Метод доходности инвестированного капитала в электроэнергетике: Метод доходности инвестированного капитала

Содержание

Инженерный вестник Дона | Методы тарифного регулирования в сфере электроэнергетических естественных монополий (критический анализ)

Аннотация

Ю.Ю. Лебедев

В статье анализируются отрицательные эффекты реформирования электроэнергетики. Проведен анализ применяемых методов регулирования естественных монополий, в том числе метода доходности инвестированного капитала. Выявлены причины усиления регулирующего воздействия на естественные монополии.

Ключевые слова: экономика региона, естественная монополия, управление, развитие народного хозяйства, инновации, эффективность.
Ключевые слова:
08.00.05 — Экономика и управление народным хозяйством (по отраслям и сферам деятельности)

В ходе реформирования электроэнергетики, произошло выделение естественно монопольной составляющей – сетевого хозяйства. Естественные монополии в России подлежат обязательному регулированию со стороны государства, для предотвращения с их стороны злоупотреблений монопольным положением, что вызвано особой общественной важностью производимой ими продукции или оказываемыми услугами. Возникающее последнее время негативное отношение к предприятиям естественным монополистам вызвано завышение уровня тарифов, отрицательно сказывающееся на развитии бизнеса и положении населения. В этой связи необходимо проанализировать существующую систему государственного регулирования, для выявления причин вызывающих данную ситуацию.

Применявшийся затратный метод ценообразования при регулировании естественных монополий показал свою низкую эффективность, в связи с тем, что стимулировал необоснованный рост издержек в хозяйственной деятельности монополиста, которые бременем ложатся на потребителей. Тем не менее от затратного метода в ценообразовании и сейчас, хотя стоит отметить что разрабатываются методы для совершенствования взаимоотношений государства и естественных монополий. В 2008г. Правительством РФ в целях повышения эффективности и модернизации предприятий энергетики, осуществляющих регулируемую деятельность как естественные монополии, начался переход на новую модель тарифообразования с применением метода доходности от инвестированного капитала. Международное обозначение – RAB – Regulatory Asset Base/ Данный метод был разработан и апробирован в Великобритании в 80-х. годах двадцатого века. Применение данного метода в Великобритании дало высокие результаты повышения эффективности и снижения, в сопоставимых ценах, стоимости передачи электроэнергии, а так же способствовало росту привлечения инвестиций в отрасль. Парфенов В.А. проводя анализ метода доходности инвестированного капитала пишет : «основным принципом методологии является обеспечение возврата вложенных в активы компаний средств за установленный период и получение нормированного дохода. Норма доходности, определяемая государством, должна соответствовать уровню рисков в сетевых компаниях и обеспечивать привлекательность отрасли для инвесторов. … Основная статья, на которую сетевые компании могут иметь влияние, — это операционные расходы. …. Экономия от снижения операционных издержек не будет исключена регулирующими органами из тарифа следующих периодов. По прошествии долгосрочного периода регулирования тариф для компании на сэкономленную величину снижается. Выгода от повышения эффективности работы сетевой организации переходит к потребителям. ….. Тарифообразование системы RAB включает в себя два направления: 1.применение данной методики предполагает значительное увеличение инвестиций в основные средства предприятия, что служит целям модернизации электросетевой инфраструктуры и как следствие повышение надежности и качества электроснабжения. 2. снижение уровня операционных расходов, направленно на повышение эффективности деятельности предприятия»[1].

Несмотря на всю привлекательность применения данного метода в мировой практике, в условиях российской действительности и специфик законотворчества. Данная методика претерпевает значительные изменения, не дающие эффективно ее использовать, а скорее создающая негативные предпосылки для взаимодействия власти с региональными естественными монополиями.

