ЭЛЕКТРОСЕТЕВЫЕ КОМПАНИИ ПОТЕРИ И ТАРИФЫ

Лучшие Форекс брокеры 2021:
Читайте в этой статье:

Электросетевые компании: «Котловой» тариф и влияние внешней среды. Оценка влияния внешней среды на деятельность электросетевых компаний в рамках «Котлового» тарифообразования Текст научной статьи по специальности «Экономика и бизнес»

Аннотация научной статьи по экономике и бизнесу, автор научной работы — Буштедт Ангелина Викторовна

В статье рассмотрены проблемы и возможные последствия несбалансированности тарифных решений, принимаемых органами госрегулирования для сетевых компаний. Предложена модель оценки влияния спроса электроэнергии потребителями на товарную выручку электросетевых компаний региона. Применение этой модели поможет госорганам устанавливать корректные размеры тарифов.

Похожие темы научных работ по экономике и бизнесу , автор научной работы — Буштедт Ангелина Викторовна

Evaluating the Impact of the Environment on the Activities of Electric Grid Companies in the Context of the „Boiler" Tariff Setting

The article considers the problems and possible consequences of imbalances in tariff decisions taken by the bodies of state regulation for the grid companies. The author suggests a model for evaluating the impact of consumer demand for electricity on the product revenue of electric grid companies in the region. Application of this model will help the state agencies to set the correct tariff values.

Текст научной работы на тему «Электросетевые компании: «Котловой» тариф и влияние внешней среды. Оценка влияния внешней среды на деятельность электросетевых компаний в рамках «Котлового» тарифообразования»

Буштедт Ангелина Викторовна

аспирантка, кафедра экономики и управления в энергетике, институт управления в промышленности и энергетике, Государственный университет управления, гл. специалист Управления стратегического планирования и тарифообразования ОАО «Московская объединенная электросетевая компания» gaina@list.ru

электросетевые компании: «котловой»тариф и влияние

оценка влияния внешней среды

Рейтинг Форекс брокеров:

на деятельность электросетевых компаний

в рамках «котлового» тарифообразования

В статье рассмотрены проблемы и возможные последствия несбалансированности тарифных решений, принимаемых органами госрегулирования для сетевых компаний. Предложена модель оценки влияния спроса электроэнергии потребителями на товарную выручку электросетевых компаний региона. Применение этой модели поможет госорганам устанавливать корректные размеры тарифов.

Ключевые слова: электрические сети, моделирование финансово-хозяйственной деятельности, электросетевая компания, применение единого тарифа, электроэнергетика, котловой метод тарифообразования

В результате реформирования монопольные и конкурентные виды деятельности в электроэнергетике выделились в различные виды бизнеса. Услуги по передаче и распределению электроэнергии, являясь естественно-монопольным видом деятельности, были выделены из вертикально интегрированных структур в самостоятельный бизнес. Электросетевая компания осуществляет передачу и распределение элек-

троэнергии и мощности от генерирующих установок (электростанций) до потребителей. Электроэнергия может поступать в сеть электросетевой компании как от производителей электроэнергии, так и из электрических сетей других электросетевых компаний. После прохождения по электрическим сетям одной сетевой организации электроэнергия может поступать как непосредственно потребителю электроэнергии, так и другой электросе-

Рейтинг Форекс платформ:

тевой организации для дальнейшей передачи ее конечным потребителям. Топология сети региона может быть довольно обширной. Чем больше регион, тем сложнее может быть процесс передачи электроэнергии до конечных потребителей. Электросетевые компании, осуществляющие передачу и распределение электроэнергии, связаны договорными отношениями. Количество переданной электроэнергии определяется с помощью соответствующих приборов учета, а тариф на услуги по передаче электроэнергии устанавливается региональным регулирующим органом для каждой сетевой компании. Регулирование тарифов на услуги естественно-монопольных видов бизнеса, к которым относится передача и распределение электроэнергии, призвано защитить интересы потребителей от необоснованного увеличения тарифов [1].

«Котловой» метод тарифообразования

В рамках обеспечения недискриминационного доступа к услугам по передаче электрической энергии в 2008 году был внедрен механизм единого («котлового») тарифа на услуги по передаче электрической энергии в рамках субъектов Российской Федерации [2]. В каждом субъекте федерации тарифы устанавливаются региональными регулирующими органами в соответствии с предельными тарифами на услуги по передаче электроэнергии, ежегодно устанавливаемыми Федеральной службой по тарифам на основе данных об экономическом развитии каждого региона.

Суть «котлового» метода тарифообразования заключается в том, что всем потребителям одного класса напряжения устанавливается одинаковый

тариф на услуги по передаче электроэнергии, независимо от того, к сетям какой компании они подключены. До введения данного метода тарифооб-разования у потребителей, последовательно подключенных к сетям нескольких компаний, тарифы на услуги по передаче электроэнергии отличались, поскольку каждой сетевой компании, участвующей в процессе передаче электроэнергии до конкретного потребителя, необходимо было оплатить услуги по передаче электроэнергии по ее тарифу

Таким образом, тариф на услуги по передаче у потребителя мог складываться из существенного числа составляющих, влиять на количество которых потребитель не мог ввиду сложившейся топологии сети [3]. Применение «котлового» метода регулирования позволило сбалансировать интересы сетевых компаний и потребителей их услуг. Электросетевым компаниям на основе прогнозов социально-экономического развития региона утверждаются балансы электроэнергии и мощности, то есть устанавливается их количество, которое каждая из компаний передаст в течение года.

электроэнергия может поступать в сеть электросетевой компании как от производителей электроэнергии, так и из электрических сетей других электросетевых компаний

Регулирующими органами проводится экспертиза обоснованности расходов каждой компании, в соответствии с которой определяется необходимая валовая выручка, то есть величина средств, необходимых компаниям для оказания услуг по передаче электроэнергии. Каждой электросетевой организации устанавливается индивидуальный тариф и индивидуальная величина полезного отпуска электроэнергии. Таким образом, по утвержденным тарифам осуществляются взаиморасчеты между компаниями. Потребитель же оплачивает услуги по единому тарифу Очевидны недостатки данного метода регулирования. Тарифы на услуги для каждой электросетевой компании устанавливаются исходя из прогноза спроса на электроэнергию, однако спрос может существенно измениться (4).

Модель финансовых потоков «котла»

Для действенной реализации «котловой» схемы в регионе необходимо, чтобы «котел» был полностью сбалансирован. Кроме того, все организации, участвующие в процессе передачи и распределения электроэнергии, должны иметь возможность компенсировать затраты на содержание оборудования и технологические потери в электрических сетях. В случае существенного колебания полезного отпуска, то есть колебания у потребителей спроса на электроэнергию в течение года, велика вероятность недополучения установленной величины необходимой валовой выручки. Оценка этого влияния при условии обширной топологии сети является весьма актуальной задачей. Для анализа сбалансированности «котла» автором была предложена модель его финансовых потоков для

Московского региона, имеющего определенную весьма сложную топологию сети. Модель позволяет анализировать влияние колебания спроса на электрическую энергию у конечных потребителей на товарную выручку компаний, входящих в «котел». Использование данной модели позволяет компании проанализировать отклонения товарной выручки от утвержденной необходимой валовой выручки, возникающие при изменении спроса у конечных потребителей. Поскольку основным источником дохода для электросетевой компании является именно передача и распределение электроэнергии, колебание спроса на данный вид услуг служит наиболее существенным проявлением влияния внешней среды организации. Эксперимент, проводимый в регионе, будет заключаться в моделировании ситуации кризисного падения спроса в регионе. Предположим, что в условиях внешних факторов довольно резко падает спрос на электроэнергию до 15%. Для всех предприятий, имеющих конечных потребителей, генератором случайных чисел задается величина полезного отпуска, отклоняющаяся от утвержденного регулятором полезного отпуска (Х|) на величину от нуля до минус пятнадцати процентов.

Проведение эксперимента предполагается при наличии следующих условий:

— регион сбалансирован регуляторами, то есть известны величины индивидуальных тарифов и утверждена величина полезного отпуска энергии и мощности для каждого предприятия;

— решения задачи будем проводить по индивидуальным тарифам, рассчитанным на электроэнергию.

Модель региональной товарной выручки по передаче электроэнергии определяется по формуле (1):

ТВ, — товарная выручка ¡-й компании, ПО, — полезный отпуск электроэнергии ¡-го предприятия (млн кВт.ч), Т, — утвержденный индивидуальный тариф на электроэнергию ¡-го предприятия (руб./МВт.ч). Для определения отпуска в сеть для каждого предприятия был введен коэффициент к,, определяющий отношение величины потерь, принятой при регулировании к полезному отпуску, принятому при регулировании. Коэффициент к, остается неизменным для каждой ,-й сети в ходе эксперимента, он рассчитывается по формуле (2).

к, = пот утв ,/ПО ,, (2)

пот утв , — утвержденная величина потерь (млн кВт.ч),

Задача сводилась к тому, чтобы определить насколько изменится товарная выручка сетевых компаний региона при неравномерном колебании полезного отпуска у конечных потребителей. С помощью формул (1), (2) были проанализированы 40 сетевых компаний Московского региона. Особенностью топологии этого региона является наличие электросетевых компаний, которые не имеют конечных потребителей, то есть осуществляют только перетоки в другие сетевые компании, таким образом, на них колебание спроса конечных потребителей оказывает косвенное влияние.

Эксперимент проводился пятьсот раз. В результате среднее арифметическое

значение снижения товарной выручки региона, по сравнению с утвержденной величиной, составило 92,194%, при этом самая крупная сетевая компания может недополучить средства в размере трех миллиардов рублей в год [5, 6].

Предложенная модель оценки влияния спроса на товарную выручку электросетевых компаний региона представляет собой важный инструмент для регулирующих органов. Модель позволяет анализировать влияние тарифа на передачу электроэнергии на конечный тариф на электроэнергию. Тариф на электрическую энергию складывается из нескольких составляющих: тарифа на генерацию электроэнергии, тарифа на передачу и распределение электроэнергии, платы за системные услуги и сбытовой составляющей. Учет влияния внешней среды на возможные колебания товарной выручки компании через анализ колебания спроса конечных потребителей весьма важен в процессе бизнес-планирования электросетевой компании. Он дает представление о возможных экономических последствиях несбалансированности тарифно-балансовых решений, которая может быть весьма существенной.

1. Любимова Н.Г. Внутрифирменное планирование в электроэнергетике: Учебник. — М.: ИУЭ ГУУ, ИПКгосслужбы, 2006. — 400 с.

2. Приказ Федеральной службы по тарифам от 31.07.07 №138-э/6 «О внесении изменений и дополнений в Методические указания по расчету регулируемых тарифов и цен на электрическую (тепловую) энергию на розничном (потребительском) рынке, утвержденные Приказом

Федеральной службы по тарифам от 6 августа 2004 года № 20-э/2. 3. Постановление Правительства РФ от 27.12.2004 № 861 «Об утверждении Правил недискриминационного доступа к услугам по передаче электрической энергии и оказания этих услуг, Правил недискриминационного доступа к услугам по оперативно-диспетчерскому управлению в электроэнергетике и оказания этих услуг, Правил недискриминационного доступа к услугам администратора торговой системы оптового рынка и оказания этих услуг и Правил технологического присоединения энер-гопринимающих устройств (энергетических установок) юридических и физических лиц к электрическим сетям».

4. Егоров М. «Котловой» метод тарифо-образования: проблемы и перспективы // Энергорынок. — 2007. — № 11.

5. Буштедт А.В. Применение методов моделирования для электросетевой компании в условиях развития конкурентного рынка // Товар, потребительский рынок и маркетинговые коммуникации: Сборник статей V Международной научно-практической конференции. — Пенза: Приволжский дом знаний, 2022. — С.80-82.

6. Буштедт А.В. Разработка финансово-хозяйственной модели электросетевого предприятия // Вестник ГУУ. — 2022. -№ 8. — С. 28-31.

Angelina V. Bushtedt

Postgraduate Student, Chair of Economics and Management in Power Engineering, Institute of Management in Industry and Power Engineering, State University of Management, Chief Specialist, Office of Strategic Planning and Tariff Setting, Moskovskaya Obiedinyonnaya Elektrosetevaya Kompaniya (Moscow Amalgamated Power Grid Company) OJSC

Evaluating the Impact of the Environment on the Activities of Electric Grid Companies in the Context of the „Boiler" Tariff Setting

The article considers the problems and possible consequences of imbalances in tariff decisions taken by the bodies of state regulation for the grid companies. The author suggests a model for evaluating the impact of consumer demand for electricity on the product revenue of electric grid companies in the region. Application of this model will help the state agencies to set the correct tariff values. Keywords: electric networks, financial and economic activity modeling, power grid company, blanket tariff application, power industry

Электросетевые компании в 2022 году снизили потери в сетях и сэкономили более 1 млрд рублей

Электросетевые компании Петербурга за 2022 год смогли сэкономить на снижении потерь в сетях более 1 млрд рублей.

Электросетевые компании нацелились на снижение потерь в своих сетях. За 2022 год дочерние компании ПАО «Россети» — «Ленэнерго» и — сэкономили благодаря мерам по сокращению потерь в сетях более 1 млрд рублей. Но затратить на эти меры пришлось в разы больше. Самое существенно сокращение потерь произошло не из–за модернизации сетей, а из–за борьбы с нелегальными потребителями.

Электроворы

Электроэнергия при передаче по сетям может теряться как по объективным причинам (например, ограниченная проводимость материалов), так и из–за причин нетехнологического характера — это, например, кражи. Энергосетевые компании в прошлом году активно взялись на сокращение потерь в своих сетях, что поможет в будущем увеличить маржинальность бизнеса.

До прошлого года уровень потерь в сетях «Ленэнерго» несколько лет рос. Если в 2022 году он составлял 10,1%, то к 2022 году — 12,2%. Впрочем, этот рост в компании объясняют в основном особенностями подсчета, вступившими в силу с 2022 года. Для снижения потерь компания приняла специальную программу, рассчитанную на 2022–2022 годы.

В 2022 году уровень потерь снизился до 11,5%, в денежном выражении это означает, что компания смогла сэкономить 807 млн рублей. Но, чтобы добиться такого результата, «Ленэнерго» пришлось затратить в 2 раза больше — 1,89 млрд рублей. «Первый этап программы включает значительные финансовые затраты. Эффект от реализации мероприятий будет достигнут в том числе в последующие годы. Дисконтированный срок окупаемости программы снижения потерь электроэнергии составляет 6 лет», — пояснили в «Ленэнерго». По программе компания за свои средства внедряет интеллектуальные приборы учета, проводит контрольные проверки приборов учета и рейды с применением специального оборудования. По результатам этого года компания планирует снизить уровень потерь до 10,6%, затратив на это 1,6 млрд рублей. Экономический эффект от запланированных в 2022 году мероприятий составит 456 млн рублей.

Самое существенное снижение потерь «Ленэнерго» в прошлом году произошло за счет выявления неучтенной энергии — потери снижены на 208,3 млн кВт / ч. Для сравнения: следующие по объему спасенной энергии мероприятия, установка автоматизированных систем учета и модернизация, сократили потери на 6,7 млн и 5,6 млн кВт • ч соответственно.

От несанкционированных подключений страдают и другие компании. Например, в АО «ЛОЭСК» воровство электричества составляет примерно 1% от отпуска компании, говорит Марк Гойхман, ведущий аналитик ГК TeleTrade.

Планомерное снижение

В МРСК Северо–Запада уровень потерь энергии сейчас почти в 2 раза ниже, чем в «Ленэнерго»: по итогам прошлого года он составил 6,22%. Уровень потерь в сетях компании понемногу сокращался с 2022 года, когда он составлял 6,41%. Экономический эффект от сокращения потерь в сетях компании в 2022 году составил 208,8 млн рублей — большую часть средств, как и в «Ленэнерго», удалось сэкономить за счет рейдов против потребителей, которые незаконно присоединялись к сетям.

МРСК Северо–Запада также утвердила свою программу по сокращению потерь на 2022–2022 годы: за 5 лет компания планирует сократить потери на 1,15 млрд рублей (427 млн кВт•ч).

Электросетевые компании: что необходимо знать об этих организациях, приступая к процедуре подключения к электросетям?

Любой, кто начинает непростой процесс подключения электричества не может не столкнуться с электросетевой компанией. Их громоздкая структура, бюрократия, равнодушие и хамство сотрудников — притча во язытцах. Ощущение безысходности и бесперспективности в борьбе за свои законные интересы – вот что испытывает практически каждый, кто сталкивается с этим миром. И тем не мене, чтобы бороться за свои права, надо знать, кто выступает на другой стороне. Статья юриста Анатолия Бакеева дает необходимую базу для понимания, что же такое электросетевые компании.

Электросетевые компании: что это такое?

Естественным вопросом каждого желающего подключиться к электрическим сетям будет, наверное, вопрос, а зачем, собственно говоря, ему так уж необходимо знать, что же представляют собой эти организации – электросетевые компании? Так ли это важно?

