Тарифы подлежащие гос регулированию (7 видео)

Как государство регулирует цены

В современных экономических реалиях вопрос о государственном регулировании цен является одним из ключевых. В чем суть этого понятия и какова его методология, рассказываем в статье.

Содержание

В чем заключается госрегулирование цен
Как регулируются стоимость
Примеры
РЕКОМЕНДАЦИИ «круглого стола» Комитета Государственной Думы по энергетике на тему «Тарифное регулирование в электроэнергетике. Проблемные вопросы и пути решения»
Тарифы подлежащие гос регулированию
📽️ Видео

Видео:Государственное регулирование экономики // Наталья СмирноваСкачать

В чем заключается госрегулирование цен

Методы государственного регулирования цен — комплекс мер по воздействию государства на механизм ценообразования, контролю за соблюдением финансовой дисциплины и созданию условий для свободной конкуренции, единых для всех организаций и индивидуальных предпринимателей.

Главными инструментами ценового регулирования выступают законодательные, бюджетные, административные и финансовые мероприятия, санкционированные государством. Влияние на ценообразование производится с целью контроля над инфляцией, содействия конкурентным процессам, обеспечения эффективного распределения и использования средств бюджета и улучшения функционирования экономической системы страны в целом.

Правовые основы государственного регулирования цен:

Конституция РФ, статья 7.
Федеральный закон № 381-ФЗ от 28.12.2009 (ст. 8,13).
Указ Президента РФ № 221 от 28.02.1995.
Постановление Правительства РФ № 239 от 07.03.1995.
Постановление Правительства РФ № 530 от 15.07.2010.

В этих НПА закреплены рычаги прямого и косвенного регулирования государством ценообразования в Российской Федерации.

Видео:Способы государственного регулирования экономики.Скачать

Как регулируются стоимость

Государственные цены бывают фиксированными (ФЦ), устанавливаемыми госорганами и регулируемыми (РЦ). Предельное значение РЦ определяется госорганами в зависимости от воздействия условий экономической конъюнктуры.

Выделяют прямые и косвенные методы регулирования. К прямому воздействию относятся:

установление ФЦ;
установление РЦ;
определение НМЦК в соответствии с положениями статьи 22 ФЗ-44;
ценовое декларирование;
замораживание общего уровня расценок или только на отдельные виды товаров, работ, услуг;
введение тарифов и рекомендательных, залоговых, гарантийных, паритетных расценок.

Косвенные рычаги включают функционирование системы налогообложения, контроль над процентными ставками рефинансирования, координирование государственных расходов, торговую и административную политику, антимонопольное законодательство и многое другое.

Видео:Таможенно-тарифное регулированиеСкачать

Примеры

Самым ярким примером является государственное регулирование цен на лекарственные препараты и на продукцию гособоронзаказа.

Воздействие на ценообразование по ГОЗ производится путем утверждения методологии по расчету расценок и списка продукции по гособоронзаказу, введения правил по определению НМЦК, применения различных видов расценок, обозначения минимальной и максимальной прибыли, гарантирования оплаты головному исполнителю или исполнителю, ведения раздельного учета, государственной регистрации и ведения реестра цен на продукцию гособоронзаказа.

Государственное регулирование ценообразования на лекарственные препараты реализовывается, базируясь на:

утверждении перечня жизненно необходимых медицинских препаратов;
закреплении методики ценообразования;
госрегистрации и ведении реестра принятых расценок на лекарственные средства;
утверждении и установлении предельных оптовых надбавок;
организации порядка предоставления и непосредственном направлении предписаний уполномоченным исполнительным органам на уровне субъектов РФ;
проведении процедур надзора в сфере обращения медикаментов;
правоприменении комплекса мер административной и уголовной ответственности за выявленные нарушения в порядке ценообразования на лекарственные препараты.

В 2009 году закончила бакалавриат экономического факультета ЮФУ по специальности экономическая теория. В 2011 — магистратуру по направлению «Экономическая теория», защитила магистерскую диссертацию.

Видео:8.4 Методы и инструменты государственного регулирования экономики.Скачать

РЕКОМЕНДАЦИИ «круглого стола» Комитета Государственной Думы по энергетике на тему «Тарифное регулирование в электроэнергетике. Проблемные вопросы и пути решения»

Участники «круглого стола»: представители федеральных и региональных органов власти, депутаты Государственной Думы, представители энергетических компаний, отраслевых общественных организаций и объединений отмечают следующее.

Ключевые вопросы и проблемы отрасли, в том числе проблемы ценообразования, перекрестного субсидирования остаются неизменными на протяжении нескольких последних лет и регулярно обсуждаются на площадке Государственной Думы Российской Федерации.

Так в 2018 и 2019 годах были проведены «круглые столы» 25 мая 2018 года «Вопросы перекрестного субсидирования в электроэнергетике, его влияние на развитие отрасли и экономику страны, меры по его минимизации», 24 октября 2019 года «Состояние и перспективы развития электроэнергетики страны. Законодательный аспект», 8 ноября 2019 года «Энергетический комплекс и электросетевое хозяйство — цифровая трансформация», расширенные заседания Комитета 11июля 2019 года «Информация по итогам отбора проектов модернизации тепловой генерации и выработки предложений по возможности корректировки процедуры проведения конкурентного отбора», 10 декабря 2019 года «О практике применения социальной нормы потребления электроэнергии как способа ликвидации перекрестного субсидирования».

Рекомендации «круглых столов» и решения расширенных заседаний Комитета направлялись в Правительство Российской Федерации, федеральные органы исполнительной власти и отраслевые компания для анализа и последующего применения.

Общее описание системы ценообразования на электроэнергию

Конечные цены на электроэнергию складываются из стоимости:

генерации электроэнергии (покупки электроэнергии и мощности на оптовом рынке, а также региональной генерации на розничном рынке),

сетевой составляющей (расходов по передаче энергии, включая плату за содержание сетей и компенсацию нормативных потерь),

расходов на сбытовую деятельность (сбытовая надбавка),

услуг инфраструктурных организаций.

Процентное соотношение перечисленных услуг в структуре конечного тарифа на электрическую энергию имеет значительную разницу в региональном аспекте. В среднем по Российской Федерации в конечном тарифе потребителей доля генерации составляет 51,1 %, сетевого тарифа – 44,5 % (в котором значительную долю составляет перекрестное субсидирование), сбытовая надбавка – 4,5 %, услуги инфраструктурных организаций – 0,1 %.

