CC BY
69
Системный оператор Единой энергетической системы России как хозяйствующий субъект и тарифное регулирование цены его услуг
В.Г. Ковшенков
директор по учету и отчетности ОАО «Системный оператор - Центральное диспетчерское управление Единой энергетической системы»
Е.П. Ушаков
главный научный сотрудник Центрального экономико-математического института Российской академии наук (ЦЭМИ РАН), доктор экономических наук, профессор
Основным видом хозяйственной деятельности открытого акционерного общества «Системный оператор - Центральное диспетчерское управление Единой энергетической системы» (далее - ОАО «СО - ЦДУ ЕЭС», Общество) являются оказание услуг по оперативно-диспетчерскому управлению в электроэнергетике посредством непрерывного управления режимами работы Единой энергетической системы (ЕЭС) России при соблюдении установленных государственными органами стандартов, технических норм надежности функционирования электроэнергетических систем и показателей качества электрической энергии, а также организация деятельности по прогнозированию производства потребления электроэнергии. Постановлением Федеральной энергетической комиссии (ФЭК России) от 20 сентября 2002 года № 62-э/3 ОАО «СО - ЦДУ ЕЭС» было включено в перечень коммерческих организаций-субъектов федерального оптового рынка электрической энергии, тарифы на электрическую энергию для которых устанавливались ФЭК России. В настоящее время тариф на услуги ОАО «СО - ЦДУ ЕЭС» по оперативнодиспетчерскому управлению в электроэнергетике утверждается Федеральной службой по тарифам (ФСТ России).
Основные финансовые показатели эффективности хозяйственной деятельности ОАО «СО - ЦДУ ЕЭС» за последние три го-
да следующие: объем (в текущих ценах) услуг, реализованных ОАО «СО - ЦДУ ЕЭС» за 2005 год, составил 7 602 146 тысяч рублей, что на 1 874 795 тысяч рублей, или на 33 процента, больше итогового показателя предыдущего года (результаты определены по российским стандартам бухгалтерского учета). Увеличение выручки ОАО «СО -ЦДУ ЕЭС» в 2005 году по сравнению с 2004 годом обусловлено, как отмечается в годовом отчете ОАО «СО - ЦДУ ЕЭС» [1], увеличением объема «необходимой валовой выручки» (определяющей уровень тарифа) от реализации услуг по оперативно-диспетчерскому управлению в электроэнергетике, оказываемых Обществом субъектам оптового рынка, для обеспечения финансирования мероприятий по запуску балансирующего сектора оптового рынка электроэнергии, а также влиянием общей инфляции.
За 2005 год затраты на услуги по оперативно-диспетчерскому управлению в электроэнергетике на 1 рубль реализации против уровня 2004 года увеличились на 7 тысяч рублей, или 11 процентов. В целом в 2005 году доходность продаж ОАО «СО - ЦДУ ЕЭС» составила 29 рублей на 1 рубль выручки от продаж, что на 7 рублей, или на 19,4 процента, меньше, чем в 2004 году. Прибыль от продаж услуг за 2005 год составила 2 234 326 тысяч рублей. Всего по итогам года было получено чистой прибыли в размере 1 457 577 тысяч рублей, при этом
норма чистой прибыли по сравнению с 2004 годом снизилась на 6 копеек на 1 рубль выручки.
Существенный рост показателей эффективности хозяйственной деятельности ОАО «СО - ЦДУ ЕЭС» в 2004 году и последующее их некоторое снижение в 2005 году предопределялось динамикой его становления как самостоятельного хозяйствующего субъекта. В 2004 году произошел значительный рост объемов продаж услуг Общества (в соответствии с установленным ФСТ России тарифом на эти услуги) при становлении его статуса коммерческой организации за счет роста его активов от передачи их с баланса российского акционерного общества «Единая энергетическая система России» («РАО ЕЭС России»). В 2005 году произошел значительный рост внеоборотных активов ОАО «СО - ЦДУ ЕЭС» за счет иных источников, что не могло не повлиять на уровень его итоговых финансовых показателей в этом году.
