CC BY
28
Вестник Института экономики Российской академии наук
6/2021
И.О. ПРОЦЕНКО
доктор экономических наук, профессор Высшей школы корпоративного управления РАНХиГС, ФГБОУ ВО Российская академия народного хозяйства и государственной службы при Президенте РФ
Д.В. АГАФОНОВ
кандидат экономических наук, заместитель директора Центра экономических исследований инфраструктурных отраслей Института экономики естественных монополий РАНХиГС, ФГБОУ ВО Российская академия народного хозяйства и государственной службы при Президенте РФ
В.В. КУЗНЕЦОВ
ведущий эксперт Центра методологии и судебной экономической экспертизы Института экономики естественных монополий РАНХиГС, ФГБОУ ВО Российская академия народного хозяйства и государственной службы при Президенте РФ
ПЕРСПЕКТИВЫ ФОРМИРОВАНИЯ ЕДИНЫХ МЕЖРЕГИОНАЛЬНЫХ ТАРИФОВ НА УСЛУГИ ПО ПЕРЕДАЧЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ В УСЛОВИЯХ ПРОВЕДЕНИЯ ЕДИНОЙ ГОСУДАРСТВЕННОЙ ТАРИФНОЙ
ПОЛИТИКИ1
В настоящее время на правительственном уровне активно обсуждается концепция выравнивания уровня энерготарифов между субъектами РФ. Реализация принципов единой государственной тарифной политики предполагает формирование единого регионального пространства, где существуют предпосылки к выравниванию уровня тарифов на услуги по передаче электрической энергии. В случае успешной ее реализации должны создаваться дополнительные стимулы экономического развития, в том числе инвестиционной привлекательности в субъектах РФ, где наблюдается высокий уровень тарифов на электрическую энергию.
Основная цель статьи - оценить необходимость масштабного сглаживания тарифов в РФ в условиях нерешенных структурных проблем электросетевого комплекса. Для этого авторы проанализировали основные тенденции развития электросетевого комплекса, рассмотрели межрегиональные различия в тарифах на передачу электрической энергии, которые в настоящее время наблюдаются между разными субъектами РФ.
Ключевые слова: тариф на передачу электрической энергии, территориальная дифференциация тарифов, передача электрической энергии, электросетевой комплекс.
1БЬ: Ъ94, 025, К58.
ЭО1: 10.52180/2073-6487_2021_6_97_126.
1 Статья подготовлена в рамках выполнения научно-исследовательской работы государственного задания РАНХиГС.
В условиях реализации крупнейших инвестиционных проектов в Российской Федерации ключевую роль в экономическом и технологическом развитии национальной экономики играет электроэнергетика. Электросетевой комплекс рассматривается как один из драйверов экономического роста и повышения устойчивости национальной экономики. Стабильное функционирование электросетевых предприятий является залогом обеспечения надежного, качественного и доступного энергоснабжения промышленных потребителей и населения в долгосрочном периоде.
Естественно-монопольная модель функционирования электросетевого комплекса, которая во многом определяет векторы стратегического развития, формирует государственную тарифную политику в отношении предприятий электросетевого комплекса. Деятельность электросетевых предприятий при реализации услуг по транспортировке электрической энергии является основной составляющей при формировании тарифа на электрическую энергию. За 2019-2020 гг., по оценкам Ассоциации «НП Совет рынка», доля расходов на оплату услуг предприятий электросетевого комплекса по передаче электрической энергии в структуре конечного тарифа может варьироваться в диапазоне 48-54% в зависимости от федерального округа2.