Правовые основы экономических взаимоотношений в сфере электроэнергетики, а так же права и обязанности субъектов электроэнергетики подлежащих государственному регулированию определяет Федеральный закон Российской Федерации от 26. 03.2003 N 35-ФЗ (ред. от 06.12.2011) «Об электроэнергетике»[2]. В свою очередь данный закон регламентирует полномочия органов государственной власти на регулирование деятельности субъектов электроэнергетики. Статья 9 определяет сферы деятельности субъектов региональных естественных монополий: «Деятельность по оказанию услуг по передаче электрической энергии, осуществляемая организацией по управлению единой национальной (общероссийской) электрической сетью, а также указанная деятельность собственников или иных законных владельцев объектов электросетевого хозяйства, входящих в состав единой национальной (общероссийской) электрической сети, осуществляется в условиях естественной монополии.»[2]. Так же в законе регламентируется применение, выше упомянутого, метода доходности инвестированного капитала, для региональных естественных монополий, статья 23: «Государственное регулирование цен (тарифов) на услуги по передаче электрической энергии, оказываемые организацией по управлению единой национальной (общероссийской) электрической сетью с 1 января 2010 года, на услуги по передаче электрической энергии, оказываемые территориальными сетевыми компаниями, созданными в результате реформирования акционерных обществ энергетики и электрификации, с 1 января 2011 года, осуществляется только в форме установления долгосрочных тарифов на основе долгосрочных параметров регулирования деятельности таких организаций, в том числе с применением метода обеспечения доходности инвестированного капитала»[2]. Определяются основные направления инвестиционной политики в электроэнергетике и развитие малой, компактной энергетики в целях повышения эффективности всей энергосистемы России, статья 29: «Основой инвестиционной политики государства в электроэнергетике является содействие привлечению в электроэнергетику инвестиций посредством формирования благоприятного инвестиционного климата, создания стабильных условий для осуществления предпринимательской деятельности, обеспечения неприкосновенности частной собственности, свободы перемещения товаров и услуг, обеспечения экономически обоснованного уровня доходности инвестированного капитала, используемого в сферах деятельности субъектов электроэнергетики, в которых применяется государственное регулирование цен (тарифов), обеспечения защиты и поддержки развития российских производителей, использования инновационных инструментов привлечения инвестиций, обеспечения экономического стимулирования внедрения новых высокоэффективных технологий в электроэнергетике, в том числе в целях развития малой и нетрадиционной энергетики. Целями инвестиционной политики государства в сфере развития единой национальной (общероссийской) электрической сети являются повышение эффективности электроэнергетики, устранение технологических ограничений перетока электрической энергии и увеличение пропускной способности электрических сетей для обеспечения выдачи мощностей электростанциями»[2]. Так же закон предполагает применение принципов организации экономических отношений в сфере электроэнергетики, среди которых: соблюдение баланса экономических интересов поставщиков и потребителей электроэнергии, обеспечение экономически обоснованной доходности инвестированного капитала и другие. Приведенные выше отрывки из закона «об электроэнергетике», показывают проработанность и направленность на достижение эффективности и развитие, как во всей электроэнергетике, так и в отношении региональных естественных монополий, занимающих сферу передачи и распределения электроэнергии в регионе. Также в законе закреплен статус естественных монополий за предприятиями осуществляющими свою деятельность в электросетевом хозяйстве, что является важным для дальнейшего совершенствования механизмов их взаимодействия с властью.

Метод доходности инвестиционного капитала который вводится в оборот в законе «об электроэнергетике», имеет детальное описание в «методических указаниях по регулированию тарифов с применением метода доходности инвестированного капитала» утвержденных в Приказе Федеральной службы по тарифам от 26.06.2008г. №231-э[3], данный документ имеет принципиальную важность, анализируя его нам станет понятна его качественная составляющая для перспективного развития и совершенствования взаимодействия власти с естественными монополиями. А также поможет дать необходимые рекомендации по совершенствованию или разработки нового механизма взаимодействия. В применении данного метода доходности инвестированного капитала, точнее в правоприменительном механизме сформированном в настоящее время в России, существует множество спорных моментов, способных перенаправить положительный вектор самого метода в негативное русло.

Спорным, ограничивающим стимулы и объем инвестиций в отрасль является тот факт, что в течение долгосрочного периода регулирования, ежегодный уровень тарифов корректируется регулирующим государственным органом(пункт 5), для самих субъектов региональной естественной монополии это негативный фактор, а для государственной власти инструмент давления на монополию. Основная проблема применения данного метода доходности инвестированного капитала, на наш взгляд, заключается судя по следующей выдержке, показывающей перечень устанавливаемых регулирующим органом параметров: «1) базовый уровень операционных расходов;

2) индекс эффективности операционных расходов;

3) размер инвестированного капитала, по результатам независимой оценки активов регулируемой организации;

4) чистый оборотный капитал;

5) норма доходности инвестированного капитала;

6) срок возврата инвестированного капитала 35 лет;…….

8) коэффициент эластичности расходов по количеству активов;

9) норматив потерь электрической энергии, устанавливаемый уполномоченным органом регулирования……..

2) количество активов (в отношении услуг по передаче электрической энергии — условных единиц, относящихся к активам, необходимым для осуществления регулируемой деятельности;……..

5) полезный отпуск электрической энергии и заявленная мощность потребителей услуг;

6) стоимость (цена покупки) потерь электрической энергии;

7) изменение необходимой валовой выручки, производимое в целях сглаживания тарифов»[3] Показывает чрезмерную зарегулированность деятельности данных предприятий. Как видно государственные регулирующие органы контролируют всю деятельность предприятий региональных естественных монополий, все аспекты расходов при производственной деятельности регулируются и пересматриваются в ходе ежегодных корректировок тарифов. Рассчитывается и устанавливается объем валовой выручки, доходности от инвестиций и даже размер инвестиций, то есть предприятие не имеет право выбирать оборудование для производственной деятельности, без согласования с государственными органами. Доходность от внедрения технологических инноваций, в этой связи так же определяется государством, причем согласно прилагаемой методике расчетов, доход от применения самых последних технических и технологических разработок, равен доходу получаемому от обычной или устаревшей технологии и оборудования. Предприятие, имеющее статус естественной монополии и осуществляющее регулируемую деятельность должно из альтруистических соображений применять и внедрять в свое производство инновации, только для того чтобы потребители получали дешевые и качественные услуги. Звучит абсурдно, чтобы монополист просто так заботился о потребителях, но этого требует сложившаяся система государственного регулирования. Длительность возврата инвестированного капитала, составляющая 35 лет, с одной стороны оправданна. Что вызвано спецификой инфраструктурных объектов, они дороги, эксплуатироваться будут продолжительное время и являются жизненно необходимыми для развития как экономики региона так и страны. С другой стороны, в современных условиях нестабильности такие длительные инвестиционные проекты очень рискованны, что отпугивает потенциальных инвесторов. Формируется, скорее, стимул к выводу капитала из отрасли, нежели инвестиционной деятельности или полномасштабной модернизации изношенных основных фондов предприятий. Можно сделать вывод, что региональные органы государственной власти, осуществляющие регулирования региональных естественных монополий, выступают, в соответствии с их полномочиями, в роли топ-менеджмента регулируемых организаций, так широк спектр регулирующего воздействия. Сложившаяся ситуация требует значительного роста бюрократических издержек[4] и характеризуется ростом требований к качеству государственного регулирования естественных монополий, в том числе и на региональном уровне, так как основное регулирующее воздействие происходит на региональном уровне.

