Сноска. Утратил силу приказом Министра национальной экономики РК от 22.05.2020 № 42 (вводится в действие по истечении десяти календарных дней после дня его первого официального опубликования).
В соответствии с Законом Республики Казахстан "О естественных монополиях и регулируемых рынках", приказываю:
Сноска. Преамбула с изменениями, внесенными приказом Председателя Агентства РК по регулированию естественных монополий от 26.02.2009 № 67-ОД (порядок введения в действие см. п. 5 ).1. Утвердить прилагаемую Инструкцию по расчету ставки прибыли на регулируемую базу задействованных активов субъектов естественной монополии, оказывающих услуги по транспортировке нефти по магистральным трубопроводам.
2. Департаменту по регулированию и контролю в сфере трубопроводных и водоканализационных систем Агентства Республики Казахстан по регулированию естественных монополий и защите конкуренции (Алиев И.Ш.) обеспечить в установленном законодательством порядке государственную регистрацию настоящего приказа в Министерстве юстиции Республики Казахстан.
3. Департаменту административной и территориальной работы Агентства Республики Казахстан по регулированию естественных монополий и защите конкуренции (Токарева М. А.) после государственной регистрации настоящего приказа в Министерстве юстиции Республики Казахстан:
1) обеспечить в установленном порядке его опубликование в официальных средствах массовой информации;
2) довести его до сведения структурных подразделений и территориальных органов Агентства Республики Казахстан по регулированию естественных монополий и защите конкуренции, акционерного общества "КазТрансОйл" и закрытого акционерного общества "СЗТК МунайТас".
4. Контроль за исполнением настоящего приказа оставляю за собой.
5. Настоящий приказ вводится в действие со дня государственной регистрации в Министерстве юстиции Республики Казахстан.
И.о. Председателя |
Согласовано:
Министр энергетики и минеральных
ресурсов Республики Казахстан
_____________________
14 июля 2004 г.
| Утверждена приказом и.о. Председателя Агентства Республики Казахстан по регулированию естественных монополий и защите конкуренции от 5 июля 2004 года N 304-ОД "Об утверждении Инструкции по расчету ставки прибыли на регулируемую базу задействованных активов субъектов естественной монополии, оказывающих услуги по транспортировке нефти по магистральным трубопроводам" |
Инструкция
по расчету ставки прибыли на регулируемую базу
задействованных активов субъектов естественной монополии,
оказывающих услуги по транспортировке нефти
по магистральным трубопроводам
1. Общие положения
1. Инструкция по расчету ставки прибыли на регулируемую базу задействованных активов субъектов естественной монополии, оказывающих услуги по транспортировке нефти по магистральным трубопроводам, (далее - Инструкция) разработана в соответствии с Законом Республики Казахстан "О естественных монополиях и регулируемых рынках" и иными нормативными правовыми актами Республики Казахстан.
Сноска. Пункт 1 с изменениями, внесенными приказом Председателя Агентства РК по регулированию естественных монополий от 26.02.2009 № 67-ОД (порядок введения в действие см. п. 5 ).2. Инструкция детализирует механизм расчета допустимого уровня прибыли, входящего в состав тарифов субъектов естественной монополии, оказывающих услуги по транспортировке нефти по магистральным трубопроводам, и учитываемого при их расчете и утверждении, в том числе на средне- и долгосрочный период.
3. Инструкция вводится с целью обоснованного расчета и возможности получения прибыли, обеспечивающей эффективное функционирование субъектов естественной монополии, оказывающих услуги по транспортировке нефти по магистральным трубопроводам.
4. Ставка прибыли на регулируемую базу задействованных активов определяется уполномоченным органом при рассмотрении и утверждении тарифов нефтепроводной организации.