Конкурентный рынок электроэнергии и мощности в «ценовых зонах» функционирует с 2006 г., при этом с 2011 года по свободным ценам продается 100 % электроэнергии, за исключением объемов для населения и особых территорий (субъекты Северо-Кавказского федерального округа, Республики Тыва, Бурятия и Карелия), где поставка электроэнергии и мощности осуществляется по регулируемым договорам (далее – РД). Торговля мощностью на оптовом рынке осуществляется преимущественно на основе специального механизма – конкурентного отбора мощности, предельный уровень цены на котором ограничивается Правительством Российской Федерации. Мощность, не прошедшая конкурентный отбор, не оплачивается, за исключением мощности генерирующих объектов, работа которых необходима для поддержания работы энергосистемы (статус вынужденного генератора). Также с 2011 года на оптовом рынке государством введен, по сути, регулируемый инвестиционный механизм — договоры о предоставлении мощности (ДПМ), по которым потребители гарантируют поставщикам оплату и рентабельность проектов строительства и модернизации генерирующих мощностей.

Составляющая цены на генерацию на территории «ценовых зон» зависит от условий покупки электрической энергии и мощности на оптовом рынке, является нерегулируемой и зависит от спроса и предложения с учетом действующих нормативных ограничений. Также обязательной частью платежей в цене на мощность, приобретаемую на оптовом рынке, является оплата договоров о предоставлении мощности новыми тепловыми электростанциями (ТЭС), гидроэлектростанциями (ГЭС), атомными электростанциями (АЭС) и возобновляемыми источниками энергии (ВИЭ), включаю генерацию на сжигании твердых коммунальных отходов (ТКО), покупка мощности «вынужденных» генераторов, а также различных надбавок к цене на мощность, направленных на финансирование инвестиционных проектов по строительству генерации в Республике Крым и Калининградской области, выравнивание тарифов на электрическую энергию и мощность на Дальнем Востоке до среднего уровня и прочие цели.

Тарифы для населения и приравненных к нему потребителей подлежат 100 % государственному регулированию и устанавливаются в рамках предельных уровней тарифов, устанавливаемых ФАС в соответствии
с ежегодно утверждаемыми параметрами прогноза социально-экономического развития Российской Федерации.

При этом в целях сдерживания роста тарифов для населения формируется их перекрестное субсидирование за счет тарифов территориальных сетевых организаций для прочих потребителей, а также за счет установления пониженных цен для генерирующих компаний по регулируемым договорам. В рамках действующего законодательства декларируется необходимость снижения объемов перекрестного субсидирования. В этих целях тарифы для населения в последние годы индексируются с опережением официальной инфляции.

Однако в связи с опережающим ростом издержек электросетевых организаций тенденцию и рыночных цен на электроэнергию тенденцию
к росту перекрестного субсидирования преодолеть не удается.

Сетевая составляющая цены – услуги по передаче электроэнергии
по электрическим сетям – подлежит государственному регулированию
в полном объеме. Тарифы на передачу имеют дифференциацию по уровням напряжения (низкое – 0,4 кВ и ниже, среднее II – 1-20 кВ, среднее I – 35 кВ, высокое – от 11 кВ до 220 кВ), а также по максимальной мощности энергопринимающих устройств. Кроме того, выделяются потребители, присоединенные к сетям с высоким напряжением 220 кВ и выше, эксплуатацию которых осуществляет ПАО «ФСК ЕЭС» (магистральные сети).

Сбытовые надбавки гарантирующих поставщиков также регулируются государством, и ранее были связаны с ценой покупки электрической энергии на оптовом рынке. Однако с 2018 года осуществлен их переход на эталонное ценообразование, не связанное с ценой покупки электроэнергии.

За период с 2012 по 2019 годы рост конечных цен на электроэнергию и мощность для потребителей, не отнесенных к населению («прочих» потребителей) был выше в среднем на 2,2 процентных пункта темпов инфляции за этот период. Начиная с 2013 года, Правительство Российской Федерации реализует политику искусственного сдерживания цен и тарифов на электроэнергию, что объясняется необходимостью сдерживать инфляцию. Вместе с тем, отдельные регулируемые составляющие конечной цены растут с опережением как инфляции, так и конкурентных рыночных цен
на электроэнергию.

При этом следует отметить, что в настоящее время сохраняется значительная дифференциация в уровнях тарифов между регионами, расположенными не только в различных федеральных округах, но и в географически близких регионах со сходными экономическими условиями.

Еще одним существенным фактором является различный уровень тарифов на услуги по передаче электроэнергии, регулируемых в каждом субъекте Российской Федерации отдельно.

Таким образом, в результате реформы электроэнергетики и формирования рынка электроэнергии сложилась достаточно сложная и местами непрозрачная система ценообразования на электроэнергию.

Основные проблемы в сфере тарифного регулирования и пути совершенствования ценообразования.

Одной из первоочередных мер является неведение порядка
в тарифообразовании, повышении прозрачность, обоснованности и справедливости тарифов.

Осуществляется переход к долгосрочному тарифному регулированию –он сделан с принятием Федерального закона от 2 августа 2019 года № 300-ФЗ «О внесении изменений в Федеральный закон «Об электроэнергетике». Вводятся механизмы эталонного тарифообразования. Принятие Федерального закона от 27 декабря 2018 года № 522-ФЗ «О внесении изменений в отдельные законодательные акты Российской Федерации в связи с развитием систем учета электрической энергии (мощности) в Российской Федерации» (далее – Федеральный закон № 522-ФЗ), цифровизация сетевого комплекса и полное введение таких подходов должно позволить добиться 25–30 % снижения затрат. Но предстоит еще долгий путь.

В части обеспечения электроэнергией предприятий и организаций говорить про свободные цены можно лишь частично. На первый взгляд, электроэнергия и мощность торгуются на оптовом рынке, где ценообразование происходит условно свободно. Несмотря на то, что государство проводит коммерческий отбор мощности (КОМ), некоторым станциям государство позволяет работать в так называемом вынужденном режиме, или даже переводя целые регионы на покупку электроэнергии по регулируемым договорам (регионы Северного Кавказа, Тыва, Бурятия).
В результате существует как бы два рынка. На одном действуют рыночные правила ценообразования, на другом – они не действуют и, по сути, существует государственное регулирование цен. Причем игроки, работающие по рыночным законам, вынуждены оплачивать издержки рынка по поддержке нерыночной ее части.

В результате сохраняющегося государственного регулирования и существующих прекосов рынка возникают различные формы перекрестного субсидирования (между населением и прочими потребителями; между электроэнергией и теплом; между крупными и небольшими предприятиями; между сельским и городским населением, между потребителями с электрическими и газовыми плитами).

