Қазақша:
Қазақстан Республикасы Табиғи монополияларды Қазақстан Республикасы Табиғи Агентство Республики Казахстан по реттеу агенттігі регулированию естественных монополий монополияларды реттеу және бәсекелестікті қорғау жөніндегі агенттігінің 2004 жылғы 5 шілдедегі № 304-НҚ бұйрығы.
Қазақстан Республикасының Әділет министрлігінде 2004 жылғы 11 тамызда № 2997 болып тіркелді. Күші жойылды - Қазақстан Республикасы Ұлттық экономика министрінің 2020 жылғы 22 мамырдағы № 42 (алғашқы ресми жарияланған күнінен кейін күнтізбелік он күн өткен соң қолданысқа енгiзiледi)
бұйрығымен
Магистралдық труба құбырлары арқылы мұнай тасымалдау бойынша қызметтер көрсетуші табиғи монополиялар субъектілерінің іске қосылған активтерінің реттелетін базасына пайда ставкасын есептеу жөніндегі нұсқаулықты бекіту туралы
1. Қоса беріліп отырған Магистралдық труба құбырлары арқылы мұнай тасымалдау бойынша қызметтер көрсетуші табиғи монополиялар субъектілерінің іске қосылған активтерінің реттелетін базасына пайда ставкасын есептеу жөніндегі нұсқаулық бекітілсін.
ҚР НҚА ЭББ-гі нақты құжатқа сілтеу QR-коды
2. Қазақстан Республикасы Табиғи монополияларды реттеу және бәсекелестікті қорғау жөніндегі агенттігінің Құбырлар мен су канализациялары жүйесі саласындағы реттеу мен бақылау жөніндегі департаменті (И.Ш.Әлиев) осы бұйрықты заңнамада белгіленген тәртіппен Қазақстан Республикасының Әділет министрлігінде мемлекеттік тіркеуді қамтамасыз етсін.
3. Қазақстан Республикасы Табиғи монополияларды реттеу және бәсекелестікті қорғау жөніндегі агенттігінің Әкімшілік және аумақтық жұмыстар департаменті (М.А.Токарева) осы бұйрық мемлекеттік тіркелгеннен кейін:
1) оның белгіленген тәртіппен ресми бұқаралық ақпарат құралдарында жариялануын қамтамасыз етсін;
2) оны Қазақстан Республикасы Табиғи монополияларды реттеу және бәсекелестікті қорғау жөніндегі агенттігінің құрылымдық бөлімшелері мен аумақтық органдарының, "КазТрансОйл" акционерлік қоғамының және "МұнайТас СБТК" жабық акционерлік қоғамының назарына жеткізсін.
4. Осы бұйрықтың орындалуын өзім бақылаймын.
5. Осы бұйрық Қазақстан Республикасының Әділет министрлігінде мемлекеттік тіркелген күнінен бастап қолданысқа енгізіледі.
Төрағаның міндетін атқарушы Келісілді:
Энергетика және минералдық ресурстар министрі 2004 жылғы 14 шілде Табиғи монополияларды реттеу және бәсекелестікті қорғау жөніндегі агенттігі төрағасының міндетін атқарушының 5 шілде 2004 жылғы N 304-НҚ бұйрығымен бекітілген Магистральдық труба құбырлары арқылы мұнай тасымалдау бойынша қызметтер көрсетуші табиғи монополиялар субъектілерінің іске қосылған активтерінің реттелетін базасына пайда ставкасын есептеу жөніндегі Нұсқаулық
1. Жалпы ережелер
1. Магистральдық труба құбырлары арқылы мұнай тасымалдау бойынша қызметтер көрсетуші табиғи монополиялар субъектілері іске қосылған активтердің реттелетін базасына пайда ставкасын есептеу жөніндегі нұсқаулық (бұдан әрі - Нұсқаулық) "Табиғи монополиялар және реттелетін нарықтар туралы"
Қазақстан Республикасының Заңына және Қазақстан Республикасының өзге де нормативтік құқықтық кесімдеріне сәйкес әзірленді.
