Выступление начальника отдела государственного
реклама
Основы ценообразования в сфере теплоснабжения Минэкономразвития России, октябрь 2012 года Текущее состояние: низкое качество и снижение энергоэффективности Показатели надежности систем и показатели энергоэффективности в Российской Федерации хуже, чем в Восточной Европе и Скандинавских странах Потери тепла (% от подаваемого в сеть) Количество аварий на км сети в год Целевые показатели по качеству и энергоэффективности для теплоснабжающих организаций: снижение потерь тепловой энергии на 30% снижение аварийности систем на 60-65% снижение потребления энергоресурсов на 30% Источники: данные российских энергокомпаний, годовые отчеты Copenhagen Energy, Helsinki Energy 2 * типовой город с населением до 50 тыс. чел. ** типовой город с населением свыше 250 тыс. чел. Текущее состояние: уровень использования централизованного теплоснабжения и когенерации* Доля тепла выработанного когенерацией во всем объеме потребленного в ЦТ тепла, % Доля тепла, вырабатываемого на источниках центрального теплоснабжения во всем объеме производимого тепла, % Источник: базы данных Росстат, статинформация Минэнерго, формы 22-ЖКХ, 1-ТЕП Централизованное теплоснабжение (ЦТ) и комбинированная выработка электрической и тепловой энергии на ТЭЦ (когенерация) позволяют добиться: экономии от эффекта масштаба формирования оптимального топливного баланса и снижения риска роста цен на отдельные виды топлива необходимой загрузки для производства тепла на энергоустановках большой мощности – самых энергоэффективных повышения надежности за счет резервных мощностей, включенных в систему снижение вредных выбросов в атмосферу за счет более передовых технологий очистки отработанных газов на крупных котельных и ТЭЦ по сравнению с маленькими теплоисточниками 3 Перечень нормативных актов, утверждаемых постановлением Правительства Российской Федерации «О ценообразовании в сфере теплоснабжения» 4 Основы ценообразования в сфере теплоснабжения Правила регулирования цен (тарифов) в сфере теплоснабжения Порядок установления долгосрочных параметров регулирования деятельности организаций в отнесенной законодательством Российской Федерации к сферам деятельности субъектов естественных монополий сфере теплоснабжения и (или) цен (тарифов) в сфере теплоснабжения, которые подлежат регулированию в соответствии с перечнем, определенным в статье 8 Федерального закона «О теплоснабжении» Правила определения стоимости активов и инвестированного капитала, ведения их раздельного учета, применяемые при осуществлении деятельности, регулируемой с использованием метода доходности инвестированного капитала Порядок заключения долгосрочных договоров теплоснабжения по ценам, определенным соглашением сторон, в целях обеспечения потребления тепловой энергии (мощности), теплоносителя объектами, потребляющими тепловую энергию (мощность), теплоноситель и введенными в эксплуатацию после 1 января 2010 года Правила распределения удельного расхода топлива при производстве электрической и тепловой энергии в режиме комбинированной выработки электрической и тепловой энергии Изменения, которые вносятся в некоторые акты Правительства Российской Федерации Определяемые Постановлением Правительства Российской Федерации поручения по разработке ведомственных актов (часть 1) № Наименование документа цен (тарифов) Исполнители 1 Методические указания по расчету теплоснабжения в сфере 2 Порядок принятия и согласования решений органов регулирования тарифов в сфере теплоснабжения о выборе метода обеспечения доходности инвестированного капитала или об отказе от применения указанного метода (включая критерии, при соответствии которым принимается решение о согласовании выбора метода обеспечения доходности инвестированного капитала и долгосрочных параметров регулирования) 3 Правила формирования, порядок подготовки и предоставления заключения об отсутствии отрицательных тарифных последствий, возникающих в результате заключения договоров теплоснабжения по ценам, определяемым по соглашению сторон 4 Регламент рассмотрения дел об установлении регулируемых цен (тарифов) в сфере теплоснабжения 5 ФСТ России, через 4 месяца после утверждения ППРФ Определяемые Постановлением Правительства Российской Федерации поручения по разработке ведомственных актов (часть 2) № Наименование документа 5 Новый метод распределения расхода топлива (методические указания) 6 Технико-экономические параметры наиболее эффективных источников тепловой энергии (за исключением источников тепловой энергии, производящих тепловую энергию в режиме