Файбисович - Справочник по проектированию электрических сетей

тарифы невыгодны электросетевым компаниям, так как не обеспечивают им адекватной инвестированному капиталу прибыли.

Впоследнее десятилетие в России при формировании тарифов

вэлектроэнергетике применяется метод экономически обоснованных затрат – так называемый метод «Затраты плюс». Принцип «Затраты плюс» заключается в том, что электросетевые компании подают предложения в региональные тарифные органы, в которых заявляют расходы на ремонты, материалы, фонд оплаты труда, налоги (всего порядка 30–40 статей) с корректировкой на прогнозируемую инфляцию. Затем ФСТ устанавливается тариф.

Метод «Затраты плюс» имеет ряд недостатков, главным из которых является краткосрочное регулирование. Как известно, на подготовку проектно-сметной документации, отведение земли и непосредственно строительные работы электросетевого объекта требуется 3–4 года. При этом известен тариф только первого года инвестиционного цикла. Это вызывает проблемы с банками, которым требуются гарантии в отношении тарифов на весь период инвестиционного цикла. В связи с недостаточной информацией и отсутствием гарантий банки не могут предоставлять кредитные ресурсы на длительный срок; в основном практикуется краткосрочное кредитование, что экономически невыгодно.

Такое положение противоречить принципу реформирования электроэнергетики, который предполагает переход на тарифообразование, позволяющее компаниям получать экономически обоснованную прибыль и привлекать инвестиции для своего развития.

Вцелях реализации принципа реформирования энергетики приказом ФСТ от 26 июня 2008 г. N 231-э утверждены «Методические указания по регулированию тарифов с применением метода доходности инвестированного капитала».

Метод доходности инвестированного капитала, основанный на возврате сделанных вложений, позволяет запустить процесс инвестирования в распределительный сетевой комплекс без кратного роста тарифов для потребителей.

Система регулирования тарифов на основе возврата вложенных средств (RAB – regulatory asset base) относительно новая: ей нет еще и двадцати лет. Однако она уже зарекомендовала себя как наиболее эффективный способ привлечения инвестиций в развитие электросетевого хозяйства.

История RAB началась в Великобритании в начале 1990-х годов. Система была разработана в процессе приватизации электросетевого комплекса и либерализации рынка электроэнергии и оказалась весьма эффективной

Всередине 1990-х годов на RAB перешли многие страны Западной Европы, Канада, США, Австралия. Европейский союз в 2002 г.

311

обязал страны Восточной Европы применять RAB-регулирование для установления тарифов для монополий. В России RAB в настоящее время находится на этапе практического внедрения.

Регулирование методом RAB может применяться в отношении следующих видов тарифов на услуги:

по передаче электрической энергии по ЕНЭС; по передаче электрической энергии по распределительным сетям;

по оперативно-диспетчерскому управлению в электроэнергетике; по передаче тепловой энергии, а также тарифов:

на тепловую энергию, за исключением производимой электростанциями, осуществляющими производство в режиме комбинированной выработки электрической и тепловой энергии;

на электрическую энергию, поставляемую энергоснабжающими организациями потребителям, за исключением электрической энергии, продаваемой по нерегулируемым ценам;

других тарифов, устанавливаемых с применением метода доходности инвестированного капитала в соответствии с законодательством РФ.

В табл. 6.3 приводится сравнение методов регулирования тарифов «Затраты плюс» и RAB.

312

Общим для обоих методов является то, что источником финансирования инвестиционных программ является тариф.

Принципиальное отличие рассмотренных подходов заключается

втом, что по затратной схеме «Затраты плюс» компания, получив прибыль по двум статьям на инвестированный капитал и затраты на амортизацию, именно ее инвестирует в течение года в свое развитие.

При использовании RAB источником финансирования инвестиционных программ так же является тариф. Но для формирования инвестиций можно использовать весь доход на инвестированный капитал и ту часть возврата инвестиционного капитала, которая покрывает амортизацию. При этом деньги, полученные в виде тарифа, не направляются напрямую на инвестиции, а идут на обслуживание заемных средств. Таким образом, кредитные деньги позволяют осуществить мероприятия по обновлению оборудования, что,

всвою очередь, снижает издержки и увеличивает доход компании. Таким образом, метод регулирования тарифа по схеме RAB об-

ладает преимуществом в части снижения издержек и возможности привлечения крупных инвестиций при умеренном росте тарифа. Дополнительными преимуществами метода являются:

возможность долгосрочного планирования развития сетевых компаний;

предсказуемый тариф и повышение качества услуг сетевых компаний.