2. Нұсқаулық магистральдық труба құбырлары арқылы мұнай тасымалдау бойынша қызметтер көрсетуші табиғи монополиялар субъектілері тарифтерінің құрамына кіретін және оларды есептеу мен бекіту, оның ішінде орта және ұзақ мерзімді кезеңге есептеу мен бекіту кезінде пайданың мүмкін деңгейін есептеу тетігін нақтылайды.
3. Нұсқаулық магистральдық труба құбырлары арқылы мұнай тасымалдау бойынша қызметтер көрсететін табиғи монополиялар субъектілерінің тиімді жұмыс істеуін қамтамасыз етуші пайданы негізді есептеу және алу мүмкіндігі мақсатында енгізіледі.
4. Іске қосылған активтердің реттелетін базасына пайда ставкасын мұнай құбыры ұйымының тарифтерін қарау және бекіту кезінде уәкілетті орган айқындайды.
5. Нұсқаулықта мынадай негізгі ұғымдар пайдаланылады:
табыстылықтың тәуекелсіз ставкасы - АҚШ Қазынашылығының 20 жылдық облигациялары табыстылығының жылдық ставкасы;
пайданың мүмкін деңгейі - мұнай құбыры ұйымы тиімді жұмыс істеуі және магистральдық труба құбырлары арқылы мұнай тасымалдау жөніндегі қызметтерді ұсыну сапасын жақсарту үшін алуға құқығы бар тариф құрамына кіретін пайда (салық салынғаннан кейінгі таза табыс);
қарыз капитал - мұнай құбыры ұйымы тарифті бекітуге өтінім берген күнге немесе уәкілетті органның бастамасы бойынша тарифті бекіту туралы шешім қабылдау күніне айналым қаражатын толықтыруға арналған кредиттерді қоспағанда, мұнай құбыры ұйымының алған кредиттері бойынша міндеттемелері;
құзыретті орган - мұнай құбыры көлігі саласында реттеуді жүзеге асыратын мемлекеттік орган;
мұнай құбыры ұйымы - магистральдық труба құбырлары арқылы мұнай тасымалдау жөнінде қызметтер көрсететін табиғи монополия субъектісі;
есепті кезең - мұнай құбыры ұйымы қызметтеріне тарифтерді белгілеуге немесе өзгертуге өтінім беру күні алдындағы қаржы жылы;
іске қосылған активтердің реттелетін негізі - магистральдық труба құбырлары арқылы мұнай тасымалдау жөнінде қызметтер ұсыну кезінде пайдаланылатын есепті кезеңнің соңына ұзақ мерзімді активтердің (негізгі құралдар және материалдық емес активтер қалдық құны бойынша) және таза айналым капиталының (ағымдағы активтер мен ағымдағы міндеттемелер арасындағы айырма ретінде есептелетін) жиынтық сомасы;
меншік капитал - мұнай құбыры ұйымының есепті кезеңнің соңына теңгерімдік деректері бойынша анықталатын мұнай құбыры ұйымының меншігіне жататын және үлестердің немесе акциялардың белгілі бір санынан тұратын, сондай-ақ жинақталған бөлінбеген пайданы қамтитын капитал және резерв капитал, қосымша төленген және қосымша төленбеген капитал;
капиталдың құны - мұнай құбыры ұйымының магистральдық труба құбырлары арқылы мұнай тасымалдау жөнінде қызметті жүзеге асыруымен байланысты инвестициялық тәуекелдерді бейнелейтін қарыз және меншік капиталдың табыстылығы ставкасын сипаттаушы шама;
уәкілетті орган - табиғи монополиялар салаларындағы және реттелетін нарықтардағы басшылықты жүзеге асыратын мемлекеттік орган.
Осы Нұсқаулықта пайдаланылатын ұғымдар мен терминдер Қазақстан Республикасының қолданыстағы заңнамасына сәйкес қолданылады.
2. Іске қосылған активтерге пайда ставкасын есептеу
6. Мұнай құбыры ұйымының іске қосылған активтерінің реттелетін негізіне пайда ставкасы капиталдың орташа алынған құны бойынша анықталады және мына формула бойынша есептеледі:
[СК x СП
] + [ЗК x СП x (1-t)] СК ЗК СП = -------------------------------------, ЗА СК + ЗК мұндағы:
- іске қосылған активтерге пайда ставкасы;
СК - меншік капитал, теңге;
- меншік капиталдың құны;
ЗК - қарыз капитал, теңге;
- қарыз капиталдың құны;
t - салық салудың тиімді ставкасы.