По итогам государственной тарифной кампании за 2020 г. наблюдается существенная разница в величине устанавливаемых регулирующими органами тарифов на услуги по передаче электрической энергии (сетевых тарифов) между субъектами Российской Федерации. Так, на территории Республики Тыва тариф на передачу электрической энергии составил 4,9 руб./ кВт'ч, что в 3,5 раза выше уровня тарифа на передачу электрической энергии для потребителей в географически соседней Иркутской области (1,4 руб./ кВт•ч) [3]. Разница в уровне тарифов обусловлена региональными особенностями, в том числе проводимой местными органами власти государственной тарифной политики. Тем не менее сложившаяся ситуация может приводить к формированию неравных условий для социально-экономического развития субъектов Российской Федерации. В соответствии со Стратегией экономической безопасности Российской Федерации до 2030 г.3 существенное различие в уровне и темпах социально-экономического развития в разных регионах нашей страны является важной угрозой для экономической безопасности России.
Введение единых межрегиональных тарифов должно нивелировать разницу в величине тарифов на электрическую энергию между регионами.
2 https://www.np-sr.ru/ru/partnership/annualreport/index.htm.
3 Указ Президента РФ от 13.05.2017 N 208 «О Стратегии экономической безопасности Российской Федерации на период до 2030 года».
Таким образом, становится актуальной задача - оценить состояние развития электросетевого комплекса, выявить проблемы и перспективы введения единых межрегиональных тарифов на услуги по передаче электрической энергии в Российской Федерации. В данной статье рассмотрены основные аспекты, которые необходимо учитывать при внедрении новой модели тарифообразования4.
Основные характеристики электросетевого комплекса
Российской Федерации
На деятельность электросетевого комплекса в Российской Федерации оказывает свое влияние ряд важнейших территориальных, природно-климатических и исторических факторов. В отличие от мировых аналогов эксплуатация отечественного электросетевого комплекса имеет ряд особенностей и свою специфику. Российский электросетевой комплекс обслуживает территорию площадью свыше 17 млн кв. км с разнообразными климатическими условиями. Исторически электросетевое хозяйство формировалось на базе планов ГОЭРЛО в рамках формирования единой энергетической системы страны (ЕЭС России). Функционирование в рамках ЕЭС России требует от предприятий электросетевого комплекса обеспечение особой надежности при передаче и распределении электрической энергии в соответствии с требованиями, установленными государственными институтами. В связи с этим электросетевой комплекс необходимо рассматривать как инфраструктурную отрасль, где основным видом деятельности является транспортировка и преобразование электрической энергии.
Вопросам развития инфраструктурных отраслей посвящен целый ряд научных работ. Несмотря на различия в определениях и используемых подходах к исследованию роли инфраструктуры в нашей стране, большинство отечественных ученых-экономистов (Е.Г. Ясин, В.Б. Кондратьев, В.А. Шумаев) определяют роль инфраструктуры как обеспечительную, особенно в контексте решения задач социально-экономического развития [6; 12; 13].
Электросетевой комплекс Российской Федерации представляет собой технологически сложнейший комплекс связанных между собой линий электропередач и трансформаторных подстанций. Под оперативным управлением ПАО «Россети» - национального оператора электрических сетей - в настоящее время находятся линии электро-
4 Основными методами статистического исследования, используемыми авторами в настоящей статье, являются сбор и группировка материалов статистического наблюдения; детальный анализа абсолютных и относительных статистических величин.
передач (ЛЭП) общей протяженностью 2,4 млн км, 528 тыс. шт. подстанций, трансформаторная мощность которых 809 ГВА5.
Основа ЛЭП - это распределительные сети6, на долю которых приходится 75-76% от суммарной протяженности электросетевого хозяйства Российской Федерации.
На долю распределительных трансформаторных подстанций приходиться порядка 55,8% от суммарной трансформаторной мощности электрических подстанций (см. табл. 1).
Таблица 1
Структура мощности трансформаторных подстанций сетевого комплекса Российской Федерации
№ п/п Подстанции Мощность, МВА Количество, шт. Структура, %
по трансформаторам по мощности
1 Всего по электросетевому хозяйству 781 267 501 834 100 100
1.1 Системообразующие (магистральные) 344 990 876 0,17 44,16
1.2 Распределительного комплекса 436 277 500 958 99,83 55,84
Источник: [8, с. 12].