Вопросы о плате за резерв мощности и о льготном технологическом присоединении связаны с проблемой снижения перекрестного субсидирования в сетевом комплексе, когда затраты на них перекладываются на всех потребителей.

Основной объем перекрестного субсидирования включен в тарифы
на услуги по передаче электроэнергии по распределительным сетям. Всего на перекрестное субсидирование через тарифы распределительных сетей приходится 255 млрд рублей, или 80% от общего объема перекрестного субсидирования. К субсидирующим группам относятся потребители, присоединенные к сетям высокого и первого среднего напряжения, для которых тариф на передачу устанавливается выше в среднем в 2,3 раза и в 1,6 раз выше уровня экономически обоснованных затрат. К субсидируемым группа относятся население и прочие потребители, присоединенные к сетям никого напряжения и сетям второго среднего напряжения.

Сегодня существует дорожная карта «Повышение доступности энергетической инфраструктуры», включающая, в том числе и решения по ограничению льготного технологического присоединения и введению платы за резервирование избыточных мощностей.

Данные решения потребуют корректировки и федеральных законов, и нормативных правовых актов федеральных органов исполнительной власти. В настоящее время разработку указанных актов ведет Минэнерго России.

Отмечается, что более правильным с точки зрения рыночного ценообразования было бы введение так называемого двуставочного тарифа, включающего в себя плату за мощность и плату за фактическое потребление электрической энергии. Это соответствуют существующей модели оптового рынка электроэнергии. Плата за мощность покроет условно-постоянные и инвестиционные затраты в сетевом комплексе, включая льготное технологическое присоединение, плата за потребление – переменные затраты.

Применение платы за мощность и платы за фактическое потребление электрической энергии должно касаться только промышленных потребителей. Учитывая, что стоимость электроэнергии для населения и приравненных к нему категорий сегодня регулируется и субсидируется
за счет других потребителей, для указанных потребителей оптимальный выбор ценообразования – тарифное меню с разной стоимостью электроэнергии в зависимости и времени суток в сочетании с дифференциацией от объема потребления.

Важно рационально решить вопрос о льготном технологическом присоединении. Установление платы за него существенно ниже экономически обоснованного уровня привело к безответственному отношению со стороны потребителей к заявкам: подключенная мощность «льготной» группы потребителей, как правило, используется не более чем на 20%, если не меньше. Ограничение льготного технологического присоединения и введение платы за резервирование избыточных мощностей могло бы, в общем, снизить нагрузку и на промышленных, и на так называемых прочих потребителей – сельхозпроизводителей, бюджетные организации. Все это, в целом, положительно скажется на ситуации в отрасли, позволит остановить непропорциональный рост перекрестки для разных категорий потребителей.

В связке с этим идет и вопрос о существующих излишках распределительной сетевой мощности. Сейчас, по оценке Минэнерго России, в энергосистеме не используется до 65% мощности сетей более чем
на 100 ГВт. Как вы знаете, Минэнерго России внесло в Правительство Российской Федерации проект постановления, согласно которому потребителей, которые постоянно используют менее 60 % максимальной заявленной мощности, обяжут больше платить за передачу электроэнергии. Внедрение этого механизма перенесено на 2021 год.

Остро стоит вопрос развития розничных рынков электроэнергии.
При этом важно понимать, что развитие конкуренции в рознице возможно только при достаточном насыщении их электроэнергией и ее доступности. Для развития действительно конкурентных отношений необходимо наполнить рынки в первую очередь предложением генерации, поставляющей электроэнергию в распределительные сети, а не только электроэнергией с оптового рынка. Для этого необходим более открытый доступ на розничные рынки для малой распределенной генерации. Мировые тенденции развития отрасли происходят по следующему сценарию, когда смена централизованной парадигмы на горизонтальную идет очень активно. Российская Федерация может также придерживаться этой тенденции. Первой ласточка на пути признания горизонтальной энергетики является Федеральный закон от 27 декабря 2019 года № 471-ФЗ «О внесении изменений в Федеральный закон «Об электроэнергетике» в части развития микрогенерации».

Подлинно рыночной можно считать только такую конфигурацию розничного рынка электроэнергии, когда в каждом регионе он будет выступать в качестве торговой площадки для всех производителей энергоресурсов, включая оптовый рынок, а также все виды распределенной генерации и ВИЭ, с реальным правом для потребителей выбирать для себя вариант энергообеспечения. Что касается ТЭЦ, нужно обеспечить
им возможность продавать часть электроэнергии, выработанной
в кондиционном или теплофикационном режиме, и не востребованной
на оптовом рынке, напрямую потребителям.

Это позволит возникнуть механизмам нормальной конкуренции между централизованной и децентрализованной энергетикой, и, соответственно, даст правильные сигналы для развития этих секторов и отрасли электроэнергетики в целом. Однако, в настоящее время конкуренцию между оптовой и распределенной генерацией нельзя назвать нормальной и добросовестной. Наблюдаемый сегодня рост распределенной генерации обусловлен отнюдь не причинами ее эффективности (технологической и ценовой), оптовая генерация искусственно поставлена в неконкурентные условия с неэффективной (400гут/кВтч) и дорогой распределённой генерацией – так, нерегулируемая одноставочная цена ОРЭМ (с учетом всех имеющихся надбавок к цене на мощность) составляет 2,33 руб. за кВтч, тогда как одноставочная цена ТЭС составляет 1,52 руб. за кВтч, имеющаяся разница и составляет квази эффективность распределенной генерации.

Для этого также необходимо развитие конкурентных отношений
в сбыте электроэнергии. Современным мировым тенденциям соответствовала бы либерализация этого рынка, включающая в себя расширение состава участников, снижение зонального монопольного положения гарантирующих поставщиков, в том числе, создание конкуренции между ними, конкуренцию за потребителя в целом, договорные условия
по ценам и качеству обслуживания и возможность быстрой смены энергосбытовой компании.

Конструкция розничного рынка, предлагаемая Минэнерго России, позволит обеспечить:

возможность прямых отношений для всех потребителей
с поставщиками на оптовом рынке при минимальных затратах потребителей (прямые поставки, прямые платежи);

упрощение процедуры смены поставщика по розничным и оптовому рынкам, конкуренция за потребителя;

снижение доли гарантирующего поставщика;

давление на цены оптового рынка за счет увеличения числа участников и прямых отношений производитель – потребитель;

создание стимулов к развитию долгосрочных договоров.

