблица 1
Основные характеристики методов тарифного регулирования, планируемые к вводу в России начиная с 2014 г.
Метод Основные требования к ТСО Особенности применения Принцип формирования
Метод экономически обоснованных затрат В настоящее время применяется почти для всех ТСО. С 2014 г.: преимущественно вновь созданные компании (или впервые регулируемые), а также для компаний, срок аренды имущества которых не превышает 3 лет Прибыль ограничена 7% затрат, уменьшающих налоговую базу налога на прибыль Краткосрочный (не более года)
Метод обеспечения доходности инвестированного капитала* Крупные и средние компании, планирующие осуществить большой объем инвестиций (кроме МУП и ГУП). Условия применения метода: либо мощность более 10 Гкал/ч, либо протяженность сетей более 50 км, либо владеет источниками, работающими в режиме комбинированной выработки, либо использует концессию. Должна быть утверждена схема теплоснабжения. Применяется по согласованию с ФСТ России Рост операционных расходов ограничен ИПЦ с определенной корректировкой. Норма доходности задается при формировании долгосрочной части тарифа в зависимости от объема инвестиций Долгосрочный (5 лет, впервые — 3 года)
Метод индексации* Средние и небольшие компании, не планирующие крупных инвестиций. Применяется по умолчанию Рост операционных расходов ограничен ИПЦ с определенной корректировкой. Прибыль ограничена нормой доходности Долгосрочный (5 лет, впервые — 3 года)
Метод сравнения аналогов* Небольшие компании, мощность не более 10 Гкал/ч, протяженность сетей не превышает 50 км Базовый уровень расходов, определенный на основе аналога Долгосрочный
* Существует ряд отличий к определению метода по сравнению с ПП-109.
Источник — таблица составлена автором на основе ПП-1075, данных Минэкономразвития России.
как сумма текущих расходов, налога на прибыль, а также корректировки по отношению к предыдущему периоду (возмещение или исключение из НВВ). К текущим расходам относят как расходы, связанные с производством и реализацией, так и внереализационные расходы — данные два вида относят к группе расходов, уменьшающих налоговую базу налога на прибыль. Также к текущим расходам в данном случае относят капитальные вложения, но они не должны превышать 7% расходов, уменьшающих базу налога на прибыль, а также должны утвер-
ждаться и пересматриваться ежегодно. Более подробно — в табл. 2.
Метод обеспечения доходности инвестированного капитала (ЯАВ-регулирование)
Метод будет применяться для крупных и средних ТСО, планирующих крупные инвестиции. Данный метод регулирования устанавливает долгосрочный тариф, содержащий в себе как долгосрочные параметры регулирования, так и элемент ежегодной корректировки. Долгосрочные параметры регулирования (далее — ДПР) устанавли-
Таблица 2
Сравнение операционных и капитальных расходов, планируемых в рамках
рассматриваемых методов
Метод Операционные расходы Капитальные расходы Наличие ежегодных корректировок
«Затраты плюс» Затраты, уменьшающие налоговую базу налога на прибыль: 1) расходы, связанные с производством и реализацией (топливо; прочие энергоресурсы; вода; теплоноситель; оплата работ и услуг; сырье и материалы; ремонт основных средств; оплата труда и страховые взносы; амортизация; арендные, концессионные, лизинговые платежи; экологические платежи; командировки, обучение; налоги); 2) внереализационные расходы (по сомнительным долгам; нормативные запасы топлива; на вывод из эксплуатации оборудования; обслуживание заемных средств и др.) До 7% затрат, уменьшающих базу налога на прибыль Да, как в плюс, так и в минус: неучтенные в рамках годового планирования расходы или непроизве-денные расходы