В 2005 году объем инвестиционной программы Общества составил 2 025,5 миллиона рублей с налогом на добавленную стоимость (НДС) (без НДС - 1 716,5 миллиона рублей). Объем целевых инвестиционных средств из прибыли (ЦИС), утвержденный ФСТ России, в составе «необходимой валовой выручки» (определяющей уровень тарифа услуг) ОАО «ЦО - ЦДУ ЕЭС» для финансирования инвестиционной программы составил 341 миллион рублей с НДС. В целом по состоянию на 1 января 2006 года инвестиционные проекты ОАО «ЦО - ЦДУ ЕЭС» 2005 года выполнены в объеме 1 358,07 миллиона рублей с НДС, в том числе:
• за счет ЦИС - 341 миллион рублей;
• за счет амортизационных отчислений -509,5 миллиона рублей;
• за счет прочих собственных средств и кредитных ресурсов - 507,6 миллиона рублей.
Все работы, предусмотренные статьями инвестиционных затрат ОАО «ЦО - ЦДУ ЕЭС» на 2005 год (техническое перевооружение и развитие производственно-технологического комплекса, объектов инфраструктуры, выполнение проектно-изыскательских работ), выполнены в полном объе-
ме. Неполное выполнение работ по крупному инвестиционному проекту «Создание автоматизированной системы СО (АС СО SCADA/EMS)» обусловлено задержкой согласования результатов конкурса по выбору поставщика с Европейским банком реконструкции и развития, выступающим основным кредитором этого проекта. В результате переговоров, проводившихся для разрешения ситуации с июня по ноябрь 2005 года, в декабре 2005 года кредитное финансирование было продолжено, что позволило возобновить их в 2006 году. Особенностью всех инвестиционных проектов 2005 года являлась неразрывная связь с мероприятиями начального этапа формирования имущественного комплекса ОАО «СО -ЦДУ ЕЭС»: дополнительный выпуск акций РАО «ЕЭС России» в пользу Общества, выкуп имущества региональных диспетчерских управлений у АО-энерго и т. п. Выполнение запланированных в 2005 году работ по реформированию и развитию обеспечило увеличение внеоборотных активов ОАО «ЦО - ЦДУ ЕЭС» с 2 360,33 миллиона рублей до 4 269,34 миллиона рублей. В целом реализация инвестиционной программы ОАО «ЦО - ЦДУ ЕЭС» 2005 года обеспечила 41 процент от общего увеличения внеоборотных активов Общества в 2005 году.
Приведенные показатели хозяйственной и инвестиционной деятельности ОАО «ЦО -ЦДУ ЕЭС» свидетельствуют о становлении этого субъекта как самостоятельно хозяйствующего в общей структуре субъектов российской электроэнергетики. В то же время уровень рентабельности хозяйственной деятельности этого субъекта как монопольной структуры в существенной мере зависит от устанавливаемого регулирующим органом (ФСТ России) тарифа на его услуги. Поэтому с объективной точки зрения оценка деятельности ОАО «ЦО - ЦДУ ЕЭС» должна проводиться не только на основе финансовых показателей его хозяйственной деятельности, а с учетом эффективности удовлетворения его услугами потребителей электроэнергии и всех субъектов электроэнергетики.
В настоящее время объективные оценочные показатели деятельности ОАО «ЦО -
ЦДУ ЕЭС» в российской электроэнергетике не разработаны, хотя необходимость их разработки очевидна. По нашему мнению, исходным этапом в направлении объективизации этих оценочных показателей является разработка эффективного механизма тарифного регулирования, обеспечивающего объективный расчет размера «необходимой валовой выручки» ОАО «ЦО -ЦДУ ЕЭС» как основы установления объективно обусловленного уровня тарифа на его услуги. Это, с нашей точки зрения, повысит уровень качества оценочных показателей хозяйственной деятельности Общества как естественной монополии. В целом же, судя по представленным финансовым показателям хозяйственной и инвестиционной деятельности ОАО «ЦО - ЦДУ ЕЭС», можно утверждать, что за последние три года им создана имущественная и хозяйственная основа для повышения эффективности оперативно-диспетчерского управления ЕЭС России в рамках проводимого реформирования электроэнергетики.