Ответ, в общем-то, лежит на поверхности. Очень редко приходилось слышать положительные отзывы о быстром или же безукоризненном подключении к электрическим сетям. А если заглянуть на специализированные сайты и форумы, где бурно обсуждаются проблемы подключения к электрическим сетям, то можно почитать много нелицеприятных и даже непечатных выражений…. в адрес энергетиков. Не меньше нареканий в их адрес звучит по поводу плохого качества электроснабжения. При этом жалующиеся часто не отличают энергосбытовые организации от электросетевых, считая, что это одна и та же организация, либо путая их цели и задачи.

Путаница в понимании существующей разницы между этими организациями, сложность организационной структуры большей части электросетевых компаний приводит к совершенно не оправданным потерям времени на поиски именно той организации, в которую следует подавать заявления на подключение и иные заявления и жалобы. В конечном счете, это создает у большей части обращающихся к электросетевым компаниям ощущение безысходности и бесперспективности в « борьбе» за отстаивание своих законных прав и интересов.

Элекстросетевые компании: как появились?

В тоже время для относительно полного понимания целей деятельности электросетевых компаний вполне достаточно знать, что это, во-первых, весьма внушительная часть электроэнергетической отрасли, подвергшейся реформированию.

Общеизвестный факт разделения электроэнергетики на генерацию и электрические сети ( то есть те самые электросетевые компании) в общем-то, доступен для широкого понимания. Менее понятно выделение в самостоятельные структуры еще и энергосбытовых организаций. Но поскольку все это произведено в полном соответствии с принятым в 2003 году Федеральным законом « Об электроэнергетике» ( № 35-ФЗ от 26.03.2003 г.), то поэтому остается это только принять и постараться в нем разобраться.

Электросетевые компании ФСК и холдинга МРСК

Во-вторых, сами электросетевые компании во многом отличаются друг от друга ( это обусловлено эксплуатируемыми ими электрическими сетями). Поскольку подавляющее большинство конфликтующих с электросетевыми организациями, как правило, выше их регионального руководства не поднимается, можно оставить без подробного описания высоковольтные магистральные сети, находящиеся в эксплуатации у электросетевых предприятий системы ОАО « ФСК» ( ОАО „Федеральная сетевая компания“ — это самая высшая руководящая структура федерального значения).

Следует только упомянуть о принятом в начале 2022 года Правительством РФ решении о реорганизации путем присоединения к ОАО « ФСК» ОАО „Холдинг МРСК“. Это очень важное событие в жизни электросетевых компаний, да и в самой электроэнергетической отрасли, влекущее в дальнейшем существенные изменения в деятельности этих компаний. Впрочем, для рядовых потребителей услуг электросетевых компаний это может остаться незамеченным.

Отдельно следует охарактеризовать систему электросетевых компаний, управляемых упомянутым выше ОАО « Холдинг МРСК» ( МРСК – это межрегиональные распределительные сетевые компании). Именно с этими электросетевыми компаниями вынуждено сталкиваться большинство заявителей. Это самая значительная и сложно организованная система электросетевых компаний, созданных на базе бывших государственных электроэнергетических предприятий, подчинявшихся ранее существовавшему союзному Министерству энергетики СССР.

Небольшой, но необходимый экскурс в историю электросетей

Здесь и сейчас совершенно нет никакой необходимости в детализации и раскрытии подробностей истории их переименований, приватизации и акционирования. Можно только отметить, что к настоящему времени построение этих компаний практически привязано к созданным федеральным округам Российской Федерации. Важно в этой системе понимать, что находящиеся под управлением ОАО « Холдинг МРСК», электросетевые компании ( так называемые ОАО „МРСК“ регионов) сами управляют в свою очередь бывшими областными ( преимущественно областными, но не только) АО-Энерго.

В период реформирования электроэнергетики их ( АО-Энерго) поэтапная реорганизация привела к образованию на их основе, так называемых, филиалов ОАО « МРСК» регионов. Утратив статус юридического лица и став такими филиалами, бывшие АО-Энерго, все также продолжают управлять всей той структурой, ранее существовавшей до реорганизации, но также претерпевшей соответствующие преобразования.

Входившие в нее ( структуру) до этих преобразований бывшие филиалы АО-Энерго практически только переименовались и стали сейчас называться производственными отделениями ( важно не путать их с производственными объединениями) филиалов ОАО « МРСК региона». Особым статусом пользуются электросетевые компании, хотя и входящие в систему ОАО „МРСК“ регионов, но ведущие свою деятельность в городах федерального значения и в городах-миллиониках ( правда, не во всех).

Вот такая сложно подчиненная система электросетевых компаний ОАО « Холдинг МРСК» и требует от всех обращающихся в эти компании ясного понимания. Разбираясь в иерархии перечисленных выше структур легче понять серьезную дифференциацию правомочий и обязанностей должностных лиц всех этих структурных подразделений. Созданная вертикаль управления породила чрезвычайно изощренную систему делегирования прав, отражаемых в доверенностях, выдаваемых на всех уровнях управления региональных ОАО „МРСК“. Знать об этой системе нужно, общаясь с любыми должностными лицами этих структур и понимая их права и обязанности.

Для лучшего представления организационного построения системы электросетевых компаний, подведомственных ОАО « Холдинг МРСК», можно привести следующую схему:

Схема электросетевых компаний Холдинга МРСК

Местные электросетевые компании

Электросетевые компании других групп, о которых пойдет речь ниже, не имеют такой сложной структуры и в них отсутствуют такие промежуточные звенья, как филиалы и тем более производственные отделения. Впрочем, теоретически, в каких-то компаниях могут быть и филиалы, так как по действующему законодательству такая возможность предусматривается. А вот наличие, так называемых, производственных отделений вряд ли можно предполагать, так как это эксклюзивная находка исключительно в ОАО « Холдинг МРСК».

Вторая, достаточно большая по количеству, группа электросетевых компаний – это также давно существующие предприятия ( бывшие государственные), но находившиеся вне ведения союзного Министерства энергетики СССР и подчинявшиеся областным ( краевым) управлениям местного жилищного хозяйства облкрайисполкомов, так называемые Облкоммунэнерго.

В большинстве случаев эти электросетевые компании даже сохранили свои наименования, хотя и стали, как правило, открытыми акционерными обществами. К этой же группе следует отнести такие же давние по происхождению электросетевые компании, действующие в пределах одного либо двух-трех административных территориальных образований ( городов или районов областного или краевого подчинения). Здесь уже такого однообразия в организационно-правовых формах не наблюдается и поэтому существуют как хозяйственные общества ( ОАО, ООО), так и унитарные предприятия ( ОГУП, МУП).

Электросетевые компании — « наследники» крупных предприятий

К третьей группе электросетевых компаний следует отнести вновь ( относительно) созданные компании, образованные путем реорганизаций крупных производственных предприятий ( как правило, градообразующих) и выделения из них крупных энергетических подразделений ( служб главного энергетика, например). Эти действия были произведены как выведение непрофильных активов, поскольку в действительности на обслуживании энергетических служб этих крупных предприятий практически находились не только внутрипроизводственные электрические сети, но и сети городов и районов. Освобождение крупных производств от бремени содержания именно таких сетей и было основной целью создания таких электросетевых компаний.

К той же третьей группе можно отнести и вновь созданные электросетевые компании, образованные в больших городах ( в основном городах-миллиониках и областных центрах) крупными строительными организациями, решившими созданием своих электросетевых компаний насущные проблемы освобождения от бремени содержания вновь построенных объектов электросетевого хозяйства. Как показывает практика их деятельности, такие решения себя вполне оправдывают. Остальная часть электросетевых компаний, также вновь создаваемых в последнее время, представляет собой совершенно небольшие организации, обладающие незначительным ( в сравнении с электросетевыми компаниями первых двух групп) по количеству объемом электросетевого оборудования.

Электросетевые компании – кто работает с населением?

Объединяет все перечисленные группы электросетевых компаний наличие в их структурах ( см. схему выше) самых низовых структурных подразделений, работающих, как говорится, непосредственно « на земле» и называемых районами электрических сетей или сокращенно РЭС. Даже правильное понимание сути названия этих низовых подразделений уже не позволит допускать ошибок при обращении в РЭС и общении с их персоналом.

Следует обязательно понимать то, что под районом тут подразумевается не территориальное административное образование, а обычное производственное подразделение, аналогичное производственному цеху или участку на предприятии. Ну, вот такая производственная терминология возникла и прижилась за десятилетия деятельности электроэнергетических предприятий. И поэтому называть РЭС просто районными электрическими сетями будет неправильно. Заблуждаясь вследствие такой ошибки, можно потерять массу времени, разрешая, например, проблему поиска именно того РЭС, в который надо обратиться с заявлением ( жалобой).

Районные электросети – граница компетенций

К особенностям производственной деятельности РЭС следует отнести то, что в зону их обслуживания могут входить электрические сети не только своего, но и соседних административных территориальных образований, не совпадающих с наименованием РЭС. Такая система действует в основном за пределами областных центров. В областных же центрах, имеющих районное деление, бывает, что РЭС вынужден обслуживать какие-то участки электрических сетей, выходящих за пределы своего административного территориального образования. Это объективно обусловлено технологическими особенностями работы электрических сетей и исключить их, невозможно.

И это очень часто приводит к заблуждениям заявителей, не сумевших понять куда же именно им обращаться ( в качестве показательных примеров такой проблемы можно указать, допустим, поднятые на одном из форумов темы: http://www.forumhouse.ru/threads/112350/, http://www.forumhouse.ru/threads/145111 и http://www.forumhouse.ru/threads/149351/ где обсуждались в числе проблем и проблемы непонимания адреса РЭС, в который следовало заявителю обращаться и функций сетевых организаций и зон их обслуживания).

Особенностью правового статуса РЭС является отсутствие у РЭС каких-либо значимых правомочий на вступление в договорные отношения с организациями и гражданами и разрешение связанных с ними вопросов. Наименьшими правами в этой сфере обладают РЭСы, входящие в систему ОАО « Холдинг МРСК». Это самые „не уполномоченные“ низовые структурные подразделения, не имеющие права даже вступать в переписку с организациями и гражданами.

В остальных группах электросетевых компаний объем полномочий РЭСов может варьироваться, но, как правило, этот объем полномочий больше чем в системе ОАО « Холдинг МРСК». В любом случае, общаясь с персоналом РЭС, нужно обязательно выяснять наличие у его ( РЭС) руководства полномочий на разрешение имеющегося к РЭС ( а правильнее сказать, к электросетевой компании) вопроса. По крайней мере, спрашивать в начале общения ( можно и в конце, этот тактический вопрос лучше решать по ситуации) с руководством РЭС наличие доверенности, уполномачивающей его на разрешение конкретных вопросов. Уже один такой вопрос может дисциплинировать руководителя РЭС.

Электросети: где же принимаются решения?

Итак, надо в любом случае понимать, что РЭС является самым низовым структурным подразделением любой электросетевой компании, не имеющим статуса юридического лица, и не принимающим окончательного решения по любому возникающему вопросу, в том числе и по вопросам имущественного характера ( РЭСы никаких самостоятельных имущественных прав на электросетевые объекты, к примеру, не имеют).

Окончательное решение всегда принимается на вышестоящем уровне управленческой структуры электросетевой компании. Именно на том уровне всегда можно и следует обжаловать действия ( бездействие) руководства РЭС. Письменные обращения в РЭС с жалобами и претензиями в основном можно признать нецелесообразыми по причине отсутствия у начальников РЭС ( особенно в системе Холдинга МРСК, как уже упоминалось выше) права даже вести официальную переписку. Обращаться в эти РЭС с какими-то письменными обращениями также неуместно, как и направлять письма на завод не его руководству, а ка начальнику цеха. Поэтому обращаться с заявлениями и претензиями следует только в вышестоящие над РЭС управленческие подразделения электросетевых компаний. Это позволит значительно сократить время, необходимое для решения вопроса.

Резюмируя вышеизложенное можно сказать, что только такие знания о деятельности электросетевых компаний позволят быстрее добиваться положительного результата в разрешении своих вопросов тем, кто туда вынужден обращаться.

Рейтинг электросетевых компаний. Сентябрь 2022 года

© 2001-2022 www.eprussia.ru
Ссылки при перепечатке обязательны.
www.eprussia.ru.
Свидетельство о регистрации Роскомнадзора СМИ Эл № ФС77-68029 от 13.12.2022.

Чтобы ознакомиться с содержимым данного раздела,
перейдите на полную версию сайта.
Спасибо.

Реформа регулирования тарифов электросетевых компаний России: условия повышения конкурентоспособности сектора Текст научной статьи по специальности «Экономика и бизнес»

Работа посвящена анализу реформы регулирования тарифообразования российских электросетевых компаний в контексте мировых тенденций в этой области. Тарифное регулирование электросетевых компаний определяет не только операционную эффективность субъектов регулирования и надежность энергоснабжения, но и существенно влияет на развитие конкуренции на оптовом и розничном рынках электроэнергии и мощности, на успех возможной приватизации. В статье обобщены взгляды на проблему регулирования сетевых компаний, показаны реализуемые подходы к регулированию электросетевых компаний в зарубежных странах, предлагаются прогнозы относительно эффектов реализуемых в России механизмов регулирования электросетевых компаний .

Похожие темы научных работ по экономике и бизнесу , автор научной работы — Орлова Ю. А.

Electricity distribution tariffs regulation reform in Russia: provisions for increase competitiveness of the sector

The aim of the article is to analyze reform of the tariffs regulation for the Russian electricity distribution companies against the background of the global tendencies in this sphere.The «cost plus» regulation approach which applied to electricity grids till 2009 did not help to bring investments in the sector. Starting from 2009, the new long-term tariff methodology (RAB-regulation that stands for Regulatory asset base) has been introduced. The main goal of the tariff reform is to stimulate investments into electricity networks and to improve their operational efficiency, service quality and reliability. Starting from 2022 the electricity distribution companies that have not completed transfer to RAB-regulation are regulated under long-term indexation.Some features of the transition and design of the new tariff regulation caused dramatic increase of the grid’s component in the final tariffs for the commercial consumers. This fact is extremely negative both for the competitiveness of the Russian producers and for the prospects of the unified energy system. Tariff regulation of the power grid companies influences not only the efficiency and reliability of electricity distribution but may also directly affect competition on the wholesale and retail electricity markets and overall liberalization of the electricity market.

Текст научной работы на тему «Реформа регулирования тарифов электросетевых компаний России: условия повышения конкурентоспособности сектора»

Орлова Ю. А., аспирант факультета экономики кафедры экономического анализа организаций и рынков НИУ ВШЭ, г. Москва, juoriova@yandex.ru

РЕФОРМА РЕГУЛИРОВАНИя ТАРИФОВ

электросетевых компаний россии: условия повышения

Работа посвящена анализу реформы регулирования тарифообразования российских электросетевых компаний в контексте мировых тенденций в этой области. Тарифное регулирование электросетевых компаний определяет не только операционную эффективность субъектов регулирования и надежность энергоснабжения, но и существенно влияет на развитие конкуренции на оптовом и розничном рынках электроэнергии и мощности, на успех возможной приватизации. В статье обобщены взгляды на проблему регулирования сетевых компаний, показаны реализуемые подходы к регулированию электросетевых компаний в зарубежных странах, предлагаются прогнозы относительно эффектов реализуемых в России механизмов регулирования электросетевых компаний.

Ключевые слова: реформирование электроэнергетики, конкуренция в электроэнергетике, электросетевые компании, стимулирующее регулирование, бенчмаркинг.

Конкурентоспособность российского электросетевого комплекса и проблема совершенствования регулирования тарифообразования

Еще в 1980-х годах в российской электроэнергетике стали проявляться признаки стагнации: производственные мощности обновлялись медленнее, чем росло потребление электроэнергии. В 1990-е годы процесс обновления энергетических мощностей практически остановился. На сегодняшний день более 50% сетей низкого и среднего напряжения, которые эксплуатируются МРСК1, выработали свой норматив-

1 Межрегиональные распределительные сетевые компании (МРСК) были созданы в ходе реформирования ОАО РАО «ЕЭС России», эксплуатируют все рас-

ный срок, 7% выработали два нормативных срока, общий износ достиг 70%. Износ магистральных электрических сетей высокого напряжения ОАО «ФСК ЕЭС» оценивается на уровне 50%2. В российском электросетевом комплексе требуются инвестиции в новое строительство, обновление, возможно, оптимизация состава энергосетевых мощностей.

Действовавшая до 2009 г. система тарифообразования на передачу электроэнергии по схеме «затраты плюс» не способствовала реализации инвестиционных проектов. Для того чтобы стимулировать инвестиционную деятельность и повысить эффектив-

пределительные сети среднего и низкого напряжения, входившие в состав ОАО РАО «ЕЭС России».

2 Стратегия развития электросетевого комплекса

Российской Федерации. Утверждена распоряжением Правительства Российской Федерации от 3 апреля 2022 г. № 511-р.

ность операционной деятельности, государством был принят ряд нормативных актов, позволивших электросетевым компаниям начать с 2009 г. переход на долгосрочное регулирование тарифов на основе доходности инвестированного капитала (RAB-ре-гулирование3). С 2022 г. краткосрочное регулирование по схеме «затраты плюс» перестало применяться вовсе, и тарифы для компаний, не перешедших на RAB-регули-рование, формируются методом долгосрочной индексации.

