Плата за технологическое присоединение

Важные изменения есть и в процедуре внесения платы за технологическое присоединение для заявителей, максимальная мощность энергопринимающих устройств которых составляет от 15 до 100 кВт включительно. В п. 12.1 предусмотрено, что при подаче заявки можно внести предложения по порядку расчётов и условиям рассрочки внесения платы за технологическое присоединение; п. 16.2 определяет порядок внесения платы указанной категорией заявителей; п. 17 предусматривает возможность беспроцентной рассрочки платежа в размере 95% платы за технологическое присоединение (с условием ежеквартального внесения платы равными долями от общей суммы рассрочки на период до 3 лет с даты подписания сторонами акта об осуществлении технологического присоединения).

Приказом ФСТ от 21 августа 2009 г. № 201-э/1 утверждены новые методические указания по определению размера платы за технологическое присоединение к электрическим сетям (приказ ФСТ от 23 октября 2007 г. № 211-эП утратил силу).

Согласно п. 15 методических указаний размер платы за технологическое присоединение определяется двумя составляющими: расходами на технологическое присоединение по мероприятиям, указанным в п. 12 (в том числе на разработку сетевой организацией проектной документации согласно обязательствам, предусмотренным техническими условиями), и расходами на строительство и реконструкцию объектов электросетевого хозяйства в соответствии с п. 9 этих указаний.

При этом необходимо отметить, что фактически сетевые организации не несут ответственности за расширение сетевой инфраструктуры. Законодательно обязанность возмещения затрат на её развитие полностью возложена на потребителей. Эта обязанность закреплена в статье 26 Закона «Об электроэнергетике», где определено, что «затраты на проведение мероприятий по технологическому присоединению, в том числе расходы сетевой организации на строительство и (или) реконструкцию необходимых для технологического присоединения объектов электросетевого хозяйства, включаются в расходы сетевой организации, учитываемые при установлении тарифов на услуги по передаче электрической энергии и (или) платы за технологическое присоединение».

Изменения, внесённые в ФЗ «Об электроэнергетике» Федеральным законом от 4 ноября 2007 г. № 250-ФЗ [3], предусматривают переход на долгосрочный период установления тарифов и создание системы долгосрочных параметров, учитываемых при установлении тарифов, что позволяет гарантировать доходы от вложенных инвестиций и создать стимулы для повышения эффективности деятельности регулируемых организаций. Расширены возможности влияния системного оператора на формирование рынка услуг по обеспечению надёжности энергоснабжения, услуг по формированию технологического резерва мощностей, по выводу энергетической системы из аварийных ситуаций. Системный оператор также осуществляет контроль за своевременной и надлежащей реализацией инвестиционных программ генерирующих компаний.

Постоянно совершенствуются механизмы антимонопольного контроля на оптовом рынке электроэнергии в целях исключения манипулирования ценами, воспрепятствования злоупотреблениям субъектами электроэнергетики доминирующим или исключительным положением. На оптовом и розничных рынках действует система регулярного контроля за их функционированием, имеющая целью своевременное предупреждение, выявление, ограничение и пресечение действий или бездействий, которые имеют или могут иметь своим результатом недопущение, ограничение, устранение конкуренции и (или) ущемление интересов субъектов электроэнергетики и потребителей электрической энергии [3].

Статьёй 21 закона № 35-ФЗ в новой редакции закреплены полномочия Правительства РФ в области государственного регулирования и контроля в электроэнергетике по утверждению основ ценообразования в сфере регулируемых цен (тарифов) в электроэнергетике, определяющих принципы и методы расчёта цен (тарифов) в электроэнергетике, в том числе критерии оценки экономической обоснованности затрат, включаемых в указанные цены (тарифы), и определения уровня доходности инвестированного капитала, используемого в сферах деятельности субъектов электроэнергетики, в которых применяется государственное регулирование цен (тарифов).

Федеральным законом «О государственном регулировании тарифов на электрическую и тепловую энергию в Российской Федерации» от 14 апреля 1995 г. № 41-ФЗ определены экономические, организационные и правовые основы государственного регулирования тарифов на электрическую и тепловую энергию в РФ [4]. Дополнения, внесённые в статью 4 этого закона, вводят новые механизмы: «Государственное регулирование цен (тарифов) в электроэнергетике может осуществляться на основе долгосрочных параметров регулирования деятельности соответствующих организаций на срок не менее чем пять лет (на срок не менее чем три года при установлении впервые указанных цен (тарифов), их предельных уровней) при условии ведения в целях такого регулирования раздельного учёта применяемых в указанных видах деятельности активов и использованного для их создания инвестированного капитала. К долгосрочным параметрам государственного регулирования цен (тарифов) в электроэнергетике относятся также уровень надёжности и качества указанных товаров (услуг), соответствующий долгосрочным инвестиционным программам регулируемых организаций, динамика изменения расходов, связанных с поставками соответствующих товаров (услуг), размер инвестированного капитала, норма доходности, сроки возврата инвестированного капитала и иные параметры. Могут также применяться долгосрочные параметры такого регулирования, полученные с использованием метода сравнения аналогов и других методов».

Таким образом, в тарифном регулировании в электроэнергетике произошёл переход от жёсткого метода экономически обоснованных затрат («затратного метода») при определении тарифов через промежуточный «метод индексации регулируемых цен», к более рыночному «методу доходности инвестированного капитала». Новая методика определения тарифов закреплена приказом ФСТ от 26 июня 2008 г.№ 231-э[5].

При использовании метода экономически обоснованных затрат тариф формировался из двух составляющих: себестоимости и прибыли, определявшей уровень рентабельности. Причём величина прибыли формировалась постатейно с подтверждением фактических расходов по каждой статье затрат финансовой и бухгалтерской отчётностью. В величину прибыли входили также затраты по инвестиционным программам на реконструкцию и модернизацию энергетического оборудования.

При новом способе формирования тарифов вводится дополнительная составляющая, включаемая в НВВ (необходимую валовую выручку), — доход на инвестированный капитал определяется с учётом коэффициента, суммирующего норму доходности на капитал и региональный коэффициент доходности. При расчёте нормы доходности как составляющая учитывается стоимость собственного капитала, определяемая как сумма «средней доходности долгосрочных государственных обязательств…» и «премии за риск инвестирования в собственный капитал организаций, осуществляющих регулируемый вид деятельности» [5].

Получается, что рачительный инвестор — субъект электроэнергетики — закладывает в тариф инвестиционную составляющую, которая идёт на улучшение технического состояния его энергетических объектов, а помимо этого подстраховывает свои инвестиции путём «накручивания» нормы доходности. Субъекты электроэнергетики получают от инвестиций гарантированный доход. С одной стороны, такой подход помогает улучшить сетевую инфраструктуру за счёт привлечения дополнительных средств, закладываемых в тарифы, и создать стимулы для регулируемых организаций по улучшению ситуации с объектами энергетики, степень износа которых достигла предельных величин. С другой стороны, получается, что обновление электрооборудования и сетей субъектов электроэнергетики происходит полностью за счёт потребителей.