Как уже было отмечено, за последние три года ОАО «ЦО - ЦДУ ЕЭС» как самостоятельный хозяйствующий субъект заключило ряд соглашений о технологическом взаимодействии по оперативно-диспетчерскому управлению ЕЭС России, сформировало и обновило свою материально-техническую базу, подготовило нормативные материалы по выполнению технических условий организации информационного обмена между субъектами электроэнергетики, разработало и запустило специализированный программно-аппаратный комплекс для функционирования оптового рынка электроэнергии, а также реализовало еще целый ряд мероприятий в рамках проводимого реформирования. Все эти мероприятия являются важными и необходимыми в становлении эффективной организационной структуры, подкрепленной современной материальнотехнической основой, в Единой системе оперативно-диспетчерского управления ЕЭС России. Однако по своему характеру все эти мероприятия являются организационно-техническими и не позволяют эффективно решать экономические задачи взаимодействия ОАО «ЦО - ЦДУ ЕЭС» со все-
ми субъектами электроэнергетики в реализации оперативно-диспетчерского управления в условиях функционирования оптового рынка электроэнергии. По существу, в настоящее время не определены содержание и формы организационно-экономических отношений между Обществом, генераторами, потребителями электроэнергии и другими субъектами электроэнергетики в реализации системных услуг оперативно-диспетчерского управления российской электроэнергетикой. Очевидно, что для наполнения содержанием этих организационно-экономических отношений и определения их форм необходима разработка соответствующего научно-методического обеспечения, определяющего основные принципы и методы формирования эффективного механизма реализации этих отношений. В связи с этим, как нам представляется, целесообразно использовать имеющийся зарубежный опыт реформирования электроэнергетики, сосредоточив основное внимание на создании механизма организационно-экономических отношений по реализации системных услуг диспетчеризации электроэнергетики [2].
В соответствии с «Методическими указаниями по расчету тарифов на услуги по оперативно-диспетчерскому управлению в электроэнергетике» [3] основными методическими положениями проведения этого расчета являются следующие:
1) обязательный раздельный учет доходов и расходов субъектов оперативно-диспетчерского управления по видам деятельности;
2) экономически обоснованный размер тарифов на диспетчерские услуги рассчитывается исходя из необходимости компенсации субъекту оперативно-диспетчерского управления расходов, связанных с оказанием услуг и обеспечения экономически обоснованной прибыли;
3) избыточные и непроизводительные расходы исключаются из размера платы, расходы и доходы на иные виды деятельности субъекта оперативно-диспетчерского управления также не учитываются при расчете размера тарифов на указанные услуги;
4) при выявлении по данным отчетности не использованных в течение базового периода регулирования по отдельным статьям расходов средств учитываются ФСТ России при установлении размера платы на следующий период регулирования в качестве источника покрытия расходов следующего периода регулирования;
5) при обнаружении экономически обоснованных расходов субъекта оперативнодиспетчерского управления, не учтенных при установлении размера платы на расчетный период регулирования (включая расходы, связанные с объективным и незапланированным ростом цен, обслуживанием заемных средств, привлекаемых для покрытия недостатка средств), эти расходы учитываются ФСТ России при установлении размера платы на последующий период;
6) ФСТ России на основе предварительно согласованных с ней мероприятий по сокращению расходов субъекта оперативно-диспетчерского управления берет на себя обязательства в течение двух лет после окончания срока окупаемости затрат на проведение этих мероприятий сохранять расчетный уровень расходов, сложившихся в период, предшествующий сокращению расходов.
Таким образом, «необходимая валовая выручка» ОАО «ЦО - ЦДУ ЕЭС» определяется уровнем общих его расходов на оказание системных услуг и получением им прибыли. На основании этого в настоящее время метод установления уровня тарифов на услуги ОАО «ЦО - ЦДУ ЕЭС» «Диспетчерское управление» следует рассматривать как метод ценообразования, базируемый на принципе «издержки плюс прибыль».