7. Меншік капиталдың құны тәуекелсіз ставканы, Қазақстанның елдік тәуекелі үшін сыйлықты, құбыр секторына арналған акциялар бойынша тәуекел үшін сыйлықты және мұнай құбыры ұйымына тән ерекшелікті тәуекел үшін сыйлықтарды мына формула бойынша жинақтаумен айқындалады:
= r
+ r + r + r , f1 c а s r
- кірістіліктің тәуекелсіз ставкасы;
r - елдік тәуекел үшін сыйлық;
r - мұнай құбыры секторына арналған акциялар бойынша тәуекел үшін сыйлық;
r - мұнай құбыры ұйымына тән ерекшелікті тәуекел үшін сыйлық.
8. Мұнай құбыры ұйымы меншік капиталының құнын есептеу кезінде табыстылықтың тәуекелсіз ставкасы (r ) мұнай құбыры ұйымы тарифті бекітуге өтінім берген күнге немесе уәкілетті органның бастамасы бойынша тарифті бекіту туралы шешім қабылдау күніне АҚШ-тың федералдық резерв жүйесі деректерінің негізінде анықталатын АҚШ Қазынашылығы 20 жылдық облигацияларының ағымдағы табыстылығына тең қабылданады.
9. Мұнай құбыры ұйымының елдік тәуекел үшін сыйлығын (r ) анықтау Moody's, Fіtch және Standard & Poor's халықаралық рейтинг агенттіктері берген және мұнай құбыры ұйымы тарифті бекітуге өтінім берген күнге немесе уәкілетті органның бастамасы бойынша тарифті бекіту туралы шешім қабылдау күніне қолданыстағы Қазақстан Республикасының егемен борышы рейтингісін пайдаланып дефолт-спреданы есептеуді көздейтін рейтингтік әдіске негізделген.
Елдік тәуекел үшін сыйлығы мына формула бойынша есептеледі:
r = d x k , v d - дефолт-спред;
k - қор рыногы тұрақсыздығының орташа коэффициенті.
Базистік тармақтардағы дефолт-спред (1 базистік тармағы = 0,01%) Moody's, Fіtch және Standard & Poor's халықаралық рейтинг агенттіктері Қазақстан Республикасына берген кредит рейтингі негізінде анықталады (1-қосымша).
Мұнай құбыры ұйымының іске қосылған активтеріне пайда ставкасын есептеуге арналған қор рыногы тұрақсыздығының орташа коэффициенті жаһандық қор рыногы бойынша есеп негізінде анықталған және 1,5 деңгейде қабылданған (2-қосымша).
10. Құбыр секторына арналған акциялар бойынша тәуекел үшін сыйлық (r ) тұтас алғанда АҚШ қор рыногы бойынша тәуекел үшін ұзақ мерзімді сыйлық негізінде анықталады (3-қосымша) және салалық бета-коэффициентте мына формула бойынша түзетіледі:
r = b (r - r m f2 r - 1926-2001 жылдар кезеңінде тұтас алғанда АҚШ қор рыногы бойынша орташа арифметикалық жалпы рыноктық табыстылық;
- 1926-2001 жылдар кезеңінде АҚШ-тың 20 жылдық мемлекеттік облигацияларының орташа арифметикалық табыстылығы;
b - мұнай құбыры секторының салалық бета-коэффициенті.
Мұнай құбыры ұйымының іске қосылған активтеріне пайда ставкасын есептеуге арналған салалық бета-коэффициент 0,88 деңгейде алынған (4- қосымша).
11. Мұнай құбыры ұйымына тән ерекшелікті тәуекел үшін сыйлық (r )
салалық бета-коэффициентпен және елдік тәуекел үшін сыйлықпен жабылмайтын мұнай құбыры ұйымына инвестициялармен байланысты қосымша тәуекелдерді бейнелейді. Ерекшелікті тәуекел үшін сыйлық мәні оларды бағалауға байланысты 0-ден 10%-ға дейін диапазонда болады.