Вусловиях экономической нестабильности в России реализация указанных преимуществ сопряжена с серьезными трудностями.

Переход на метод RAB всех сетевых компаний планируется до 2011 г. С 2009 г. на RAB перешли девять электросетевых компаний. Эксперты отмечают, что электросетевые компании, которые уже перешли на RAB, в условиях кризиса столкнулись с трудностями по привлечению кредитов. RAB подразумевает инвестирование за счет кредитных средств, а процентные ставки в условиях кризиса существенно выросли.

Вэнергосистемах, перешедших на RAB, объемы инвестиций действительно выросли, но и тариф существенно увеличился, значительно опередив уровень инфляции.

Экспертная оценка на перспективу 20 лет показала, что суммарный рост тарифа за расчетный период по методу RAB будет выше, чем по методу «Затраты плюс», но будет иметь более плавные годовые темпы роста – за счет того, что инвестиционная составляющая прибыли будет включаться в тариф после ввода объекта в эксплуатацию. При этом инвестиционная составляющая прибыли, включенная в тариф, будет распределена на весь период эксплуатации,

вто время как по методу «Затраты плюс» инвестиции на развитие объекта включаются в тариф до его ввода.

313

Основой для расчета тарифа по методике RAB является инвестированный капитал, который состоит из двух частей:

первоначальная база капитала – стоимости активов сетевой компании на момент введения RAB;

новый капитал – стоимость инвестиционной программы осуществляемой собственником.

Необходимая валовая выручка складывается из трех частей: возврат инвестированного капитала (амортизация нового и пер-

воначального капитала за 35 лет), что позволит инвесторам в срок до 35 лет вернуть весь инвестированный капитал;

начисление дохода на инвестированный капитал, средства, на выплату которого закладываются в необходимую валовую выручку.

текущие расходы на содержание сетей, компенсацию технологических потерь и другие затраты.

Впервые годы после введения RAB-регулирования на первоначальный капитал начисляется совсем небольшой доход, фактически только покрывающий амортизацию оборудования сетевой компании. Например, в МРСК для «старого» капитала установлена следующая норма доходности: в 2010 г. – 6%; в 2011 г. – 9%; в 2012 г. – 12%; для «нового» капитала (привлеченных инвестиций) норма доходности на период 2010–2012 гг. установлена в размере 12%.

Впоследующие периоды нормы доходности для нового и старого капитала станут одинаковыми. Приняв за основу необходимую валовую выручку, можно рассчитать тариф на электрическую энергию.

На рис. 6.1 приведена схема установления тарифа на электроэнергию по методике RAB.

Инвестированный

капитал(RAB)

Необходимая валовая выручка

Тариф

Рис. 6.1. Схема установления тарифа на электроэнергию по методике RAB

314

6.4. СИСТЕМА КРИТЕРИЕВ ЭКОНОМИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ ИНВЕСТИЦИЙ

В общем случае величина системного экономического эффекта (Эt) находится по выражению

Эt = Срτ – Сwτ + Сoτ – Сuτ + Сдрt,

В случае уменьшения любого элемента формулы (6.7) его знак может измениться на противоположный. Отдельные составляющие могут быть равны нулю.

Изменение выручки от реализации электроэнергии определяется как

где Wпрt – изменение количества продаваемой электроэнергии; Цtпр – тариф на продажу электроэнергии.

Изменение издержек на покупку электроэнергии определяется по формуле

где Wпокt – изменение количества покупаемой энергии: уменьшение покупки электроэнергии от снижения потерь электроэнергии в сети, либо наоборот увеличение покупки дополнительной электроэнергии, необходимой для покрытия роста реализации, и дополнительных потерь от ее передачи по сети;

Цtпок – тариф на покупку электроэнергии.

Эффект от перехода потребителей на систему электроснабжения с регионального рынка на ФОРЭМ определяется как

где Wt – количество потребляемой электроэнергии потребителей; Црt – тариф на электроэнергию регионального рынка;

Цфt – тариф на электроэнергию ФОРЭМ.

315

Для расчета экономической (народнохозяйственной) эффективности сооружения сетевых объектов затраты по объекту сопоставляются с получаемым системным эффектом. Разница между потоком системного эффекта и потоком затрат по проекту представляет собой поток дохода, получаемого потребителем от осуществления данного проекта. Сравнение различных инвестиционных проектов и выбор лучшего из них производится по критерию экономической эффективности с использованием ряда показателей, к которым относятся:

чистый доход (ЧД); чистый дисконтированный доход (ЧДД); индекс доходности (ИД);

внутренняя норма доходности (ВНД); рентабельность инвестиций (Rt);

срок окупаемости капиталовложений (Т).

