Источник: «Дальневосточный международный экономический форум»,
www.dvforum.ru
Начало тарифной реформы в регулировании электроэнергетики регионов Дальнего Востока России
Коровко П.А., Директор ДФ филиала Агентства по прогнозированию балансов в электроэнергетике г. Хабаровск, Хабаровский край, Россия
Совершенно очевидно, что традиционная тарифная политика в отношении энергетики как регулируемого сектора не стимулирует развитие экономики и социальной сферы регионов Дальнего Востока России и никак не связана с инвестициями - ни направляемыми в энергетику, ни вообще с любыми инвестициями в Дальний Восток. Отсутствует долгосрочная предсказуемость тарифов - и для потребителей, и для потенциальных инвесторов. При этом сама энергетика (вопреки здравому смыслу) не является привлекательной сферой инвестиций на Дальнем Востоке.
Сегодня от государственного регулирования тарифов в ДФО требуется обеспечить снижение избыточной тарифной нагрузки на потребителей в регионах ДФО и эффективность использования инвестиций, направляемых в энергетику. В традиционных рамках тарифная политика неспособна достичь этих целей.
Нужна новая тарифная политика, первым элементом которой является метод доходности инвестированного капитала (так называемый «RAB»), альтернативный известному методу регулирования «затраты плюс».
Почему надо переходить к новой региональной тарифной политике?
Тарифная политика не является самостоятельной областью государственного управления. Это, скорее, один из инструментов, причем один из наиболее действенных инструментов, экономической и социальной политики государства. Соответственно, направленность тарифной политики определяется целями и приоритетами государства в складывающейся ситуации.
Традиционная тарифная политика в РФ складывалась в условиях структурного кризиса экономики и тотального бюджетного дефицита 90-х годов. Главной задачей государства, которая в этот период решалась в т.ч. средствами тарифной политики, было смягчение последствий экономического спада для населения и бюджетного сектора.
Цель тарифной политики, таким образом, заключалась в ограничении выручки самих энергоснабжающих организаций до минимально возможного уровня и перераспределении тарифной нагрузки с населения и бюджета на наиболее устойчивую часть коммерческого сектора. Тарифное регулирование в этих условиях в основном сводилось к манипулированию тарифными ставками (перекрестное субсидирование) и проверке заявляемых энергоснабжающей организацией (ЭСО) затрат для выявления резервов и излишков.
Формально основным методом регулирования было согласование ЭСО так называемых экономически обоснованных затрат. Фактически суть процедуры заключалась в достижении компромисса относительно достаточного для поддержания деятельности ЭСО размера валовой выручки.
При продолжительном применении такая тарифная политика приводит к обратному по отношению к своей главной задаче результату:
- затратный поход к регулированию тарифов неизбежно формирует у энергоснабжающих организаций заинтересованность в увеличении издержек.
- некоммерческий характер инвестиций оказывает негативное влияние на качество инвестиционного процесса – в большинстве случаев средства тратились без достаточного экономического обоснования. В итоге использование ограниченного инвестиционного ресурса приводило не к снижению издержек на единицу продукции, а к дальнейшему росту текущих расходов энергосистем и необходимости еще большего повышения тарифов.
Учитывая, что одной из основных причин завышенных издержек в энергетическом секторе являются устаревшие технологии и высокая степень изношенности генерирующего оборудования и сетей, для существенного сокращения затрат необходимы значительные инвестиции. Однако в рамках традиционной тарифной политики ориентация регулирования на уровень текущих затрат и политические риски не позволяют ЭСО рассчитывать на какие-либо иные источники инвестиций, кроме бюджетных средств или повышения тарифов для потребителей.
Любому иному инвестору для принятия решения необходимы формализованные правила регулирования тарифов, которые позволяют ему самостоятельно оценивать обоснованность инвестиций, уровень коммерческих рисков, уровень ожидаемого дохода на вложенный капитал.
Новая государственная экономическая политика на Дальнем Востоке, как и в России в целом, имеет своими приоритетами содействие экономическому росту и проведение структурных реформ. И традиционное тарифное регулирование уже не соответствует современным задачам развития - ни территорий ДФО, ни самой энергетической отрасли, поскольку не поддерживает новые приоритеты: не способствует снижению энергоемкости продукции, провоцирует рост тарифов, препятствует широкой модернизации энергетического сектора на основе привлечения коммерческих инвестиций.
Краткосрочный характер традиционного регулирования повышает неопределенности и риски разрабатываемых долгосрочных стратегий развития регионов и территорий ДФО и становится сдерживающим фактором для потенциальных инвесторов и компаний-участниц долгосрочных программ и проектов развития регионов. Введение же на переходный период т.н. «предельных уровней тарифов» не решает задачи по существу. И более того, такой трехлетний тарифный «коридор» даже усиливает риски внезапных отклонений реального тарифа от централизованно и формально установленного уровня.