Мұнай құбыры ұйымының ерекшелікті тәуекел үшін сыйлығының мөлшерін айқындаушы негізгі факторлар:
1) мұнай тасымалдауға арналған тарифтердің ағымдағы деңгейі;
2) елеулі тапсырысшыларға/клиенттерге тәуелділік;
3) бизнестің даму келешегі;
4) іске қосылған активтердің жай-күйі;
5) бизнестің қаржылық жай-күйі және күрделі шығындарды қаржыландыру бойынша мүмкіндік болып табылады.
Мұнай құбыры ұйымы үшін тән ерекшелікті тәуекелдерді объективті бағалау үшін алгоритм пайдаланылады, ол ерекшелікті тәуекелдердің негізгі факторларын ескереді (5-қосымша).
Мұнай құбыры ұйымының ерекшелікті тәуекелдерін бағалауды құзыретті орган жүргізеді.
12. Мұнай құбыры ұйымының бүкіл капиталына қатысты бүкіл қарыз капиталының үлес салмағы 50%-дан кем болатын қарыз капиталының құны мына формула бойынша анықталады:
n і
Е кредиттер х ставка і = -------------------------, Е кредиттер і
- қарыз капиталға пайда ставкасы;
кредит - мұнай құбыры ұйымының айналым қаражатын толықтыруға арналған кредиттерін қоспағанда, мұнай құбыры ұйымы тарифті бекітуге өтінім берген күнге не уәкілетті орган мұнай құбыры ұйымының тарифін қайта қарау туралы шешім қабылдау күніне алынған қаржы ресурстары бойынша міндеттемелері;
ставка - тиісті кредит бойынша сыйақының жылдық пайыздық ставкасы.
13. Мұнай құбыры ұйымының бүкіл капиталына қатысты бүкіл қарыз капиталының үлес салмағы 50%-дан артық болатын қарыз капиталының құны мына формула бойынша анықталады:
Е кредиттер х (СРНБ - Учі+ставка )
= ------------------------------------, кредиті - мұнай құбыры ұйымының айналым қаражатын толықтыруға арналған кредиттерін қоспағанда, мұнай құбыры ұйымы тарифті бекітуге өтінім берген күнге не уәкілетті орган мұнай құбыры ұйымының тарифін қайта қарау туралы шешім қабылдау күніне алынған қаржы ресурстары бойынша СРНБ - Қазақстан Республикасы Ұлттық Банкінің мұнай құбыры ұйымы тарифті бекітуге өтінім берген күнге не уәкілетті орган мұнай құбыры ұйымының тарифін қайта қарау туралы шешім қабылдау күніне қайта қаржыландыру ставкасы;
Учі - елдің бірінші деңгейлі банкінің (орталық банк) мұнай құбыры ұйымы тарифті бекітуге өтінім берген күнге не уәкілетті орган мұнай құбыры ұйымының тарифін қайта қарау туралы шешім қабылдау күніне кредит алынған валютада қайта қаржыландыру ставкасы;
ставка - тиісті кредит бойынша сыйақының жылдық пайыздық ставкасы.
14. Салық салудың тиімді ставкасын есептеу (t) мұнай құбыры ұйымы тарифті бекітуге өтінім берген күнінің не уәкілетті орган мұнай құбыры ұйымының тарифін қайта қарау туралы шешім қабылдау күнінің алдындағы жыл үшін мұнай құбыры ұйымының аяқталған аудиттелген қаржы есебі деректері негізінде жүргізіледі (6-қосымша).
Капиталдың орташа алынған құнын есептеу кезінде салық салудың тиімді ставкасын қолдану Қазақстан Республикасының салық заңнамасына сәйкес мұнай құбыры ұйымының корпоративтік табыс салығын есептеу кезінде шығыстардың бір бөлігін шығарып тастауға жатқызбау факторын ескереді.