Особенности перехода к новым видам регулирования тарифообразования электрических сетей в России спровоцировали резкий рост сетевой составляющей в конечном тарифе коммерческих потребителей, что негативно сказывается как на конкурентоспособности отечественных производителей, так и на перспективах развития единой энергосистемы.

Развитие конкуренции в электроэнергетике — одна из задач реформирования сектора — прямо зависит от состояния электросетевого хозяйства. Нехватка сетевой инфраструктуры и/или чрезмерные затраты на ее эксплуатацию ослабляют конкуренцию между поставщиками электроэнергии. Для некоторых энергодефицитных регионов, соседствующих с энергопрофицитными областями, развитие электросетевой инфраструктуры может быть экономически обоснованной альтернативой строительства генерирующих мощностей.

Новой российской реалией становятся ситуации, когда для промышленных потребителей становится экономически выгодным строительство собственных генерирующих мощностей и соответственно отказ от потребления электроэнергии от ЕНЭС (Единой национальной энергетической системы). Одним из основных последствий развития так называемой распределенной ге-

3 От англ. regulatory asset base — регулируемая база капитала; вариант регулирования на основе обеспечения уровня доходности (rate-of-return).

нерации в условиях нерешенной проблемы перекрестного субсидирования в электроэнергетике является увеличение тарифной нагрузки на остающихся в единой энергосистеме коммерческих потребителей, в том числе малый и средний бизнес.

Цель настоящей работы — анализ реформы регулирования тарифов4 российских электросетевых компаний в контексте мировых тенденций в этой области. В статье обобщены взгляды на проблему регулирования сетевых компаний, показаны реализуемые подходы к регулированию электросетевых компаний в зарубежных странах, предлагаются прогнозы относительно эффектов реализуемых в России механизмов регулирования электросетевых компаний.

Объектом исследования являются распределительные электросетевые компании, осуществляющие передачу электроэнергии на среднем и низком напряжении5, в странах, где они обособлены в результате разделения вертикально интегрированных энергетических компаний по видам деятельности.

Место регулирования тарифообразования в концепциях реформ электроэнергетики

Как правило, реструктуризация электроэнергетики подразумевает выработку решений относительно пяти следующих основных аспектов.

1. Разделение естественно-монопольных (транспорт, передача электроэнергии, диспетчеризация) и потенциально конкурентных видов деятельности (производство и сбыт электроэнергии). Разделение по ви-

4 Далее под регулированием понимается именно регулирование тарифов, если не указано иное.

5 Определить электрические сети, являющиеся объектом исследования, по классу напряжения не представляется возможным, так как в разных странах класс напряжения магистральных и распределительных сетей отличается.

дам деятельности различается по «глубине»: возможно разделение учета внутри компании с введением «китайских стен» между департаментами компании, разделение оплаты электроэнергии потребителями по видам услуг (генерация, транспорт, передача, сбыт), а также разделение непосредственно компаний. Последний вариант предполагает юридическое разделение (legal unbundling) и более жесткое полное разделение (ownership unbundling), в результате которого вводится запрет на совмещение монопольных и потенциально конкурентных видов деятельности в рамках одной группы лиц6. Разделение собственников позволяет снять проблему нечестной конкуренции в результате перекладывания затрат с одного вида деятельности на другой, а также служит основой для обеспечения недискриминационного доступа к сетям.

2. Внедрение рыночных механизмов ценообразования для потенциально конкурентных видов деятельности, т. е. создание оптового и розничного рынка электроэнергии и мощности. Конкурентное ценообразование в первую очередь позволяет участникам рынка получать ценовые сигналы о потребности в электроэнергии и мощностях, создает стимулы к экономии электроэнергии и инвестиционных затрат.

3. Реформирование регулирования тарифов для естественно-монопольных видов деятельности. В настоящее время основной задачей регулирования электросетевых компаний в странах, вступивших на путь реформирования электроэнергетики, является повышение операционной эффективности регулируемых компаний, обеспечение качества и надежности энергоснабжения, создание стимулов для достаточного (но не избыточного!) уровня инвестиций.

4. Приватизация электроэнергетических активов. является логичным шагом после

6 Формулировка будет зависеть от особенностей национального законодательства.

проведения реформы ценообразования в электроэнергетике и разработки внятных и долгосрочных правил функционирования отрасли, которая позволяет привлечь потенциальных инвесторов на взаимовыгодных условиях. В большинстве стран, принявших решение о приватизации электроэнергетических активов, в частную собственность в первую очередь передаются компании, осуществляющие производство и сбыт электроэнергии, в то время как приватизация электросетевых компаний происходит не везде.

5. Создание регулирующего органа, ответственного за разработку и реализацию политики регулирования (в широком смысле слова) в сфере электроэнергетики, не зависимого от участников рынков, сформировавшихся и формирующихся в отрасли.

Регулирование тарифов в электрических сетях является одной из ключевых задач в процессе реформирования электроэнергетической отрасли, что определяется как минимум следующими факторами.

Во-первых, от реализуемой системы та-рифообразования в большой степени зависит операционная эффективность сетевых компаний, их инвестиционная активность, что совокупно влияет на надежность и качество энергоснабжения в кратко- и долгосрочной перспективах.

Во-вторых, от развитости и устойчивости электросетевого комплекса опосредованно зависит успех развития конкуренции на оптовом и розничном рынках электроэнергии и мощности. Например, технологические ограничения на подключения к электрическим сетям как следствие недостаточных инвестиций могут создавать условия для доминирования одного производителя на той или иной территории, а также для злоупотреблений рыночной властью.

В-третьих, исследования показывают, что успех или провал приватизации компаний, относимых к монополиям, зависит от условий и системы регулирования, применяемой

после приватизации7. Исследования показали, что дерегулирование и либерализация в электроэнергетике ведут к повышению эффективности отрасли, однако выделить эффект непосредственно приватизации сложно8. Схожие результаты получены и в исследовании реформирования телекоммуникационного сектора: регулирование и создание условий для конкуренции значительно улучшают результаты функционирования компаний сектора9.

В России реформа электроэнергетики стала одним из самых существенных преобразований 2000-х годов, а также заметным событием на мировом уровне, так как подразумевала амбициозную задачу реструктуризации самой большой единой энергосистемы в мире. На сегодняшний день в отрасли завершено вертикальное разделение по видам бизнеса, сформированы укрупненные компании в сфере производства, транспорта, передачи и сбыта электроэнергии; работают оптовый и розничный рынки электроэнергии и мощности; разработаны новые правила тарифооб-разования для электросетевых компаний; приватизированы генерирующие и сбытовые компании. Однако преобразования в отрасли нельзя считать завершенными,

7 Levy B, Spiller P. The Institutional Foundations of Regulatory Commitment: A Comparative Analysis of Telecommunications // Journal of Law, Economics and Organization. 1994. Vol. 10. № 2. P. 201-246; Villalonga B. Privatization and efficiency: differentiating ownership effects from political, organizational, and dynamic effects // Journal of Economic Behavior & Organization. 2000. Vol. 42. P. 43-74.

8 Megginson W. L, Netter J. M. From State to Market: A Survey of Empirical Studies on Privatization // Journal of Economic Literature. 2001. Vol. 39. № 2. P. 321-389.

9 Wallsten S. J. An Econometric Analysis of Telecom Competition, Privatization, and Regulation in Africa and Latin America // The Journal of Industrial Economics. 2001. Vol. 49. № 1. P. 1-19; Gutierrez L. H, Berg S. Telecommunications liberalization and regulatory governance: lessons from

Latin America // Telecommunications Policy. 2000. Vol. 24.

P. 865-884. Bortolotti B, D'Souza J., Fantinic M, Meggin-son W. L. Privatization and the sources of performance improvement in the global telecommunications industry // Telecommunications Policy. 2002. Vol. 26. P. 243-268.

так как правила функционирования рынков и методология тарифообразования электросетевых компаний требуют существенной доработки.

Для обеспечения корректности анализа регулирования тарифов российских распределительных сетевых компаний в контексте мировых тенденций в настоящей статье мы будем рассматривать только опыт стран, энергетические компании которых прошли юридическое или полное разделение по видам бизнеса.

Основные модели регулирования тарифов: теория

С позиций теории отраслевых рынков деятельность, обеспечивающая передачу электроэнергии, — типичная сетевая отрасль (network industry), так же как, например, телекоммуникационный сектор, транспортировка газа, железнодорожный транспорт, почтовые услуги и др.

Долгое время эти отрасли считались безусловным объектом регулирования, цель которого — максимизация общественного благосостояния — должна решаться через установление оптимальных цен и поиск второго наилучшего решения (линейное ценообразование, цены Рамсея, нелинейное ценообразование и т. д.).

Начиная с середины 1960-х годов экономическая наука накопила большой объем эмпирических исследований, анализирующих практику и последствия регулирования сетевых отраслей. В общем корпусе исследований выделяются (но не ограничиваются ими) работы, в которых изучается влияние регулирования тарифов на цены монопо-листов10, на производительность компаний и внедрение ими инноваций11, на качество

10 Напр.: Stigler G. J., Friedland C. What Can Regulators Regulate — The Case of Electricity // The Journal of Law & Economics. 1962. Vol. 5. Р. 1-16.

11 Напр.: Nelson R. A, Wohar M. E. Regulation, Scale Economies, and Productivity in Steam-Electric Generation // International Economic Review. 1983. Vol. 24. Р. 57-78;

товаров и услуг регулируемых компаний12 и многое другое. Также интересны результаты исследования влияния регулирования тарифов на финансовые риски субъектов регулирования работы, показавшей увеличение систематического риска, а следовательно, и стоимости капитала для регулируемых компаний вследствие регуляторно-го процесса13.

Одной из самых известных стала работа Averch and Johnson (1962), доказывающая, что регулирование нормы доходности может искажать эффективные пропорции использования ресурсов, а именно капита-ла14. Позже Baumol and Klevorick (1970) указали на неэффективность компаний с регулируемой нормой доходности в более широком понимании (Х-неэффективность)15. Для решения этой проблемы в их работе было предложено увеличить период регулирования, зафиксировав тарифы в рамках этого периода, что позволило бы компаниям получать прибыль от усилий, затраченных на повышение эффективности.

Накопленные эмпирические данные, закрепление понятия асимметрии информации в аппарат микроэкономики и теорию отраслевых рынков способствовали сдвигу теоретического интереса от работ, посвященных оптимальным ценам, к проблемам

Christainsen G. B, Haveman R. H. Public Regulations and the Slowdown in Productivity Growth // American Economic Review. 1981. Vol. 71. Р. 320-325. и др.

12 Напр.: Spence A. M. Monopoly, Quality, and Regulation // The Bell Journal of Economics. 1975. Vol. 6. № 2. Р. 417-429; Sheshinski E. Price, Quality and Quantity Regulation in Monopoly Situations // Economica. 1976. Vol. 43. № 170. Р. 127-37 и др.

13 Brennan M. J., SchwartzE. S. Consistent Regulatory Policy under Uncertainty // The Bell Journal of Economics. 1982. Vol. 13. Р. 506-524.

14 Averch H., Johnson L. L. Behavior of the Firm Under Regulatory Constraint // American Economic Review. 1962. Vol. 52. № 5. Р. 1059-69.

15 Baumol W., Klevorick A. K. Input Choices and Rate

of Return Regulation: An Overview of the Discussion // Bell

Journal of Economics and Management Science. 1970.

Vol. 1. № 2. Р. 169-190.

формирования у регулирующих компаний стимулов к повышению их эффективности. Так, появляются работы, посвященные динамическому регулированию16, бенчмар-кингу17, регулированию с разделенным экономическим эффектом18. Теоретические работы этого направления объединяет поиск пути ограничения таких последствий асимметрии информации, как риск недобросовестного поведения (moral hazard) и риск неблагоприятного отбора (adverse selection).

Какие теоретические модели регулирования сетевых компаний доминируют в научных исследованиях в настоящее время? Наука может предложить регулятору не так уж много инструментов, поскольку установление цены на услуги сетевых компаний сводимо к двум основным принципам: регулированию предела повышения цены и регулированию нормы доходности.

Традиционный затратный метод тари-фообразования (cost of service), или метод регулирования нормы доходности (rate of return), — регулятор обеспечивает компании покрытие всех ее обоснованных реализованных затрат, связанных с производством. Преимущества данного метода следующие:

1) практическая невозможность получения регулируемой компанией необоснованной прибыли, проблемы неблагоприятного отбора не возникает;

2) большая финансовая устойчивость регулируемой компании ввиду отсутствия риска невключения понесенных затрат в тариф.

Однако недостатки затратного метода весьма существенны:

16 См.: Baron D, Besanko D. Regulation and Information in a Continuing Relationship // Information Economics and Policy. 1984. Vol. 1. Р. 267-302.

17 См.: Shleifer A. A Theory of Yardstick Competition // The RAND Journal of Economics. 1985. Vol. 16. № 3. Р. 319-327.

18 См.: Laffont J-J.Jirole J. Using Cost Observations to Regulate Firms // Journal of Political Economy. 1986. Vol. 94. № 3. Р. 614-641.

1) возрастает риск недобросовестного поведения менеджеров компании, их недостаточной мотивации к снижению затрат, которые в результате превышают эффективный уровень (регулятор гарантирует их возмещение);

2) эффект Аверча-Джонсона — заинтересованность регулируемой компании в чрезмерном увеличении своей тарифной базы, т. е. в избыточных инвестициях в свои капитальные активы тогда, когда норма прибыли превышает стоимость привлекаемого капитала;

3) инвестиционные риски, по сути, перекладываются на потребителей.

Регулирование предельного роста цены (fixed price, price cap, revenue cap) — регулятор устанавливает фиксированную цену на период регулирования, а в случае долгосрочного регулирования — предельные цены, представляющие собой цену первого периода регулирования, скорректированную на инфляцию и фактор повышения производительности регулируемой компании (X-фактор). Формулы цены (выручки) сводимы к следующему виду:

Pi = Po (1 + RPI — X), (1)

где P0 — цена (выручка) первоначального периода; RPI — поправка на инфляцию; X— фактор повышения производительности.

Преимущества данного механизма следующие:

1) повышение эффективности деятельности регулируемых компаний вследствие преодоления риска недобросовестности. Менеджеры имеют стимулы к экономии: при фиксированной цене полученный дополнительный доход (или его часть) остается в компании;

2) в долгосрочной перспективе возможно снижение тарифов на услуги регулируемых компаний.

Среди наиболее существенных недостатков рассматриваемого метода выделяют:

1) возникновение риска неблагоприятного отбора. Регулятор, не имея достоверной полной информации о реальных экономических издержках компании, руководствуясь необходимостью обеспечить безубыточность регулируемой компании, устанавливает цены выше экономически эффективных, что позволит компании извлекать дополнительные доходы в ущерб потребителям;

2) экономия затрат может происходить в ущерб качеству предоставляемых услуг, отложенных ремонтов и инвестиционных проектов;

3) риск неполного возмещения затрат увеличивает финансовые риски регулируемой компании, а следовательно, стоимость привлекаемого капитала.

Описанные теоретические подходы являются крайними вариантами тарифообразо-вания. Регуляторы чаще всего используют гибридные механизмы тарифного регулирования, которые сочетают в себе элементы обоих методов регулирования. Подобный подход часто называют стимулирующим регулированием, или регулированием, основанным на эффективности (performance-based regulation, PBR), так как основная задача регулятора в этом случае — создание комбинации, создающей для регулируемой компании мотивацию для решения задач, которые в настоящее время стоят в отрасли, а не установление оптимальной цены. Общие теоретические и практические аспекты стимулирующего регулирования изучаются, например, в следующих современных работах: Joskow (2006, 2008); Crew and Kleindorfer (2002); Armstrong and Sappington (2007)19.

19 Joskow P. L. Incentive Regulation and Its Application to Electricity Networks // Review of Network Economics. 2008. Vol. 7. Issue 4. Р. 547-560; Joskow P. L. Incentive Regulation in Theory and Practice: Electricity Distribution and Transmission Networks // Economic Regulation and Its Reform: What Have We Learned? / Ed. N. L. Rose. 2006. URL: http://papers.nber.org/books/rose05-1; Crew M. A., Kleindorfer P. R. Regulatory Economics: Twenty Years of Progress // Journal of Regulatory Economics. 2002. Vol. 21. № 1. Р. 5-22; Armstrong M, Sappington D. Recent Developments

Гибридные механизмы регулирования подразумевают, что часть тарифа чувствительна к изменениям понесенных затрат, а часть — фиксируется регулятором в начале периода регулирования. Достигнутая в течение определенного периода регулирования экономия может быть разделена в следующем периоде между регулируемой компанией и потребителями по заранее известным правилам. В теорию такой механизм вошел под названием «контракт с разделенным экономическим эффектом» (profit sharing contract) или «механизм со скользящей шкалой» (sliding scale mechanism). Особенности такого подхода разрабатывались, например, в работах Schmalensee (1989) и Lyon (1996)20.