5. В Инструкции используются следующие основные понятия:
безрисковая ставка доходности - годовая ставка доходности 20-летних облигаций Казначейства США;
допустимый уровень прибыли - прибыль (чистый доход после налогообложения), входящая в состав тарифа, которую нефтепроводная организация имеет право получить для эффективного функционирования и улучшения качества предоставления услуг по транспортировке нефти по магистральным трубопроводам;
заемный капитал - обязательства нефтепроводной организации по полученным кредитам, за исключением кредитов на пополнение оборотных средств, на дату подачи заявки нефтепроводной организацией на утверждение тарифа или на дату принятия решения об утверждении тарифа по инициативе уполномоченного органа;
компетентный орган - государственный орган, осуществляющий регулирование в отрасли нефтепроводного транспорта;
нефтепроводная организация - субъект естественной монополии, оказывающий услуги по транспортировке нефти по магистральным трубопроводам;
отчетный период - финансовый год, предшествующий дате подачи заявки на установление или изменение тарифов на услуги нефтепроводной организации;
регулируемая база задействованных активов - суммарная стоимость долгосрочных активов (основных средств и нематериальных активов по остаточной стоимости) и чистого оборотного капитала (рассчитываемого как разность между текущими активами и текущими обязательствами) на конец отчетного периода, используемых при предоставлении услуг по транспортировке нефти по магистральным трубопроводам;
собственный капитал - капитал, принадлежащий собственникам нефтепроводной организации, и состоящий из определенного числа долей или акций, а также включающий накопленную нераспределенную прибыль и резервный капитал, дополнительно оплаченный и дополнительно неоплаченный капитал, определяемый по балансовым данным нефтепроводной организации на конец отчетного периода;
стоимость капитала - величина, характеризующая ставку доходности на заемный и собственный капитал, отражающая инвестиционные риски, связанные с осуществлением нефтепроводной организацией деятельности по транспортировке нефти по магистральным трубопроводам;
уполномоченный орган - государственный орган, осуществляющий руководство в сферах естественных монополий и на регулируемых рынках.
Иные понятия и термины, используемые в настоящей Инструкции, применяются в соответствии с законодательством Республики Казахстан.
Сноска. Пункт 5 с изменениями, внесенными приказом Председателя Агентства РК по регулированию естественных монополий от 26.02.2009 № 67-ОД (порядок введения в действие см. п. 5 ). 2. Расчет ставки прибыли на регулируемую
базу задействованных активов
6. Ставка прибыли на регулируемую базу задействованных активов нефтепроводной организации определяется как средневзвешенная стоимость капитала и рассчитывается по формуле:
[СК x СП СК ] + [ЗК x СП ЗК x (1-t)]
СП ЗА =---------------------------------,
СК + ЗК
где:
СП ЗА - ставка прибыли на задействованные активы;
СК - собственный капитал, тенге;
СП СК - стоимость собственного капитала;
ЗК - заемный капитал, тенге;
СП ЗК - стоимость заемного капитала;
t - эффективная ставка налогообложения.
7. Стоимость собственного капитала определяется суммированием безрисковой ставки, премии за страновой риск Казахстана, премии за риск по акциям для трубопроводного сектора и премий за специфические риски, характерные для нефтепроводной организации по формуле:
СП СК = r f1 + r c + r а + r s,
где:
r f1 - безрисковая ставка доходности;
r c - премия за страновой риск;
r а - премия за риск по акциям для нефтепроводного сектора;
r s - премия за специфические риски, характерные для нефтепроводной организации.
8. Безрисковая ставка доходности (r f1 ) при расчете стоимости собственного капитала нефтепроводной организации принимается равной текущей доходности 20-ти летних облигаций Казначейства США, определяемой на основании данных Федеральной резервной системы США на дату подачи заявки нефтепроводной организацией на утверждение тарифа или на дату принятия решения об утверждении тарифа по инициативе уполномоченного органа.