2004 жылғы 5 шілдедегі N 304-НҚ бұйрығымен бекітілген Магистральдық труба құбырлары арқылы мұнай тасымалдау бойынша қызметтер көрсетуші табиғи монополия субъектілеріне іске қосылған активтерінің реттелетін базасына пайда ставкасын есептеу жөніндегі нұсқаулыққа 1-қосымша Несие рейтингі бойынша дефолт-спред белгілеу Несие рейтингі | 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 Ескерту: Әр рейтинг үшін дефолт-спред елдің осы рейтингте шығарылған, елдің осы рейтингте шығарған АҚШ долларымен іріленген бондыларына пайыз ставкасы және АҚШ-тың мемлекеттік облигацияларына пайыз ставкасы арасындағы орташа айырма ретінде есептеледі. АҚШ-тың мемлекеттік облигациялары дефольт тәуекелінен іс жүзінде бос болып есептелетіндіктен ол осы есептемеге пайдаланылады.
жөніндегі нұсқаулыққа 2-қосымша Қор рыногы тұрақсыздығының коэффициентін есептеу Құбылмалылық коэффициенті = елдегі қор индексінің орташа ауытқу квадраты/елдің ұзақ мерзімді мемлекеттік облигацияларының орташа ауытқу квадраты Жаһандық қор рыногы құбылмалылығының орташа коэффициенті есебі рыногы дамып келе жатқан 20 ел және мұнай құбыры саласының рыногы дамыған 12 елдің көрсеткіштеріне негізделеді. Дамушы рыногы бар елдер үшін коэффициент 1,3, дамыған елдер үшін - 1,8 болды. Жаһандық қор рыногы тұрақсыздығының орташа коэффициенті 1,5-ті құрады.
жөніндегі нұсқаулыққа 3-қосымша Мұнай құбыры саласының акциялары бойынша тәуекел үшін сыйлық есептеу мысалы |Жалпы рыноктық| |Тәуекелсіз | |(r - r | табыстылық | | ставка | | | r | | r S&P 500 12,65 % - 5,23 % = 7,42 % (акциялар бойынша тәуекел үшін пайдаланылған сыйлық)
Ескерту: АҚШ қор рыногының бақылау көрсеткіші үшін 1926-2001 жылдар кезеңінде рыноктың толығымен алғанда динамикасын көрсететін және рыноктың бақылау көрсеткіштерінің мейлінше көп тарағаны болып табылатын S&P 500 индексі қабылданды.
жөніндегі нұсқаулыққа 4-қосымша Рыногы дамып келе жатқан елдердегі салалық бета-коэффициенттер Сектор | Талдауға |Биржа бағамдарының |Бета-коэффициент | енгізілген |стандартты ауытқулары| |фирмалар саны| | Біріктірілген мұнай компаниялары 18 32,67% 0,88 Мұнай тасымалдау бойынша мұнай компаниялары 4 7,24% 0,88 Барлау және өндіру - мұнай компаниялары 9 30,37% 0,76 Ескерту: бета-коэффициент мұнай құбыры саласы үшін 0,88 деңгейінде қабылданған.
Бета-коэффициент қор рыногына толығымен қатысы бойынша акциялардың құбылмалылығын немесе жүйелі тәуекелін өлшейді. Бета-коэффициент регрессиялы талдау әдісін пайдалану жолымен, мынадай формула бойынша анықталады:
COV(Rі, Rm)
b = ----------------- б2m мұндағы, Rі - сала акцияларының табыстылығы Rm - қор рыногының толығымен алғанда табыстылығы Cov (Rі, Rm) - сала акцияларының табыстылығы мен толығымен қор рыногының табыстылығы арасындағы ковариация бm - толығымен қор рыногының табыстылығының стандартты ауытқу жөніндегі нұсқаулыққа 5-қосымша Мұнай құбыры ұйымына тән ерекше тәуекелдерді бағалау алгоритмі Тәуекел факторы | Тәуекел деңгейі | Құзыретті және |-------------------------| уәкілетті органдар | Төменгі |Орташа | Жоғары|бағасының жиынтықты | | | | нәтижесі Тасымалдауға арналған тарифтердің ағымдағы деңгейі 1 2 3 Негізгі тапсырысшыларға тәуелділік 1 2 3 Бизнесті дамытудың ұзақ мерзімді жоспарлары 1 2 3 Негізгі активтердің жай-күйі 1 2 3 Бизнестің қаржылық жай-күйі және күрделі шығындарды қаржыландыру жөніндегі мүмкіндіктері 1 2 3 Жиыны (нәтижелер сомасы)
Тәуекелдің есептік деңгейі (орташа)
Тәуекел факторлары көрсеткішін есептеу алгоритмі Тәуекел факторы |Тәуекел бағасы | Көріністер Тарифтер деңгейі Төменгі Тарифтердің жоғары деңгейі (орташа салалықтан жоғары)
Орташа Тарифтердің орташа деңгейі (орташа салалық)
Жоғары Тарифтердің төменгі деңгейі (операциялық шығындар)
Негізгі Төменгі Клиенттердің кең және тапсырысшыларға әртараптандырылған базасы.