RAB-регули-рование 1) операционные расходы базового года: почти совпадают с расходами, уменьшающими налоговую базу налога на прибыль, в случае «затраты плюс», но не включают расходы на топливо; прочие энергоресурсы; воду и теплоноситель; услуги регулируемых организаций, обязательные платежи; сомнительные долги и др. Задается темп их ежегодного снижения; 2) неподконтрольные расходы (оплата услуг регулируемых организаций; налоги, сборы и другие обязательные платежи; концессионная плата; арендная плата (производственные объекты); расходы по сомнительным долгам); 3) расходы на топливо, другие энергоресурсы, воду и теплоноситель Размер чистого оборотного капитала и норма доходности ин-вестированно-го капитала устанавливаются в рамках переговоров между ТСО и регулятором для каждого отдельного случая Корректировки на неподконтрольные статьи расходов; на отклонения фактического отпуска тепловой энергии от планового; на фактический ИПЦ
Метод индексирования 1) операционные расходы базового года (как в предыдущем случае). Задается темп их ежегодного снижения; 2) неподконтрольные расходы (как в предыдущем случае); 3) расходы на топливо, другие энергоресурсы, воду и теплоноситель Задается нормативная прибыль на каждый из периодов планирования Корректировки на неподконтрольные статьи расходов; на отклонения фактического отпуска тепловой энергии от планового; на фактический ИПЦ
Метод сравнения аналогов Базовый уровень расходов — все расходы первого года регулирования (средние расходы по сравниваемым организациям с учетом ряда корректировок с целью обеспечения сопоставимости). Задается темп их ежегодного снижения. Учтены в рамках расходов базового уровня Корректировки на ИПЦ
Источник — таблица составлена автором на основе ПП-1075.
ваются на 3-5 и более лет, в течение этого периода не пересматриваются.
ДПР включают в себя операционные расходы базового года, темп ежегодного снижения уровня операционных расходов (эф-
фективность расходов), размер чистого оборотного капитала, устанавливается определенная норма доходности инвестированного капитала, оговаривается срок его возврата. Ежегодные корректировки учиты-
вают фактический индекс потребительских цен (далее — ИПЦ), вносятся корректировки на неподконтрольные статьи расходов (возникшие в текущем году и неучтенные в ДПР экономически обоснованные расходы), на отклонения фактического отпуска тепловой энергии от планового.
НВВ /-го года в данном случае определяется как сумма операционных расходов, расходов на энергоресурсы, неподконтрольных расходов, возврата инвестиций, дохода на инвестиционный капитал (табл. 2).
Метод индексации
Метод является долгосрочным. Данный метод регулирования будет применяться для средних и небольших ТСО, которые не планируют крупных инвестиций, а также для тех, к которым по каким-либо причинам нельзя применить RAB-регулирование.
В базовом периоде определяется набор ДПР, который устанавливается на 3-5 лет, в указанный период не пересматривается. К таким параметрам, в частности, относят базовый уровень операционных расходов; индекс эффективности операционных расходов (понижающий коэффициент, направленный на оптимизацию расходов); нормативный уровень прибыли. Также на каждый плановый год определяются прогнозные параметры регулирования, которые могут со временем корректироваться: ИПЦ, размер активов, неподконтрольные расходы, стоимость покупки единицы энергетических ресурсов и др.
НВВ /-го года в данном случае включает операционные расходы, расходы на энергоресурсы, неподконтрольные расходы, нормативную прибыль (все показатели также /-го года). При этом операционные расходы считают как базовые операционные расходы с учетом ряда заданных корректирующих коэффициентов; прибыль определяется в соответствии с заданным нормативом прибыли на /-й период. Расходы на энергоресурсы и неподконтрольные расходы также оцениваются в начале периода планирования в соответствии с методикой.
Метод сравнения аналогов
Метод является долгосрочным, будет применяться для небольших ТСО, которые не планируют инвестиций, цель — упрощение процедур утверждения тарифов. Данный метод предполагает наличие некоторого «эталона», на основе которого формируется тариф: учитывается качество предоставляемой услуги, эффективность затрат, технологическая эффективность, а также производительность источника.