Таким образом, отечественный электросетевой комплекс характеризуется огромной протяженностью ЛЭП и высоким уровнем трансформаторной мощности. Значительная часть сетевой инфраструктуры относится к системообразующей, что объясняется масштабностью по площади обслуживания, территориальной особенностью распределения крупной генерации.
Оценка развития электросетевого комплекса в условиях существующей тарифной политики
Проводимая государством тарифная политика в отношении предприятий электросетевого комплекса базируется на применении стимулирующих методов регулирования, в основе которых лежат расчеты важнейших параметров электросетевой деятельности по следующим принципам (в прямой зависимости от выбранного метода расчета тарифов на передачу электрической энергии):
5 https://rosstat.gov.ru/enterprise_industrial.
6 Сети низкого (0,4 кВ) и среднего второго напряжения (6-20 кВ).
- расчет предельной выручки, где предусматривается возможность формирования для собственника (инвестора) резервов дополнительных фактических объемов прибыли на вложенный капитал за счет утвержденных на базовый период регулятором величин нормируемой прибыли;
- сдерживание конечной стоимости услуг по передаче электрической энергии за счет строгого регламентирования отдельных статей затрат и инвестиционных программ электросетевых компаний7.
Согласно научным трудам Ю.А. Орловой, стимулирующим методам установления тарифов на передачу электрической энергии характерен гибридный механизм, где теоретически предусмотрено совмещение элементов так называемого традиционного регулирования: метода регулирования расходов предприятий электросетевого комплекса (cost of service) и метода регулирования границ предельного уровня тарифов электросетевых предприятий (price cap) [7]. По мнению И.Ю. Золотовой, метод стимулирующего регулирования основан на расчете уровня предельной выручки регулируемой сетевой организации, тарифа на ее услуги или финансового результата с учетом применения стимулирующих механизмов [5]. С учетом различных мнений, изложенных в научных трудах отечественных и зарубежных ученных-экономистов (P.L. Joskow [15], P.R. Kleindorfer M.A., Crew [14], Ю.А. Орлова, И.Ю. Золотова), авторы настоящей статьи под стимулирующим тарифным регулированием понимают регулирование деятельности предприятий электросетевого комплекса со стороны государственных институтов по следующим направлениям:
- снижение операционных затрат с одновременным ростом надежности предоставляемых услуг;
- бережливое использование материальных и энергетических ресурсов при оказании услуги по передаче электрической энергии;
- детальный отбор эффективных для территориального развития проектов инвестиционных программ и строгий контроль за их реализацией.
Основной составляющей в структуре сетевого тарифа на услуги по передаче электрической энергии ПАО «Россети» являются затраты, направляемые на техническое содержание основных фондов распределительной электросетевой инфраструктуры (ставка на содержание распределительных электросетей). Кроме этого, в тариф на услуги по передаче электрической энергии включаются расходы на оплату
7 Постановление Правительства РФ от 29 декабря 2011 г. № 1178 «О ценообразовании в области регулируемых цен (тарифов) в электроэнергетике».
услуг «Россети ФСК ЕЭС», нормативные (утвержденные регулирующими органами) потери электрической энергии в сетях, расходы на оплату услуг, территориально смежных электросетевых организаций (см. табл. 2).
Таблица2
Распределение расходов в структуре тарифа на услуги по передаче электрической энергии ПАО «Россети» за 2019-2020 гг.
№ п/п Показатели 2019 г. млрд руб. 2020 г. млрд руб. Доля в 2020 г., %
1 Расходы на оплату нормативных (технологических) потерь в распределительных сетях 126 136 15,30
2 Оплату услуг смежных территориальных сетевых организаций по индивидуальным установленным тарифам 164 170 19,12
3 Оплата услуг ФСК ЕЭС 147 150 16,87
4 Необходимая валовая выручка на содержание объектов электросетевого хозяйства региональных сетевых компаний 417 433 48,71
5 Всего 854 889 100
Источник: составлено авторами по: годовой отчет ПАО «Россети» за 2020 г. http://www. rustocks.com/put.phtml/MRKH_2020_RUS.pdf.