комбинированной выработки электрической и тепловой энергии), используемые для расчета величины предельной удельной необходимой валовой выручки источников тепловой энергии 7 Методические указания по расчету предельной удельной необходимой валовой выручки источников тепловой энергии 6 Исполнители Минэнерго России, до 31.12.2012 г. Минэнерго России, через 6 месяцев после утверждения ППРФ ФСТ России, через 4 месяца после утверждения приказа Минэнерго Новации документа в части стимулирования эффективности Сокращение операционных расходов Ограничение стоимости инвестиций Амнистия потерь Ограничение неподконтрольных расходов Ежегодный номинальный рост не более ИПЦ минус индекс эффективности (1% – 5%) Экономия, достигнутая вследствие сокращения расходов ниже уровня, установленного регулятором, сохраняется за организацией на 5 лет Удельные инвестиционные затраты ограничены укрупненными сметными нормативами для объектов непроизводственной сферы и инженерной инфраструктуры Учет потерь по фактическому уровню, если отпуск по приборам учёта впервые превысит 75% плановый уровень расходов – по результатам торгов, фьючерсным ценам, при их отсутствии по прогнозным индексам фактический уровень расходов – по результатам торгов, данным независимых информагентств, при их отсутствии - по данным Росстата цена на т/э Стимулирование эффективной когенерации 7 от ТЭЦ ограничена ценой тепла от «альтернативной котельной», взятой с понижающим коэффициентом неэффективная котельная – ограничивается ценой тепла от «альтернативной котельной» Особенности расчета тарифов на тепловую энергию (мощность) без учета стоимости услуг на передачу тепловой энергии стимулирование комбинированной выработки НВВ ГРЭС НВВ ТЭЦ на э/э НВВ наиболее эффективного источника × понижающий коэффициент НВВ ТЭЦ на т/э цена на продукцию ТЭЦ ограничена на э/э* – экономически, рыночной ценой э/э на т/э* – административно, ценой т/э наиболее эффективного источника тепловой энергии и понижающим коэффициентом 8 э/э – электрическая энергия, т/э – тепловая энергия Эффекты от принятия Основ ценообразования Направление лимитирование расходов и прибыли ограничение роста подконтрольной составляющей тарифа потребительской инфляцией меньшие темпы роста тарифов для неэффективных организаций стимулирование когенерации с ограничением влияния на рост тарифов за счет введения механизма «альтернативной котельной» снижение темпов роста тарифа мотивация не уходить от источника ЦТ низкий рост тарифов благодаря распределению возврата инвестиций во времени ограничение удельных капитальных расходов величиной укрупненных сметных нормативов Регулирование операционной составляющей тарифа Регулирование инвестиционной составляющей тарифа Эффект для потребителя Меры повышение доступности ЦТ для потребителя мотивация для повышения операционной эффективности гарантия не потерять потребителя в результате роста тарифа повышении прибыльности эффективной когенерации долгосрочная схема возврата инвестиций как доступ к источникам «длинных» денег повышение привлекательности ЖКХ для частных инвесторов лимитирование платы за подключение облегчение доступа потребителя к ЦТ привлечение новых потребителей не в ущерб развитию и качеству системы возможность выбора между одноставочным и двухставочным тарифом в зависимости от местных особенностей дерегулирование там, где возможен конкурентный рынок, по согласованию с ФАС возможность для потребителя контролировать свои расходы на теплоснабжение рыночное стимулирование к повышению уровня надежности и качества оказываемых услуг Подключения Прочее 9 Эффект для теплоснабжающей организации Структура Основ ценообразования I. Общие положения II. III. А) Система цен (тарифов) Б) Принципы, методы и сущность регулирования цен (тарифов) Метод экономически обоснованных расходов Долгосрочные тарифы IV. А) Метод обеспечения доходности инвестированного капитала Б) Метод индексации В) Метод сравнения аналогов Особенности ценообразования V. VI. VII. А) Особенности расчета тарифов на тепловую энергию (мощность) без учета стоимости услуг на передачу тепловой энергии Б) Особенности определения тарифов на горячую воду в открытой системе теплоснабжения В) Особенности определения тарифов на услуги по передаче тепловой энергии Г) Особенности определения тарифов на тепловую энергию (мощности) для потребителей, других теплоснабжающих организаций – покупателей Д) Особенности ценообразования на теплоноситель Е) Особенности ценообразования при заключении долгосрочных нерегулируемых договоров Определение платы за подключение Определение платы за