9. Определение премии за страновой риск (r c ) нефтепроводной организации основано на рейтинговом методе, предусматривающем расчет дефолт-спреда с использованием рейтинга суверенного долга Республики Казахстан, присвоенного международными рейтинговыми агентствами: Moody's, Fitch и Standard & Poor's.
Премия за страновой риск рассчитывается по формуле:
r c = d s x k v ,
где:
d s - дефолт-спред по облигациям;
k v - средний коэффициент нестабильности фондового рынка;
Дефолт-спред в базисных пунктах (1 базисный пункт = 0,01%) определяется на основе присвоенного Республике Казахстан кредитного рейтинга международными рейтинговыми агентствами: Moody's, Fitch и Standard & Poor's, принимаемого по наиболее консервативному из них и действующего на дату подачи заявки нефтепроводной организацией на утверждение тарифа или на дату принятия решения об утверждении тарифа по инициативе уполномоченного органа. (Приложение 1).
Средний коэффициент нестабильности фондового рынка для расчета ставки прибыли на задействованные активы нефтепроводной организации определен на основе расчета по глобальному фондовому рынку и принят на уровне 1,5 (Приложение 2).
10. Премия за риск по акциям нефтепроводного сектора (r а ) определяется на основе долгосрочной премии за риск по фондовому рынку США в целом (Приложение 3) и корректируется на отраслевой бета-коэффициент по формуле:
r а = b (r m - r f2 ),
где:
r m - среднеарифметическая общерыночная доходность по фондовому рынку США в целом за период 1926-2001 годы;
r f2 - среднеарифметическая доходность 20-ти летних государственных облигаций США за период с 1926-2001 годы;
b - отраслевой бета-коэффициент нефтепроводного сектора.
Для расчета ставки прибыли на задействованные активы нефтепроводной организации отраслевой бета-коэффициент принят на уровне 0,88 (Приложение 4).
11. Премия за специфические риски (r s ), характерные для нефтепроводной организации, отражает дополнительные риски, связанные с инвестициями в нефтепроводную организацию, которые не покрываются отраслевым бета-коэффициентом и премией за страновой риск. Значение премии за специфические риски в зависимости от их оценки находится в диапазоне от 0 до 10%.
Основными факторами, определяющими величину премии за специфические риски нефтепроводной организации, являются:
1) текущий уровень тарифов на прокачку нефти;
2) зависимость от ключевых заказчиков/клиентов;
3) перспективы развития бизнеса;
4) состояние задействованных активов;
5) финансовое состояние бизнеса и возможности по финансированию капитальных затрат.
Для объективной оценки специфических рисков, характерных для нефтепроводной организации, используется алгоритм, который учитывает основные факторы специфических рисков (Приложение 5).
Оценку специфических рисков нефтепроводной организации проводит компетентный орган.
12. Стоимость заемного капитала нефтепроводной организации, у которой удельный вес заемного капитала по отношению ко всему капиталу составляет менее 50 %, определяется по формуле:
n
Е кредитов i х ставка i
1
CП ЗК 24 = ----------------------
n
Е кредитов i
1
где:
СП ЗК - ставка прибыли на заемный капитал;
кредит i - обязательства нефтепроводной организации по полученным финансовым ресурсам, за исключением кредитов на пополнение оборотных средств, на дату подачи заявки нефтепроводной организацией на утверждение тарифа или на дату принятия решения об утверждении тарифа по инициативе уполномоченного органа;
ставка i - годовая процентная ставка вознаграждения по соответствующему кредиту.