К долгосрочным параметрам регулирования относятся базовый уровень расходов и уровень снижения расходов. НВВ /-го периода формируется как произведение базового уровня расходов на ИПЦ и на индекс снижения расходов.
Планируемые изменения в рамках предложений Минэнерго России
В конце 2013 г. Минэнерго России опубликовало проект концепции реформы в сфере теплоснабжения, сформирован план мероприятий по внедрению целевой модели рынка тепловой энергии. В рамках нового подхода предлагается значительное ослабление тарифного регулирования: для формирования тарифа будет применяться метод «альтернативной котельной», который предполагает формирование цены на основе ограничения цены сверху по системе теплоснабжения в целом, а не по отдельной организации. ТСО имеет право самостоятельно определять размер тарифа, но в пределах заданного ограничения. При этом отменяется регулирование закупочных цен для поставщиков товаров и услуг в сфере теплоснабжения, а также ряда других цен.
Для каждой системы теплоснабжения будет рассчитана цена «альтернативной котельной», которую действующие в системе ТСО не смогут превышать. Предполагается, что такой способ решит проблемы излишней «котельнизации» отрасли, поднимет уровень ее энергетической эффективности, позволит компаниям внедрять новые и эф-
фективные технологии с целью повышения своей конкурентоспособности.
Для большинства систем теплоснабжения будет задан переходный период для приведения регулируемых тарифов к индикативному уровню цены по методу «альтернативной котельной», однако в некоторых регионах будет сохранена текущая система регулирования (регулируемые зоны теплоснабжения). Параметры и формула для определения предельной цены в проекте еще не заданы (планируются к концу 2014 г.).
Важным параметром для регулятора является не только объем инвестиций или размер тарифа, но и качество предоставляемых услуг. В частности, D. Giannakis, T. Jamasb, M. Pollitt4 в своем исследовании, сделанном на примере электросетевого комплекса Великобритании, отмечают, что достичь исполнения качественных услуг только тарифным регулированием представляется маловероятным. В России для обеспечения заданных критериев качества и надежности поставляемых товаров и услуг в каждой системе теплоснабжения планируется создать Единую теплоснабжающую организацию (ЕТО), которая будет выполнять функции оператора системы, следить за надежностью ее функционирования. ЕТО будет являться единственной организацией, закупающей у поставщиков и продающей потребителям тепловую энергию и теплоноситель (ЕТО выбирает поставщиков самостоятельно на основе договорных отношений и свободных цен, но нормативно задается перечень существенных условий договора). При этом ЕТО будет отвечать за долгосрочное развитие ЦСТ, за оперативное управление системой, за подключение к ЦСТ, будет формировать сводный тепловой баланс по системе, возьмет на себя обязательства по надежности и качеству предоставляемых потребителю услуг.
4 Giannakis D., Jamasb T., Pollitt M. Benchmarking and incentive regulation of quality of service: an application to the UK electricity distribution networks // Energy Policy. 33 (2005). 2256-2271.
Предполагаемая реформа направлена на решение возникших проблем в сфере теплоснабжения, а также повышение самостоятельности сектора. Ожидается, что на федеральном уровне будут задаваться государственные приоритеты в энергетическом секторе, базовые принципы регулирования цен, качества, надежности, технических стандартов. На уровне регионов и муниципальных образований будет осуществляться планирование развития инфраструктуры, установка ограничений по ценам по установленной методике и мониторинг цен, выдача разрешений на строительство, контроль текущей деятельности.
Сопоставление возможных эффектов реформ на примере некоторых исследований
Представленные существующие и планируемые в российской сфере теплоснабжения методы тарифного регулирования соответствуют методам, известным в современной экономической теории. Так, в теории выделяется несколько основных видов регулирования тарифов для естественных монополий: стимулирующее регулирование, регулирование нормы отдачи на капитал (Rate-of-return, ROR), а также метод «издержки плюс»5. Стимулирующему регулированию соответствуют методы «альтернативной котельной», индексации и сравнения аналогов, регулированию нормы отдачи на капитал соответствует метод RAB-регу-лирования, а методу «издержки плюс» — метод экономически обоснованных затрат.