услуги по поддержанию резервной мощности Условия и порядок принятия решений об отмене регулирования 10 Принципы, методы и сущность регулирования цен (тарифов) Принцип установления предельных тарифов Принцип раздельного учета по видам деятельности, а также раздельного определения НВВ по видам деятельности Принцип сохранения экономии от сокращения затрат и повышения энергоэффективности Ограничение Исходные периода 11 применения метода экономически обоснованных затрат данные для расчета полезного отпуска – схема, ПКР, три последних Дифференциация тарифов вид теплоносителя (вода, пар); параметры теплоносителя – в соответствии с методическими указаниями по расчету тарифов; системы теплоснабжения; схемы подключения теплопотребляющих установок потребителей тепловой энергии к системе теплоснабжения (подключение к коллектору источника тепловой энергии; подключение к тепловой сети без дополнительного преобразования на тепловых пунктах, эксплуатируемых теплоснабжающей организацией; подключение к тепловой сети после тепловых пунктов (на тепловых пунктах), эксплуатируемых теплоснабжающей организацией); средняя продолжительность потребления (пиковое/базовое потребление) 12 за отопительный период Одноставочные и двухставочные тарифы Вид тарифа Влияние на платёж Стимулы для потребителя Риски для производителя одноставочный -10% потребления → -10% оплаты высокие стимулы к экономии высокие риски, связанные с волатильностью потребления двухставочный -10% потребления → около -3% оплаты низкие стимулы к экономии защита от рисков, связанных с волатильностью потребления население: двухставочный с разделением по категориям потребителей -10% потребления → не менее -7% оплаты прочие: -10% потребления → около -3% оплаты промежуточный вариант: для потребителя – стимулы к экономии, для производителя – защита от волатильности По всей цепочке производство-передача-сбыт один и тот же вид тарифа – одноставочный или двухставочный Рекомендации для регулятора: одноставочный – для сокращения потребления, если производящие мощности сильно загружены двухставочный – для оптимизации объёма присоединённой тепловой нагрузки и долгосрочного достижения экономически эффективного объёма потребления В случае увеличения совокупного платежа для какой-либо категории (группы) потребителей на величину более чем 20% при изменении вида тарифа (одноставочный или двухставочный) органом регулирования устанавливается переходный период на срок не более пяти лет 13 Методы регулирования тарифов особенности условия применения целевые ТСО Краткосрочные (срок 1 год) 14 Долгосрочные (срок не менее 3 лет при первом применении, не менее 5 лет впоследствии) Метод экономически обоснованных затрат Метод обеспечения доходности инвестированного капитала (RAB) Метод индексации Метод сравнения аналогов все ТСО, ещё не перешедшие на долгосрочное регулирование крупные и средние ТСО, планирующие осуществить масштабные инвестиции может применяться отдельно для генерации или передачи средние и небольшие ТСО, не планирующие масштабных инвестиций небольшие ТСО (применяется для упрощения регулирования) Преимущественно вновь созданные организации применяется при условиях, что ТСО соответствует: 1) требованиям к фин. Состоянию 2) не является унитарным предприятием 3) утверждена схема теплоснабжения 4) одному из следующих критериев: использует концессию владеет источниками, работающими в режиме комбинированной выработки владеет котельными мощностью ≥10 Гкал/ч владеет теплосетями протяженностью ≥50 км применяется, когда нельзя использовать RAB применяется: 1) мощность ≤10 Гкал/ч, протяжённость теплосетей ≤ 50 км прибыль ограничена 7% от затрат рост операционных расходов: не более ИПЦ минус X-фактор первоначальный RAB ограничен бухгалтерской стоимостью объектов на 1 января 2010 г. с учетом корректировок прибыль ограничена нормой доходности рост OPEX зависит от относительной эффективности Метод экономически обоснованных расходов НВВ = расходы, связанные с производством и реализацией + внереализационные расходы + расходы, относимые на прибыль после налогообложения + налог на прибыль расходы, связанные с производством и реализацией 1) топливо (с учетом доставки, транспортировки, хранения); 2) прочие энергоресурсы; 3) оплата услуг регулируемых организаций; 4) сырье и материалы; 5) ремонт основных средств; 6) оплаты труда и страховые взносы; 7) амортизация; 8) расходы на приобретение работ и услуг по договорам; 15 расходы, относимые на прибыль после налогообложения внереализационные расходы 1) расходы по 9) плата за негативное сомнительным долгам