Развивая идею разделения полученного экономического эффекта, [Laffont and Tirole, 1993] обосновывают схему, в которой регулятор разрабатывает меню тарифных решений на основе контрактов с разделенным экономическим эффектом (menu of profit-sharing contracts), из которых компания в зависимости от особенностей своей экономики сама выбирает конкретный тарифный план. Это позволяет компании с относительно низким уровнем затрат выбирать более «напряженный» в отношении стимулирования эффективности вариант, а компании с более высокими экономическими издержками — вариант, позволяющий покрыть эти издержки.

Иногда как самостоятельный метод регулирования выделяют регулирование по эталонным показателям (yardstick regulation), или бенчмаркинг (benchmarking)21. Бен-

in the Theory of Regulation // Handbook of Industrial Organization. 2005. URL: http://www.econ.ucl.ac.uk/downloads/ armstrong/reg.pdf.

20 Schmalensee R. Good Regulatory Regimes // The RAND Journal of Economics. 1989. Vol. 20. № 3. P. 417436; Lyon T. P. A Model of Sliding-Scale Regulation // Journal of Regulatory Economics. 1996. Vol. 9. P. 227-247.

21 Cm.: Shleifer A. A Theory of Yardstick Competition // The RAND Journal of Economics. 1985. Vol. 16. № 3.

чмаркинг позволяет привязать цену (или выручку) либо часть затрат регулируемой компании к некоторому отраслевому показателю или их комбинации (например, к среднеотраслевым предельным затратам, среднему уровню затрат по отрасли или группе компаний электроэнергетики и т. п.). Бенчмаркинг дает возможность регулятору стимулировать в отрасли конкурентные условия, однако основной проблемой данного подхода является сложность подбора сопоставимых компаний и «правильных» показателей, относительно которых будет измеряться результат регулируемой компании.

Преимущества стимулирующего регулирования в основном вытекают из комбинации ранее рассмотренных базовых подходов в регулировании (затратного и регулирования предельной цены):

1) большая гибкость по сравнению с базовыми подходами — регулятор имеет возможность создать комбинацию стимулирующих механизмов, позволяющих достичь текущих и/или долгосрочных целей, существующих в отрасли;

2) создаются стимулы для повышения эффективности регулируемых компаний, за счет чего в долгосрочной перспективе возможно снижение тарифов конечных потребителей;

3) устойчивые (предсказуемые) правила стимулирующего регулирования способствуют инвестициям в модернизацию сетевых отраслей больше, чем при регулировании затратным методом22;

4) в естественно-монопольной среде искусственно создаются механизмы, имитирующие конкурентные условия (например, доход компании зависит от достижения определенных показателей), регулируемая

22 Cm.: Guthrie G. Regulating Infrastructure: The Impact on Risk and Investment // Journal of Economic Literature. 2006. Vol. 44. № 4. P. 925-972; CambiniC, RondiL. Incentive regulation and investment: evidence from European energy utilities // Journal of Regulatory Economics. 2022. Vol. 38. P. 1-26.

компания разделяет инвестиционные риски с потребителями;

5) регулируемая компания в большей степени ориентирована на потребителя, на достижение и поддержание определенного качества услуг23.

Ограничения использования стимулирующего регулирования:

1) результат перехода к стимулирующему регулированию в большой степени зависит от институциональной среды — возможности создания действительно независимого регулятора, обладающего квалифицированным штатом сотрудников, преодоления нацеленности на извлечение ренты, оппортунистического поведения регулятора, последовательности в реализации принятых в ходе реформирования решений и т. п.24;

2) часто требуется разработка дополнительных механизмов для контроля капитальных затрат (в некоторых системах тарифо-образования для предотвращения излишнего инвестирования, в других — для стимулирования до необходимого уровня);

3) переход к стимулирующему регулированию может привести к росту нагрузки на регулятора, так как помимо затрат на сбор информации, необходимой для затратного метода, дополнительных ресурсов требует сбор информации и построение моделей для бенчмаркинга, анализ собираемой информации и т. п.25;

23 Считаем, что стимулирующее регулирование содержит механизмы, контролирующие качество услуг регулируемых компаний.

24 См.: Armstrong M., Sappington D. Recent Developments in the Theory of Regulation // Handbook of Industrial Organization. 2005. URL: http://www.econ.ucl.ac.uk/down-loads/armstrong/reg.pdf; AsquerA. Liberalization and regulatory reform of network industries: A comparative analysis of Italian public utilities // Utilities Policy. 2022. Vol. 19. Р. 172-184; Joskow P. L. Incentive Regulation in Theory and Practice: Electricity Distribution and Transmission Networks // Economic Regulation and Its Reform: What Have We Learned? / Ed. N. L. Rose. 2006. URL: http://papers. nber.org/books/rose05-1.

25 См.: Joskow P. L. Incentive Regulation in Theory

and Practice: Electricity Distribution and Transmission

4) больше подходит для энергосистем, структура которых была сформирована в результате недавних реформ и отличается относительной простотой (например, Великобритания); в энергосистемах c исторически сложно складывавшейся структурой организации и собственности (как в США) ожидаются дополнительные трудности в связи с необходимостью учета многообразия особенностей в компаниях различного типа26;

5) не исключаются полностью ни риск неблагоприятного отбора, ни недобросовестного поведения, они сохраняются в некоторой комбинации.

Модели регулирования тарифов: мировой опыт

Межстрановое сравнение регуляторных практик представляет собой непростую задачу по нескольким причинам.

В разных странах многие понятия и тем более методологии расчета, связанные с регулированием тарифов, например базы капитала (RAB) или нормы доходности, имеют сильно отличающееся содержание27.

Название «регулирование предельного роста цены» (cap regulation) может обозначать методологии с различными подходами. Например, предельные цены (выручка) могут устанавливаться регулятором на каждый

Networks // Economic Regulation and Its Reform: What Have We Learned?/Ed. N. L. Rose. 2006. URL: http://papers. nber.org/books/rose05-1; он же Joskow P. L. Incentive Regulation and Its Application to Electricity Networks // Review of Network Economics. 2008. Vol. 7. Issue 4. Р. 547560. Стимулирующее регулирование может в меньшей степени контролировать затраты компаний, чем при использовании затратного метода, однако качество контроля должно повышаться.

27 Напр.: Mapping Power and Utilities Regulation in Europe // EY's Global Power & Utilities Center / EYGM Ltd. 2022. URL: http://www.ey.com/Publication/vwLUAs-sets/Mapping_Power_and_Utilities_Report_2022/$FILE/ EY%20European%20Power%20regulatory%20report%20 FINAL%200513.pdf.

год внутри периода регулирования тремя разными способами:

1) ex-post, по факту затрат определенного года предыдущего периода регулирования, преимущественно по формуле, т. е. фактически путем индексации;

2) исходя из предварительных, ex-ante, оценок уровня эффективных затрат компании на каждый год внутри периода регулирования;

3) исходя из предварительных оценок с элементами регулирования по факту.

Еще одна развилка для регулятора в случае регулирования предельной цены (выручки) — установление предельных уровней общих затрат (totex) либо раздельная оценка допустимых уровней капитальных (capex) и операционных (opex) затрат. В первой концепции регулируемый доход компаний меньше, чем при любом другом режиме, привязан к реальным затратам компании, что считается атрибутом более сильных стимулов.

Регулирование общих издержек в своей основе сильно опирается на статистические методы бенчмаркинга. Особенности некоторых из них могут приводить к тому, что большие объемы инвестиций в одном периоде будут негативно сказываться на оценке эффективности компании в последующие периоды, что повлечет сдерживание инвестиции28. При раздельном регулировании капитальных и операционных затрат методология регулирования может быть достаточно сложной и многоуровневой, требовать от регулятора большей квалификации.

Сложившаяся практика показывает, что регулирование общих затрат осуществляется чаще всего «по факту», раздельное регулирование капитальных и операционных затрат чаще осуществляется на ex-ante ос-нове29. Также отмечается тенденция к пере-

28 Недостаток может быть нивелирован использованием скользящих средних показателей и т. п.

29 См.: PetrovK, Ajodhia V., Dr. Grote D, Resnjansk D. Regulatory Incentives for Investments in Electricity Networks // Third Annual Conference on Competition and

ходу от регулирования «по факту» к предварительному регулированию или предварительному регулированию с элементами регулирования «по факту»30, так как данный подход создает для компании больше стимулов для достижения задач эффективности.

Длительность периода регулирования различна в разных странах. В общем случае чем длительнее период регулирования, тем сильнее стимулы, заложенные системой регулирования, однако при этом реальные затраты компании сильнее отрываются от уровня, заложенного регулятором.

Указанные обстоятельства требуют при изучении различных регуляторных режимов опираться не на названия методов и концепций, а углубляться в непосредственные детали и практику применения той или иной системы ценообразования.

Для анализа практики регулирования электросетевых компаний рассмотрим регу-ляторные режимы тех стран, в которых положение распределительных компаний сопоставимо с российским, т. е. должны присутствовать следующие формальные признаки:

1) завершение в отрасли вертикального разделения — нами будут рассматриваться страны, где электросетевые компании среднего и низкого напряжения обособлены хотя бы юридически, в том числе от магистральных сетей31;

Regulation in Network Industries. 19 November 2022. URL:

30 См.: Методы тарифного регулирования в зарубежных энергосистемах // НП «Совет рынка», публикация от 10.10.2022. URL: http://www.np-sr.ru/presscenter/ pressinf/index.htm.

31 По этой причине не рассматривается опыт Чили, Индии, Японии, Украины, Казахстана и др. Также юридическое вертикальное разделение не всегда обеспечивает сопоставимость зарубежных распределительных компаний с российскими: во Франции, несмотря на формальное завершение юридического разделения, «независимость распределительных компаний вызывает вопросы» (CRE 2022 National Report to the European Commission, July 2022). В работе не рассматривается опыт Китая в связи с тем, что выделенные из вертикально интегрированного холдинга сетевые

2) применение на практике утвержденных методологий тарифообразования32.

Также в выборку не попали страны, относительно которых в последние 2-3 года было недостаточно информации о современном регулировании электросетевых компаний.

В таблице 1 представлена обобщенная информация о подходах к регулированию тарифов распределительных электросетевых компаний в некоторых зарубежных странах. Представленные практические подходы можно разделить на следующие группы:

1) регулирование затратным методом;

2) регулирование общих издержек;

3) регулирование операционных издержек без бенчмаркинга;

4) регулирование операционных издержек на основе бенчмаркинга.

Рассмотрим подробнее каждую из выделенных групп.

1. Регулирование затратным методом. Среди стран, осуществивших вертикальное разделение электроэнергетических компаний, сложно найти те, которые остались верны данному методу регулирования. Типичным представителем в этой категории остаются США.

Для США полное разделение энергокомпаний — скорее исключение, чем правило (например, Техас, хотя даже здесь распределительные компании также владеют сетями высокого напряжения)33. Большинство распределительных компаний несет также функцию гарантирующего поставщика, однако в случае конкуренции на розничном рынке (например, в Пенсильвании) потребитель распределительной сетевой компа-

компании владеют как распределительными, так и магистральными сетями, разделения конечного тарифа на сетевую и сбытовую составляющие нет.

32 По этой причине опыт Аргентины не рассматривается.

33 См.: Kassakian J. G., Schmalensee R. The Future of the Electric Grid // An Interdisciplinary MIT study. Decem-

ber 2022. URL: https: //mitei.mit.edu/publications/reports-

нии может выбрать другую сбытовую компанию, не предоставляющую услуги передачи электроэнергии. Эти обстоятельства делают сравнение регулирования американских сетевых компаний с российским не идеальным, но возможным34.

Правила регулирования электроэнергетических компаний различны в разных штатах, однако основы затратного метода доминируют. Комиссии по регулированию компаний общего пользования устанавливают тарифы таким образом, чтобы дать возможность регулируемой компании покрыть обоснованные затраты и получить приемлемую для данного уровня риска нормативную прибыль на капитал, вложенный в полезные и полезно используемые (used and useful) производственные активы регулируемой компании. Регулятор утверждает необходимую выручку компании, состоящую из операционных и капитальных затрат, а также «приемлемой» нормы доходности. Базовая формула необходимой выручки выглядит следующим образом:

Rev = Rate Base Investment ■ RoR + OpEx,

где: Rate Base Investment — база капитала35; RoR — возврат на инвестиции; OpEx — операционные затраты.

Несмотря на оценку в европейской литературе затратного метода как устаревшего, в американских источниках распространено мнение, что любое современное регулирование — стимулирующее. Для преодоления возможных нежелательных последствий

34 В российской практике был непродолжительный период, когда функции гарантирующего поставщика (ГП) осуществлялись распределительными компаниями вследствие лишения статуса ГП сбытовой компании, однако это было временным явлением, до проведения конкурсов и выбора новых ГП среди сбытовых компаний.

35 База капитала = первоначальная стоимость используемого оборудования — накопленная амортизация + рабочий капитал — накопленные отложенные налоги +/- другие показатели, утвержденные регулирующей комиссией штата.

Подходы к регулированию распределительных электросетевых компаний

Виды регулирования Затраты плюс (или гарантированная доходность, RoR) Стимулирующее регулирование

Предельные уровни (price cap / revenue cap) Бенчмаркинг Гибридное; (предельные уровни + бенчмаркинг)

1. Регулирование полных затрат Россия (старая модель) Испания (II, 2022)* Перу (н. д.) Бразилия (н. д.) Германия (II, 2022) Нидерланды (V, 2022) Норвегия (II, 2022) Австрия (III, 2022)

2. Раздельное регулирование операционных и капитальных затрат

Регулирование объема инвестиций Меню контрактов — — Великобритания(V,2022)

RAB США (пересмотр инициируется чаще всего регулируемой компанией) Финляндия (III, 2022) Россия (текущая модель, RAB) Румыния (II, 2022) Словакия (н. д., 2022) Швеция (I, 2022) Чехия (III, 2022) Португалия (I, 2022) Болгария (н. д., 2022) Италия (IV, 2022) Польша (II, 2022) Венгрия (нет данных)

Другое** Россия (текущая модель, индексация) —

Примечания: * Первая цифра в скобках — период регулирования по текущим правилам по счету; вторая — текущий период регулирования ** Возмещение затрат, без доходности.

применяемого затратного метода регулирования в США часто устанавливаются следующие дополнительные стимулирующие требования:

— некоторые регулирующие комиссии штатов устанавливают бонусы за достижение заранее утвержденных показателей (в случае недостижения — штрафы), например в области энергосбережения, качества предоставляемых услуг;

— некоторые регулирующие комиссии обязывают энергетические компании проводить открытые конкурсные процедуры в случае строительства новых мощностей. Если в ходе такого конкурса какая-либо компания предлагает сопоставимый продукт по меньшей цене, то энергетическая кампания будет обязана покупать электроэнергию (или услуги по передаче) у этой компании;

— при вводе крупных новых мощностей регулирующая комиссия проводит проверку экономической обоснованности данного строительства, обследования на предмет востребованности введенных мощностей (used-and-useful reviews). Если комиссия устанавливает факт незагруженности новых мощностей, соответствующие капитальные затраты исключаются из базы капитала, на которую начисляется доходность.

В Финляндии регулятор ограничивает предельные доходы компании на уровне, соответствующем установленной отдаче на инвестиции (3,19% в реальном выражении на период 2022 гг.), однако в формуле выручки присутствуют стимулирующие компоненты, касающиеся качества и надежности предоставляемых услуг, а также сравнение с другими компаниями сектора.

Регулятор определяет скорректированные доходы компании за каждый год внутри периода регулирования по следующей схеме: бухгалтерская прибыль (или убыток) корректируется на затраты, не учтенные регулятором, и стимулирующие механизмы, установленные регулятором. Полученные доходы суммируются за весь период регулирования, вычитается сумма определен-

ного регулятором «обоснованного» дохода на вложенный капитал за период регулирования. Результат представляет собой либо положительную сумму (избыток), либо отрицательную (недофинансирование), которая учитывается в следующем периоде регулирования. К преимуществам финской модели стоит отнести попытку увязать финансовый и бухгалтерский результаты компании, достижение заданных регулятором показателей, а также компенсацию ошибочных (неточных) решений регулятора.

2. Регулирование общих издержек. В некоторых странах (Испания, Германия, Нидерланды и др.) метод регулирования предельного роста цены (выручки) не разделяет затраты компании на операционные и капитальные.

Система регулирования электросетевых компаний, принятая в Германии в 2009 г. вместо затратного метода, фактически ставит задачу снижения затрат как по каждой компании в отдельности (через снижение неэффективности индивидуальной компании), так и по всей группе компаний сектора (через общий х-фактор). Отдельного покрытия капитальных затрат нет, оно опосредованно включено через коэффициент расширения бизнеса компании, зависящий от числа новых подключений к сети (50%) и размера обслуживаемой территории (50%).

К достоинствам немецкой модели регулирования относят использование разных техник бенчмаркинга, что позволяет снижать риск установления недостижимых целей, учитывать особенности различных этапов инвестиционного цикла, разновозрастность активов и т. п.36

В действующей испанской схеме регулирования доход электросетевых компаний привязан к параметрам эталонных компаний. Модели эталонных компаний строятся

36 Cm.: Trends in electricity distribution network regu-

lation in North West Europe // A Report Prepared for En-

ergy Norway / Frontier Economics Ltd, London. March 2022. URL: http://www.nve.no/PageFiles/13979/Distribu-tion%20network%20regulation%20in%20Norway%20-%20 final%20-%20stc. pdf?epslanguage=no. P. 71.