В соответствии с пунктом 19 методических указаний [3] размер тарифа за услуги системного оператора (СО) по оперативнодиспетчерскому управлению ТСО определяется по следующей формуле:
ТСО =
НВВ
1N
/=1
(1)
где НВВ - необходимая валовая выручка СО;
N - установленная на первое января года, предшествующего расчетному периоду,
мощность (МВт) /'-ой электростанции юридического лица - производителя электроэнергии (а также юридического лица, имеющего право распоряжения электроэнергией, производимой на генерирующем оборудовании), в отношении которой СО осуществляет оперативное диспетчерское управление.
Указанные основные методические положения установления тарифа на системные услуги СО, как мы полагаем, в основном имеют декларативный характер, так как в методических указаниях [3] эти положения не конкретизированы алгоритмами расчета объема «необходимой валовой выручки» СО, обеспечивающей компенсацию экономически обоснованных расходов на оказание СО этих услуг и получение им прибыли. По существу, сегодня рассматриваемые методические указания реализуют метод «переноса общих издержек» СО на устанавливаемый ФСТ России уровень тарифа на его услуги.
По нашему мнению, в настоящее время в соответствии с методическими указаниями при тарифном регулировании взаимодействие ФСТ России с СО в основном сводится к аудиту представленных СО результатов расчетов по текущим расходам и прибыли (в табличной форме), согласованию и возможной корректировке этих результатов на основе «торгов» с СО и, наконец, утверждению уровня этого тарифа. Нам представляется, что ФСТ России должна играть более активную роль в тарифном регулировании в части инициирования и представления СО не только конкретных схем, алгоритмов и процедур проведения практических расчетов СО по уровню тарифа, но и в будущем установлении предельных значений затрат по отдельным составляющим тарифа. Иначе говоря, ФСТ России как государственный регулирующий орган должна взять на себя роль ведущего в механизме регулирования тарифа на услуги СО. На основе соответствующих макроэкономических и финансово-экономических расчетов с позиции общественных (народнохозяйственных) интересов до начала процедуры регулирования схемы она должна «спускать» СО (монопольному хозяйствующему субъекту) алгоритмы и процедуры расчета
тарифа, ориентирующие на определение СО значений этого тарифа, максимально приближенного к объективно обусловленному уровню. В последующем ФСТ России также должна «спускать» СО предельные значения его затрат по отдельным целевым задачам хозяйственной деятельности и его крупным инвестиционным проектам.
Инструменты тарифного регулирования ФСТ России в его взаимодействии с СО можно представить пятью группами, объединенными тремя категориями (рис.). Применение этих трех категорий инструментов тарифного регулирования ФСТ России можно интерпретировать двумя методами
установления тарифа системных услуг СО: метод «нормы доходности» (инструмент регулирования по категории «нормирования») и метод «стимулирования» (инструменты регулирования по категориям «стимулирование» и «действия»). Эти два метода установления тарифа системных услуг СО отличаются от ныне действующего метода «переноса общих издержек» СО тем, что в соответствии с выделенными тремя категориями инструментов тарифного регулирования ФСТ России «спускает» СО параметры этих инструментов для последующего проведения им расчетов по уровню тарифа.
Рис. Категории и инструменты тарифного регулирования ФСТ России во взаимодействии с Системным оператором (СО)
Принципиально важным для перехода от метода «переноса общих издержек» к методам «норма доходности» и «стимулирование» является то, что реализация этих методов должна происходить в широком временном диапазоне: среднесрочном, годовом и месячном. Это предполагает наличие среднесрочной программы функционирования СО. При этом среднесрочный тариф должен пересматриваться каждые три года, что не исключает его внутригодовую корректировку ФСТ России в зависимости от фактически складывающейся энергетической обстановки. Переход от существующего метода тарифного регулирования к новым методам, по нашему мнению, должен происходить по следующим этапам:
1) корректировка метода «переноса общих издержек» посредством предоставления ФСТ России методических указаний СО по определению им чистой прибыли на основе расчетной нормы доходности инвестированного капитала СО;
2) сочетание метода «норма доходности» (определение чистой прибыли СО на инвестированный капитал) и метода «стимулирование» (установление ФСТ России предельного уровня затрат по «контролируемым» издержкам СО);
3) применение метода «стимулирование» посредством установления ФСТ России предельного уровня затрат по «контролируемым» издержкам СО и значений финансовых коэффициентов, отражающих результаты его деятельности, например объем выручки/прибыль.