Метод индексации тарифов соответствует стимулирующему регулированию по принципу PRI-X (корректировка на ИПЦ и коэффициент
5 Averch H, Johnson L. Behavior of the Firm Under Reg-
ulatory Constraint — in American Economic Review. 1962. Vol. 52. № 5; Shleifer A. A theory of yardstick competition // Rand Journal of Economics. 16 (1985). 319-327; Armstrong M, Sappington D. E. M. Recent Developments in the Theory of Regulation // Handbook of Industrial Organization. (Vol. III), edited by M. Armstrong and R. Porter (2005).
эффективности расходов с фиксацией базового уровня расходов фирмы). Метод сравнения аналогов за базовый уровень издержек принимает не издержки регулируемой фирмы, а ее аналога, использующего эффективные технологии (метод бенчмаркинга). Метод «альтернативной котельной» определяет тарифы для системы теплоснабжения в целом на базе абстрактной котельной с наилучшей доступной технологией, на которую может переключиться потребитель (ограничение цены идет для рынка в целом). Метод RAB-регули-рования задает определенный уровень нормы отдачи на капитал и предполагает наличие инвестиционных планов.
С помощью теоретических и эмпирических исследований было показано, что введение разных методов регулирования тарифов создает различные возможности для регулятора и стимулы для регулируемых организаций. Так, было показано, что тарифы ROR не дают фирме гибкости при установлении тарифов (требуется постоянное вмешательство регулятора), стимулов к росту эффективности затрат и внедрения новых технологий6 , но позволяют покрывать определенный объем инвестиций. К таким выводам пришли Clemenz (1991), Braeutigam and Panzar (1993), M. Armstrong, D. Sappington (2005)и др.
Назначение тарифов по принципу стимулирующего регулирования дает фирме больше гибкости при определении значения цены, повышает стимулы к росту эффективности затрат, но не гарантирует окупаемости инвестиций, а также роста качества услуг для потребителей7. В случае выбора метода индексации (PRI-X) появляется проблема с выбо-
6 Biglaiser G, Riordan M. Dynamics of Price Regulation // The RAND Journal of Economics. Vol. 31. № 4 (Winter, 2000). P. 744-767.
7 Acton J, Vogelsang I. Introduction to the Symposium on Price Cap Regulation // Rand Journal of Economics. Vol. 20 (3). (1989). 369-372; Clemenz G. Optimal Price Cap Regulation // Journal of Industrial Economics. Vol. 39 (4). (1991). 391-408; Armstrong M, Sappington D. E. M. Recent Developments in the Theory of Regulation // Hand-
ром корректирующего фактора, направленного на повышение эффективности издержек (X) Clarkson and Miller (1982), и др.8 Более того, в российском теплоснабжении существует множество теплоснабжающих организаций, что дополнительно осложняет задачу выбора X-фактора для каждой ТСО. В случае выбора метода бенчмаркинга, по мнению ряда исследователей, возникает проблема с выбором организации-аналога, что особенно относится к сфере теплоснабжения с ее разнообразием спецификаций ТСО (IEA, 2004). Выбор метода «альтернативной котельной» избавит от необходимости утверждения издержек регулятором каждой отдельной ТСО, что приведет к снижению издержек организаций и регулятора, связанных с согласованием тарифа, но риск неверного выбора ограничения цены еще больше усугубляется.
Указанные выше положительные и отрицательные характеристики методов были подтверждены рядом эмпирических исследований, касающихся регулируемых организаций в разных странах.