В дальнейшем предполагается дальнейшее расширение механизмов заключения договоров между участниками оптового и розничных рынков, как стандартных, так и с индивидуальными условиями (рынок сертификатов), а также усиление вовлеченности производителей
в процесс заключения двухсторонних договоров, в том числе изменение принципов функционирования гарантирующих поставщиков (закупочные торги и аукционы).

Уже сегодня, в современных условиях на розничном рынке электроэнергии необходимо и возможно использовать различные варианты.

Кроме упрощенного выхода на оптовый рынок потребителей и энергосбытовых компаний, необходимо задействовать еще два механизма.

Первый – это так называемые «сертификаты от производителей и ЭСК». Суть данного механизма заключается в том, что производители
на ОРЭМ выпускают сертификаты на электроэнергию (мощность), реализуют их через ЭСК или напрямую потребителю, который закрывает ими любой объем электроэнергии (мощности) в своем потреблении,
а остальное покупает у гарантирующего поставщика. При этом
в сертификате учитываются все обязательные платежи ОРЭМ (надбавки к цене мощности, резервирование, розница узловых цен, небалансы).

Второй механизм, который предлагается для внедрения – это закупочные торги для гарантирующих поставщиков, которые проводятся инфраструктурой, участие производителей в торгах добровольное,
с ценовыми заявками, что делает гарантирующего поставщика не активным игроком. При этом цена на покупки электроэнергии (мощности) включается в цену трансляции для розничных потребителей.

Такая возможность позволит существенно повысить роль конечного потребителя электроэнергии в этом процессе, так как именно за ним будет окончательный выбор.

Пока не сформирован розничный рынок электрической энергии, то отсутствует конкуренция сбытовых организаций. В настоящее время розничный рынок представлен гарантирующими поставщиками, которые по сути являются монополистами. Гарантирующие поставщики получают оплату за свою деятельность за счет сбытовой надбавки, которая оторвана от реальных затрат указанных организаций.

Федеральным законом № 522-ФЗ предусмотрено создание интеллектуальной системы учета электрической энергии (мощности) (далее — ИСУ).

Расходы гарантирующего поставщика, понесенные им для приобретения, установки и замены ИСУ на розничных рынках и для оказания коммунальных услуг по электроснабжению осуществляются за счет собственных и привлеченных средств, а также иных не запрещенных законом источников, в том числе средств, полученных в результате экономии операционных расходов, достигнутой гарантирующим поставщиком при осуществлении регулируемых видов деятельности. Расходы сетевой организации, понесенные ею для приобретения, установки и замены ИСУ осуществляется за счет собственных и привлеченных средств, а также иных не запрещенных законом источников, в том числе средств, полученных в результате экономии, достигнутой сетевой организацией при осуществлении регулируемых видов деятельности в результате проведения мероприятий по сокращению объема используемых энергетических ресурсов (в том числе потерь энергетических ресурсов при их передаче (поставке) и иных операционных расходов. Таким образом, деятельность по установке ИСУ приводит у сетевой организации к сокращению потерь энергетических ресурсов при их передаче (поставке). В отличие от сетевой организации,
у гарантирующего поставщика такой источник финансирования отсутствует.

Представляется целесообразным на переходный период дать право сетевым организациям заниматься сбытовой деятельностью с бухгалтерским разделением затрат для потребителей с регулируемыми ценами (тарифами): население, приравненные к нему категории, потребители бюджетной сферы.

Конкуренция между сбытовыми компаниями должна развиваться
по отношению к промышленным потребителям.

При этом, необходимо учитывать, что поставщиком «последней надежды» является сетевая компания, которая в случае отсутствия гарантирующего поставщика может взять на себя функции сбытовой организации для обеспечения качественной поставки и учета электрической энергии.

По данным ФАС России, среднее значение нагрузки по перекрестному субсидированию по субъектам Российской Федерации достигают 22 % конечного тарифа для прочих потребителей. Вместе с тем приемлемые параметры не должны превышать 10 %, чему соответствую всего четыре региона России: г. Москва, Московская и Тюменская области и г. Санкт-Петербург.

Требует рассмотрения вопрос о справедливом распределении нагрузки по перекрестному субсидированию между потребителями всех уровней напряжения, распределительного и магистрального сетевого комплекса. Грамотная дифференциация тарифов позволит распределить нагрузку на всех потребителей, а не только на тех, кто сегодня находится на среднем и низком напряжении.

Минэнерго России в соответствии с поручением Правительства Российской Федерации подготовлен законопроект, направленный на перераспределение перекрёстного субсидирования от потребителей, оплачивающих услуги по передаче электроэнергии территориальных сетевых организаций ТСО (МРСК) по котловым тарифам, на потребителей ПАО «ФСК ЕЭС». Это планируется реализовать за счет увеличения тарифов на передачу ПАО «ФСК ЕЭС» для прямых потребителей в 1,5-2,3 раза в течение 3-7 лет при снижении указанных тарифов для ТСО в среднем на 12 % — 26 % (в зависимости от варианта). Кроме того, в отношении новых потребителей, присоединяющихся к сетям ПАО «ФСК ЕЭС» после 01.01.2023 г., предусматривается оплата услуг по передаче по котловым тарифам ТСО соответствующих регионов.

По мнению Ассоциации «Сообщество потребителей энергии», разработанный Минэнерго России законопроект предусматривает фактическое возрождение механизма аренды «последней мили», решение о ликвидации которой было принято на уровне федерального закона
в 2014 году и который экономически не эффективен.

Так, для потребителей ТСО (МРСК) тарифная нагрузка снижена практически не будет, т.к. сокращение затрат на услуги ПАО «ФСК ЕЭС» будет замещено в МРСК недоинвестированными инвестиционными программами и выпадающими доходами прошлых лет.

В то же время для прямых потребителей ПАО «ФСК ЕЭС» экономические условия значительно ухудшатся. По оценке Ассоциации «Сообщество потребителей энергии», соответствующее снижение промышленного производства потребителями ПАО «ФСК ЕЭС» ожидается на уровне 50-60 млрд. руб. в год, что приведет к сокращению отчислений налога на прибыль в бюджет на 5-12 млрд. руб. в год. Дополнительно будет снижена окупаемость существующих и планируемых энергоемких инвестиционных проектов в промышленности, которые будут стоить экономике страны до 2,5 % промышленного роста и до 0,5 % роста ВВП.

Решение по увеличению тарифов на передачу ПАО «ФСК ЕЭС» без разработки программы сокращения перекрестного субсидирования в целом представляется спорным и не приводит к достижению заявляемых целей.