Этап I
На первом этапе переходного периода тарифное регулирование с частичным сохранением существующего метода установления тарифа и дополнением метода «норма доходности», как мы полагаем, объективно оправдано не только в аспекте использования «мягкого» режима перестройки этого механизма регулирования, но, что самое главное, такой способ регулирования учитывает необходимость выполнения крупного инвестиционного проекта по созданию автоматизированной системы «СО - АС СО SCADA» в ближайшей перспективе. Для определения СО размера чистой прибыли, вводимой в последующем составной частью в структуру его «необходимой валовой выручки», ФСТ России должна установить для него процедуру проводимого расчета. В качестве инвестированного капитала, по нашему мнению, ФСТ России следует установить сумму уставного (и добавочного) капитала и долгосрочных пассивов СО. Для определения нормы доходности, «достаточной» для покрытия рисков акционеров (инвесторов), ФСТ России должна рекомендовать СО общепринятые методики оценки капитальных активов. В частности, известны две основные методики расчета нормы доходности: «модель оценки капитальных активов» и «модель средневзвешенной цены (стоимости) капитала» [4].
В «модели оценки капитальных активов» учитывается вариационный систематический риск инвестора. Норма доходности Е, учитывающая этот риск рассчитывается по формуле:
Е = Е0 + в(Я - Е0) , (2)
где Е0 - доходность безрисковых инвестиций (например инвестиции в государственные долгосрочные ценные бумаги);
Я - среднерыночная доходность (доходность инвестиций в пакет акций, имеющий ту же структуру, что и вся совокупность обращающихся на рынке акций);
в - коэффициент, отражающий относительную рискованность реализованных инвестиций (в нашем случае в развитие ОАО «СО - ЦДУ ЕЭС») по сравнению с инвестированием в среднерыночный пакет акций. Обычно 0 < в < 2.
При использовании этой модели важно учитывать следующие особенности:
• используются дефлированные, а не номинальные показатели доходности;
• среднерыночная доходность может быть оценена лишь приближенно;
• коэффициент в для конкретного объекта инвестирования (в нашем случае в развитие ОАО «СО - ЦДУ ЕЭС») отражает среднюю за период реализации этих инвестиций реакцию акционеров (реальных и потенциальных) на дивидендную политику хозяйствующего субъекта (ОАО «СО - ЦДУ ЕЭС») в условиях непредсказуемых изменений ситуации на финансовом рынке.
Модель «средневзвешенной цены (стоимости) капитала» по определению нормы доходности Е в российских условиях налогообложения определяется по следующей формуле:
Е = Гсдс + [г3 - тх т!п (кг3)]д3 , (3)
где гс - цена собственного капитала (норма доходности акций ОАО «СО - ЦДУ ЕЭС»);
гз - цена заемного капитала (ставка процента по займу);
дс и дз - доли собственного и заемного капиталов в общем инвестированном капитале (уставный и добавочный капиталы) и долгосрочные пассивы ОАО «СО - ЦДУ ЕЭС»);
т - ставка налога на прибыль;
к - ставка процента, в пределах которого проценты по займу могут вычитаться из налогооблагаемой прибыли (ставка Центрального банка Российской Федерации плюс 3 процента).
При использовании этой модели так же, как и в предыдущей модели расчета нормы доходности, используются дефлированные, а не номинальные показатели нормы доходности. Таким образом, СО, используя расчетные значения инвестированного капитала К, норму доходности Е и значение текущих издержек с, определяет величину «необходимой валовой выручки» (НВВ), которая в дальнейшем является основой расчета уровня тарифа ТСО:
НВВ = у(ЕК)+ с , (4)
где у - мультипликативный коэффициент, преобразующий величину чистой прибыли (ЕК в величину прибыли от продаж системных услуг СО.