тәуелділік Орташа Біреуінің немесе бірнешеуінің кетіп қалуы компанияның операциялық немесе қаржылық нәтижелеріне әсер етпейтін бірнеше маңызды клиенттердің болуы.
Жоғары Біреуінің немесе бірнешеуінің кетіп қалуы компания қызметінің нәтижелеріне елеулі әсер ететін бірнеше ірі клиенттердің болуы.
Бизнес әлеуеті Төменгі Өңірлік экономикалық дамудың жақсы келешегі, кәсіпорындар тарапынан сұраныстың көбеюі, халық табысының өсуі;
Айдау көлемдерінің өсу мүмкіндігі, клиенттер базасының кеңеюі және басқа өңірлерге өктемдік жүргізу Орташа Өңірлік баяу экономикалық өсуінің келешегі;
Елеулі артусыз тұрақты сұраныс күтіледі Жоғары Өңірде экономикалық дамудың пессимистік болжамы, құлдыраудың белгілі болжамының болуы;
Қуаттылықтардың жетіспеуі және іс жүзінде жеткізуді арттыру келешегінің толық болмауы.
Айдау көлемдері төмендеуінің айқын мүмкіндігі.
Негізгі актив. Төменгі Негізгі құралдардың тозуы - тердің жай-күйі 40%-ға дейін.
Орташа Негізгі құралдардың тозуы - 40%-дан 70%-ға дейін.
Жоғары Негізгі құралдардың тозуы - 70%-дан жоғары.
Бизнестің Төменгі Өтімділіктің жоғары қаржылық жай-күйі деңгейі:
және күрделі Өтімділік коэффициенті >2 шығындарды Жедел өтімділік коэффициенті > 1 қаржыландыру Қарызға алудың төменгі деңгейі:
жөніндегі Меншік және қарыз қаражаттың мүмкіндіктері қатынасы > 3 Қарыздар/іске қосылған капитал < 0,3 Орташа Өтімділіктің орташа деңгейі:
Өтімділік коэффициенті >1 Жедел өтімділік коэффициенті >0,5 Қарызға алудың орташа деңгейі:
Меншік және қарыз қаражаттың қатынасы > 2 капитал < 0,5 Жоғары Өтімділіктің төменгі деңгейі:
Қарызға алудың жоғары деңгейі:
Мұнай құбыры ұйымына тән ерекше тәуекелдер үшін сыйлықақы диапазондары Тәуекел деңгейі | Есеп айырысу бағасы | Ерекше тәуекелдер Орташадан төмен > = 1 және < 1,5 3 - 4 % Орташа > = 1,5 және < 2 5 - 6 % Орташадан жоғары > = 2 және < 2,5 7 - 8 % Жоғары > = 2,5 9 - 10 % Ескерту: магистральдық труба құбырлары арқылы мұнай тасымалдау бойынша қызметтерді көрсететін табиғи монополия субъектілерінің меншік капиталының мөлшері 1 миллиард АҚШ долларынан асқан кезде ерекше тәуекелдің аз мәнін, меншік капиталының мөлшері 1 миллиард АҚШ долларынан кем болған жағдайда - жоғарыда көрсетілген диапазоннан ерекше тәуекелдің көп мәнін қабылдау қажет.