Безусловно, такой уровень зарегулированности, вызван стремлением государства не допустить злоупотреблений со стороны регулируемых компаний, и иметь полный контроль над формированием себестоимости тарифов. Но данные меры, по объективным причинам, не дают для региональных естественных монополий стимулов для развития и эффективной производственной деятельности. Необходимо совершенствовать данную методику или разработать новую, для обеспечения развития экономики и баланса интересов государства и естественных монополий на региональном уровне.

Как отмечалось ранее региональные естественные монополии имеют возможность влиять лишь на операционные расходы: «Экономия операционных расходов возникает в случае, если фактические операционные расходы за прошедший финансовый год выросли на меньшую величину, чем это было предусмотрено регулирующими органами. При достижении экономии операционных расходов необходимая валовая выручка не пересматривается»[3]. Это единственный параметр оставленный государственным регулированием в некоторой свободе, но только на пяти летний период, в дальнейшем операционные расходы вновь пересматриваются и снижаются на уровень экономии, достигнутый в предыдущий долгосрочный период. Операционные расходы это расходы не связанные с основной производственной деятельностью организации. Действующее налоговое и бухгалтерское законодательство причисляет операционные расходы к прочим расходам организации, которые в рамках повышения эффективности, регулируемые организации должны сокращать. К таким расходам относятся: проценты, уплачиваемые организацией за предоставление ей в пользование денежных средств, расходы, связанные с оплатой услуг, оказываемых кредитными организациями. Это означает что в своей деятельности субъекты региональной естественной монополии должны ограничить себя в кредитных ресурсах, чтобы сокращать размер расходов по кредитам. Наряду с проблемами в привлечении инвестиций, ограничение в кредитных средствах будет иметь негативные последствия. Так же в группе статей расходов причисляемых к прочим расходам относятся: пени; штрафы; неустойки; убытки прошлых лет; возмещение причиненных организацией убытков; расходы связанные с юридическим сопровождением; суммы дебиторской задолженности, по которой истек срок исковой давности, других долгов, нереальных для взыскания; перечисление средств (взносов, выплат и т.д.), связанных с благотворительной деятельностью, расходы на осуществление спортивных мероприятий, отдыха, развлечений, мероприятий культурно-просветительского характера и другие. Конечно, сокращение остальных расходов причисляемых к группе прочих расходов, в некоторой степени, повысит эффективность функционирования региональных естественных монополий. Но нужно понимать, что прочие расходы в структуре себестоимости занимают незначительную часть, и не могут скрывать бесконечных резервов для повышения эффективности и производительности. Тем не менее, это единственное чем могут оперировать регулируемые организации.

Так же данный метод не устраняет злоупотребления естественных монополий, через увеличения размера устойчивых пассивов. Это происходит когда естественная монополия завышает размер тарифа, осознавая, что через некоторое время пройдется его снижать до прежнего уровня и возмещать потери потребителям. Естественный монополист, в случае выявления и доказательства нарушений с его стороны вынужден возмещать потери от своих действий потребителям, но не сразу, а через определенное время. Естественный монополист получает выгоду от увеличения на определенное время финансового оборота. Естественные монополии имеют колоссальную важность, так как представляют собой инфраструктурные объекты национального хозяйства, имеющие большое влияние на развитие экономики и обеспечение национальной безопасности. Поэтому применение такого метода увеличения размера устойчивых пассивов, отягощается осознанием со стороны естественной монополии, того факта, что любой нанесенный ущерб или ее потери в результате не эффективной хозяйственной деятельности, будут компенсированы государством.

Из всего выше описанного видно, что единственным способом максимизации выгод из своего монопольного положения может быть, только более тесные взаимоотношения власти с региональной естественной монополией, так как только государство может влиять на монополиста и определять величину тарифа. Это единственный действенный способ ведения хозяйственной деятельности в связи с высокой степенью зарегулированности отрасли. Происходит ситуация сговора регулирующего органа и регулируемой организации[5], характеризующаяся безропотным принятием высокой степени влияния государства, для того чтобы иметь возможность получать выгоды от высокой степени зарегулированности. Такая ситуация вызвана желанием самого монополиста находиться под регулированием государства, так как государство законодательно обеспечивает сохранность монополии, обеспечивает покрытие всех потерь и просчетов в результате хозяйственной деятельности и обеспечивает закрытость процесса ценообразования для потребителей. Причем из проделанного выше анализа видно, что данная ситуация обоюдовыгодная, как для региональных регулирующих органов, так и для самих естественных монополий.

Регулирование должно обеспечивать максимальную эффективность не только предприятий естественных монополистов, но и всей региональной экономики, соблюдая баланс интересов всех стейкхолдеров, проявляющих активность во взаимодействии с монополией для защиты своих интересов, которые по своему содержанию будут регламентировать приоритеты регулирующего давления на естественную монополию, заставляя ее инновационно меняться, проводя политику энергоэффективности и повышения производительности труда, что в свою очередь должно стимулировать снижение тарифов и рост качества предоставляемых услуг.