Зафиксируем основные необходимые изменения в действующем механизме тарифного регулирования, а также достоинства и недостатки реализации первого этапа реформирования этого регулирования:
1) ФСТ России устанавливает формат (методику) определения инвестированного капитала СО и нормы его доходности до начала процедуры регулирования, что позволяет ему не осуществлять контроль за перспективными инвестициями СО и не проводить расчет нормы доходности этих инвестиций;
2) СО осуществляет расчет нормы доходности инвестируемого капитала на основе полученных от ФСТ России методических указаний и определяет динамику инвестиций на среднесрочную перспективу;
3) достоинством реализации этого этапа реформирования механизма тарифного регулирования является обеспечение «достаточной» нормы доходности инвестирования капитала для акционеров (инвесторов) СО при сохранении самостоятельности СО в управлении процессом финансирования инвестиционных программ;
4) недостатком реализации этого этапа является сохранение отсутствия экономических стимулов у СО к снижению общих издержек системных услуг. Также не исключается возможность неоправданного роста инвестиционных издержек при отсутствии прямого контроля со стороны ФСТ России.
Этап II
Второй этап реформирования механизма тарифного регулирования, характеризующийся сочетанием метода «нормы доходности» и метода «стимулирования» предполагает реализацию процедур определения значений инвестированного капитала и нормы доходности этого капитала для расчета размера чистой прибыли СО, аналогичных сформулированным для первого этапа: формулы (2) и (4). В соответствии с целями стимулирования СО по предупреждению необоснованного роста его текущих издержек и
возможного их снижения ФСТ России должна представить методические указания для СО по определению постатейных расходов, в первую очередь «контролируемых», каковыми являются «расходы на оплату труда» (в 2005 году эти расходы составили более 54 процентов от себестоимости услуг [1]). ФСТ России также должна представить методические указания по определению ценовой структуры затрат СО, включая отмеченные нами отдельной статьей затраты на приобретение СО системных услуг у субъектов электроэнергетики на среднесрочную перспективу с установлением динамики оценки постатейных и общих текущих издержек. В методических указаниях [3] должны быть установлены следующие показатели по стимулированию снижения текущих издержек СО:
• продолжительность (периоды) реализации отдельных целевых задач стимулирования;
• показатели эффективности реализации целевых задач по заданным периодам стимулирования (снижение текущих затрат/доход);
• прибыль и убытки, возникающие при реализации целевых задач, минимальные и максимальные значения этих показателей.
Если воспользоваться формулой (4), определяющей НВВ («необходимую валовую выручку») СО, то для второго этапа алгоритм расчета этого показателя можно представить в следующем виде:
HBB = у(ЕК)+]Г Су , (5)
j=1
при условии, что ск и ck Є {су}
где су - текущие затраты у-го вида;
ск - текущие затраты к-го вида, уровень которых регламентируется ФСТ России;
ск - предельный уровень текущих затрат к-го вида, установленный ФСТ России.
Зафиксируем основные необходимые изменения действующего механизма тарифного регулирования, а также достоинства и недостатки реализации второго этапа его реформирования:
1) ФСТ России устанавливает формат (методику) определения инвестированного ка-
питала СО и нормы его доходности, а также целевых задач стимулирования СО к предупреждению необоснованного роста его текущих издержек и возможного их снижения;
2) СО осуществляет расчет нормы доходности инвестированного капитала и определяет динамику инвестиций и текущих издержек на среднесрочную перспективу на основании полученных от ФСТ России методических указаний;
3) достоинством реализации второго этапа реформирования механизма тарифного регулирования является обеспечение «достаточной» нормы доходности инвестированного капитала акционерам (инвесторам) СО и формирования стимула у СО к оптимизации текущих издержек услуг;
4) недостатком реализации второго этапа реформирования механизма тарифного регулирования является сложность установления ФСТ России целевых задач стимулирования минимизации текущих издержек СО, неопределенность этих задач и сложность их последующей реализации СО, отражение целевых задач конкретными финансово-экономическими показателями.