13. Стоимость заемного капитала нефтепроводной организации, у которой удельный вес заемного капитала по отношению ко всему капиталу составляет 50 % и более, определяется по формуле:
n
Е кредитов i х (СРНБ - Учi +ставка i )
1
CП ЗК 24 = ------------------------------------,
n
Е кредитов i
1
где:
СП ЗК - ставка прибыли на заемный капитал;
кредит i - обязательства нефтепроводной организации по полученным финансовым ресурсам, за исключением кредитов на пополнение оборотных средств, на дату подачи заявки нефтепроводной организацией на утверждение тарифа или на дату принятия решения об утверждении тарифа по инициативе уполномоченного органа;
СРНБ - ставка рефинансирования Национального Банка Республики Казахстан на дату подачи заявки нефтепроводной организацией на утверждение тарифа или на дату принятия решения об утверждении тарифа по инициативе уполномоченного органа;
Учi - ставка рефинансирования банка первого уровня страны (центрального банка), в валюте которой получен кредит на дату подачи заявки нефтепроводной организацией на утверждение тарифа или на дату принятия решения об утверждении тарифа по инициативе уполномоченного органа;
ставка i - годовая процентная ставка вознаграждения по соответствующему кредиту.
14. Расчет эффективной ставки налогообложения (t) проводится на основе данных законченного аудированного финансового отчета нефтепроводной организации за год, предшествующий дате подачи заявки нефтепроводной организацией на утверждение тарифа или на дату принятия решения об утверждении тарифа по инициативе уполномоченного органа (Приложение 6).
Применение эффективной ставки налогообложения при расчете средневзвешенной стоимости капитала учитывает фактор не отнесения на вычеты части расходов при расчете корпоративного подоходного налога нефтепроводной организации в соответствии с налоговым законодательством Республики Казахстан.
| Приложение 1 к Инструкции по расчету ставки прибыли на регулируемую базу задействованных активов субъектов естественной монополии, оказывающих услуги по транспортировке нефти по магистральным трубопроводам, утвержденной приказом и.о. Председателя Агентства Республики Казахстан по регулированию естественных монополий и защите конкуренции от 5 июля 2004 г. N 304-ОД |
Определение дефолт-спреда по кредитному рейтингу
__________________________________________________________________________
Кредитный рейтинг | Дефолт-спред
--------------------------------------------------------------------------
Aaa 0
Aa1 75
Aa2 85
Aa3 90
A1 100
A2 125
A3 135
Baa1 150
Baa2 175
Baa3 200
Ba1 325
Ba2 400
Ba3 525
B1 600
B2 750
B3 850
Caa 900
Ca 1100
__________________________________________________________________________
Примечание: дефолт-спред для каждого рейтинга рассчитывается, как усредненная разница между ставкой процента на бонды, деноминированные в долларах США, которые были выпущены страной в данном рейтинге и ставкой процента на государственные облигации США. Данный расчет использует государственные облигации США, так как они считаются практически свободными от риска дефолта.
| Приложение 2 к Инструкции по расчету ставки прибыли на регулируемую базу задействованных активов субъектов естественной монополии, оказывающих услуги по транспортировке нефти по магистральным трубопроводам, утвержденной приказом и.о. Председателя Агентства Республики Казахстан по регулированию естественных монополий и защите конкуренции от 5 июля 2004 г. N 304-ОД |
Расчет коэффициента нестабильности фондового рынка
Коэффициент волатильности =
= среднее квадратичное отклонение фондового индекса в стране/среднее квадратичное отклонение долгосрочных государственных облигаций страны
Расчет коэффициента волатильности глобального фондового рынка основывается на показателях 20 стран с развивающимся рынком и 12 стран с развитым рынком нефтепроводной отрасли. Для стран с развивающимся рынком коэффициент составил 1,3, для развитых стран - 1,8. Средний коэффициент нестабильности глобального фондового рынка составил 1,5.