Литература

1.Парфенов В.А. Влияние тарифного регулирования на производительность в секторе естественных монополий(на примере электроэнергетики)// Российский экономический интернет-журнал, 12.07.2011 URL http://www.e-rej.ru/Articles/2011/Parfenov.pdf

2.Федеральный закон N 35-ФЗ от 26.03.2003 (ред. от 06.12.2011) «Об электроэнергетике»/ КонсультантПлю,www.consultant.ru

3.Приказ ФСТ РФ от 26.06.2008 N 231-э (ред. от 21.06.2011) «Об утверждении Методических указаний по регулированию тарифов организаций, оказывающих услуги по передаче электрической энергии, с применением метода доходности инвестированного капитала» // Российская газета, №148(4705), 11.07.2008

4.Joskow P. Market Imperfections versus Regulatory Imperfections// CESifo DICE Report. Vol. 8 № 3. P. 3-7.

5.Stigler J. The Theory of Economic Regulation// Bell Journal of Economics and Management Science. Vol. 2. P. 3-21. 1971

Постановление от 29 декабря 2011 г. №1178

Постановление от 29 декабря 2011 г. №1178 О ценообразовании в области регулируемых цен (тарифов) в электроэнергетике

В соответствии с Федеральным законом «Об электроэнергетике» Правительство Российской Федерации постановляет:

1. Утвердить прилагаемые:

Основы ценообразования в области регулируемых цен (тарифов) в электроэнергетике;

Правила государственного регулирования (пересмотра, применения) цен (тарифов) в электроэнергетике;

изменения, которые вносятся в акты Правительства Российской Федерации.

2. Установить, что:

цены (тарифы) на электрическую энергию (мощность), поставляемую покупателям на розничных рынках на территориях, не объединенных в ценовые зоны оптового рынка, за исключением электрической энергии (мощности), поставляемой населению и приравненным к нему категориям потребителей, и единые (котловые) тарифы на услуги по передаче электрической энергии по каждому уровню напряжения устанавливаются органами исполнительной власти субъектов Российской Федерации в области государственного регулирования тарифов на период с 1 января 2012 г. по 30 июня 2012 г. на уровне, не превышающем уровень, установленный для указанных цен (тарифов) на 2011 год с учетом пункта 9 постановления Правительства Российской Федерации от 27 декабря 2010 г. № 1172;

сбытовые надбавки гарантирующих поставщиков на всей территории Российской Федерации устанавливаются органами исполнительной власти субъектов Российской Федерации в области государственного регулирования тарифов на указанный период на уровне сбытовых надбавок гарантирующих поставщиков, установленных на 2011 год с учетом пункта 9 постановления Правительства Российской Федерации от 27 декабря 2010 г. № 1172;

цены (тарифы) на электрическую энергию (мощность), поставляемую покупателям на розничных рынках на территориях, не объединенных в ценовые зоны оптового рынка, за исключением электрической энергии (мощности), поставляемой населению и приравненным к нему категориям потребителей, устанавливаются органами исполнительной власти субъектов Российской Федерации в области государственного регулирования тарифов с 1 апреля 2012 г. без учета дифференциации по диапазонам числа часов использования мощности исходя из индикативных цен на электрическую энергию (мощность) и расчетного годового объема производства и поставок электрической энергии (мощности), определенного в сводном прогнозном балансе производства и поставок электрической энергии (мощности) в рамках Единой энергетической системы России по субъектам Российской Федерации.

3. Органам исполнительной власти субъектов Российской Федерации в области государственного регулирования тарифов до 1 апреля 2012 г. принять решения об установлении (пересмотре) с 1 июля 2012 г. :

долгосрочных параметров регулирования деятельности территориальных сетевых организаций, доля Российской Федерации, субъекта Российской Федерации и открытого акционерного общества «Холдинг МРСК» в уставном капитале которых в совокупности составляет не менее 50 процентов плюс одна голосующая акция, а также иных территориальных сетевых организаций, в отношении которых применяется в том числе метод долгосрочной индексации необходимой валовой выручки, при условии согласования с Федеральной службой по тарифам соответствующих долгосрочных параметров регулирования деятельности организаций, в отношении которых применяется метод доходности инвестированного капитала;

тарифов на услуги по передаче электрической энергии по электрическим сетям, принадлежащим на праве собственности или на ином законном основании территориальным сетевым организациям, на второе полугодие 2012 года;

сбытовых надбавок гарантирующих поставщиков на второе полугодие 2012 года;

цен (тарифов) на электрическую энергию (мощность), поставляемую покупателям на розничных рынках на территориях, не объединенных в ценовые зоны оптового рынка, за исключением электрической энергии (мощности), поставляемой населению и приравненным к нему категориям потребителей, на второе полугодие 2012 года.

Установление (пересмотр) осуществить исходя из увеличения с 1 июля 2012 г. не более чем на 11 процентов среднего по субъекту Российской Федерации одноставочного котлового тарифа на услуги по передаче электрической энергии по электрическим сетям, принадлежащим на праве собственности или на ином законном основании территориальным сетевым организациям, сбытовых надбавок гарантирующих поставщиков и цен (тарифов) на электрическую энергию (мощность), поставляемую покупателям на розничных рынках на территориях, не объединенных в ценовые зоны оптового рынка, за исключением электрической энергии (мощности), поставляемой населению и приравненным к нему категориям потребителей, по отношению к уровню соответствующих цен (тарифов) и сбытовых надбавок, установленных с 1 января 2012 г.