Во многих регионах Российской Федерации так называемые «экономически обоснованные» тарифы на передачу между уровнями напряжения сильно различаются. Экономическое обоснование тарифов носит условный характер и, и как правило, базируется на достигнутых уровнях затрат, что приводит к искажению ценовых параметров и к росту перекрестного субсидирования. Что подтверждается указанными ниже примерами.

В 2018 году среднее значение отношения экономически обоснованного тарифа на содержание сетей на уровне НН (низкое напряжение) к тарифу на ВН равнялось 3. А в Республике Татарстан, Мурманской и Псковской областях тарифы различались в 11 раз, в Кабардино-Балкарской республике — в 60 раз. Это обусловлено тем, что действующая методика каскадного расчета не учитывает степень загрузки действующего оборудования, а обслуживание излишнего оборудования приводит к экономически необоснованным затратам.

В «Методических указаниях по регулированию тарифов с применением метода доходности инвестированного капитала», утвержденных приказом ФСТ России от 30 марта 2012 г. N 228-э, предусмотрено, что с 1 июля
2014 года для определения базы инвестированного капитала сумма инвестиций в объекты капитальных вложений, которые не используются
в соответствии с их проектной (установленной) мощностью уменьшается пропорционально отношению используемой и проектной мощностей объектов. Однако такой учет степени загрузки производится только в отношении объектов электросетевого хозяйства, фактически введенных в эксплуатацию в соответствии с долгосрочной инвестиционной программой. А стоимость содержания существующих электросетевых объектов принимается для расчета тарифов на передачу электроэнергии без учета степени загрузки этих объектов. Поэтому в необходимой валовой выручке (НВВ) по некоторым уровням напряжения могут включаться неоправданно высокие, и как следствие, экономически необоснованные расходы.

Часть НВВ прямо связана с конкретным уровнем напряжения – это амортизация, прибыль на производственное развитие, и налог на имущество. Остальная часть НВВ распределяется между 4-мя уровнями напряжения пропорционально количеству условных единиц обслуживания на каждом уровне напряжения. Система условных единиц была разработана для расчета расходов на оплату труда, а не для распределения непрямых затрат. Количество условных единиц рассчитывается для всего установленного оборудования подстанций и электросетей, оно не учитывает степень их загрузки, поэтому распределение НВВ по уровням напряжения пропорционально количеству условных единиц, рассчитанному исходя из всего оборудования, включая неиспользуемое, также не отвечает критерию экономической обоснованности.

После того как необходимая валовая выручка распределена по уровням напряжения (НВВвн, НВВсн1, НВВсн2, НВВнн), расчет экономически обоснованного тарифа на содержание электрических сетей производится по каскадному принципу:

при расчете ставки тарифа на содержание электрических сетей высокого напряжения НВВвн, делится на сумму заявленной мощности потребителей по ВН и учтенную в балансе мощность трансформации с высокого напряжения (ВН) на среднее напряжение 1 (СН1) и среднее напряжение 1 (СН2);

при расчете ставки тарифа на содержание электрических сетей СН1 к распределенной НВВсн1 прибавляется часть НВВвн,, относимая на мощность трансформации с ВН на СН1; полученное значение делится на сумму заявленной мощности потребителей по СН1 и учтенную в балансе мощность трансформации с СН1 на СН2 и НН;

при расчете ставки тарифа на содержание электрических сетей СН2 к распределенной НВВсн2 прибавляется часть НВВвн,, относимая на мощность трансформации с ВН на СН2 и часть НВВсн1, относимая на мощность трансформации с СН1 на СН2; полученное значение делится на сумму заявленной мощности потребителей по СН2 и учтенную в балансе мощность трансформации с СН2 на НН;

при расчете ставки тарифа на содержание электрических сетей НН к распределенной НВВнн прибавляется часть НВВсн1, относимая на мощность трансформации с СН1 на НН, и часть НВВсн2, относимая на мощность трансформации с СН2 на НН; полученное значение делится на сумму заявленной мощности потребителей по НН.

Таким образом, при формировании тарифа распределение суммарной НВВ на уровне напряжения осуществляется пропорционально мощности потребления и мощности трансформации, хотя очевидно, что расходам на потребление должны сопутствовать более высокие затраты в части работы с потребителями, чем расходам на трансформацию. Поэтому потребители более низких уровней напряжения возмещают некоторую часть затрат на работу с потребителями более высоких уровней напряжения, что также не отвечает критерию экономической обоснованности.

Дифференциация экономически обоснованных тарифов на передачу электрической энергии в каждом конкретном регионе зависит от распределения НВВ по уровням напряжения, исходящей из стоимости и объема всего установленного оборудования и электросетей, а также от объемов заявленной мощности по каждому из уровней напряжения и объемов трансформации мощности с одного уровня напряжения в другой.

Высокие «экономически обоснованные» тарифы на передачу на низком уровне напряжения обуславливают необходимость перекрестного субсидирования для снижения тарифа для населения и приводят к утверждению высоких тарифов для прочих потребителей на низком напряжении.

Мелкие потребители не имеют возможности изменить уровень напряжения, на котором подключены, и не имеют возможности построить собственные генерирующие источники. «Экономически обоснованные» тарифы на передачу для низкого напряжения таковы, что мелкий бизнес неизбежно разорится, если их принять в качестве утвержденных тарифов.

Следует усовершенствовать методику расчета экономически обоснованных тарифов на передачу электрической энергии в части распределения необходимой валовой выручки по уровням напряжения с учетом степени загрузки оборудования и категорий надежности энергоснабжения. В качестве первоочередной меры нормативно установить приемлемое соотношение тарифов на различных уровнях напряжения.
При таком способе объемы перекрестного субсидирования снизятся, кроме того эти объемы можно будет равномерно распределять между уровнями напряжения.

Эталоны для регулирования ресурсоснабжающих компаний применяют многие зарубежные регуляторы. Правительством Российской Федерации также принципиально одобрены предложения ФАС России о постепенном переходе к эталонному принципу регулирования тарифов для всех организаций инфраструктурного сектора.

С июля 2018 года уже внедрен метод эталонных затрат
при установлении сбытовых надбавок гарантирующих поставщиков.
Все гарантирующие поставщики должны были перейти на новый метод расчета сбытовой надбавки до конца 2020 года. Однако по итогам 2019 года большинство гарантирующих поставщиков не успели этого сделать.
По данным «Совета рынка», в 2019 году сбытовые надбавки с 100 % долей эталонной выручки были установлены для 20 % гарантирующих поставщиков. В связи с этим ФАС России предложено продлить срок перехода на расчет сбытовых надбавок по методу сравнения аналогов (эталонов) до 2021 года. Решение о продлении переходного периода на год позволит сгладить тарифные последствия для таких сложных регионов, где изначально было существенное отличие текущего уровня надбавки от эталона.