Современная ситуация требует более радикального пересмотра подходов к тарифному регулированию.
Критерии адекватности тарифной политики новым условиям
Одним из ключевых критериев адекватности региональной тарифной политики является способность создания в региональном энергетическом секторе условий привлечения коммерческих инвестиций, облегчения доступа на регулируемый рынок новым участникам, обеспечения эффективного тарифного регулирования в условиях усложняющейся и подвижной институциональной структуры и структуры прав собственности в регулируемом секторе.
Вслед за проникновением частных инвесторов/операторов на рынки энергоснабжения и коммунальных услуг в ряде регионов РФ эта тенденция уже начинает проявляться и на Дальнем Востоке, в том числе в изолированных энергосистемах ДФО. В этом отношении создание холдинга ОАО «РАО ЭС Востока» не должно создавать иллюзии завершенности процесса реформирования электроэнергетики на Дальнем Востоке. Целью реформы является отнюдь не монополизация или «консервация» отрасли, но напротив, создание предпосылок ее модернизации и развитию, реализация новых проектов связанных - с технологическим перевооружением, с развитием ВИЭ, с диверсификацией источников энергоснабжения, с оптимизацией топливной корзины и т.д. Регулируемый «монопольный» сектор энергетики и ЖКХ утрачивает свою традиционную статичность, явно устаревшую и неадекватную новым задачам современной экономической политики.
На наш взгляд, чтобы этот процесс «пошел», государство должно гарантировать инвесторов от политических рисков, сохраняя при этом полную ответственность инвесторов за риски коммерческие. От новой тарифной политики инвесторы ожидают :
· предсказуемость и стабильность тарифной политики;
· обеспечение ликвидности инвестиций в регулируемый сектор;
· открытый доступ в регулируемый сектор экономики.
Соответственно, некоторые основные контуры тарифной политики с точки зрения потенциального инвестора должны были бы выглядеть следующим образом:
- Долгосрочный характер регулирования позволяет моделировать все экономические параметры ЭСО на период деятельности, сопоставимый со сроком жизненного цикла инвестиций.
- Уровень доходности стимулирует интерес инвесторов к вложениям в энергетику, т.е. прибыль должна стать реальной, а не номинальной величиной
- Уровень доходности зависит от выбранной инвестиционной программы и управления издержками
- Объективная оценка инвестиций обеспечивает ликвидность инвестиций (при выходе из бизнеса) и возврат вложенного капитала через тарифы в течение жизненного цикла инвестиций
Для сравнения - в традиционном тарифном регулировании :
- Несмотря на формально жесткую регламентацию тарифообразования, тарифы всегда оставались «неуправляемыми» или, лучше сказать, непредсказуемыми.
- Такая категория как прибыль в тарифном регулировании присутствовала только номинально. На самом деле, фактически имело место планирование в составе тарифа т.н. «расходов из прибыли», которые регулировались так же, как затраты, относимые на себестоимость.
- В случае необходимости инвестиций, превышающих амортизационную составляющую тарифа, энергоснабжающей организации устанавливали инвестиционную надбавку к тарифу.
Важно, чтобы, благодаря новым правилам регулирования, возникли условия не просто для привлечения «новых» инвесторов, но появилась бы возможность «выхода» из данного рынка, что для любого инвестора даже важнее вхождения на регулируемый рынок.
Оценка инвестиций позволяет оценивать отдельно вклад собственно инвестора и вклад компании-оператора в качестве менеджера. Наряду с более достойной и прозрачной оценкой управленческого вклада (что очень важно для формирования мотивации эффективной работы) создается и потенциальная возможность замены управленческих команд или компаний-операторов, что до сих пор было достаточно болезненным процессом, с полноценным возмещением вклада. Это особенно может быть ценным фактором привлечения не только инвестиций, но и специалистов и управленческих кадров для муниципальных ЭСО, где фактор локальной монополии и затратного регулирования в наибольшей степени деформируют стимулы нововведений и эффективной работы.
Сегодня в регионах ДФО одновременно с дефицитом инвестиционных источников существует сравнительная ограниченность сфер приложения инвестиционного капитала. Одна из главных отраслей округа – энергетика – фактически закрыта для подобных вложений как потенциальный объект, но не потому, что «не нужны» инвестиции, а просто из-за отсутствия адекватного механизма их возврата в рамках тарифной политики.
Cтраницы: 1 | 2 | 3 | следующая >>