4. Установить, что:

для организаций, регулирование деятельности которых осуществляется с применением метода доходности инвестированного капитала, в случае отсутствия инвестиционной программы со сроком действия до 2018 года и (или) согласования долгосрочных параметров регулирования с Федеральной службой по тарифам с 1 июля 2012 г. регулирование тарифов на электрическую энергию (мощность) осуществляется с применением метода долгосрочной индексации необходимой валовой выручки;

для территориальных сетевых организаций, регулирование деятельности которых осуществляется на основе долгосрочных параметров впервые с 1 января 2012 г., применяется метод долгосрочной индексации необходимой валовой выручки, а с 1 июля 2012 г. возможен переход к регулированию цен (тарифов) с применением метода доходности инвестированного капитала при условии согласования долгосрочных параметров регулирования с Федеральной службой по тарифам;

для территориальных сетевых организаций, регулирование деятельности которых в 2011 году осуществлялось с применением метода доходности инвестированного капитала, сроком окончания очередного долгосрочного периода регулирования будет являться дата не ранее 1 июля 2017 г.

5. Федеральной службе по тарифам:

а) пересмотреть на период с 1 января 2012 г. по 30 июня 2012 г. тарифы на услуги по передаче электрической энергии по единой национальной (общероссийской) электрической сети, оказываемые организацией по управлению единой национальной (общероссийской) электрической сетью, установив их на уровне, не превышающем уровень тарифов на 2011 год, и до 1 апреля 2012 г. принять решение о пересмотре с 1 июля 2012 г. тарифов на услуги по передаче электрической энергии по единой национальной (общероссийской) электрической сети организацией по управлению единой национальной (общероссийской) электрической сетью на 2012 — 2014 годы;

б) с участием Министерства экономического развития Российской Федерации и Министерства энергетики Российской Федерации до 1 апреля 2012 г. подготовить и представить в Правительство Российской Федерации предложения о внесении в нормативные правовые акты Правительства Российской Федерации изменений, обеспечивающих с 2013 года перенос срока изменения (индексации) регулируемых цен (тарифов) в электроэнергетике с 1 января на 1 июля;

в) разработать в течение 2 месяцев с даты утверждения методических указаний, предусмотренных абзацем третьим пункта 9 настоящего постановления, методические указания по учету степени загрузки объектов электросетевого хозяйства при формировании тарифов и (или) их предельных минимальных и (или) максимальных уровней на услуги по передаче электрической энергии;

г) с участием Министерства экономического развития Российской Федерации и Министерства энергетики Российской Федерации до 20 марта 2012 г. представить в Правительство Российской Федерации предложения об изменении порядка расчета и применения тарифов на услуги по передаче электрической энергии, а также ответственности по договорам о технологическом присоединении к электрической сети в части сокращения объемов неиспользуемой мощности электросетевого оборудования, которая создана и содержится сетевыми организациями в интересах существующих и новых потребителей;

д) установить на 2012 год предельные (минимальный и (или) максимальный) уровни цен (тарифов) на электрическую энергию (мощность), поставляемую покупателям на розничных рынках (за исключением электрической энергии (мощности), поставляемой населению и приравненным к нему категориям потребителей) в части территорий Забайкальского края, Ставропольского края, Республики Бурятии и Томской области, в границах которых не происходит формирование равновесной цены оптового рынка;

е) пересмотреть с 1 января 2012 г. без применения индексов цен на 2012 год цены на мощность для генерирующих объектов, в отношении которых были указаны наиболее высокие цены в ценовых заявках на конкурентный отбор мощности, если информация, необходимая для определения цены на мощность по таким генерирующим объектам, не представлена в срок, предусмотренный пунктом 111 Правил оптового рынка электрической энергии и мощности, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 27 декабря 2010 г. № 1172, или если в сводном балансе на 2012 год учтено снижение установленной мощности относительно величины, учтенной при утверждении указанных цен на мощность до 1 ноября 2011 г., обусловленное выводом генерирующего оборудования из эксплуатации, согласованным в установленном порядке.

6. Установить, что утвержденные в соответствии с подпунктом «е» пункта 5 настоящего постановления цены на мощность для генерирующих объектов, в отношении которых были указаны наиболее высокие цены в ценовых заявках на конкурентный отбор мощности, учитываются при определении обязательств участников рынка.

7. Установить, что регулируемые цены (тарифы) на электрическую энергию (мощность) поставщиков для продажи на оптовом рынке по регулируемым договорам на 2012 год определяются Федеральной службой по тарифам в установленном порядке без применения индексов цен на 2012 год и цены на электрическую энергию и мощность, производимые с использованием генерирующего объекта, поставляющего мощность в вынужденном режиме, устанавливаются на 2012 год Федеральной службой по тарифам на уровне, на котором они были установлены по состоянию на 31 декабря 2011 г. , за исключением генерирующих объектов, отнесенных решением Правительства Российской Федерации к генерирующим объектам, поставляющим мощность в вынужденном режиме и введенным в эксплуатацию после 31 декабря 2007 г. В случае компенсации в соответствии с Правилами оптового рынка электрической энергии и мощности, утвержденными постановлением Правительства Российской Федерации от 27 декабря 2010 г. № 1172, фактически полученных убытков от реализации электрической энергии за 2011 год (если в течение этого года мощность генерирующих объектов поставлялась в вынужденном режиме) указанные цены (тарифы) устанавливаются на уровне, превышающем уровень данных цен (тарифов), установленных по состоянию на 31 декабря 2011 г.