Исследование влияния тарифного регулирования на привлечение инвестиций и сокращение издержек можно показать на примере электросетевого комплекса Финляндии (распределительные сети). В своем эмпирическом исследовании, основанном на регрессионном анализе (на данных 19972001 гг.), K. Kinnunen (2006)9 показал, что переход от метода «издержки плюс» к стимулирующему регулированию тарифов (price cap) не стал фактором, влияющим на поведение
book of Industrial Organization. (Vol. III), edited by M. Armstrong and R. Porter (2005).
8 Cairns R. D, Heyes A. G. Two Proposals to Improve Price-Cap Regulation // Journal of Institutional and Theoretical Economics (JITE) / Zeitschrift für diegesamte Staatswissenschaft. Vol. 160. № 2 (2004). P. 243-251; Armstrong M, Sappington D. E. M. Recent Developments in the Theory of Regulation // Handbook of Industrial Organization. (Vol. III), edited by M. Armstrong and R. Porter (2005).
9 Kinnunen K. Investment incentives: regulation of the Finnish electricity distribution // Energy Policy. 34 (2006). 853-862.
Таблица 3
Возможные преимущества и недостатки рассматриваемых методов тарифного регулирования для потребителей и производителей по сравнению с методом экономически
обоснованных затрат
Метод Возможные преимущества Возможные недостатки
Метод обеспечения доходности инвестированного капитала Потребитель: рост надежности теплоснабжения. Производитель: возможность окупить инвестиции, предсказуема норма доходности Потребитель: возможно введение избыточных мощностей, нет гарантии к росту эффективности издержек ТСО, что может привести к неоправданному рост тарифов. Производитель: срок планирования увеличен, но есть вероятность того, что этого недостаточно для окупаемости крупных проектов. Сложный процесс согласования
Метод индексации Потребитель: рост эффективности издержек может привести к снижению тарифа. Производитель: упрощение процессов согласования, рост горизонта планирования, заложены корректировки тарифа (учет внешних эффектов), заложена норма прибыли Потребитель: возможно снижение качества услуг: метод не предполагает привлечения масштабных инвестиций. Производитель: есть стимул к повышению эффективности расходов, но не стимулирует к инвестициям,так как не гарантирует их окупаемость, что создаст проблемы в долгосрочном периоде
Метод сравнения аналогов Производитель: упрощение процессов согласования, рост горизонта планирования Потребитель: так как планируют применять для небольших организаций, то потребитель может не почувствовать сокращение тарифа. Производитель: постепенное сокращение утверждаемых расходов, повышение эффективности расходов автоматически не приведет к росту качества услуг. Нет стимула к инвестициям
«Альтернативная котельная» Потребитель: рост качества услуг и надежности теплоснабжения (за счет требований к ЕТО). Производитель: нет необходимости согласовывать издержки, возможность свободного установления цен в рамках заданного предела Потребитель: возможен рост тарифов. Производитель: высок риск неверно выбранных параметров регулирования. Нет гарантии по окупаемости инвестиций
инвесторов: значительного притока инвестиций не произошло. Авторы объясняют это тем, что для инвестора более важным фактором является фактор ожиданий относительно будущих изменений в регулировании (фактор неопределенности). В настоящее время помимо стимулирующего регулирования для привлечения инвестиций в распределительные сети в Финляндии также используется модифицированный метод ROR, дополненный стимулирующими параметрами, направленными на сокращение операционных издержек организаций. Однако в исследовании К. ТаЬ^апатеп, S. Нопкариго,
J. Partanen, S. Viljainen10 отмечается, что подобный метод все еще работает недостаточно эффективно, и хотя инвестиции в развитие отрасли привлечь удается, но не все организации стремятся к повышению эффективности операционных расходов.
Воздействие стимулирующего регулирования на сокращение операционных расходов и инвестиции также можно рассмотреть на примере работ, сделанных на основе изу-
10 Tahvanainen K., Honkapuro S., Partanen J., Viljain-en S. Experiences of modern rate of return regulation in Finland // Utilities Policy. 21 (2012). 32-39.