Чистым доходом называется накопленный эффект за расчетный период:

Основным показателем эффективности проекта является чистый дисконтированный доход – накопленный дисконтированный эффект за расчетный период. ЧДД рассчитывается по формуле

ЧД и ЧДД характеризуют превышение суммарных денежных поступлений над суммарными затратами соответственно без учета и с учетом неодинаковости эффектов, относящихся к различным моментам времени.

Разность ЧД – ЧДД называют дисконтом проекта.

Чистый дисконтированный доход ЧДД находится как разность между дисконтированным системным эффектом (Э) и дисконтированными затратами (З):

Для признания проекта эффективным с точки зрения инвестора необходимо, чтобы ЧДД проекта был положительным; при сравнении альтернативных проектов предпочтение должно отдаваться

316

проекту с большим значением ЧДД (при выполнении условия ЧДД > 0).

Индекс доходности дисконтированных инвестиций (ИДД) равен увеличенному на единицу отношению ЧДД к накопленному дисконтированному объему инвестиций. Если ЧДД положителен, то ИДД > 1 и проект эффективен, и наоборот.

Внутренней нормой доходности (ВНД) называется такое положительное число Ев, при котором при норме дисконта Ен. п. = Ев ЧДД проекта обращается в 0, при всех больших значениях Ен. п. – отрицателен, при всех меньших значениях Ен. п. – положителен. Для оценки эффективности инвестиционного проекта значение ВНД необходимо сопоставлять с нормой дисконта Ен. п. Инвестиционные проекты, у которых ВНД > Ен. п., имеют положительный ЧДД, т. е. эффективны. Проекты, у которых ВНД < Ен. п., имеют отрицательный ЧДД, т. е. неэффективны.

ВНД может быть использована также для экономической оценки проектных решений, если известны приемлемые значения ВНД (зависящие от области применения) у проектов данного типа.

«Простым» сроком окупаемости называется продолжительность периода от начального момента до момента окупаемости. Начальный момент указывается в задании на проектирование – начало строительства сетевого объекта. Моментом окупаемости называется тот наиболее ранний момент времени в расчетном периоде, после которого текущий ЧД становится и в дальнейшем остается положительным.

Сроком окупаемости с учетом дисконтирования называется продолжительность периода от начального момента до «момента окупаемости с учетом дисконтирования» – наиболее раннего момента времени в расчетном периоде, после которого текущий ЧДД становится и в дальнейшем остается положительным.

При оценке эффективности срок окупаемости, как правило, выступает только в качестве ограничения. В отсутствие рекомендаций государственных регулирующих органов срок окупаемости капитальных вложений в электрические сети можно принимать равным восьми годам после начала эксплуатации.

Рентабельность инвестиций (коммерческий показатель, интересующий владельца сети) рассчитывается по каждому году расчетного периода после начала эксплуатации электросетевого объекта или только по некоторым характерным годам. В качестве характерных рассматриваются: год после выхода на режим нормальной эксплуатации, но с выплатой заемных средств и с финансовыми издержками, а также в период после выплаты всей суммы кредита и процентов. Рентабельность инвестиций оценивается по формуле

317

Величина чистой прибыли (Пчt) численно равна системному эффекту (Pt) за вычетом общих производственных издержек эксплуатации, включая амортизационную составляющую и другие финансовые издержки. Полученные значения рентабельности должны превышать величину среднего норматива дисконтирования.

6.5. УСЛОВИЯ СОПОСТАВИМОСТИ ВАРИАНТОВ

Сопоставляемые варианты развития электрической сети должны удовлетворять условиям технической, экономической и социальной сопоставимости, т. е. обеспечивать:

выполнение решаемой задачи с учетом требований нормативных документов и руководящих указаний по вопросам проектирования электрических сетей;

одинаковый производственный эффект – полезный отпуск электроэнергии и мощности – в течение каждого года всего рассматриваемого периода;

выполнение требований по охране окружающей среды и социальным условиям;

нормативные требования к надежности электроснабжения. При этом, если уровень надежности по вариантам различен, но не ниже нормативного, выравнивание вариантов по надежности необязательно.

Непосредственный учет надежности в технико-экономических расчетах рекомендуется в случаях:

сопоставления различных мероприятий, предусматриваемых для обеспечения требуемого потребителем уровня надежности;

обоснования экономической целесообразности повышения надежности (степени резервирования) сверх нормативных требований.