В случае если для поставщика в отношении генерирующего объекта, мощность которого будет поставляться в 2012 году в вынужденном режиме, в 2011 году не были установлены цены на электрическую энергию и мощность, производимые с использованием генерирующего объекта, поставляющего мощность в вынужденном режиме, на 2012 год цены на электрическую энергию и мощность устанавливаются:

в отношении мощности:

на уровне цены на мощность, утвержденной Федеральной службой по тарифам на 2011 год, — для генерирующих объектов, в отношении которых были указаны наиболее высокие цены в ценовых заявках на конкурентный отбор мощности;

на уровне предельного размера цены на мощность для проведения конкурентного отбора мощности на 2012 год — если в 2011 году данный поставщик осуществлял поставку мощности по цене, определенной по результатам конкурентного отбора мощности;

на уровне цены на мощность, определенной в соответствии с порядком определения цен на электрическую энергию и мощность, производимые с использованием генерирующего объекта, поставляющего электрическую энергию и мощность в вынужденном режиме, утвержденным Федеральной службой по тарифам, без применения индексов цен на 2012 год, — для генерирующих объектов, в отношении которых данный поставщик не осуществлял в 2011 году поставку мощности на оптовый рынок, и для генерирующих объектов, отнесенных решением Правительства Российской Федерации к генерирующим объектам, поставляющим мощность в вынужденном режиме и введенным в эксплуатацию после 31 декабря 2007 г. ;

в отношении электрической энергии — в соответствии с порядком определения цен на электрическую энергию и мощность, производимые с использованием генерирующего объекта, поставляющего мощность в вынужденном режиме, утвержденным Федеральной службой по тарифам, без применения индексов цен на 2012 год.

При этом цены на электрическую энергию и мощность, производимые с использованием генерирующего объекта, поставляющего мощность в вынужденном режиме, устанавливаются Федеральной службой по тарифам не позднее 30 дней с даты получения от уполномоченного органа решения о необходимости отказа в выводе объекта диспетчеризации из эксплуатации в соответствии с Правилами вывода объектов электроэнергетики в ремонт и из эксплуатации, утвержденными постановлением Правительства Российской Федерации от 26 июля 2007 г. № 484, либо с даты вступления в силу решения Правительства Российской Федерации об отнесении генерирующего объекта к генерирующим объектам, поставляющим мощность в вынужденном режиме. Указанные цены на электрическую энергию и мощность применяются к отношениям, возникшим с 1-го числа месяца, до начала которого были установлены цены и наступила дата, с которой вывод объекта диспетчеризации из эксплуатации запрещен в соответствии с решением уполномоченного органа, или дата, с которой генерирующий объект отнесен к генерирующим объектам, поставляющим мощность в вынужденном режиме, в соответствии с решением Правительства Российской Федерации. Указанные цены на электрическую энергию и мощность устанавливаются Федеральной службой по тарифам до окончания соответствующего календарного года, но не позднее даты решения о согласовании вывода объекта диспетчеризации из эксплуатации на основании решения уполномоченного органа или окончания срока отнесения генерирующего объекта к генерирующим объектам, поставляющим мощность в вынужденном режиме, в соответствии с решением Правительства Российской Федерации.

8. Установить, что в случае непредставления в сроки, предусмотренные пунктом 111 Правил оптового рынка электрической энергии и мощности, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 27 декабря 2010 г. № 1172, информации для определения цен на мощность для генерирующих объектов, в отношении которых были указаны наиболее высокие цены в ценовых заявках на конкурентный отбор мощности, мощность такого генерирующего объекта в 2012 году поставляется по цене на мощность, установленной Федеральной службой по тарифам с применением методики определения цены на мощность для генерирующих объектов, в отношении которых были указаны наиболее высокие цены в ценовых заявках на конкурентный отбор мощности.

9. Министерству энергетики Российской Федерации утвердить методические указания по определению степени загрузки вводимых после строительства объектов электросетевого хозяйства:

до 1 января 2013 г. — в отношении объектов электросетевого хозяйства, входящих в единую национальную (общероссийскую) электрическую сеть, с использованием которых услуги по передаче электрической энергии оказывают организация по управлению единой национальной (общероссийской) электрической сетью, прочие собственники и иные законные владельцы объектов единой национальной (общероссийской) электрической сети;

до 1 июля 2013 г. — в отношении объектов электросетевого хозяйства, с использованием которых услуги по передаче электрической энергии оказывают территориальные сетевые организации в номинальном классе напряжения 35 кВ и выше.

10. Установить, что корректировка цен (тарифов) на услуги по передаче электрической энергии, связанная с учетом степени загрузки центров питания, осуществляется с 1 июля 2014 г.

11. Постановление Правительства Российской Федерации от 26 февраля 2004 г. № 109 «О ценообразовании в отношении электрической и тепловой энергии в Российской Федерации» не применяется в части государственного регулирования цен (тарифов) в электроэнергетике с даты вступления в силу настоящего постановления.