чения электросетевого комплекса Великобритании и Швеции. В своей работе T. Jamasb, M. Pollitt (2007) оценивали эффективность методов стимулирующего регулирования на примере распределительных сетей Великобритании. Авторы отмечают, что реформа в электроэнергетике страны началась достаточно давно, стимулирующее регулирования в электросетевом комплексе начали вводить еще в 1990-е годы, поэтому есть возможность делать достаточно устойчивые выводы. Авторы показали, что используемые методы стимулирующего регулирования позволили сократить издержки организаций и цены, кроме того, регуляторам удалось поддерживать качество услуг на приемлемом уровне, вводя дополнительные нормы и требования. Вместе с тем авторы отмечают, что у регулируемых организаций не возникает достаточных стимулов к инвестициям, в частности в новые технологии и инновации, что является значительной проблемой для регуляторов. Авторы подтверждают данные выводы о недостаточности стимулов для инвестиций и инноваций при использовании стимулирующего регулирования и на примере распределительных сетей электросетевого комплекса Швеции (T. Jamasb, M. Pollitt (2008)). Как следствие, сохраняется проблема выбора между привлечением инвестиций и повышением эффективности операционных издержек.
Еще одна проблема — выбор оптимальных параметров регулирования. Так, в работе МЭА (2004) отмечается, что стимулирующее регулирование было введено в сфере теплоснабжения ряда переходных экономик (Венгрии, Польше, Латвии, Литве, Чехии и др.). В данных странах введение регулирования не всегда приводило к сокращению издержек организаций. Во многом, как отмечает МЭА, это было связано с недостаточно оптимально определенными параметрами регулирования — слишком короткий период регулирования, недостаточно четко определенная верхняя граница цен.
В таблице 3 представлены возможные преимущества и недостатки рассматривае-
мых методов в качестве предположений, нуждающихся в дополнительной проверке.
Выводы
Каждый из вводимых методов имеет как плюсы, так и минусы для производителей и потребителей сферы теплоснабжения.
В случае введения набора долгосрочных тарифов ^АВ-регулирование, метод индексации, метод сравнения аналогов) увеличится горизонт планирования для большинства ТСО, но при этом значительно усложнится процесс регулирования (станет доступно четыре метода вместо двух — три долгосрочных и «затраты плюс»). При этом ТСО будут разбиты на группы, каждой из них будет доступен только определенный выбор, что дополнительно усложнит регулирование. Так, метод RAB-регулирования будет доступен только крупным компаниям, планирующим значительные инвестиции. Кроме того, метод RAB-регулирования потребует увеличения тарифа, но при этом в ряде случаев возрастет риск избыточных инвестиций, что приведет к потребности более тщательного отбора проектов.
В случае введения тарифов по методу «альтернативной котельной» разработчики стремятся учесть и интересы потребителей, и ряда ТСО. Однако в данном случае необходим корректный подбор параметров, так как риски ошибиться в направлении общего развития сферы в случае ограничения тарифов сверху для системы в целом могут быть выше, чем в случае введения тарифов для каждой отдельной организации (ниже уровень вмешательства регулятора в сферу). В случае ошибки возможен и рост тарифов, и недостаточный объем привлеченных инвестиций.
Список литературы
1. Официальный сайт Минэкономразвития России.
2. Официальный сайт Минэнерго России.
3. Официальный сайт Федеральной службы статистической информации.
4. Официальный сайт ФСТ России.
5. Постановление Правительства Российской Федерации от 22 октября 2012 г. № 1075 «О ценообразовании в сфере теплоснабжения».
6. Постановление Правительства Российской Федерации от 26 февраля 2004 г. № 109 «О ценообразовании в отношении электрической и тепловой энергии в Российской Федерации».
7. Агабеков С. И., Кокурин Д. И., Левина Е. А. Конкуренция на инфраструктурных рынках // Современная конкуренция. 2013. № 4 (40). С. 96-111.