Этап III
Третий этап реформирования тарифного регулирования, как мы уже отмечали, должен полностью базироваться на применении метода «стимулирования» посредством установления ФСТ России для СО предельных значений по «контролируемым» его издержкам и финансовым коэффициентам, отражающим уровень эффективности его хозяйственной деятельности, например объем выручки/чистая прибыль. Изложенные процедуры определения текущих затрат СО на втором этапе соответствуют процедурам определения общих издержек («необходимой валовой выручки») на третьем этапе. Алгоритм расчета показателя «необходимой валовой выручки» СО при реализации третьего этапа можно представить в следующем общем виде:
НВВ = у(ЕК )+£ 0, , (6)
/=1
при условии, что НВВ/ЕК < X,
где X - установленный ФСТ России верхний предел значения финансового коэффициента, отражающего уровень эффективности хозяйственной деятельности СО (например отношение «необходимой валовой выручки» к чистой прибыли).
Зафиксируем основные необходимые изменения в действующем механизме тарифного регулирования, а также достоинства и недостатки реализации третьего этапа реформирования этого механизма:
1) ФСТ России устанавливает для СО формат (методику) целевых задач его стимулирования по предупреждению необоснованного роста его общих издержек и возможного их снижения;
2) СО определяет динамику общих издержек на среднесрочную перспективу;
3) достоинством реализации третьего этапа реформирования механизма тарифного регулирования является реализация действенного стимула у СО к оптимизации им общих издержек, включая инвестиционные;
4) недостатком реализации третьего этапа реформирования механизма тарифного регулирования так же, как и на втором этапе, является сложность и неопределенность установления ФСТ России целевых задач стимулирования минимизации общих издержек СО, последующая их реализация СО и отражение этих задач конкретными финансово-экономическими показателями.
Предполагаемые результаты предложенного нами поэтапного реформирования механизма тарифного регулирования цен системных услуг СО представлены в таблице. Как мы видим, в аспекте рассмотренных нами трех критериев оценки деятельности СО («инвестиционная привлекательность деятельности СО», «повышение эффективности деятельности СО» и «снижение тарифа на услуги СО») положительные результаты частично должны проявиться (по критерию «инвестиционная привлекательность деятельности СО») уже на первом этапе, а в полной мере они должны проявиться на втором и третьем этапах реформирования действующего механизма тарифного регулирования. При этом важно заметить, что мы определяем различие поло-
Вопросы подписки по тел. (495) 129-0001
Таблица
Предполагаемые результаты поэтапной реализации реформирования механизма тарифного регулирования цен системных услуг системного оператора (СО)
Крс/терии''^^ Этап 0 (действующий механизм тарифного регулирования) Этап 1 Этап 2 Этап 3
Инвестиционная привлекательность деятельности СО У акционеров (инвесторов) отсутствует гарантия «достаточной» нормы доходности на инвестированный ими капитал Акционерам (инвесторам) гарантируется «достаточная» норма доходности на инвестированный ими капитал Акционерам (инвесторам) гарантируется «достаточная» норма доходности на инвестированный ими капитал В зависимости от уровня нормы доходности на предыдущем этапе акционеры (инвесторы) получают часть нормы прибыли
Повышение эффективности деятельности СО У СО нет стимулов к снижению своих издержек, уровень эффективности его деятельности является результатом «торгов» с ФСТ России У СО нет стимулов к снижению своих издержек, уровень эффективности его деятельности является результатом «торгов» с ФСТ России У СО есть стимул к снижению своих издержек У СО есть стимул к снижению своих издержек
Снижение тарифа на услуги СО Эффект от снижения уровня тарифа СО посредством «торгов» с ФСТ России полностью проявляется у потребителей его услуг (генераторов) Эффект от снижения уровня тарифа СО посредством «торгов» с ФСТ России полностью проявляется у потребителей его услуг (генераторов) В зависимости от механизма стимулирования часть эффекта от снижения тарифа СО проявляется у потребителей его услуг (генераторов) В зависимости от механизма стимулирования часть эффекта от снижения тарифа СО проявляется у потребителей его услуг (генераторов)
со
со
ВОПРОСЫ ИМУЩЕСТВЕННОЙ политики
жительных результатов второго и третьего этапов реформирования в основном по критерию «инвестиционная привлекательность деятельности СО». Мы исходим из того, что завершение рассматриваемого нами второго этапа реформирования механизма тарифного регулирования должно совпасть с завершением крупного инвестиционного проекта СО «АС СО SCADA/EMC». В связи с этим «весомость» критерия «инвестиционная привлекательность деятельности СО» несколько снизится относительно двух других рассматриваемых критериев оценки деятельности СО.