Председатель Правительства

Российской Федерации В.Путин

Окупаемость инвестиций в энергию (EROI) Определение

Что такое окупаемость инвестиций в энергию (EROI)?

Окупаемость инвестиций в энергию (EROI) — это коэффициент для описания меры произведенной энергии по отношению к энергии, использованной для ее создания. Например, соотношение показывает, сколько энергии используется для поиска, добычи, доставки и переработки сырой нефти по сравнению с тем, сколько полезной энергии вырабатывается.

Окупаемость инвестиций в энергию (EROI) является ключевым фактором, определяющим цену энергии, поскольку источники энергии, которые можно использовать относительно дешево, позволят цене оставаться низкой.

Ключевые выводы

Окупаемость инвестиций в энергию (EROI) — это количество энергии, затраченное на производство определенного количества чистой энергии.
EROI является важным фактором, определяющим цены на энергетические товары и электроэнергию.
EROI уменьшается, когда энергии становится меньше и ее труднее добывать или производить.

Понимание окупаемости инвестиций в энергию

EROI важен, потому что, если стоимость электростанции превышает доходы, полученные от продажи электроэнергии, эта электростанция экономически нежизнеспособна. EROI также может помочь организациям и правительствам сравнить различные источники энергии с точки зрения прибыльности, например, ядерную и солнечную энергию.

Когда EROI велик, это означает, что производство энергии из этого источника относительно просто и рентабельно. Однако, когда их количество невелико, получение энергии из этого источника сложно и дорого. Например, когда коэффициент равен 1, отдача от вложенной энергии отсутствует. По данным Всемирной ядерной ассоциации, показатель безубыточности равен 7.

В простейшей форме EROI рассчитывается следующим образом:

EROI = выходная энергия / потребляемая энергия

Однако существуют существенные различия в том, как измеряются определенные этапы процесса ввода. Это измерение сложно, потому что исходные данные разнообразны и существует неопределенность в отношении того, как далеко они должны быть взяты в анализе. В дополнение к затратам на энергию существуют другие внешние затраты, которые необходимо учитывать в отношении производства энергии, например, связанные с окружающей средой и здоровьем людей.

Как правило, мы можем ожидать, что в первую очередь будут использоваться самые высокие доступные источники энергии EROI, потому что они предлагают больше энергии при наименьших усилиях. Чистый прирост энергии достигается за счет меньшего расхода энергии при попытке получить и использовать источник энергии. Анализ EROI считается частью анализа жизненного цикла.

Типы источников энергии, для которых измеряется EROI

Существует ряд потребляемых источников энергии, где EROI определяется для анализа эффективности и затрат. Эти источники энергии включают нефть, биотопливо, геотермальную энергию, ядерное топливо, уголь, солнечную энергию, ветер и гидроэнергетику.

Согласно приведенным выше страницам Всемирной ядерной ассоциации, средний показатель EROI для всех генерирующих технологий составляет около 40 для Соединенных Штатов. Ассоциация цитирует исследование Weissback et al. (2013), в котором говорится, что «результаты показывают, что ядерные, гидроэнергетические, угольные и газовые энергетические системы (в указанном порядке) на порядок эффективнее, чем фотоэлектрические и ветряные».

По данным Управления энергетической информации США, ископаемые виды топлива, такие как уголь, нефть и природный газ, были основными источниками энергии с конца 1800-х годов. До 1990-х годов гидроэнергетика и твердая биомасса были наиболее используемыми возобновляемыми энергетическими ресурсами. С тех пор количество энергии, поступающей от биотоплива, солнечной и ветровой энергии, увеличилось.

EROI для нефти резко снизился за последние сто лет. Количество энергии, необходимое для добычи одного барреля нефти, уменьшилось по мере внедрения более эффективных методов, таких как фрекинг.

Что это такое, формула и расчет, пример

Что такое рентабельность инвестированного капитала (ROIC)?

Рентабельность инвестированного капитала (ROIC) — это расчет, используемый для оценки эффективности компании в распределении капитала для прибыльных инвестиций. Формула ROIC включает в себя деление чистой операционной прибыли после налогообложения (NOPAT) на инвестированный капитал.

ROIC дает представление о том, насколько хорошо компания использует свой капитал для получения прибыли. Сравнение ROIC компании со средневзвешенной стоимостью капитала (WACC) показывает, эффективно ли используется инвестированный капитал.

Ключевые выводы

Рентабельность инвестированного капитала (ROIC) — это расчет, используемый для определения того, насколько хорошо компания распределяет свой капитал на прибыльные проекты или инвестиции.
С другой стороны, ROIC — это сумма денег, которую зарабатывает компания, превышающая среднюю стоимость, которую она платит за свой заемный и собственный капитал.
Для расчета рентабельности инвестированного капитала (ROIC) необходимо разделить чистую операционную прибыль после налогообложения (NOPAT) на инвестированный капитал.
Рентабельность инвестированного капитала может быть использована в качестве ориентира для расчета стоимости других компаний.
Считается, что компания создает стоимость, если ее ROIC превышает средневзвешенную стоимость капитала (WACC).