для территорий, где функционируют реальные регулируемые компании, и реконструируют эталонные распределительные сети, которые «подключают» конечных потребителей к магистральным или другим распределительным сетям в зависимости от их положения, напряжения, спроса на мощность и электроэнергию. Эталонное (базовое) вознаграждение регулируемой компании определяется Министерством промышленности, энергетики и туризма путем индексирования эталонного вознаграждения предыдущего периода. Реальное вознаграждение регулируемой компании происходит путем корректировки эталонного дохода на вознаграждение, связанное с реализованными инвестициями, ремонтом, прочими операционными и управленческими затратами. Теоретически данный подход должен создавать стимулы к оптимизации размещения электросетевых объектов, а также управленческих усилий. На практике испанская система регулирования электроэнергетики часто подвергается критике. Одна из основных претензий — подчиненность решений регулятора макроэкономическим задачам и в первую очередь сдерживанию инфляции37.

3. Регулирование операционных издержек без бенчмаркинга. Как правило, страны, которые практикуют данный подход, либо впервые прибегли к стимулирующему регулированию, либо признают, что бенчмар-кинг — это сложная и трудоемкая система для национального регулятора38. Кроме этого, в ряде стран (таких как Словацкая Республика, Республика Болгария, Чешская

37 Cm.: Maranon M, Morata A. Tariff deficit in retail electricity markets in Spain // Network Industries Quarterly. 2022. Vol. 13. № 1. P. 23-26..

38 Cm.: Final Report of the Energy Regulatory Office on the regulatory methodology for the third regulatory period, including the key parameters of the regulatory formula and pricing in the electricity and gas industries // Energy Regulatory Office of Czech Republic. December 2009. URL: http://www.eru.cz/documents/10540/462856/Report_III_ro_ en. pdf/43917006-06ee-4e71 -a48f-fe8cefc57310.

Республика) объективно немного (3-4) распределительных сетевых компаний, что также затрудняет применение методов внутри-странового бенчмаркинга. Регулирование капитальных затрат осуществляется на основе принципов возврата инвестированного капитала. Идеалом регулирования для данной группы стран является пример Великобритании.

4. Регулирование операционных издержек на основе бенчмаркинга.

В основе регулирования капитальных затрат электросетевых компаний стран данной группы (см. табл. 1) также лежат принципы возврата инвестированного капитала. Однако здесь выделяется опыт Великобритании, единственной на настоящий момент страны, адаптировавшей для практических целей меню контрактов39, теоретически обоснованное Laffont and Tirole (1993)40, но применяющееся только к инвестиционной составляющей. Тарифное меню тоже обеспечивает возврат инвестированного капитала, но в силу своей конструкции позволяет в большей степени компенсировать асимметрию информации, сопровождающую регуляторный процесс.

В Великобритании текущий период регулирования является переходным, следующий период будет рассчитан на 8 лет (сейчас — 5 лет), а сам подход к регулированию будет изменен в целях получения более тонкой настройки методологии тари-фообразования в отношении проблем инвестирования и инновационной деятельности регулируемых компаний. Данный подход к регулированию назван RIIO-моделью (Revenue = Incentives + Innovations + Outputs) и скорее всего, ознаменует переход к регулированию полных затрат компаний41.

39 Национальный регулятор Ofgem впервые разработал тарифное меню в 2004 г.

40 Laffont J-J., Tirole J. A Theory of Incentives in Regulation and Procurement. Cambridge, MA: MIT Press, 1993.

41 См.: Trends in electricity distribution network regulation in North West Europe // A Report Prepared for

В текущем периоде предельные уровни цен определяются по формуле, сводимой к соотношению (1). Фактор X может принимать как положительные, так и отрицательные значения. Операционные и капитальные затраты определяются отдельно для каждого года пятилетнего периода регулирования. При определении целевых значений операционных затрат широко используются статистические методы, т. е. в основе стимулирующих механизмов для операционных затрат лежит бенчмаркинг.

Тарифное меню, по сути, предлагает компании выбор между меньшим объемом инвестиций, включенным в тариф, но с большей доходностью, и большим объемом инвестиций с меньшей доходностью. Тарифное меню имеет в своей основе разницу между утвержденным объемом капитальных затрат, выбранным регулируемой компанией из предложенных вариантов, и фактическими затратами за пятилетний период регулирования.

Рассмотрим на примере, как работает тарифное меню (см. табл. 2).

В Великобритании объем капитальных затрат, включаемый в тариф, определяется регулятором после рассмотрения заявки регулируемой компании и экспертного заключения консультанта, нанятого регулятором. Возможны случаи, когда планы компании и предложения консультантов сильно разнятся. Если компания соглашается на объем инвестиционной программы, рекомендованный консультантом, и берет на себя обязательство затратить на нее не более 105% от рекомендованной суммы, то она получает базовый «бонус» в размере 2,5% ее целевой прибыли и дополнительный доход, который будет зависеть от реальных затрат на строительство. Если компании удается реализовать инвестиционную программу существенно де-

Energy Norway / Frontier Economics Ltd, London. March 2022. URL: http://www.nve.no/PageFiles/13979/Distribu-tion%20network%20regulation%20in%20Norway%20-%20 final%20-%20stc.pdf?epslanguage=no.

шевле рекомендованного уровня, она получает часть этой экономии, и наоборот, ее прибыль уменьшается в случае превышения рекомендованного бюджета (разделение экономического эффекта). Расчет дополнительного дохода определяется в первом столбце (под значением допустимых издержек 105%). Например, если инвестиционные затраты составили 70% от рекомендованных, компания получает 16,5% роста прибыли (16,5% = (105 — 70) х 0,40 + + 2,5), в случае 140% превышения плана — уменьшение прибыли на 11,5% (- 11,5% = = (105 — 140) х 0,40 + 2,5).

Процесс регулирования в Великобритании постоянно совершенствуется как для решения новых задач, так и для исправления выявленных ошибок42. Особое внимание уделяется предсказуемости процесса: любые существенные изменения предусматривают либо заблаговременное информирование участников процесса, либо переходные периоды для адаптации.

Все остальные страны в выделенной группе использующих бенчмаркинг применяют для контроля операционных затрат, для регулирования капитальных затрат метод доходности инвестированного капитала.

Доступные результаты различных методов регулирования обобщены в табл. 3.

Анализ рассмотренных практических подходов к регулированию и их результатов (см. табл. 3) позволяет сделать следующие выводы.

Практика применения стимулирующего регулирования находится в стадии становления. Многие страны ЕС перешли к стимулирующему регулированию в принципе или начали применять действующую редакцию правил с середины 2000-х годов. В результате по многим странам пока нет глубокого

42 Joskow P. L. Incentive Regulation in Theory and Practice: Electricity Distribution and Transmission Networks // Economic Regulation and Its Reform: What Have We Learned? / Ed. N. L. Rose. 2006. URL: http://papers. nber.org/books/rose05-1.

Пример тарифного меню для инвестиционной составляющей43

Наименования показателей Варианты

1 2 3 4 5 6 7 8 9

Объем инвестпрограмм44, % 100 105 110 115 120 125 130 135 140

Вознаграждение за эффективность 0,40 0,38 0,35 0,33 0,30 0,28 0,25 0,23 0,20

Базовый бонус, % целевой прибыли 2,5 2,1 1,6 1,1 0,6 -0,1 -0,8 -1,6 -2,4

Допустимые издержки, % рекомендованных 105 106.25 107.5 108.75 110 111,25 112,5 113,75 115

Понесенные издержки, % рекомендованных — — — — — — — — —

Штрафы и вознаграждения за реализацию инвестпрограммы, % целевой прибыли

70 16,5 15,7 14,8 13,7 12,6 11,3 9,9 8,3 6,6

80 12,5 11,9 11,3 10,5 9,6 8,5 7,4 6,0 4,6

90 8,5 8,2 7,8 7,2 6,6 5,8 4,9 3,8 2,6

100 4,5 4,4 4,3 4,0 3,6 3,0 2,4 1,5 0,6

105 2,5 2,6 2,5 2,3 2,1 1,7 1,1 0,4 -0,4

110 0,5 0,7 0,8 0,7 0,6 0,3 -0,1 -0,7 -1,4

115 -1,5 -1,2 -1,0 -0,9 -0,9 -1,1 -1,4 -1,8 -2,4

120 -3,5 -3,1 -2,7 -2,5 -2,4 -2,5 -2,6 -3,0 -3,4

125 -5,5 -4,9 -4,5 -4,2 -3,9 -3,8 -3,9 -4,1 -4,4

130 -7,5 -6,8 -6,2 -5,8 -5,4 -5,2 -5,1 -5,2 -5,4

135 -9,5 -8,7 -8,0 -7,4 -6,9 -6,6 -6,4 -6,3 -6,4

140 -11,5 -10,6 -9,7 -9,0 -8,4 -8,0 -7,6 -7,5 -7,4

анализа результатов применения стимулирующего регулирования.

В стимулирующем регулировании нет единственно правильного «набора» составляющих его параметров: длина периода регулирования, отношение к затратам (регулирование полных затрат или раздельный учет операционных и капитальных затрат), установка затрат ax-ante или ex-post и т. п. Кон-

43 Joskow P. L. Incentive Regulation in Theory and Practice: Electricity Distribution and Transmission Networks // Economic Regulation and Its Reform: What Have We Learned? / Ed. N. L. Rose. 2006. URL: http://papers. nber.org/books/rose05-1.

44 Отношение объема инвестиционной программы, выбранной регулируемой компанией, к объему инвестиций, рекомендованному консультантом.

фигурация регулирования в каждой стране может быть индивидуальна, успешна или неуспешна в зависимости от многих условий.

Условия, способствующие положительному восприятию реформы регулирования:

— правила регулирования понятны, расчеты воспроизводимы участниками рынка;

— система ценообразования на оптовом и розничном рынках электроэнергии и мощности сложилась и адекватно функционирует на рыночных основаниях, не влияет на тарифное регулирование в электросетевом комплексе;

— институциональная среда способствует реализации поставленных задач: регулятор действительно независим, созданы условия и стимулы для его независимости;

Результаты применения различных методов регулирования электросетевых компаний

Страна Тип регулирования Источник Результат/косвенные показатели результата

США Затратный с элементами контроля по инвестициям и качеству [Kassakian J. G., Schmalensee R., 2022] С 1990 по 2022 г. среднегодовой рост розничных цен на электроэнергию для потребителей составил 2,1%, что ниже среднего роста индекса потребительских цен (2,6%)

Финляндия Затратный с элементами стимулирующего [Tahvanainen K., et al., 2022] Недостаточная стабильность тарифов: в 20082022 гг. резкое повышение тарифов (около 15%), компенсирующее недостаточное финансирование в 2005-2008 гг. Негативных последствий для объема инвестиций не выявлено

Испания Бенчмаркинг полных затрат [Blazquez-Gomez L., Grifell-Tatjé E., 2022] За рассмотренный период (1988-2002 гг.) регулятор имел тенденцию к принятию решений в пользу регулируемых компаний. Вознаграждение компаний де-факто не привязано к результатам их работы

[Maranon M., Morata A., 2022] Тактическое занижение тарифов и откладывание системного решения проблем отрасли (тарифный дефицит) дополнительно искажает ценовые сигналы для сетевых компаний

Германия Бенчмаркинг полных затрат [Machek O., 2022] Разработанная формула сложна для понимания, недостаточно прозрачна для регулируемых компаний, что вызвало волну судебных исков к регулятору

[Mißfeldt S., 2022] Тарифы достаточно стабильны

Великобритания Предельная выручка + меню контрактов [Domah P. D., Pollitt M. G., 2001] Существенное увеличение производительности сетевых компаний в период 1990-2000 гг., а также снижение подконтрольных затрат регулируемых компаний в реальном выражении в 2 раза

[Joskow P. L., 2006] Меню контрактов позволяет снизить остроту проблем, связанных с асимметрией информации

[Trends in electricity distribution. 2022] Переход с 2022 г. к новому регулированию обусловлен в числе прочего тем, что действующая система стала слишком сложной и многоуровневой

Перу Бенчмаркинг полных затрат [Perez-Reyes R., Tovar B., 2009] Рост производительности: 1993 г. — 415 потребителей на 1 занятого, в 2007 г. — 1210 потребителей на 1 занятого

[Anaya K., 2022] Обеспеченность электроэнергией в 1990 г. — 50%, в 2007 г. — 80%. Потери в распредсетях в 1993 г. — 22%, в 2007 г. — 8,2%

Окончание табл. 3

Страна Тип регулирования Источник Результат/косвенные показатели результата

Норвегия Бенчмаркинг полных затрат [Trends in electricity distribution. 2022] В целом положительная оценка результатов функционирования. Отмечается сложность для восприятия, многочисленность параметров. Модель, используемая для бенчмаркинга, чувствительна к большим перепадам затрат от года к году. Потребность в большем стимулировании инвестиций и R&D в секторе

Бразилия Бенчмаркинг полных затрат [Mota R., 2003] Производительность труда (МВт-ч/ на 1 занятого) выросла на 147% за период 1994-2000 гг.

— политика в области регулирования предсказуема и имеет преемственность.

Результаты реформирования регулирования в развитых странах имеют чаще качественный характер, в развивающихся — количественный. Возможно, это связано с тем, что реформы электроэнергетики в развитых и развивающихся странах начинались с разных условий функционирования отрасли. В развивающихся странах остро стояли задачи налаживания бизнес-процессов, борьбы с воровством (коммерческие потери), электрификации территории. Развитые страны реформировали относительно стабильно работающие энергетические комплексы, их основными задачами были повышение конкуренции, эффективности производства, улучшение качества обслуживания клиентов и т. п.

Реформа регулирования тарифов в России

В результате реформирования российской электроэнергетики распределение электроэнергии, признаваемое монопольным видом деятельности, было обособлено от других видов бизнеса и осуществляется в настоящее время следующими компаниями:

— 11 межрегиональными распределительными сетевыми компаниями (МРСК) и 5 распределительными сетевыми компаниями (РСК45), выделенными из состава

45 РСК также называются филиалы МРСК.

ОАО РАО «ЕЭС России»; функции — передача электроэнергии по сетям среднего и низкого напряжения (0,4-110 кВ), в том числе до конечного потребителя;

— более чем 3000 территориальными сетевыми организациями (ТСО), которые в основном представлены МУПами, а также частными организациями, управляющими муниципальными сетями низкого напряжения (обычно 0,4-10 кВ); функции — передача электроэнергии конечному потребителю.

Для обеспечения корректности международных сравнений следует сосредоточить внимание на вопросах функционирования МРСК, поскольку именно в их рамках концентрируются хозяйственные, инвестиционные и финансовые задачи распределительного электросетевого комплекса России. Стратегия развития российского электросетевого комплекса предполагает, что количество ТСО будет постепенно сокращаться в результате слияний и поглощений.

Услуги по передаче электроэнергии по распределительным сетям РСК (филиалам МРСК) оплачивают сбытовые компании. Как правило, РСК являются держателями так называемого «котла» в регионе46.

46 Начиная с 2008 г. все потребители, расположенные на территории одного субъекта РФ и принадлежащие к одной группе, независимо от ведомственной принадлежности сетей должны оплачивать услуги по передаче электрической энергии по одинаковым тарифам. Такой единый тариф называется «котловым». Платежи от потребителей поступают держателю «котла» (обычно РСК-филиал МРСК), который потом по индивиду-

Тарифы на услуги распределительных компаний устанавливаются решениями региональных энергетических комиссий (РЭК).

Для того чтобы стимулировать инвестиционную деятельность и повысить эффективность операционной, государством был принят ряд нормативных актов, позволивших электросетевым компаниям начать с 2009 г. переход на долгосрочное регулирование тарифов на основе доходности инвестированного капитала (RAB-регули-рование). С 2022 г. краткосрочное регулирование по схеме «затраты плюс» перестало применяться вовсе, и тарифы для компаний, не перешедших на RAB-регулирова-ние, формируются методом долгосрочной индексации.

При RAB-регулировании устанавливаются темпы роста тарифов на весь период регулирования (в настоящий момент — 5 лет). Отдельные его компоненты при существенном отклонении фактических затрат от плановых могут пересматриваться ежегодно.

Общая формула выглядит следующим образом:

НВВ = OPEX + Return + Income, (3)

где НВВ — необходимая валовая выручка; OPEX — операционные затраты; Return — возврат инвестированного капитала, существующего на начало долгосрочного периода регулирования, т. е. возврат на так называемый «старый капитал»; Income — доход по инвестициям, осуществленным в долгосрочном периоде регулирования, т. е. доход на так называемый «новый капитал».

Долгосрочный рост тарифа в рамках RAB-регулирования определяется регулятором в начале первого года регулирования на основании инвестиционной програм-

альным тарифам, учитывающим фактические затраты сетевых организаций в регионе, рассчитывается со смежными территориальными сетевыми организациями (ТСО), а также ОАО «ФСК ЕЭС».