Относительно временного календарного графика реализации предложенного поэтапного реформирования механизма тарифного регулирования цен системных услуг ОАО «ЦО - ЦДУ ЕЭС» отметим следующее. Этот временной календарный график должен быть согласован и иметь строгую временную корреляцию с установленными этапами реформирования электроэнергетики в целом по
становлению стационарного режима функционирования основного рынка электроэнергии и рынка системных услуг в оперативно-диспетчерском управлении этой отраслью.
Литература
1. Годовой отчет ОАО «Системный оператор - Центральное диспетчерское управление Единой энергетической системы» за 2005 год. М., 2006.
2. Ковшенков В.Г. Зарубежный опыт рынка вспомогательных услуг в электроэнергетике - диспетчеризация и ценообразование // Микроэкономика, ОАО «Институт микроэкономики». 2005. № 1.
3. Методические указания по расчету тарифов на услуги по оперативно-диспетчерскому управлению в электроэнергетике. М.: Федеральная служба по тарифам, 2005.
4. Виленский ПЛ., Лившиц В.Н., Смоляк СА. Оценка эффективности инвестиционных проектов: теория и практика. М.: Дело, 2001.
ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО КАДАСТРА ОБЪЕКТОВ НЕДВИЖИМОСТИ РОССИЙСКАЯ АКАДЕМИЯ ГОСУДАРСТВЕННОЙ СЛУЖБЫ ПРИ ПРЕЗИДЕНТЕ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ УЧЕБНО-НАУЧНЫЙ ЦЕНТР «ЗЕМЛЯ»
14-19 мая 2007 года Приглашают принять участие в практическом консультационном семинаре
АКТУАЛИЗАЦИЯ РЕЗУЛЬТАТОВ ГОСУДАРСТВЕННОЙ К АДАСТРОВОЙ ОЦЕНКИ
ЗЕМЕЛЬ НАСЕЛЕННЫХ ПУНКТОВ
• методологические основы и задачи государственной кадастровой оценки земель (ГКОЗ)
• нормативная правовая база проведения государственной кадастр овой оценки земель населенных пунктов
• организация работ по актуализации результатов государственной кадастровой оценки земель населенных пунктов в субъектах Российской Федерации. Этапы организации работ
• основные положения методики государственной кадастровой оце нки земель населенных пунктов в 2007 году
• особенности расчета кадастровой стоимости земельных участков в составе земель населенных пунктов с более чем одним видом разрешенного использования
• анализ полученных результатов, сопоставление результатов оценки земель н аселенных пунктов
• анализ эффективности проведения работ по актуализации результатов кадастровой оценки земель
• ознакомление со специальным программным обеспечением ГКОЗ населенных пунктов
• расчет кадастровой стоимости различных групп земель населенных пунктов
• требования к со держанию отчета по актуализации результатов государственной
кадастровой оценки земель населенных пунктов, представляемого на экспертизу
ЗАЯВКИ НА УЧАСТИЕ И ПОДРОБНАЯ ИНФОРМАЦИЯ: тел./факс: (495) 436-0521,436-9027,436-0325;
E-mail: fedoseev@ur.rags.ru, korneev@ur.rags.ru