С учетом наличия нерешенных проблем в части сбытовых надбавок, проект по введению эталонного регулирования в электрических сетях также потребовал дополнительной проработки.

ФАС России проводится анализ сопоставления затрат российских территориальных сетевых организаций с наилучшими международными практиками. По итогам этой работы планируется формирование отраслевых нормативов, на основании которых будет формироваться необходимая валовая выручка территориальных сетевых организаций.

В рассматриваемом методе эталонных затрат вначале будет определена зависимость затрат, например, на персонал, от процесса или драйвера затрат, например, количества условных единиц. Будут выбраны оптимальные величины указанных затрат для сопоставимых организаций с учетом эффекта масштаба и природно-климатических условий.

Применение такого подхода позволяет добиться прозрачного и ясного порядка ценообразования, что удобно всем участникам процесса: от регулируемых организаций до потребителя. При этом создаются экономические механизмы мотивации к повышению эффективности, т.к. полностью отсекаются избыточные расходы, но вся достигнутая экономия затрат относительно эталона остается у регулируемой организации.

К преимуществам метода «эталонных затрат» также относятся: долгосрочность (от 5 до 10 лет) и исключение субъективизма при установлении тарифов и тарифной дискриминации.

В настоящее время разброс учтенных в тарифах удельных затрат на содержание электросетей между регионами составляет до 11 раз – от 12 тыс. руб. на условную единицу в год в Калмыкии до 131 тыс. руб. в Тюмени.
Не всегда это можно объяснить объективными региональными факторами, а чаще – это история того, как регулирующий орган наращивал тариф.
При этом, по предварительным оценкам ФАС России, 46 % ТСО сейчас обслуживают по тарифам, попадающим в средние значения, тогда в остальных случаях ставки надо или снижать, или, наоборот, увеличивать. В дальнейшем приведение эталонов затрат сетевых организаций к ценам каждого текущего года будет осуществляться в соответствии с прогнозными параметрами инфляции, в уменьшенными на 0,1 процента.

Вместе с тем основным риском данного метода представляется возможное снижение качества оказываемых услуг и уровня системной надежности в рамках регулируемой деятельности в стремлении сэкономить на расходах – как при формировании эталонной методики, так и в ходе их применения регулируемыми организации.

В связи с этим эталонные затраты необходимо формировать на основе тщательного анализа основных составляющих расходов с учетом региональной специфики. А в последующем регулирование эталонных тарифов должно осуществляться с использованием коэффициентов, учитывающих параметры качества услуг и применение новых технологий для обеспечения надежного и бесперебойного электроснабжения потребителей.

Кроме того, следует системно переходить к формированию рыночной системы ценообразования в электроэнергетике.

Электрическая энергия является товаром, который имеет специфические особенности, хотя и подчиняется общим законам спроса и предложения. Следует осуществить переход к справедливому терифообразованию, когда стоимость электрической энергии для потребителя зависит от объема потребления и не зависит от уровня напряжения, к которому подключен указанный потребитель.

При указанном принципе рыночного ценообразования потребитель может не знать к какому уровню напряжения он подключен поскольку он будет оплачивать только количество полученной электрической энергии. При этом для большого объема потребляемой электрической энергии логичным будет использовать более высокое напряжение для сокращения потерь в сетевом комплексе. В этом случае сетевой комплекс будет являться транспортным звеном, и его структура будет формироваться в зависимости
от запросов потребителей.

Указанный подход приведет к развитию распределенной генерации, формируемой на основании подлинно рыночным сигналам, основываясь на экономическом обосновании инвестиций для развития как генерирующих мощностей, так и необходимой сетевой инфраструктуры.

Соответственно, методика формирования тарифов должна также базироваться на рыночных принципах ценообразования и способствовать развитию отрасли.

Указанный принцип также следует положить в основу разрабатываемых нормативных правовых актов, в том числе федерального законодательства и подзаконных актах.

О проекте федерального закона «Об основах государственного регулирования цен (тарифов)», разработанного ФАС России и его влияние на систему регулирования тарифов.

В связи с указанной сложностью и разнообразием системы ценового регулирования ФАС России было инициировано создание нового закона об основах государственного регулирования тарифов. Соответствующая работа ведется уже более трех лет.

Концепция законопроекта на текущий момент предусматривает полное замещение действующей системы отраслевого регулирования на новую нормативную основу, единую для всех отраслей, с последующей
ее детализацией в новых подзаконных нормативных актах. Вместо многообразия отраслевых законов, которыми в настоящее время определяются правила формирования тарифов на отдельные виды услуг и ресурсов, таких как железные дороги, аэропорты, лекарства, энергетика – ФАС России предлагается принять универсальный подход. Предполагается унификация требований при установлении тарифов во всех сферах и введение единых методов их госрегулирования.

Вместе с тем, отраслевые федеральные органы исполнительной власти и сообщества как в энергетике, так и в других сферах считают необходимым сохранить накопленную законодательную базу с учетом отраслевых технических, технологических и экономических особенностей. Кроме того, сохраняются существенные разногласия по отдельным положениям законопроекта. По мнению выступавших экспертов, в существующей редакции законопроект не решает злободневных проблем тарифного регулирования и развития регулируемых отраслей, а сам по себе становится дополнительной проблемой, способной подорвать стабильность работы инфраструктурных предприятий и систем жизнеобеспечения.

В качестве одной из целей законопроекта декларируется повышение прозрачности тарифного регулирования и улучшение инвестиционной привлекательности для обеспечения устойчивого функционирования и развития инфраструктуры. При этом законопроектом предложено включать инвестиционные расходы в состав необходимой валовой выручки по факту ввода в эксплуатацию и направлять их на:

поддержание состояния инфраструктуры, предусматривающее приобретение, реконструкцию либо модернизацию основных средств в целях выполнения показателей поддержания инфраструктуры;

проекты развития, предусматривающие приобретение, строительство, реконструкцию, модернизацию объектов основных средств, в результате которых предполагается увеличение объема производства (реализации) товаров, услуг.

Однако, инвестиционные проекты в электроэнергетике и других регулируемых отраслях невозможно четко разделить на проекты, которые относятся к поддержанию состояния инфраструктуры, и проекты, которые относятся к проектам развития, что не позволяет оценить правильность выбранного подхода. Указанный подход несет риски необоснованного исключения расходов из инвестиционных программ, в том числе и на поддержание текущего состояния инфраструктуры.