жөніндегі нұсқаулыққа 6-қосымша Мұнай құбыры ұйымы үшін салық салудың тиімді ставкасын есептеу нысаны Реттік| Атауы | Өлшем |Есептік N | | бірлігі | кезең
1. Корпоративтік табыс салығына дейінгі табыс мың теңге
2. Пайдаға салынатын салық (корпоративтік табыс салығының ставкасы) %
3. Күтілетін салық шығыстары (1*бет 2 бет) мың теңге Салық тиімділігі қосылсын (шегерілсін):
4. Салық салу үшін базаны азайтуға жатқызылмайтын шығыстар мың теңге
5. Бағамның айырмашылығынан салынбайтын табыс (залал), таза мың теңге
6. Корпоративтік табыс салығы (3бет+4бет+5бет) мың теңге
7. Салық салудың тиімді ставкасы (6бет / 1бет) % Ескерту: тиімді салық ставкасы есептік кезең үшін мұнай құбыры ұйымының қаржы есептілігі базасында бухгалтерлік есептің деректері бойынша табыс салығына дейінгі пайданы төлеуге жататын корпоративтік табыс салығы сомасының пайдаға қатынасы ретінде есептеледі.

На русском языке:
Қазақстан Республикасы Табиғи монополияларды Приказ и.о. Председателя Агентство Республики Казахстан по реттеу агенттігі регулированию естественных монополий Агентства Республики Казахстан по регулированию естественных монополий и защите конкуренции от 5 июля 2004 года № 304-ОД.
Зарегистрирован в Министерстве юстиции Республики Казахстан 11 августа 2004 года № 2997. Утратил силу приказом Министра национальной экономики Республики Казахстан от 22 мая 2020 года № 42 (вводится в действие по истечении десяти календарных дней после дня его первого официального опубликования)
Об утверждении Инструкции по расчету ставки прибыли на регулируемую базу задействованных активов субъектов естественной монополии, оказывающих услуги по транспортировке нефти по магистральным трубопроводам
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 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.
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.
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
] + [ЗК x СП x (1-t)] СК ЗК СП =---------------------------------, ЗА СК + ЗК где:
- ставка прибыли на задействованные активы;
СК - собственный капитал, тенге;
- стоимость собственного капитала;
ЗК - заемный капитал, тенге;
- 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:
= r
+ r + r + r s, f1 c а s, r
- безрисковая ставка доходности;
r - премия за страновой риск;
r - премия за риск по акциям для нефтепроводного сектора;
r - премия за специфические риски, характерные для нефтепроводной s организации.
8. Безрисковая ставка доходности (r ) 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 ) 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 = d x k , v d - дефолт-спред по облигациям;
k - 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 ) определяется на основе долгосрочной премии за риск по фондовому рынку США в целом (Приложение 3) и корректируется на отраслевой бета-коэффициент по формуле:
r = b (r - r m f2 r - среднеарифметическая общерыночная доходность по фондовому рынку США в целом за период 1926-2001 годы;
- 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 ), 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 кредитов х ставка
Е i
CП кредитов
- ставка прибыли на заемный капитал;
кредит - 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 ставка - 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:
Е кредитов х (СРНБ - Учi +ставка )
= ------------------------------------, кредит - 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 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 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 - годовая процентная ставка вознаграждения по соответствующему
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
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
Расчет премии за риск по акциям нефтепроводной отрасли | Общерыночная | | Безрисковая | | | доходность | | ставка | | (r - r | r | | r S&P 500 12,65 % - 5,23 % = 7,42 % (использованная премия за риск по акциям)
Примечание: за контрольный показатель фондового рынка США принят индекс 500, отражающий динамику рынка в целом и являющийся одним из S&P наиболее распространенных контрольных рыночных показателей.
Приложение 4
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 , R )
b = ---------------
Q2m где,
R - доходность акций отрасли;
R - доходность фондового рынка в целом;
Cov (R , R ) - ковариация между доходностью акций отрасли и фондового рынка в целом;
Qm - квадратичное стандартное отклонение доходности фондового рынка в целом.
Приложение 5
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 нескольких из которых может оказать существенное влияние на результаты деятельности 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:
заемных средств >2
Займы/задействованный капитал Высокий Низкий уровень ликвидности:
Коэффициент ликвидности <1 ликвидности <0,5 Высокий уровень заимствований:
заемных средств <2
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
Форма расчета эффективной ставки налогообложения для нефтепроводной 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.