8. Курнышева И. Р. Развитие институтов конкуренции и конкурентных отношений в российской экономике // Современная конкуренция. 2013. № 1 (37). С. 49-57.
9. Мельник А. Н, Мустафина О. Н., Наумова И. Е., Серкина Н. А. Либерализация энергетического рынка как важнейшее направление повышения конкурентоспособности отечественной экономики // Современная конкуренция. 2013. № 4 (40). С. 112-121.
10. Acton J., Vogelsang I. Introduction to the Symposium on Price Cap Regulation // Rand Journal of Economics. Vol. 20 (3). (1989). 369-372.
11. Averch H, Johnson L. Behavior of the Firm Under Regulatory Constraint — in American Economic Review. 1962. Vol. 52. № 5.
12. Armstrong M. Nonlinear Pricing and Price Cap Regulation/Journal of Public Economics. Vol. 58 (1). (1995). 33-55.
13. Armstrong M., Sappington D. E. M. Recent Developments in the Theory of Regulation // Handbook of Industrial Organization. (Vol. III), edited by M. Armstrong and R. Porter (2005).
14. Biglaiser G, Riordan M. Dynamics of Price Regulation // The RAND Journal of Economics. Vol. 31. № 4 (Winter, 2000). Р. 744-767.
15. Braeutigam R. R. and Panzar J. C. Diversification Incentives Under «price- based» and «cost-based» Regulation // The RAND Journal of Economics. 20/ (1989). P. 373-391.
16. Cairns R. D., Heyes A. G. Two Proposals to Improve Price-Cap Regulation // JITE. Zeitschrift fur diegesamte Staatswissenschaft. Vol. 160. № 2 (2004). P. 243-251.
17. Clemenz G. Optimal Price Cap Regulation // Journal of Industrial Economics. Vol. 39 (4). (1991). 391-408.
18. Coming in from the cold: Improving District Heating Policy in Transition Economies // International Energy Agency, 2004.
19. Giannakis D, Jamasb T, Pollitt M. Benchmarking and incentive regulation of quality of service: an application to the UK electricity distribution networks // Energy Policy. 33 (2005). 2256-2271.
20. Jamasb T, Pollitt M. Incentive regulation of electricity distribution networks: Lessons of experience from Britain // Energy Policy. 35 (2007). 6163-6187.
21. Jamasb T, Pollitt M. Reference models and incentive regulation of electricity distribution networks: An evaluation of Sweden's Network Performance Assessment Model (NPAM) // Energy Policy. 36 (2008). 1788-1801.
22. Kinnunen K. Investment incentives: regulation of the Finnish electricity distribution // Energy Policy. 34 (2006). 853-862.
23. Mathios A., Rogers R. The Impact of Alternative Forms of State Regulation of AT&T on Direct Dial Long-Distance Telephone Rates // The RAND Journal of Economics. Vol. 20. (1989). P. 437-453.
24. Shleifer A. A theory of yardstick competition // Rand Journal of Economics. 16 (1985). 319-327.
25. Tahvanainen K, Honkapuro S., Partanen J, Viljain-en S. Experiences of modern rate of return regulation in Finland // Utilities Policy. 21 (2012). 32-39.
V. Gimadi, Head of Department for Fuel and Energy Sector Analytical center for the Government of the Russian Federation, Moscow, [email protected]
HOT REFORM: wHAT TO ExPECT FROM TRANSFORMATiONS iN HEATiNG
Russian heating is in a transition stage to the new system of tariff regulation. There is an opinion that existing system of tariff regulation is one of the main reasons of the sector's problems. Last times different approaches to tariff design were taking into account for solving such problems on governmental level. The key challenge for regulator of district heating is choosing the best way of tariff regulation, because chosen methods give different results. Keywords: heating, tariff regulation, effects on consumers and producers.