| Приложение 3 к Инструкции по расчету ставки прибыли на регулируемую базу задействованных активов субъектов естественной монополии, оказывающих услуги по транспортировке нефти по магистральным трубопроводам, утвержденной приказом и.о. Председателя Агентства Республики Казахстан по регулированию естественных монополий и защите конкуренции от 5 июля 2004 г. N 304-ОД |
Расчет премии за риск по акциям нефтепроводной отрасли
__________________________________________________________________________
| Общерыночная | | Безрисковая | |
| доходность | | ставка | | (r m - r f2 )
| r m | | r f2 | |
--------------------------------------------------------------------------
S&P 500 12,65 % - 5,23 % = 7,42 %
(использованная премия
за риск по акциям)
__________________________________________________________________________
Примечание: за контрольный показатель фондового рынка США принят индекс S&P 500, отражающий динамику рынка в целом и являющийся одним из наиболее распространенных контрольных рыночных показателей.
| Приложение 4 к Инструкции по расчету ставки прибыли на регулируемую базу задействованных активов субъектов естественной монополии, оказывающих услуги по транспортировке нефти по магистральным трубопроводам, утвержденной приказом и.о. Председателя Агентства Республики Казахстан по регулированию естественных монополий и защите конкуренции от 5 июля 2004 г. N 304-ОД |
Отраслевые бета-коэффициенты в странах с развивающимся рынком
__________________________________________________________________________
Сектор | Количество фирм, | Стандартное | Бета-коэффициент
| включенных | отклонение |
| в анализ | биржевых курсов |
--------------------------------------------------------------------------
Интегрированные
нефтяные компании 18 32,67% 0,88
Нефтяные компании
по перевозке нефти 4 7,24% 0,88
Нефтяные компании -
разведка и добыча 9 30,37% 0,76
__________________________________________________________________________
Примечание: бета-коэффициент принят на уровне 0,88 для нефтепроводной отрасли.
Бета-коэффициент измеряет волатильность или систематический риск акций по отношению к фондовому рынку в целом. Бета-коэффициент определяется путем использования метода регрессионного анализа по
COV(R i , R m )
b = ---------------
Q2m
где,
R i - доходность акций отрасли;
R m - доходность фондового рынка в целом;
Cov (R i , R m ) - ковариация между доходностью акций отрасли и фондового рынка в целом;
Qm 2 - квадратичное стандартное отклонение доходности фондового рынка в целом.
| Приложение 5 к Инструкции по расчету ставки прибыли на регулируемую базу задействованных активов субъектов естественной монополии, оказывающих услуги по транспортировке нефти по магистральным трубопроводам, утвержденной приказом и.о. Председателя Агентства Республики Казахстан по регулированию естественных монополий и защите конкуренции от 5 июля 2004 г. N 304-ОД |
Алгоритм оценки специфических рисков, характерных
для нефтепроводной организации
__________________________________________________________________________
Фактор риска | Уровень риска | Итоговый результат
|-------------------------------| оценки компетент-
| Низкий | Средний | Высокий | ного органа
--------------------------------------------------------------------------
Текущий уровень
тарифов на
транспортировку 1 2 3
Зависимость
от ключевых
заказчиков 1 2 3
Долгосрочные планы
развития бизнеса 1 2 3
Состояние ключевых
активов 1 2 3
Финансовое состояние
бизнеса и возможности
по финансированию
капитальных затрат 1 2 3
Итого (сумма
результатов)
Расчетный уровень
риска (средний)
__________________________________________________________________________
Алгоритм расчета величины факторов риска
__________________________________________________________________________
Фактор риска | Оценка риска | Проявления
--------------------------------------------------------------------------
Уровень тарифов Низкий Высокий уровень тарифов
(выше среднеотраслевого)
Средний Средний уровень тарифов
(среднеотраслевой)
Высокий Низкий уровень тарифов
(операционные убытки)
Зависимость от Низкий Широкая и диверсифицированная
ключевых заказчиков база клиентов.
Средний Наличие нескольких значимых
клиентов, уход одного или
нескольких из которых не
окажет влияния на операционные
или финансовые результаты
компании.
Высокий Наличие нескольких крупных
клиентов, уход одного или
нескольких из которых может
оказать существенное влияние
на результаты деятельности
компании.