воздействие на (2% от НВВ в части окружающую среду; населения) – только 10) арендная и для ЕТО; концессионная плата, 2) расходы, связанные с лизинговые платежи; созданием нормативных 11) служебные запасов топлива + командировки; проценты по кредитам; 12) обучение персонала; 3) расходы на вывод из 13) страхование эксплуатации и из производственных консервации. объектов; 14) другие расходы. Ограничены 7% от НВВ. Включают капитальные вложения в соответствии с инвестиционной программой. Метод экономически обоснованных расходов ежегодная корректировка Ежегодная корректировка Повышающая корректировка на неучтенные тарифе экономически обоснованные расходы : Не подлежит корректировке в Учитываются проценты по привлеченным кредитам на финансирование экономически обоснованных расходов в размере, не превышающем ставку рефинансирования ЦБ РФ + 4% Расходы учитываются в тарифе независимо от достигнутого финансового результата Если производственные объекты не были введены в эксплуатацию в предыдущем году и организация не осуществляет их использование – из НВВ исключаются расходы на их создание из тарифа. Повторное включение в тариф после их ввода в эксплуатацию. 16 Тариф в течение года вследствие снижения затрат из-за повышения эффективности деятельности Экономия затрат, полученная в результате реализации плана проведения мероприятий по энергосбережению и повышению энергетической эффективности, сохраняется в течение 5 лет Метод обеспечения доходности инвестированного капитала (RAB регулирование) НВВ = операционные расходы + расходы на энергоресурсы + неподконтрольные расходы + возврат инвестиций + доход операционные расходы неподконтрольные расходы 1) сырье и материалы; 2) ремонт основных средств; 3) оплаты труда и страховые взносы; 4) работы и услуги, выполняемые по договорам; 5) служебные командировки; 6) обучение персонала; 7) лизинговый платеж, арендная плата (непроизводственные объекты; 8) иные расходы. 1) оплата услуг регулируемых организаций; 2) налоги, сборы и другие обязательные платежи; 3) концессионная плата; 4) арендная плата (производственные объекты); 5) расходы по сомнительным долгам 17 возврат инвестиций 1/20 от плановой стоимости объектов введённых в эксплуатацию база капитала (RAB) непогашенные инвестиции доход регуляторная норма доходности × RAB регул. норма доходности × нормативный оборотный капитал RAB регулирование - долгосрочные параметры регулирования и ежегодная корректировка Долгосрочные параметры регулирования Ежегодная корректировка ДПР устанавливаются на весь долгосрочный период регулирования (3-5 или более лет) и не пересматриваются (Порядок установления долгосрочных параметров регулирования): Каждый год НВВ корректируется в соответствие c : Базовый уровень операционных расходов: ‐ подконтрольные расходы первого года изменениями цен на неподконтрольные статьи расходов (повышающая корректировка на неучтенные в тарифе экономически обоснованные расходы Индекс эффективности операционных расходов : ‐ темп ежегодного снижения уровня подконтрольных расходов Размер чистого оборотного капитала: ‐ 5% от НВВ предыдущего года Норма доходности инвестированного капитала: ‐ устанавливается регулятором (сейчас на уровне не менее 12% годовых) Срок возврата инвестированного капитала: ‐ 20 лет либо установленный в концессионном соглашении 18 фактическим ИПЦ объёмом фактически реализованной ИП (ввод объектов в эксплуатацию) отклонением фактического отпуска теплоэнергии от запланированного Результаты для инвестора Новые условия тарифообразования позволят теплоснабжающим организациям получать возврат на капитал более 16% при реализации масштабных инвестиционных программ, при незначительном влиянии на тариф Источник: расчёты компании «Акари», форма 22 - ЖКХ Инвестиционные программы, реализуемые предприятиями теплоснабжения, позволят: добиться снижения потерь тепловой энергии на 30% добиться снижения аварийности систем на 60-65% добиться снижения потребления энергоресурсов на 30% 19 Тарифные последствия Рост тарифа – в результате признания в тарифе фактических затрат Наибольший рост тарифа провоцирует изменение цен на топливо Составляющие темпа роста тарифа при переходе на RAB 18.00% 16.00% 14.00% 12.00% 10.00% 8.00% 6.00% 4.00% 2.00% 0.00% 2013 2014 2015 инвестиции Источник: расчёты компании «Акари» 20 2016 2017 прочие затраты 2018 2019 газ 2020 Метод индексации НВВ = операционные расходы + расходы на энергоресурсы + неподконтрольные расходы + нормативная прибыль операционные расходы неподконтрольные расходы 1) сырье и материалы; 2) ремонт основных средств; 3) оплаты труда и страховые взносы; 4) работы и услуги, выполняемые по договорам; 5) служебные командировки; 6) обучение персонала; 7) лизинговый платеж, арендная плата (непроизводственные объекты; 8) расходы на выплаты по договорам займа и кредитным договорам, включая проценты по ним; 9) иные расходы. 