мы компании, утвержденной в установленном порядке, и предполагаемых операционных затрат. Операционные затраты делятся на подконтрольные и неподконтрольные. По подконтрольным затратам электросетевые компании принимают на себя обязательство по их ежегодному снижению на определенный процент.

Неподконтрольные затраты компенсируются по факту, что позволяет компании не нести рыночных рисков по закупке электроэнергии, оплате услуг инфраструктурных организаций и т. п.

Для того чтобы тариф на передачу электроэнергии, зависящий по новым правилам от объемов инвестиций, не подвергался сильным колебаниям, вводится сглаживание тарифа, обеспечивающее плавное изменение тарифа внутри периода регулирования.

Бенчмаркинг не применяется, хотя разработка соответствующей методологии стоит в планах профильных ведомств с 20222022 гг.

С 2009 по начало 2022 г. на RAB-ре-гулирование перешли 25 РСК, а также ОАО «ФСК ЕЭС». Переход «пилотных» распределительных сетевых компаний (РСК, они же филиалы МРСК) и ОАО «ФСК ЕЭС» на RAB-регулирование вызвал значительное оживление их инвестиционных планов и деятельности. В 2022 г. была утверждена инвестиционная программа ОАО «ФСК ЕЭС» на 2022 гг., беспрецедентная по масштабам для отечественной энергетики постсоветского периода, общая сумма финансирования которой превышала 950 млрд руб.47 Совокупная инвестиционная программа МРСК на 2022 гг. превышает 900 млрд руб.48 В 2022 г. совокупные ка-

47 См. Годовой отчет ОАО «ФСК ЕЭС» за 2022 год // ОАО «Федеральная сетевая компании Единой энергетической системы». URL: http://www.fsk-ees.ru/upload/ docs/FSK_GO_2022_02072022.pdf.

48 Годовой отчет ОАО «Холдинг МРСК» за 2022 год // ОАО «Холдинг МРСК». URL: http://www.holding-mrsk.ru/ media/company/GO_russk_27.06.12.pdf.

питальные вложения ОАО «МРСК Центра» увеличились на 70% по сравнению с предыдущим годом.

При этом не было предложено адекватного механизма контроля за планированием и реализацией инвестиционных проектов.

Очередной период RAB-регулирования должен был начаться в 2022 г., темпы роста тарифов должны были устанавливаться на 5 лет (с 2022 по 2022 г.). Однако Правительство России обнаружило, что в предвыборном 2022 г. в 38 регионах рост тарифов энергокомпаний превысит запланированные 15%. Ситуация была признана недопустимой. Постановления Правительства России № 1172 от 27.12.2022 г. и № 1178 от 29.12.2022 г. определили49:

— необходимость сдерживания тарифов: рост среднего по субъекту РФ од-ноставочного котлового тарифа на услуги по передаче электрической энергии в 2022 г. не более чем на 15%, в 2022 г. — не более чем на 11%, на последующие периоды первого долгосрочного периода регулирования для организаций, регулируемых с применением метода доходности инвестированного капитала, — не более темпа, установленного прогнозом социально-экономического развития РФ на соответствующий год. При этом отдельным решением Правительства России установлено «замораживание» тарифов в 2022 г. (на уровне 2022 г.);

— пересмотр в сторону снижения ранее утвержденных параметров RAB-регулирова-ния (размер инвестированного капитала, доходности «старого» и «нового» капиталов) с целью снижения результирующих тарифов. Данная мера получила в отрасли название «перезагрузки RAB»;

— возможность применения с 1 июля 2022 г. метода долгосрочной индексации необходимой валовой выручки (НВВ),

49 Приведены только положения, непосредственно касающиеся рассматриваемой темы.

в том числе для организаций, перешедших на RAB-регулирование, в случае отсутствия инвестиционной программы со сроком действия до 2022 г. и (или) согласования долгосрочных параметров регулирования с Федеральной службой по тарифам (ФСТ).

В результате регулирование распределительных сетевых компаний в России осуществляется двумя методами, представляющими собой разновидности установления предельной выручки с раздельным учетом капитальных и операционных затрат. По своей структуре метод долгосрочной индексации и метод доходности инвестированного капитала различаются принципиально. Метод доходности инвестированного капитала также обеспечивает возврат и доходность на инвестированный капитал. В методе долгосрочной индексации финансирование капитальных вложений предполагается из прибыли, утверждаемой регулятором, причем указанные расходы не могут превышать 12% от НВВ компании.

Из общих черт двух рассматриваемых моделей можно выделить одинаковый период регулирования, периодичность корректировок, закрытый список подконтрольных и неподконтрольных затрат, схожие стимулирующие положения, поощряющие снижение операционных затрат, и т. п. Но одним из главных свойств, объединяющих оба метода, является факт ограничения роста тарифов организаций, исходя из макроэкономических соображений, а не из потребностей отрасли либо особенностей экономики конкретной компании. Это обстоятельство отличает практику российского регулирования тарифообразования. Методы бенчмаркинга не применяются ни в одной из действующих моделей тарифооб-разования.

После «перезагрузки» RAB-контроль за исполнением и стоимостью инвестиционных программ распределительных сетевых компаний ужесточился, однако оценок его эффективности не проводилось.

Прогнозы эффектов реформы регулирования тарифообразования электросетевых компаний в России

Исходя из теории регулирования сетевых отраслей и международного опыта применения различных моделей регулирования распределительных электросетевых компаний, можно сформулировать определенные ожидания относительно результатов реформирования регулирования электросетевых компаний в России.

1. Реализация полного вертикального разделения ОАО РАО «ЕЭС России», принципы которого на практике существенно не нарушаются, формирование простой организационной структуры отрасли являются хорошим основанием для перехода к стимулирующему регулированию. Укрупнение ТСО, уменьшение их числа в результате M&A активности также будет облегчать реализацию новых принципов регулирования.

2. Недостаточная независимость национального регулятора и, как следствие, необъективное регулирование могут привести к ограничению положительных эффектов, связываемых с реформой тарифного регулирования в электрических сетях. В настоящее время Правительство, исходя из макроэкономических соображений, фактически определяет предельный рост тарифов у потребителей. В этих условиях становится менее важным, какие методики расчета тарифов применяются дальше и какие у компаний объективно необходимые затраты — темп роста тарифов не должен быть выше установленного.

3. Нестабильность и частая смена правил в системе регулирования может расцениваться участниками рынка как оппортунистическое поведение регулятора (правительства), что чревато откладыванием инвестиционных решений, R&D проектов.

4. Существование в отрасли системных проблем (например, перекрестного субсидирования) может потребовать тактических

решений в области регулирования сетевых компаний, что будет искажать основные цели и пути их достижения.

5. Регулирование инвестиционной составляющей тарифа на передачу электроэнергии затратным методом потребует разработки эффективных механизмов контроля реализации инвестиционных проектов регулируемых компаний на предмет их востребованности и стоимости.

6. При раздельном регулировании капитальных и операционных затрат потребуется разработка четких критериев их разнесения по видам.

7. При переходе к стимулирующему регулированию потребуется разработка требований к регулируемым компаниям, обеспечивающим как минимум неснижение качества предоставляемых услуг.

8. Учитывая тот факт, что Россия начала реформу регулирования электросетевых компаний в условиях, более близких к условиям развитых стран, чем развивающихся50, стоит ожидать, что эффект от ее внедрения будет также более умеренным. С другой стороны, любой прозрачный и последовательно внедряемый механизм регулирования даст заметный эффект.

1. Агабеков С. И, Кокурин Д. И., Левина Е. А. Конкуренция на инфраструктурных рынках // Современная конкуренция. 2022. № 4 (40). С. 96-111.

2. Годовой отчет ОАО «ФСК ЕЭС» за 2022 год // ОАО «Федеральная сетевая компании Единой энергетической системы». URL: http://www.fsk-ees.ru/upload/docs/FSK_GO_2022_02072022.pdf.

3. Годовой отчет ОАО «Холдинг МРСК» за 2022 год // ОАО «Холдинг МРСК». URL: http://www.holding-mrsk.ru/media/company/GO_ russk_27.06.12.pdf.

50 Если оценивать по уровню электрификации, развитости электрической сети и т. п. Проблема неплатежей в отрасли к началу реформы была в целом решена. Коммерческие потери есть, но их масштабы далеки от 20-50%, характерных для развивающихся стран.

4. Курнышева И. Р. Развитие институтов конкуренции и конкурентных отношений в российской экономике // Современная конкуренция. 2022. № 1 (37). С. 49-57.

5. Мельник А. Н., Мустафина О. Н., Наумова И. Е., Серкина Н. А. Либерализация энергетического рынка как важнейшее направление повышения конкурентоспособности отечественной экономики // Современная конкуренция. 2022. № 4 (40). С. 112-121.

6. Методы тарифного регулирования в зарубежных энергосистемах // НП «Совет рынка», публикация от 10.10.2022. URL: http://www.np-sr.ru/ presscenter/pressinf/index.htm.

7. Милютин Д. Особенности регулирования электросетевых организаций в 2022 гг. // Энергорынок. 2022. № 05 (100). С. 26-28.

8. Федеральная служба по тарифам. Приказ от 17 февраля 2022 г. № 98-э. «Об утверждении Методических указаний по расчету тарифов на услуги по передаче электрической энергии, устанавливаемых с применением метода долгосрочной индексации необходимой валовой выручки» // Справочно-правовая система «Консультант Плюс»: [Электронный ресурс] / Компания «Консультант Плюс». Последн. обновление 15.05.2022.

9. Федеральная служба по тарифам. Приказ от 30 марта 2022 г. № 228-э. «Об утверждении Методических указаний по регулированию тарифов с применением метода доходности инвестированного капитала» // Справочно-правовая система «Консультант Плюс»: [Электронный ресурс] / Компания «Консультант Плюс». Последн. обновление 15.05.2022.

10. Anaya K. The Restructuring and Privatisation of the Peruvian Electricity Distribution Market // EPRG Working Paper 1009. Cambridge Working Paper in Economics 1017. March 2022.

11. Annual Report to the European Commission // En-tidade Regulatora dos Servicos Energeticos. August 2022. URL: http://www.erse.pt/pt/uniaoeuro-peia/Documents/Annual%20Report%20EC%20 2022%20Final.pdf.

12. Annual Report to the International Agency for Cooperation between Energy Regulators and European Commission on the Activities and Duties of

the Italian Regulatory Authority for Electricity and Gas // Italian Regulatory Authority for Electricity and Gas. 31st July 2022. URL: http://www.auto-rita.energia.it/allegati/relaz_ann/13/C13_NR_Italy-EN.pdf.

13. Armstrong M, Sappington D. Recent Developments in the Theory of Regulation // Handbook of Industrial Organization. 2005. URL: http:// www.econ.ucl.ac.uk/downloads/armstrong/ reg.pdf.

14. Arocena P., Contina I., Huerta E. Price regulation in the Spanish energy sectors: who benefits // Energy Policy. 2002. Vol. 30. P. 885-895.

15. Asquer A. Liberalization and regulatory reform of network industries: A comparative analysis of Italian public utilities // Utilities Policy. 2022. Vol. 19. P. 172-184.

16. Averch H, Johnson L. L. Behavior of the Firm Under Regulatory Constraint // American Economic Review. 1962. Vol. 52. № 5. P. 1059-69.

17. Baron D, Besanko D. Regulation and Information in a Continuing Relationship // Information Economics and Policy. 1984. Vol. 1. P. 267-302.

18. Baumol W, KlevorickA. K. Input Choices and Rate of Return Regulation: An Overview of the Discussion // Bell Journal of Economics and Management Science. 1970. Vol. 1. № 2. P. 169-190.

19. Blazquez-Gomez L, Grifell-Tatje E. Evaluating the regulator: Winners and losers in the regulation of Spanish electricity distribution // Energy Economics. 2022. № 33. P. 807-815.

20. Bortolotti B, D'Souza J., Fantinic M, Meggin-son W. L. Privatization and the sources of performance improvement in the global telecommunications industry // Telecommunications Policy. 2002. Vol. 26. P. 243-268.

21. Brennan M. J., Schwartz E. S. Consistent Regulatory Policy under Uncertainty // The Bell Journal of Economics. 1982. Vol. 13. P. 506-524.

22. Cambini C, Rondi L. Incentive regulation and investment: evidence from European energy utilities // Journal of Regulatory Economics. 2022. Vol. 38. P. 1-26.

23. Christainsen G. B., Haveman R. H. Public Regulations and the Slowdown in Productivity Growth // American Economic Review. 1981. Vol. 71. P. 320-325.

24. Crew M. A, Kleindorfer P. R. Regulatory Economics: Twenty Years of Progress // Journal of Regulatory Economics. 2002. Vol. 21. № 1. P. 5-22.

25. Domah P. D, Pollitt M. G. The Restructuring and Privatisation of the Regional Electricity Companies in England and Wales: A social cost benefit analysis // Fiscal Studies. 2001. Vol. 22. № 1. P. 107-146.

26. Electricity Regulation in USA: A Guide // The Regulatory Assistance Project. March 2022. URL: http:// www.raponline.org/docs/RAP_Lazar_Electricity-RegulationInTheUS_Guide_2022_03.pdf.

27. Energy Markets in the European Union in 2022// Commission Staff Working Document SWD (2022) 368 / Publications Office of the European Union. 2022. URL: http://ec.europa.eu/energy/gas_elec-tricity/doc/20221217_energy_market_2022_lr_ en.pdf.

28. Final Report of the Energy Regulatory Office on the regulatory methodology for the third regulatory period, including the key parameters of the regulatory formula and pricing in the electricity and gas industries // Energy Regulatory Office of Czech Republic. December 2009. URL: http://www.eru. cz/documents/10540/462856/Report_III_ro_en. pdf/43917006-06ee-4e71 -a48f-fe8cefc57310.

29. Guthrie G. Regulating Infrastructure: The Impact on Risk and Investment // Journal of Economic Literature. 2006. Vol. 44. № 4. P. 925-972.

30. Gutierrez L. H, Berg S. Telecommunications liberalization and regulatory governance: lessons from Latin America // Telecommunications Policy. 2000. Vol. 24. P. 865-884.

31. Jamasb T. Between the state and market: Electricity sector reform in developing countries // Utilities Policy. 2006. Vol. 14. P. 14-30.

32. Joskow P. L. Incentive Regulation and Its Application to Electricity Networks // Review of Network Economics. 2008. Vol. 7. Issue 4. P. 547-560.

33. Joskow P. L. Incentive Regulation in Theory and Practice: Electricity Distribution and Transmission Networks // Economic Regulation and Its Reform: What Have We Learned? / Ed. N. L. Rose. 2006. URL: http://papers.nber.org/books/rose05-1.

34. Kassakian J. G, Schmalensee R. The Future of the Electric Grid // An Interdisciplinary MIT study. December 2022. URL: https: //mitei.mit.edu/publica-tions/reports-studies/future-electric-grid.

35. Laffont J-J, Tirole J. A Theory of Incentives in Regulation and Procurement. Cambridge, MA: MIT Press, 1993.

36. Laffont J-J.,Tirole J. Using Cost Observations to Regulate Firms // Journal of Political Economy. 1986. Vol. 94. № 3. P. 614-641.

37. Levy B, Spiller P. The Institutional Foundations of Regulatory Commitment: A Comparative Analysis of Telecommunications // Journal of Law, Economics and Organization. 1994. Vol. 10. № 2. P. 201-246.

38. Lyon T. P. A Model of Sliding-Scale Regulation // Journal of Regulatory Economics. 1996. Vol. 9. P. 227-247.

39. Machek O. Regulatory Benchmarking in Central Europe: Current Practice and Possibilities of Development for the Energy Sector // Annals of the University of Oradea, Economic Science Series. 2022. Vol. 20. Issue 1. P. 80-86.

40. Mapping Power and Utilities Regulation in Europe // EY's Global Power & Utilities Center / EYGM Ltd. 2022. URL: http://www.ey.com/Pub-lication/vwLUAssets/Mapping_Power_and_Utili-ties_Report_2022/$FILE/EY%20European%20 Power%20regulatory%20report%20FINAL%20 0513.pdf.

41. Maranon M, Morata A. Tariff deficit in retail electricity markets in Spain // Network Industries Quarterly. 2022. Vol. 13. № 1. P. 23-26.

42. Megginson W. L, Netter J. M. From State to Market: A Survey of Empirical Studies on Privatization // Journal of Economic Literature. 2001. Vol. 39. № 2. P. 321-389.

43. Mittfeldt S. A comparative analysis between the Dutch and German electricity distribution network industry with regard to regulation and efficiency. Master Thesis //Aarhus School of Business, Aarhus University. 28.05.2022. URL: http://pure.au.dk/por-tal-asb-student/files/45620573/Master_Thesis_Ste-fan_Missfeldt_final.pdf.

44. Mota R. The Restructuring and Privatisation of Electricity Distribution and Supply Businesses in Brazil: A Social Cost-Benefit Analysis // Cambridge Working Papers in Economics. 2003. № 0309.

45. Nelson R. A., Wohar M. E. Regulation, Scale Economies, and Productivity in Steam-Electric Genera-

tion // International Economic Review. 1983. Vol. 24. P. 57-78.