Потенциал бизнеса Низкий Хорошие перспективы развития
региональной экономики,
увеличение спроса со стороны
предприятий, рост доходов
населения;
Возможность роста
объемов прокачки, расширение
базы клиентов и экспансия
в другие регионы
Средний Перспективы умеренного
регионального экономического
роста;
Ожидается стабильный
спрос без существенного
увеличения
Высокий Пессимистичный прогноз
экономического развития
в регионе, существование
определенной вероятности спада;
Недостаток мощностей и
практически полное отсутствие
перспектив увеличения поставок.
Определенная вероятность
снижения объемов прокачки.
Состояние Низкий Износ основных средств -
ключевых активов до 40%.
Средний Износ основных средств -
от 40% до 70%.
Высокий Износ основных средств -
свыше 70%.
Финансовое состояние Низкий Высокий уровень
бизнеса и возможности ликвидности:
по финансированию Коэффициент ликвидности >2
капитальных затрат Коэффициент мгновенной
ликвидности >1
Низкий уровень заимствований:
Соотношение собственных и
заемных средств >3
Займы/задействованный
капитал <0,3
Средний Средний уровень ликвидности:
Коэффициент ликвидности >1
Коэффициент мгновенной
ликвидности >0,5
Средний уровень заимствований:
Соотношение собственных и
заемных средств >2
Займы/задействованный капитал
<0,5
Высокий Низкий уровень ликвидности:
Коэффициент ликвидности <1
Коэффициент мгновенной
ликвидности <0,5
Высокий уровень заимствований:
Соотношение собственных и
заемных средств <2
Займы/задействованный капитал
>0,5
__________________________________________________________________________
Диапазоны премии за специфические риски,
характерные для нефтепроводной организации
__________________________________________________________________________
Уровень риска | Расчетная оценка | Специфические риски
--------------------------------------------------------------------------
Ниже среднего > = 1 и < 1,5 3 - 4 %
Средний > = 1,5 и < 2 5 - 6 %
Выше среднего > = 2 и < 2,5 7 - 8 %
Высокий > = 2,5 9 - 10 %
__________________________________________________________________________
Примечание: При размере собственного капитала субъектов естественной монополии, оказывающих услуги по транспортировке нефти по магистральным трубопроводам более 1 миллиарда долларов США, следует принимать меньшее значение специфического риска, при размере собственного капитала менее 1 миллиарда долларов США - большее значение специфического риска из вышеуказанного диапазона.
| Приложение 6 к Инструкции по расчету ставки прибыли на регулируемую базу задействованных активов субъектов естественной монополии, оказывающих услуги по транспортировке нефти по магистральным трубопроводам, утвержденной приказом и.о. Председателя Агентства Республики Казахстан по регулированию естественных монополий и защите конкуренции от 5 июля 2004 г. N 304-ОД |
Форма расчета эффективной ставки налогообложения
для нефтепроводной организации
__________________________________________________________________________
N | Наименование | Единица | Отчетный
п.п| | измерения | период
--------------------------------------------------------------------------
1. Доход до корпоративного
подоходного налога тыс. тенге
2. Налог на прибыль (ставка
корпоративного подоходного
налога) %
3. Ожидаемый налоговый расход
(стр.1*стр.2) тыс. тенге
Добавить (вычесть)
налоговый эффект:
4. Расходы, не относимые на
уменьшение базы для
налогообложения тыс. тенге
5. Необлагаемый доход (убыток)
от курсовой разницы, нетто тыс. тенге
6. Корпоративный подоходный
налог (стр.3+стр.4+стр.5) тыс. тенге
7. Эффективная ставка
налогообложения (стр.6/стр.1) %
____________________________________________________________________________
Примечание: эффективная налоговая ставка рассчитывается на базе финансовой отчетности нефтепроводной организации за отчетный период как отношение суммы корпоративного подоходного налога, подлежащего уплате к прибыли до подоходного налога по данным бухгалтерского учета.