1) оплата услуг регулируемых организаций; 2) налоги, сборы и другие обязательные платежи; 3) концессионная плата; 4) арендная плата (производственные объекты); 5) расходы по сомнительным долгам 6) амортизация основных средств и нематериальных активов 21 расходы на энергоресурсы прибыль устанавливается равной норме прибыли × НВВ норма прибыли ≤ норма доходности Метод сравнения аналогов НВВ = базовый уровень расходов × ИПЦ × индекс снижения расходов Долгосрочные параметры регулирования Базовый уровень расходов: .6 A .4 Устанавливаются на весь долгосрочный период регулирования (3-5 лет) и не пересматриваются : Графическая иллюстрация метода сравнительного анализа .2 Индекс снижения расходов : e( l_opex | X ) ‐ все расходы первого года регулирования 0 ‐ темп ежегодного снижения уровня расходов Индекс снижения расходов -.4 -.2 E -.4 -.2 0 e( lUE | X ) coef = .83807118, se = .19800979, t = 4.23 22 .2 O .4 Особенности определения тарифов на горячую воду в открытой системе Компонента на тепловую энергию Двухкомпонетный тариф на горячую воду Компонента на теплоноситель 23 Подключение новых потребителей Плата за подключение определяется для каждого потребителя индивидуально Плата за подключение = только стоимость «последней мили» (строительства сети от существующей системы теплоснабжения до потребителя) Исключения: особо крупные объекты (>1,5 Гкал/час) малые объекты (<0,1 Гкал/час) 24 в плату включаются расходы на усиление существующих сетей и мощностей плата фиксированная, 550 рублей Классификация методов сравнительного анализа бенчмаркинга Эталонный анализ Качество Эффективность: - эффективность затрат - техническая эффективность Граничный анализ Параметрические методы Скорректированный и обычный метод наименьших квадратов – OLS и COLS 25 Производительность Совокупная производительность факторов Непараметрические методы Метод Стохастической границы – SF Методы Анализа оболочки данных – DEA и FDH Частные индикаторы производительности .6 Метод наименьших квадратов для реализации бенчмаркинга – графическая иллюстрация A .4 • 0 .2 • E -.2 • -.4 • -.4 -.2 0 e( lUE | X ) coef = .83807118, se = .19800979, t = 4.23 26 .2 O .4 Красная линия проходит через самую эффективную компанию Все, кто выше ее – неэффективные в той или иной степени Мера эффективности = отношение «EO» к «AO» Чем меньше мера эффективности, тем выше значение X-фактора Правила определения стоимости активов и инвестированного капитала 27 Размер инвестированного капитала В размер инвестированного капитала включается стоимость следующих объектов: объекты принадлежат регулируемой организации на праве собственности – по бухгалтерской стоимости на 1 января 2010 г. с учетом корректировок объекты эксплуатируются организацией на основании договора аренды или концессионного соглашения, и улучшения производились за счет нетарифных источников объекты, эксплуатируемые по договору лизинга, включаются в размере выкупной цены, установленной в договоре лизинга, с учетом накопленной амортизации • Объекты незавершенного строительства не учитываются при определении размера инвестированного капитала Стоимость производственных объектов, права собственности на которые возникли у регулируемой организации после 1 января 2010 г. и в отношении которых отсутствует документальное подтверждение их стоимости на 1 января 2012 г., не включается в размер инвестированного капитала. • 28 База инвестированного капитала База инвестированного капитала устанавливается ежегодно Корректировки: + ++- стоимость создания (реконструкции, модернизации) вновь введенных объектов величина возврата инвестированного капитала за прошлый год плата за подключение бюджетные средства корректировка на изменение количества и состава объектов, не предусмотренного ИП корректировка на изменение уровня доходности ДГО Удельная стоимость объектов ограничена укрупненными сметными нормативами В базе инвестированного капитала не учитываются: 1) стоимость объектов незавершенного строительства; 2) арендная плата и концессионная плата; 3) стоимость административных, жилых зданий, культурно-бытовых объектов, легковых автомобилей и иных объектов движимого и недвижимого имущества не связанных с процессом производства и (или) передачи тепловой энергии (мощности) и теплоносителя. 29