Рентабельность инвестированного капитала (ROIC)

Формула и расчет ROIC

Формула ROIC:

ROIC

знак равно

НОПАТ

Инвестированный капитал

куда:

НОПАТ

знак равно

Чистая операционная прибыль после налогообложения

\begin{aligned} &\text{ROIC} = \frac{ \text{NOPAT} }{ \text{Инвестированный капитал} } \\ &\textbf{где:}\\ &\text{NOPAT} = \text{ Чистая операционная прибыль после налогообложения} \\ \end{aligned}
ROIC=инвестированный капиталNOPATгде:NOPAT=чистая операционная прибыль после налогообложения

Другими словами, ROIC = (чистая прибыль – дивиденды) / (долг + собственный капитал). Формула ROIC рассчитывается путем оценки значения в знаменателе, общего капитала, который представляет собой сумму долга и собственного капитала компании.

Существует несколько способов расчета этого значения. Одним из них является вычитание денежных средств и беспроцентных текущих обязательств (NIBCL), включая налоговые обязательства и кредиторскую задолженность, если они не облагаются процентами или сборами, из общей суммы активов.

Третий метод расчета инвестированного капитала заключается в добавлении балансовой стоимости собственного капитала компании к балансовой стоимости ее долга, а затем вычитании внеоборотных активов, включая денежные средства и их эквиваленты, ликвидные ценные бумаги и активы прекращенной деятельности.

Последний способ расчета инвестированного капитала — получить показатель оборотного капитала путем вычитания текущих обязательств из оборотных активов. Затем вы получаете неденежный оборотный капитал, вычитая наличные деньги из стоимости оборотного капитала, которую вы только что вычислили. Наконец, неденежный оборотный капитал добавляется к основным средствам компании.

ROIC выше стоимости капитала означает, что компания здорова и растет, а ROIC ниже стоимости капитала предполагает неустойчивую бизнес-модель.

Значение в числителе также можно вычислить несколькими способами. Самый простой способ — вычесть дивиденды из чистой прибыли компании.

С другой стороны, поскольку компания может получить выгоду от одноразового источника дохода, не связанного с ее основной деятельностью, например, непредвиденной прибыли от колебаний обменного курса, часто предпочтительнее рассматривать чистую операционную прибыль после уплаты налогов (NOPAT). ). NOPAT рассчитывается путем корректировки операционной прибыли с учетом налогов:

NOPAT = (операционная прибыль) x (1 – эффективная налоговая ставка)

Многие компании сообщают свои эффективные налоговые ставки за квартал или финансовый год в отчетах о прибылях и убытках, но не все компании делают это — это означает, что может потребоваться рассчитать ставку путем деления налоговых расходов компании на чистую прибыль.

Что ROIC может вам сказать

ROIC всегда рассчитывается в процентах и обычно выражается в годовом исчислении или в конце 12-месячного значения. Его следует сравнить со стоимостью капитала компании, чтобы определить, создает ли компания стоимость.

Если ROIC больше, чем средневзвешенная стоимость капитала фирмы (WACC) — наиболее часто используемый показатель стоимости капитала — создается стоимость, и эти фирмы будут торговаться с премией. Общепринятым критерием доказательства создания стоимости является доход на два процентных пункта выше стоимости капитала фирмы.

Некоторые фирмы работают на уровне нулевой отдачи, и хотя они могут не разрушать стоимость, у этих компаний нет избыточного капитала для инвестирования в будущий рост.

ROIC является одним из наиболее важных и информативных показателей оценки для расчета. Однако для одних секторов это важнее, чем для других, поскольку компании, эксплуатирующие нефтяные вышки или производящие полупроводники, гораздо интенсивнее вкладывают капитал, чем те, которым требуется меньше оборудования.

Ограничения ROIC

Недостатком этой метрики является то, что она ничего не говорит о том, какой сегмент бизнеса создает ценность. Если вы сделаете свой расчет на основе чистой прибыли (минус дивиденды) вместо NOPAT, результат может быть еще более непрозрачным, поскольку доход может быть получен из одного неповторяющегося события.

ROIC обеспечивает необходимый контекст для других показателей, таких как отношение цены к прибыли (P/E). Рассматриваемый отдельно, коэффициент P/E может указывать на то, что компания перепродана, но снижение может быть связано с тем, что компания больше не создает ценность для акционеров с той же скоростью (или вообще). С другой стороны, компании, которые постоянно обеспечивают высокую норму прибыли на вложенный капитал, вероятно, заслуживают того, чтобы торговаться с премией по сравнению с другими акциями, даже если их коэффициенты P/E кажутся чрезмерно высокими.

Пример использования ROIC

В качестве примера рассмотрим Target Corporation (TGT). Компания рассчитывает свой ROIC непосредственно в 2021 финансовом году 10-K, показывая компоненты, которые вошли в расчет:

Расчет ROIC начинается с операционной прибыли, а затем добавляется чистая прочая прибыль, чтобы получить EBIT. Затем проценты по операционной аренде добавляются обратно, а подоходный налог вычитается, чтобы получить NOPAT. Инвестированный капитал Target включает в себя акционерный капитал, долгосрочную задолженность и обязательства по операционной аренде. Target вычитает денежные средства и их эквиваленты из суммы этих цифр, чтобы получить свой инвестированный капитал.

Что такое инвестированный капитал?

Инвестированный капитал — это общая сумма денег, привлеченных компанией путем выпуска ценных бумаг, которая представляет собой сумму собственного капитала, долга и обязательств по аренде капитала компании.

Метод доходности инвестированного капитала в электроэнергетике: Метод доходности инвестированного капитала