46. Perez-Reyes R, Tovar B. Measuring efficiency and productivity change (PTF) in the Peruvian electricity distribution companies after reforms // Energy Policy. 2009. Vol. 37. P. 2249-2261.

47. Petrov K, Ajodhia V., Dr. Grote D, Resn-jansk D. Regulatory Incentives for Investments in Electricity Networks // Third Annual Conference on Competition and Regulation in Network Industries. 19 November 2022. URL: http://crninet. com/2022/2022%20elec%20d.pdf.

48. Schmalensee R. Good Regulatory Regimes // The RAND Journal of Economics. 1989. Vol. 20. № 3. P. 417-436.

49. Sheshinski E. Price, Quality and Quantity Regulation in Monopoly Situations // Economica. 1976. Vol. 43. № 170. P. 127-37.

50. Shleifer A. A Theory of Yardstick Competition // The RAND Journal of Economics. 1985. Vol. 16. № 3. P. 319-327.

51. Spence A. M. Monopoly, Quality, and Regulation // The Bell Journal of Economics. 1975. Vol. 6. № 2. P. 417-429.

52. Stigler G. J., Friedland C. What Can Regulators Regulate — The Case of Electricity // The Journal of Law & Economics. 1962. Vol. 5. P. 1-16.

53. Tahvanainen K., Honkapuro S., Partanen J., Vil-jainen S. Experiences of modern rate of return regulation in Finland // Utilities Policy. 2022. Vol. 21. P. 32-39.

54. Trends in electricity distribution network regulation in North West Europe // A Report Prepared for Energy Norway / Frontier Economics Ltd, London. March 2022. URL: http://www.nve.no/Page-Files/13979/Distribution%20network%20regula-tion%20in%20Norway%20-%20final%20-%20stc. pdf?epslanguage=no.

55. Villalonga B. Privatization and efficiency: differentiating ownership effects from political, organizational, and dynamic effects // Journal of Economic Behavior & Organization. 2000. Vol. 42. P. 43-74.

56. Wallsten S. J. An Econometric Analysis of Telecom Competition, Privatization, and Regulation in Africa and Latin America // The Journal of Industrial Economics. 2001. Vol. 49. № 1. P. 1-19.

Y. Orlova, Post Graduate Student of Faculty of Economy, Department of Economic Analysis of Organizations and Markets, NIU HSE, Moscow, juorlova@yandex.ru

ELECTRiCiTY DiSTRiBUTiON TARiFFS REGULATiON REFORM iN RUSSiA: PROViSiONS FOR iNCREASE COMPETiTiVENESS OF THE SECTOR

The aim of the article is to analyze reform of the tariffs regulation for the Russian electricity distribution companies against the background of the global tendencies in this sphere.

The «cost plus» regulation approach which applied to electricity grids till 2009 did not help to bring investments in the sector. Starting from 2009, the new long-term tariff methodology (RAB-regula-tion that stands for Regulatory asset base) has been introduced. The main goal of the tariff reform is to stimulate investments into electricity networks and to improve their operational efficiency, service quality and reliability. Starting from 2022 the electricity distribution companies that have not completed transfer to RAB-regulation are regulated under long-term indexation.

Some features of the transition and design of the new tariff regulation caused dramatic increase of the grid's component in the final tariffs for the commercial consumers. This fact is extremely negative both for the competitiveness of the Russian producers and for the prospects of the unified energy system. Tariff regulation of the power grid companies influences not only the efficiency and reliability of electricity distribution but may also directly affect competition on the wholesale and retail electricity markets and overall liberalization of the electricity market.

Keywords: electricity industry reform, competition in the electricity, network companies, incentive regulation, benchmarking.

ЭЛЕКТРОСЕТЕВЫЕ КОМПАНИИ: ПОТЕРИ И ТАРИФЫ

Валерий Овсейчук, д.э.н., профессор, главный эксперт ЗАО ПФК «СКАФ», г. Москва

Образование выпадающих доходов чревато для энергетиков нехваткой финансов, например для подготовки к осенне-зимнему максимуму, и необходимостью привлечения кредитов. В настоящее время электросетевые компании постоянно сталкиваются с несоответствием фактических расходов и сумм, которые закладываются при расчетах для обоснования тарифов. Справиться с этой ситуацией поможет убедительный и доступный механизм корректировки, предложенный Валерием Александровичем Овсейчуком. Дополняют публикацию отклики представителей «Роскоммунэнерго» и Федеральной службы по тарифам.

В соответствии с Методическими указаниями Федеральной службы по тарифам России по расчету регулируемых тарифов и цен на электрическую (тепловую) энергию на розничном (потребительском) рынке регулирующие органы при установлении тарифов принимают меры, направленные на исключение из расчетов экономически необоснованных расходов организаций, осуществляющих регулируемую деятельность.
Если по итогам расчетного периода регулирования на основании статистической и бухгалтерской отчетности и иных материалов выявлены необоснованные расходы организаций, осуществляющих регулируемую деятельность, за счет поступлений от регулируемой деятельности, регулирующие органы обязаны принять решение об исключении этих расходов из суммы расходов, учитываемых при установлении тарифов на следующий расчетный период регулирования.
Если организации, осуществляющие регулируемую деятельность, в течение расчетного периода регулирования понесли экономически обоснованные расходы, не учтенные при установлении тарифов (цен), то регулирующие органы учитывают эти расходы при установлении тарифов (цен) на последующий расчетный период регулирования, включая расходы, связанные с объективным и незапланированным ростом цен на продукцию, потребляемую в течение расчетного периода регулирования, а также расходы, связанные с обслуживанием заёмных средств, привлекаемых для покрытия недостатка средств.

Необходимая валовая выручка (НВВ) на период регулирования для покрытия обоснованных расходов на осуществление регулируемого вида деятельности с учетом корректировки – исключения избытка средств (необоснованных расходов) и возмещения недостатка средств (экономически обоснованных расходов) – рассчитывается по формуле:

где НВВр – НВВ регулируемой организации в расчетном периоде, обеспечивающая компенсацию экономически обоснованных расходов на производство продукции (услуг) и получение прибыли;
ΔНВВ – экономически обоснованные расходы регулируемой организации, подлежащие возмещению (со знаком «+») или исключению из НВВр (со знаком «–») по статьям расходов в соответствии с Методическими указаниями Федеральной службы по тарифам России (далее – выпадающие доходы).

ОЦЕНКА ВЫПАДАЮЩИХ ДОХОДОВ

В величине НВВ, утвержденной регулятором на передачу электроэнергии на регулируемый период электросетевым компаниям, например филиалам Холдинга МРСК, стоимость нормативных технологических потерь (НТПЭ) составляет 15–20%, остальные 80–85% приходятся на содержание электрических сетей.

Вместе с тем известно, что стоимость компенсации расходов на НТПЭ определяется по величине НТПЭ, которая рассчитывается за 6–8 месяцев до наступления регулируемого периода по показателям планового (прогнозного) баланса электроэнергии с учетом цены потерь.
Аналогично, по плановому балансу электроэнергии и прогнозируемому показателю полезного отпуска электроэнергии в сеть по ставке на содержание электрических сетей, определяется НВВ электросетевой компании на содержание электрических сетей на регулируемый период.
Очевидно, что по прошествии регулируемого периода фактический (отчетный) уровень отпуска электроэнергии в сеть и полезный отпуск электроэнергии потребителям, как правило, не совпадают с соответствующими показателями, принятыми в плановых балансах электроэнергии на регулируемый период. В свою очередь планируемые показатели установленного в электрической сети оборудования на регулируемый период не совпадают с фактическими показателями на конец года.
Как уже было сказано, правилами тарифного регулирования передачи электроэнергии по электрическим сетям установлено, что, если по итогам расчетного периода регулирования на основании статистической и бухгалтерской отчетности выявлены необоснованные расходы регулируемых организаций (недостаток или избыток средств в НВВ, соответственно ±ΔНВВ), то эти расходы учитываются регулирующим органом при установлении цен (тарифов) и НВВ на последующий расчетный период регулирования, включая расходы на обслуживание заёмных средств, привлекаемых для покрытия недостатка средств.
С учетом изложенного стоит задача определить при тарифном регулировании недостаток (+ΔНВВ) или избыток (–ΔНВВ) средств на компенсацию расходов по НТПЭ и на содержание электрических сетей по итогам года, которые подлежат учету на последующий период регулирования.
При определении величины НТПЭ рассчитываются две основные величины технических потерь – нагрузочные и условно-постоянные, а также величина допустимой погрешности приборов системы учета (ПСУ) электроэнергии.
На практике с достаточной точностью можно полагать, что нагрузочные потери электроэнергии в электрических сетях зависят от изменения величины квадрата отпуска электроэнергии в сеть, условно-постоянные потери – от количества и параметров установленного оборудования в электрических сетях, а погрешность ПСУ электроэнергии – от полезного отпуска электроэнергии в сеть.
Суммарные фактические технические потери электроэнергии в электрических сетях (по абсолютному значению) в зависимости от изменения отпуска электроэнергии в сеть составляют:

где ΔWТФ – суммарные фактические технические потери электроэнергии в сети по итогам регулируемого периода;
ΔWНР , ΔWупр – соответственно нагрузочные и условнопостоянные потери электроэнергии, принятые на регулируемый период;
КW 2 , Ку.е. – соответственно, коэффициенты изменения квадрата отпуска в сеть (потребления) электроэнергии и количества установленного оборудования в сети по факту регулируемого периода;
Wосф, Wоср – соответственно годовой фактический отпуск электроэнергии в сеть и отпуск в сеть, установленный на регулируемый период;
Wпоф, Wпор – соответственно годовое фактическое полезное потребление электроэнергии в сети и полезное потребление, установленное на регулируемый период; Σу.е.ф, Σу.е.р – соответственно фактическое количество условных единиц оборудования в электрической сети на конец регулируемого периода и расчетное количество единиц в сети, принятое на регулируемый период регулятором.
Технические потери электроэнергии в сети (ΔWТР), принимаемые для сетевой организации на регулируемый период при определении НВВ, высчитывают по формуле:

Технологические потери электроэнергии в сети, принимаемые при определении НВВ на регулируемый период, высчитывают по формуле:

где ΔWнпсур – нормативная погрешность приборов системы учета (ПСУ) электроэнергии, принимаемая на регулируемый период.
Принимается, что в НТПЭ, установленных на регулируемый период, величина составляющей погрешности ПСУ электроэнергии изменяется пропорционально отношению фактического отпуска электроэнергии к плановому отпуску в сеть, принятому при установлении НТПЭ на регулируемый период.
Фактические технологические потери электроэнергии по итогам регулируемого периода:

Из (11) выпадающие доходы (± ΔНВВпот) компенсации стоимости нормативных технологических потерь электроэнергии сетевой компании по итогам прошедшего регулируемого периода определяются следующим образом:

где Тпот – тариф (цена) технологических потерь электроэнергии, установленный на регулируемый период.
Выпадающие доходы (±ΔНВВсод) на содержание электрических потерь по итогам прошедшего регулируемого периода по электросетевой компании определяются по формуле:

где ΔWпоф и ΔWпор – соответственно фактический полезный отпуск в сети за прошедший период и плановый полезный отпуск в сети, установленный на регулируемый период; Тсод – ставка тарифа на содержание сетей, установленная на регулируемый период.
Покажем на примере расчет величины выпадающих доходов сетевой компании по итогам прошедшего регулируемого периода.

Пример

1. Примем по средним показателям распределительных электрических сетей России, что нагрузочные потери электроэнергии в сети составляют 70% величины суммарных технических потерь (ΔWТ), соответственно условно-постоянные потери составляют 30% технических потерь.
2. Величина нормативной погрешности приборов системы учета (ПСУ) электроэнергии обычно незначительная и может быть принята в размере 0,003% Wос или около 0,03 ΔWТ.
3. Зададим, что фактическое изменение отпуска электроэнергии в сеть (потребление) отличается от принятого при тарифном регулировании на ±25% (при принятом в тарифном регулировании темпе роста отпуска электроэнергии в сеть 1,04 или 4% в год, фактический рост отпуска в сеть в регулируемом периоде составил: 1,05 – рост к базовому отпуску; 1,03 – снижение к базовому отпуску).
4. Рассчитаем выпадающие доходы при превышении (снижении) фактического отпуска электроэнергии в сеть по сравнению с принятым базовым отпуском при тарифном регулировании на основании принятых допущений (пп. 1–3).
4.1. Превышение фактического отпуска электроэнергии в сеть по сравнению с принятым базовым отпуском на регулируемый период при установлении тарифа на передачу на 25% (с 4 до 5% в год) составляет:

ΔКу.е. = 1 / 35 . 0,3 – годовой темп прироста оборудования в электрической сети (где 35 лет – средний срок службы оборудования в электрической сети);
Ку.е.ф = 1 + ΔКу.е. – годовой темп роста количества оборудования в электрической сети.

На основании произведенных расчетов с учетом сделанных допущений нетрудно определить, что при увеличении (уменьшении) фактического темпа среднегодового прироста отпуска (потребления) электроэнергии в сети по сравнению с принятым отпуском электроэнергии в сети при тарифном регулировании на ±1% величина технологических потерь электроэнергии изменяется соответственно от +0,09 до –0,06% от размера суммарных технических потерь, установленных на регулируемый период. По приведенному в примере расчету видно, что величина выпадающих доходов электросетевой компании по стоимости компенсации расходов на оплату технологических потерь изменяется в пределах:

где +0,0233ΔWТ – недоучтенные в НВВ технологические потери электроэнергии при превышении фактического годового темпа прироста отпуска электроэнергии в сеть на 25 % по сравнению с принятым аналогичным показателем в балансе электроэнергии на регулируемый период;
–0,0143ΔWТ – избыточные в НВВ технологические потери электроэнергии, учтенные при тарифном регулировании при снижении фактического годового темпа прироста отпуска электроэнергии в сеть на 25% по сравнению с принятым в балансе электроэнергии на регулируемый период.
При наличии отчетных данных по балансам электроэнергии за прошедший регулируемый период и плановых балансов электроэнергии, принятых на этот регулируемый период при установлении тарифов и НВВ на передачу электроэнергии, по (13) нетрудно рассчитать выпадающие доходы электросетевой компании на содержание электрических сетей.

ТАРИФЫ ДЛЯ ОПЛАТЫ ПОТЕРЬ

При определении по (12) выпадающих доходов сетевой организации по компенсации стоимости нормативных технологических потерь электроэнергии, разница между нормативными технологическими потерями, определенными с учетом фактического баланса электроэнергии, и нормативными технологическими потерями, принятыми по прогнозному балансу электроэнергии на регулируемый период, умножается на тариф (цену) технологических потерь, установленный на регулируемый период регулирующим органом.
На практике, в связи со значительной долей электроэнергии на оптовом (розничном) рынке электроэнергии со свободным ценообразованием (в 2022 г. доля свободного рынка составит 76% от текущего потребления электроэнергии), фактическая цена покупки потерь будет отличаться от установленной регулирующим органом стоимости потерь, конечно, в большую сторону. Однако это не означает, что выпадающие доходы по компенсации стоимости технологических потерь должны определяться по тарифу с учетом свободного ценообразования на рынке электроэнергии.
Регулирующий орган устанавливает сетевым компаниям на регулируемый период тариф на оплату нормативных технологических потерь, учитывая долю свободного ценообразования. По этому тарифу должны оплачиваться нормативные технологические потери электросетевым компаниям и возможные величины их небаланса по результатам прошедшего периода. Другое дело, если стоимость электроэнергии в реальной ситуации отклоняется от принятой регулирующим органом доли свободного ценообразования. В данном случае этот дисбаланс должен учитываться, очевидно, в выпадающих доходах энергосбытовых компаний, которые потеряли выручку в результате дисбаланса цен.
Следует отметить, что у электросетевых компаний в структуре фактического технологического расхода (потерь) электроэнергии на ее транспорт около 30–40% от нормативных технологических потерь составляют сверхнормативные коммерческие потери электроэнергии [1–3]. Оплата этой составляющей – сверхнормативных коммерческих потерь электроэнергии – должна производиться сетевыми компаниями по фактическим ценам на электроэнергию на оптовом (розничном) рынке электроэнергии.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

При расчете выпадающих доходов по стоимости технологических потерь электроэнергии в сетях в НВВ на компенсацию потерь необходимо определять одновременно выпадающие доходы (сверхприбыль или убытки) в НВВ на содержание сетей при отличии фактического полезного отпуска электроэнергии в сеть по итогам прошедшего регулируемого периода.
В частности, если фактический полезный отпуск электроэнергии в сеть по итогам прошедшего регулируемого периода больше аналогичного показателя, предусмотренного на плановый регулируемый период, возникает недостаток средств в НВВ на компенсацию возникающих дополнительных потерь в сети.

Одновременно, при превышении полезного отпуска в сеть по факту регулируемого периода по отношению к плановому отпуску на этот период, увеличивается величина мощности, передаваемой в сеть. Следовательно, при неизменной ставке на регулируемый период на содержание сетей, возрастает составляющая НВВ на содержание сетей, т.е. возникает избыток средств в НВВ на содержание сетей, предусмотренных на регулируемый период, и наоборот.