Кроме того, законопроект определяет, что амортизация включается
в тарифы только в объеме инвестиционных расходов, предусмотренных утвержденными государственными органами инвестиционными программами. Учитывая высокую забюрократизированность процедур утверждения таких программ, а также частые разногласия при их рассмотрении, велик риск срыва их своевременного утверждения. В связи
с этим регулируемые организации могут остаться без амортизационных ресурсов, которые в соответствии с экономическим законодательством являются собственными средствами всех хозяйствующих субъектов.

Результатом таких изменений будет являться разнонаправленное изменение тарифов с достаточно большой амплитудой и «срезкой» с учетом предельных индексов платы граждан за коммунальные услуги, снижение надежности, ухудшение качества предоставляемых услуг и массовое недовольство потребителей из-за нарушения качества получаемых услуг, снижение платежной дисциплины потребителей.

Также в законопроекте из перечня мероприятий, учитываемых в рамках инвестиционной программы исключается приобретение основных фондов (например, покупка здания для клиентского офиса, приобретение спецтехники) и нематериальных активов (программное обеспечение и прочие нематериальные активы могут приобретаться в составе инвестиционных программ), что влечет за собой риски увеличения уровня износа активов и снижения эффективности деятельности регулируемых субъектов.

В законопроекте прописано прекращение, в том числе поэтапное, либо минимизация объемов перекрестного субсидирования при установлении регулируемых цен (тарифов) в соответствии с порядком, предусмотренным законодательством Российской Федерации. При этом в законе, отсутствует определение понятия перекрёстного субсидирования, методики ее определения и механизмов ее сокращения с учетом предельных индексов изменения платы граждан за коммунальные услуги.

Предлагаемые законопроектом особенности учета отдельных затрат противоречат действующему законодательству и существенно ухудшают положение как регулируемых субъектов, так и их работников.

Законопроектом предусмотрено, что численность работников регулируемого субъекта определяется в соответствии с нормативами численности, а также что размер средней заработной платы работников регулируемого субъекта не должен превышать среднюю заработную плату по отрасли, в которой осуществляет свою деятельность субъект, сложившуюся в соответствующем субъекте Российской Федерации
по итогам года, предшествующего году начала периода регулирования, что уже ведет к занижению уровня оплаты труда за счет недоучета индекса потребительских цен на базовый период регулирования в соответствии с прогнозом социально-экономического развития Министерства экономического развития Российской Федерации.

При этом расчет средней заработной платы работников регулируемых субъектов в границах субъектов Российской Федерации будет производиться с учетом заработной платы низкоквалифицированных сотрудников мелких котельных, что окажет влияние на цикличное снижение уровня и общего размера фонда оплаты труда в тарифах для крупных эффективных предприятий (высококвалифицированных работников тепловых электростанций).

Кроме того, в отсутствие методики определения нормативов численности работников, а также методики обоснованного анализа фактической численности, предлагаемые нормы имеют признаки коррупциогенной направленности.

Законопроект прямо запрещает учет расходов на добровольное страхование, что существенно ухудшит социальную защищенность и условия труда работников предприятий, где коллективные договоры предусматривают такие расходы и выплаты из прибыли на социальные нужды. В рамках законопроекта не урегулирован вопрос обязательных страховых взносов, которые устанавливаются действующим законодательством в размере 30 % (пенсионное страхование, обязательное медицинское страхование, страхование на случай временной нетрудоспособности и т.д.).

Законопроектом предусмотрена возможность проведения проверки не более двух подряд долгосрочных периодов регулирования, предшествующих году, в котором вынесено решение о проведении проверки. При этом, два долгосрочных периода составляют 10 лет, а решение о проведении проверки может быть вынесено, например, на 4-ом году очередного долгосрочного периода. С учетом того, что установленная законодательством периодичность проверки составляет не чаще, чем один раз в три года, целесообразно ограничить 3 годами и проверяемый период.

Законопроект предусматривает, что со дня вступления в силу закона и до приведения в соответствие с ним других федеральных законов и иных нормативных правовых актов, регулирующих отношения, связанные с государственным регулированием цен (тарифов), указанные законы и иные нормативные правовые акты применяются в части, не противоречащей закону. Такой подход создает существенные риски возникновения правового коллапса в регулировании соответствующих отношений, т.к. в случае несвоевременного принятия нормативных правовых актов, предусмотренных законом, старые нормативно-правовые акты будут неприменимы, а новые еще не будут приняты. В этой связи необходимо предусмотреть, что действующие на момент вступления в силу закона нормативно-правовые акты подлежат применению до принятия нормативных правовых актов, предусмотренных законом.

Законопроектом не предусмотрена ответственность органов регулирования за принятие решений, которые наносят ущерб хозяйствующему субъекту. Отсутствуют положения о компенсации за счет средств бюджетов соответствующего уровня последствий, связанных с пересмотром органом регулирования долгосрочных тарифов (долгосрочных параметров регулирования), установлением экономически необоснованных тарифов.

Законопроект на текущий момент сохраняет риски снижения инвестиционной привлекательности и ухудшения финансового состояния регулируемых отраслей и, по мнению участников круглого стола, требует системной доработки с учетом вышеуказанных и других существенных замечаний. Необходимо предусмотреть внесение необходимых изменений в действующие законодательные акты без их предварительной отмены, обеспечив единство общих принципов тарифного регулирования с учетом отраслевых особенностей.

В связи с вышеизложенным участники «круглого стола» рекомендуют:

Правительству Российской Федерации:

1. Рассмотреть адекватность сложившейся системы ценообразования и методики утверждения тарифов в электроэнергетике с учетом замечаний и предложений, изложенных в настоящих рекомендациях.

2. Усовершенствовать методику расчета экономически обоснованных справедливых тарифов на передачу электрической энергии в части распределения необходимой валовой выручки по уровням напряжения
с учетом объема и профиля нагрузки энергопринимающего оборудования и категории надежности энергоснабжения.