Одинаковый производственный эффект как условие сопоставимости вариантов относится только к расчетам по приведенным затратам и необязателен при сравнении вариантов по остальным показателям.

318

Все экономические показатели сравниваемых вариантов определяются в ценах одного временного уровня по источникам равной достоверности. Стоимостные показатели формируются в соответствии с реально сложившимися отчетными и прогнозируемыми на перспективу ценами на электроэнергию, электрооборудование, материалы, строительные и монтажные работы.

Денежные показатели могут выражаться в текущих, прогнозных или дефлированных ценах. Текущими называются цены, заложенные в проект без учета инфляции. Прогнозными называются ожидаемые (с учетом инфляции) цены. Дефлированными называются прогнозные цены, приведенные к уровню цен фиксированного момента времени путем деления на общий базисный уровень инфляции.

При сопоставлении вариантных решений отдельных объектов, сооружаемых в течение 2–3 лет, стоимостные показатели могут приниматься в неизменных ценах базового или очередного года.

Потери электроэнергии при сравнении вариантов учитываются в объеме изменения потерь по энергосистеме (участку сети) в целом.

Если проектируемый электросетевой объект предназначен для выдачи мощности электростанции или электроснабжения узла нагрузки, то потерям электроэнергии соответствуют потери в этом объекте от поступающей электроэнергии.

Если объект сооружается в замкнутой сети, и его ввод приводит к перераспределению потоков мощности на соседних участках сети, то потери электроэнергии должны соответствовать дополнительной электроэнергии, которая будет поступать в рассматриваемый участок сети в связи с вводом проектируемого объекта, а сами потери – изменению потерь в этой сети (с соответствующим знаком):

Выбранный вариант должен удовлетворять условию, при котором его экономическое преимущество устойчиво сохраняется при небольших изменениях исходных показателей в пределах вероятного диапазона их значений. Такие показатели, как цены (тарифы), перспективные нагрузки потребителей, экономические нормативы (рентабельность) и др., не могут быть определены однозначно. Поэтому основой для принятия решения о целесообразности инвестиций в ряде случаев должно служить не формально подсчитанное значение критерия эффективности, а совокупность его ожидаемых значений, ограниченная возможными изменениями исходных показателей и экономических нормативов. Особенно важна проверка устойчивости результата при варьировании исходной информа-

319

ции для масштабных задач, требующих значительных затрат и сроков реализации.

При отсутствии достоверных нормативных значений рентабельности в отрасли может быть рекомендован также следующий метод оценки эффективности намечаемых капитальных вложений в развитие сети. Расчет эффективности затрат в развитие сети проводится дважды. Первый расчет выполняется с целью определения базисной эффективности до сооружения намечаемых сетевых объектов, последующий – с учетом сооружения объектов. Особенностью этих расчетов является то, что все общеэнергетические и удельные стоимостные показатели в обоих расчетах принимаются неизменными.

Может быть использован также метод принятия решений, при котором базовые укрупненные показатели стоимости электросетевых объектов принимаются в текущих ценах без изменений, а к тарифам на электроэнергию вводятся корректирующие индексы. Корректирующие индексы подбираются таким образом, чтобы усредненные соотношения стоимости электросетевых объектов и цен на электроэнергию соответствовали аналогичным соотношениям на международных рынках. Полученные значения эффективности капитальных вложений электросетевых объектов будут соответствовать предположению, что в условиях стабилизации экономики и финансовой системы соотношения цен будут складываться аналогично тому, как это происходит в странах с развитым рынком.

При решении концептуальных проблем развития электроэнергетики на перспективу, а также при проектировании крупных энергетических (электросетевых) объектов со значительными сроками строительства и эксплуатации могут использоваться прогнозные оценки, учитывающие инфляцию, а также риск и неопределенность исходной информации. Сопоставление базисной и расчетной эффективности позволяет судить о влиянии вновь намечаемых объектов на эффективность энергосистемы.

По предлагаемому методу можно оценивать эффективность затрат в развитие сети энергосистемы в целом, отдельных узлов и районов, а также затрат в сооружение электросетевых объектов на стадии разработки схемы или ТЭО инвестиций.

Анализ полученных результатов по эффективности затрат в развитие электрических сетей энергосистемы и по отдельным объектам позволяет оценить интегральную эффективность решений, рекомендуемых при разработке схемы.

Предлагаемый метод позволяет учесть также специфику сооружения сетевых объектов. Например, снижение эффективности по сравнению с базисной может быть вызвано появлением протяженных слабозагруженных линий, что в свою очередь может быть вполне обоснованным в связи с удалением вновь вводимых источников.

320