Условия возникновения выпадающих доходов на передачу электроэнергии в электрических сетях:

Учет и контроль

На федеральном уровне ужесточается подход к учету потерь электроэнергии в сетях, и все электросетевые компании нацелены на минимизацию потерь. Сложнее всего энергетикам влиять на потери, образующиеся вследствие хищения электроэнергии. В Петербурге ее воруют на сотни миллионов рублей в год.

Фактические потери в сетевом комплексе определяются как разность между поступившей и потребленной электроэнергией, и делятся они на два вида — технологические и нетехнические. «Технологические потери обусловлены физическими процессами, происходящими при передаче электроэнергии. Но самая болезненная составляющая — это нетехнические потери, которые определяются как разность между фактическими и технологическими потерями на каждом уровне напряжения. Основная составляющая нетехнических потерь — хищения электроэнергии», — объясняет BG главный советник ПАО «Россети» Светлана Жолнерчик.

По ее словам, способы хищения разнообразны. «Начиная с того, что потребитель самовольно подсоединяется к сети без договора и заканчивая тем, что договор он заключает, но воздействует на прибор учета разными простыми и высокотехнологичными способами. Это проблема не только сетевых компаний. В конечном счете, за украденную электроэнергию платят и добросовестные потребители в рамках тарифа, а незаконное потребление электрической энергии снижает качество электроснабжения всех потребителей, приводит к авариям», — отмечает госпожа Жолнерчик.

В то же время «воровство электроэнергии — это и убытки самих похитителей, которых принято называть «недобросовестными потребителями», ведь плата за хищение электроэнергии несоразмерно выше, чем своевременная и полная оплата по тарифам. К тому же хищение электроэнергии — это административно и уголовно наказуемое деяние. При цивилизованной культуре потребления электроэнергии недопустимо потребление без счетчиков или с искажениями их показаний — это общественно порицаемое воровство», — говорит госпожа Жолнерчик.

В ПАО «Ленэнерго» (входит в группу «Россети», является крупнейшей электросетевой компанией в Петербурге и Ленобласти) называют снижение потерь электроэнергии в сетях приоритетным направлением работы. «Исторически сложилось, что в Петербурге высокий уровень потерь из-за большого износа электросетевого оборудования, в первую очередь в центральной части города. Несмотря на это, потери компании постепенно снижаются благодаря принятой в «Ленэнерго» целевой программе: в 2022 году они составили 12,2%, в 2022-м — 11,5%», — отмечают в «Ленэнерго».

Чтобы снижать потери, «Ленэнерго» модернизирует сетевое оборудование и линии, развивает систему учета электроэнергии, оптимизирует загруженность электросетей. Кроме этого, в «Ленэнерго» утверждают, что ведут активную борьбу с бездоговорным потреблением электроэнергии: выявляют факты, ликвидируют их и взимают коммерческие потери с недобросовестных потребителей. Сначала электросетевая компания высылает счет, но если его отказываются оплачивать, подается иск. Всего в 2022 году «Ленэнерго» подало 101 иск на общую сумму 283,2 млн рублей.

«С целью снижения рисков бездоговорного потребления электросетевая компания наладила взаимодействие с АО «Петербургская сбытовая компания» для одновременного заключения договоров энергоснабжения и технологического присоединения с заявителями», — отмечают в «Ленэнерго». В 2022 году компания планирует снизить потери до 11%.

В ПАО «МРСК Северо-Запада» (входит в ПАО «Россети», имеет семь филиалов в регионах СЗФО) рассказали BG, что за прошедшие два года потери электроэнергии в сетях компании не превысили 7% — нормативный уровень, закладываемый в тарифы МРСК Северо-Запада. Для снижения потерь в сетях компания реализует энергосервисные контракты — новые системы учета с привлечением внешних инвестиций. В 2022 году МРСК Северо-Запада заключила восемь энергосервисных контрактов на общую сумму в 800 млн рублей. В то же время компания строит новые системы учета в рамках своей инвестпрограммы, внедряет корпоративные технологические системы по расчету и анализу очагов фактических потерь (например, единую автоматизированную информационную систему транспорта электроэнергии), а также мотивирует персонал заниматься этой проблемой.

В АО «Ленинградская областная электросетевая компания» (ЛОЭСК) отмечают, что объем потерь в 2022 году составил 11,2%, что на 0,4% ниже показателя годом ранее. «Положительные тенденции к снижению потерь в сетях ЛОЭСК обусловлены выполнением компанией ряда технических и организационных мероприятий, направленных на оптимизацию и снижение уровня потерь в сетях компании, в том числе их коммерческой составляющей», — отмечает замгендиректора по экономике и финансам ЛОЭСК Жанна Айгильдина. По ее словам, наибольший эффект из состава проводимых мероприятий оказывает проводимая компанией политика максимальной автоматизации процесса сбора данных коммерческого учета электроэнергии.

Доля коммерческих потерь (по сути — воровства) в общем объеме потерь ЛОЭСК экспертно оценивается в размере до 1% от общей величины отпуска электроэнергии в сети компании. «Вариантов уйти от ненадлежащего исполнения обязательств по оплате за потребленную электроэнергии у конечных потребителей много: вмешательство в работу приборов учета (систем учета), установка приборов учета с пультом дистанционного отключения, бездоговорное потребление электроэнергии. Задача сетевой компании — проводить мероприятия, которые предусматривают эффективное снижение уровня коммерческих потерь электроэнергии при ее передаче», — говорит госпожа Айгильдина.

В ЛОЭСК также перечисляют необходимые меры: оперативное проведение мероприятий по отключению потребителей, имеющих задолженность по оплате за использованную электроэнергию, а также работа уведомительного характера, направленная на предупреждение фактов воровства, повышение уровня сознательности потребителей.

По словам госпожи Жолнерчик, отраслевое регулирование сейчас работает так, что электросетевые компании на пять лет могут включать в тариф только уровень потерь, определенный регулятором расчетным способом как минимальное значение из норматива потерь при передаче электроэнергии и фактических потерь при передаче за последний год. В соответствии с утвержденной методикой для определения норматива Минэнерго берутся схожие по ряду критериев сетевые компании и считается средний уровень их потерь на каждом уровне напряжения. Потери свыше нормативного уровня в тариф не включаются.

«Компании сравниваются разные, критерии спорные, но это нормативный акт, который требует исполнения. Бенчмаркинг жесткий, и он постепенно начинает применяться для дочерних обществ ПАО «Россетти». В такой регуляторике дочерние структуры «Россетей» стали искать решения проблемы потерь еще активнее, для компании это вопрос рентабельности, то есть, в конечном счете, развития», — утверждает госпожа Жолнерчик.

«В рамках норматива потери включены в тариф. В большинстве своем дочерние структуры «Россетей» укладываются в этот норматив. За исключением тех, где есть большие коммерческие потери, что также можно назвать воровством электроэнергии», — комментирует директор Фонда энергетического развития Сергей Пикин. По его словам, сейчас есть определенная уголовная ответственность за кражу электроэнергии, но этот институт практически не работает. «Важно не само наказание, а его неотвратимость и механизм реализации. И необходима четкая классификация и типологизация, за что и в каких случаях применять», — заключает господин Пикин.

Кто оплачивает потери электроэнергии в снт

Здравствуйте, в этой статье мы постараемся ответить на вопрос: «Кто оплачивает потери электроэнергии в снт». Также Вы можете бесплатно проконсультироваться у юристов онлайн прямо на сайте.

Законны требования оплаты потерь или нет? И как узнать реальный этот тариф электроэнергии по Воронежской области? И какие документы должны выдавать при оплате за электроэнергию? Спасибо!

Н. об обязании его установить технические средства, понижающие энергоснабжение на садовый дом №, так как это противоречит ст. 541 ГК РФ. Обязать СНТ «Видный» выдать ему справку на заключение индивидуального договора энергоснабжения с разрешенной балансовой мощностью . Взыскать с ответчика понесенные по делу судебные расходы за проезд и оплату государственной пошлины.

Способы уменьшения потерь в электрических сетях

Мы проживаем в СНТ. 28 августа, нам принесли предписание, о том, что у нас имеется задолженность в сумме 12500 рублей. Из которых был долг по эектроэнергии 2500 рублей, и задолженность по членским взносам за 2022 и 2022 года, в размере 10000 рублей. Мы погасили задолженность за свет полностью.
Законно ли это? Мы многодетная семья. Дом полностью запитан от электроэнергии (свет, отопление, вода). По уставу электроэнергия и членские взносы, платятся отдельно, но на один рассчетный счет. Ни где не прописано, что из членских взносов, что то уходит на оплату электроэнергии. Все пени и потери у нас так же оплачены полностью.

Но! Председатель поступает неправильно – его действия противозаконны, он не имеет права отключать. Предписание на отключение может выписать только энергосбытовая компания. Требовать деньги за подключение к электроэнергии после предшествовавшего самовольного отключения – также незаконно. И этим занимается прокуратура.

Дело в том, что согласно действующему законодательству, ограничить энергоснабжение могут лишь энергосбытовые, либо электросетевые компании. Садоводческое товарищество при этом обычно не обладает(в подавляющем большинстве случаев) статусом ни сетевой, ни сбытовой компании.

Естественно, что садоводы в этом товариществе погрязли в разборках, а вот уважаемое правление похоже не собирается ничего предпринимать. Их вполне устраивает такое положение дел. Жаль.

В судебном разбирательстве представитель СНТ заявил, решение о назначении повышенного тарифа было принято для того, чтобы покрыть потери, возникающие в электросетях и трансформаторах товарищества. Их объем составляет 5,2%.

Вышеуказанными методиками определяется максимальная нагрузка, создаваемая групповой сетью на силовом трансформаторе подстанции (групповая сеть — сеть, по которой осуществляется подключение квартиры в многоквартирном жилом доме, садового домика в садовом товариществе и т.д. к силовому трансформатору подстанции).

Как справедливо рассчитать и оплачивать потери в электросетях СНТ? Последние два способа оплаты наиболее приемлемые. Каждый член товарищества в этом случае будет платить в соответствие со своими годовыми затратами электричества.

Уделите особое внимание обследованию крупных потребителей, подключенных к сетям СНТ: магазинам, мастерским, фермам.

Отсутствует прямая связь между членскими взносами, коммунальными платежами и подачей электроэнергии, газа и др.

Не будет выходом и обращение в региональную службу — департамент цен и тарифов с просьбой утвердить рассчитанные СНТ или с помощью ЭСО технологические потери электроэнергии во внутренней сети в виде надбавки к тарифу 2.72 + 4.95% + 3% (цифра «3» взята без привязки к реальному расчёту).
Таким образом, тариф по оплате электроэнергии с учетом потерь без социальной нормы будет у каждого члена СНТ равен 3,66 руб./кВт.

Из всей этой кухни и доплат с переплатами СНТ можно выпутаться только одним способом. А именно: передать ЛЭП со всеми её наворотами и проблемами в собственность электроснабжающей организации.

В садоводческом товариществе предлагают оплатить потери электроэнергии.

Если один потратил 10 квт/ч, то платить он должен за 15 квт/ч, если потратил 20 квт/ч, то платить такой садовод должен за 30 квт/ч. Идём дальше.

Садоводческое товарищество передает свои электрические сети в сетевую компанию (продает, передает по договору аренды и др.). Каждый член садоводческого товарищества (как потребитель) заключает договор энергоснабжения с гарантирующим поставщиком (энергосбытом, который обслуживает данную территорию), и самостоятельно платит за свое потребление по показаниям своего счетчика.

Норматив потерь в электросетях СНТ составляет не более 5% от общего потребления. Между тем, их фактический объём порой достигает 30%. Причин здесь несколько. Это, в первую очередь, низкое качество сетей, хищения электричества и неправильный его учет. Вот и приходится дачникам платить больше того, что они потребили за год.

Дом с потребляемой мощностью 30 кВт может находиться в 30 метрах от трансформатора, и потери в участке сети от трансформатора до этого дома могут быть 0.1% от его потребления. А другой дом, который потребляет мощность 5 кВт, может находиться в километре от трансформатора, и потери от передачи электроэнергии к этому дому будут составлять 5 %.

Норматив потерь в электросетях СНТ составляет не более 5% от общего потребления. Между тем, их фактический объём порой достигает 30%. Причин здесь несколько. Это, в первую очередь, низкое качество сетей, хищения электричества и неправильный его учет. Вот и приходится дачникам платить больше того, что они потребили за год.

Никто, как правило, не задумывается откуда и как в счёте появляются цифры, пока в один из дней не происходит ошибка или показания Вашего индивидуального счётчика вдруг стали слишком большими. Тогда человек начинает вникать в суть, пытаясь разобраться в счёте, работе счётчика, тарифе и пр.

Потери электроэнергии в электрических сетях снт кто должен платить

Членство в товариществе прекращается принудительно решением общего собрания членов товарищества со дня принятия такого решения или с иной даты, определенной данным решением, в связи с неуплатой взносов в течение более двух месяцев с момента возникновения этой обязанности, если более продолжительный срок не предусмотрен уставом товарищества (часть 4 статьи 13 Федерального закона 217-ФЗ).

Установление тарифа, стоимость электроэнергии, условные единицы и много другое! Ищите решение проблемы? Пожалуйста.

Один из частых вопросов от посетителей звучит так: тарифы на электроэнергию, которые нам выставляют в садоводческом товариществе выше, чем утвержденный официальный тариф, это законно? Короткий ответ – нет, это не законно. Подробности – см. ниже.

Как видим, законодательство указывает, что члены СНТ имеют право на обеспечение их потребности в электроснабжении. И при этом они обязаны платить членские взносы, за счет которых это электроснабжение осуществляется. А так же ремонтируется, совершенствуется, обслуживается электросетевое хозяйство объединения. Н. за своей подписью выдал ему справку, в которой содержались сведения о выделении ему разрешенной балансовой мощности в размере , а также требования об установке ограничителя превышения мощности и оплате потерь мощности при транспортировке.

Обобщив всё сказанное, выход из ситуации видится следующий:

    Последовательность действий СНТ по утверждению величины технологических потерь во внутренней сети СНТ

Со своих садоводов СНТ (СПК, ДСК и пр.) не имеет права принимать платежи за потребленную электроэнергию по иному, отличному от установленного в субъекте РФ тарифу.

Звучание слова не выше его значения. Не важно, как мы назовем: «внутренний тариф» или тариф + кусочек членского взноса. Смысл остается один и тот же, то есть садоводы оплачивают электричество, ушедшее на нагрев проводов и т.п.

В соответствии с п.60 Методических указаний, расчет тарифов на отпускаемую тепловую энергию основывается на полном возврате потребителями теплоносителей в тепловую сеть и (или) на источник тепла.

Удельная нагрузка определяется как максимальная мощность отдельного электроприемника (садового домика), умноженного на статистический коэффициент, зависящий от количества электроприемников в групповой сети.

Правление садоводческого товарищества установило тариф оплаты за электроэнергию на 25% больше государственного , объясняя это тем, что собственник несет бремя финансовых расходов по поддержанию электросети в надлежащем состоянии.

Правильно ли я понимаю второй вариант, что садоводы платят энергосбыту по тарифу, а энергосбыт, при этом, еще и часть денег возвращает садоводству за передачу электроэнергии по сети товарищества к дому каждого из садоводов?

За потреблённую электроэнергию каждый конечный потребитель (садовод) платит по показаниям своего индивидуального счётчика. Есть ещё отдельные СНТ, где плата за потреблённую электроэнергию происходит дедовским способом.

Если не хватает мощности ТП – законодательством установлен порядок, каким образом увеличивается мощность подстанций. С 1 января 2022 года все расходы на увеличение мощности подстанций компенсируются за счет тарифов на услуги по передаче электрической энергии, путем согласования сетевыми организациями в установленном Правительством РФ порядке инвестиционных программ и их реализации.

Первое, что надо предпринять, так это довести «правду-матку» до садоводов и поднять людей на бунт (это в случае отсутствия реакции причастных к электроэнергии лиц в попытке наведения порядка).

Если Ваш председатель требует оплачивать потери электроэнергии-это не совсем корректно. Возможно есть общие траты по энергоснабжению общего имущества СНТ (общего пользование).

И хотя действующее законодательство и не содержит прямых разъяснений на этот счет, исходя из актуальной судебной практики, правильным является второй путь.

Акт об отключении электроэнергии в СНТ

Поводы могут быть самые разные. И задолженность по оплате электроэнергии(реальная или мнимая), и отказ оплачивать вынос счетчика на столб за пределами участка.

А к тому, что оплата потребляемой электроэнергии садоводами имеет ряд особенностей и не в пользу потребителя. Другими словами, если Вы в городе платите, к примеру, 2.80 руб. за 1 кВт/ч, то в СНТ придётся платить уже 3.00 руб. Хорошо, если у Вас в товариществе все платежи обоснованы, рассчитаны, понятны и прозрачны для каждого, наконец, соответствуют законодательству.

ММ.ГГГГ, выданного на основании решения главы администрации Шатурского района № от ДД.ММ.ГГГГ Право собственности зарегистрировано в ЕРГП ДД.ММ.ГГГГ, что подтверждается свидетельством о государственной регистрации права.

Честные Форекс брокеры этого года:
Оцените статью
Сайт любителей Форекса