3. Внести изменения в Основные положения функционирования розничных рынков электрической энергии, предусмотрев в них:

переход к рыночной системе ценообразования;

развитие конкурентных отношений в сбыте электроэнергии, в том числе снижение монопольного положения гарантирующих поставщиков через создание конкуренции между ними, предусмотрев для потребителя возможность выбора договорных условий по ценам и качеству обслуживания и возможность быстрой смены энергосбытовой компании;

право сетевых организаций заниматься сбытовой деятельностью
с бухгалтерским разделением затрат для потребителей с регулируемыми ценами (тарифами);

создание межрегиональных (региональных) торговых площадок для всех производителей энергоресурсов, включая оптовый рынок, а также все видов распределенной генерации, ВИЭ, с реальным правом для потребителей выбирать для себя вариант энергообеспечения;

открытый доступ на розничные рынки для малой распределенной генерации;

возможность для ТЭЦ продажи напрямую потребителям части электрической энергии в зависимости от времени работы в конденсационном или теплофикационном режиме и не востребованной на оптовом рынке.

4. Провести широкую разъяснительную работу о негативном влиянии перекрестного субсидирования в электроэнергетике на темпы развития экономики страны, необходимость его снижения и ликвидации и применяемых мерах социальной защиты населения;

провести детальную проработку вопросов корректировки расчетов объема перекрестного субсидирования, необходимости и условий снижения ее величины;

провести на основе альтернативной модели расчетов с учетом технологических условий поставки ресурса оценку величины перекрестного субсидирования и корректности распределения расходов, формирующих тарифы на услуги по передаче электрической энергии, по группам и категориям потребителей;

провести уточнение категорий потребителей электрической энергии, приравненных к населению, с целью исключения из этой категории объектов, используемых для предпринимательской деятельности и (или) для получения иных видов дохода;

подготовить предложения по снижению величины перекрестного субсидирования в электроэнергетике за счет применения механизма «инфляция +» для тарифов для населения на долгосрочный период;

рассмотреть установление в Российской Федерации допустимой доли расходов на оплату жилого помещения и коммунальных услуг в размере, не превышающем 15 % от совокупного дохода граждан;

рассмотреть возможность использования при решении проблемы перекрестного субсидирования программно-целевого подхода, для чего необходимо определить целевые показатели, перечень мероприятий со сроками их реализации и ожидаемые результаты выполнения указанных мероприятий («дорожную карту»);

рассмотреть возможность использования средств федерального и региональных бюджетов в решении проблемы перекрестного субсидирования, в том числе для предоставления адресных субсидий для социально незащищенных категорий потребителей и отдельных отраслей промышленности.

изучить опыт Республики Крым, Красноярского края, Ростовской и Нижегородской областей по дифференциации тарифов в зависимости от объема потребления электрической энергии (социальной нормы потребления) с целью его распространения в Российской Федерации;

для субъектов Российской Федерации, в которых субсидируется
более 50 % обоснованной величины тарифа на передачу электроэнергии
для населения, предусмотреть обязательное установление социальной нормы потребления электрической энергии;

оценить целесообразность применения для прочих категорий потребителей переход на ценообразование с переходом на двуставочный тариф плату за мощность и плату за фактическое потребление электрической энергии

разработать механизмы синхронизации информационных баз Пенсионного Фонда Российской Федерации, Федеральной миграционной службы, МВД, гарантирующих поставщиков и энергосбытовых компаний для внедрения адресных форм социальной поддержки населения при опережающих размерах роста платежа населения при внедрении мероприятий сокращения размеров перекрестного субсидирования.

5. Рассмотреть целесообразность перехода к адресному субсидированию потребителей Дальневосточного федерального округа и территорий опережающего развития и прямых инвесторов, развивающих производство в реальном секторе экономики, с диверсификацией источников таких субсидий и снижением их объема за счет внутренних резервов повышения эффективности организаций электроэнергетики Дальневосточного федерального округа. При установлении базовых уровней цен (тарифов) на электрическую энергию (мощность) на территориях Дальневосточного федерального округа исходить из экономических последствий для потребителей ценовых зон оптового рынка, на которых ложится основная нагрузка (малый и средний бизнес, сельхозпроизводители, бюджетные учреждения).

6. Вернуться к вопросу оценки целесообразности перехода
к увеличению тарифов на передачу ПАО «ФСК ЕЭС» для прямых потребителей для оценки влияния указанного решения на развитие экономики Российской Федерации.

7. Разработать меры, направленные на снижение доли регулируемых механизмов и надбавок на оптовом рынке электроэнергии и мощности, с ежегодным информированием Государственной Думы Российской Федерации о достигнутых результатах.

8. Доработать законопроект «Об основах государственного регулирования цен (тарифов)» с учётом полученных замечаний и предложений, при этом учесть:

внедрение рыночных механизмов формирования тарифов для розничных рынков электрической энергии;

необходимость включения в проект федерального закона норм, снижающих регулирующих перекрестное субсидирование в электроэнергетике;

целесообразность использования концепции, при которой проект федерального закона будет рамочным, задающим определённый вектор для отраслевых законов;

необходимость поэтапного перехода на нормы законопроекта с целью исключения принятия нормативных правовых актов, способных дестабилизировать отношения между регулируемыми организациями и потребителями, в частности предусматривающие изменения в положения
о ценообразовании и влекущие за собой пересмотр долгосрочных тарифов;

рассмотрение единым пакетом всех планируемых изменений
в отраслевое законодательство, а также всех подзаконных нормативно-правовых актов в сфере тарифного регулирования.

Видео:ФСТ должно четко регулировать все тарифы!Скачать

Тарифы подлежащие гос регулированию

В соответствии со ст. 28 Федерального закона от 07.07.2003 № 126-ФЗ «О связи» (далее – Федеральный закон «О связи»), тарифы на услуги связи устанавливаются оператором связи самостоятельно, если иное не предусмотрено настоящим Федеральным законом и законодательством Российской Федерации о естественных монополиях.

Положением о государственном регулировании тарифов на услуги общедоступной электросвязи и общедоступной почтовой связи, утвержденным постановлением Правительства Российской Федерации от 24.10.2005 № 637, установлено, что государственному регулированию подлежат тарифы на услуги общедоступной электросвязи и общедоступной почтовой связи, предоставляемые операторами связи, являющимися субъектами естественных монополий и включенными в реестр субъектов естественных монополий.

Перечень услуг общедоступной электросвязи и общедоступной почтовой связи (далее – Перечень), государственное регулирование тарифов на которые на внутреннем рынке Российской Федерации осуществляет Федеральная антимонопольная служба, также утвержден постановлением Правительства Российской Федерации от 24.10.2005 № 637.

Тарифы на оказание услуг связи в Перечень не включены и устанавливаются оператором связи самостоятельно, исходя из экономической целесообразности, конкурентоспособности и иных факторов.

Тарифы на универсальные услуги связи регулируются Постановлением Правительства Российской Федерации от 21.04.2005 № 242 «Об утверждении Правил государственного регулирования тарифов на универсальные услуги связи».