Свыше 80% расходов в структуре сетевого тарифа относятся на функционирование предприятий распределенного электросетевого комплекса.
Методы тарифного регулирования. В соответствии с российским тарифным законодательством в отношении электросетевых предприятий, оказывающих услуги естественно-монопольного характера, регуляторной средой могут применяться два метода тарифного регулирования - метод доходности инвестированного капитала (RAB-регулирование) и метод долгосрочной индексации необходимой валовой выручки. Выбор метода, по которому рассчитывается сетевой тариф, находится в компетенции государственных институтов -отдельных региональных служб (управления) по тарифам в составе регионального правительства, при обязательном согласовании с федеральной антимонопольной службой (ФАС России). По итогам 2020 г. в регионах присутствия дочерних компаний, входящих в структуру ПАО «Россети», преимущественно предусматривается использование метода долгосрочной индексации необходимой валовой выручки
(в 55 субъектах). Тарифное регулирование на базе метода доходности инвестированного капитала (ИЛБ-регулирования) используется регулирующими органами в 10 субъектах присутствия и в компании «Рос-сети ФСК ЕЭС» - энергетической компании, ответственной за содержание и управление магистральными электрическими сетями8. В связи со сложностью внедрения и рисками ускоренного роста тарифов на услуги по передаче электрической энергии метод тарифного регулирования на базе ИЛБ-регулирования не оправдал себя и как инструмент расчета уровня тарифов широкого применения у регулирующих органов на территории Российской Федерации. В российской практике ИЛБ-регулирования отмечались проблемы искусственного занижения регулирующими органами плановых показателей выручки базового периода, что объяснялось необходимостью компенсации выпадающих доходов предприятиям электросетевого комплекса. После семи лет использования метода ИЛБ-регулирования потери ПАО «Россети» вследствие постоянного пересмотра и сглаживания долгосрочных параметров регулирования оценивались на уровне 65 млрд руб.9
Таким образом, опыт внедрения ИЛБ-регулирования свидетельствует о том, что нововведения в государственную систему тарифного регулирования неоднозначно воспринимаются регуляторной средой и могут приводить к ускоренному росту тарифов, что не соответствует основному постулату российской тарифной политики - сдерживанию роста тарифов в рамках инфляционных ожиданий.
Деятельность предприятий электросетевого комплекса в количественном выражении можно оценить по объему оказанных услуг по передаче электрической энергии. За последний отчетный период (2020 г.) потребление электрической энергии на территории Российской Федерации оценивалось на уровне 1 085,1 млрд кВтч (см. табл. 3) Суммарное энергопотребление зависит от двух величин: от спроса со стороны промышленных потребителей и от фактического объема потерь электрической энергии в сетях при передаче. Сложившаяся динамика энергопотребления напрямую зависит от совокупности экономических и политических условий, определяющих состояние российской экономики. Сокращение потребления электрической энергии (в сравнении с прошлым годом) отмечается в 2015 и 2020 гг., в период кризисных явлений в российской экономике. В целом за последние 10 лет в Российской Федерации рост энергопотребления (на уровне 7,4%) происходил на фоне постепенного сокращения потерь электрической энергии в сетях (с 10,4 до 8,8%), что является положи-
8 Постановление Правительства РФ от 29.12.2011 № 1178 «О ценообразовании в области регулируемых цен (тарифов) в электроэнергетике».
9 https://peretok.ru/news/nets/17866/.
Таблица 3
Основные показатели электробаланса Российской Федерации
Период Потребление электроэнергии, млрд кВтч Потери электрической энергии в сетях Полезный отпуск электрической энергии потребителям, млрд кВт.ч
млрд кВтч % всего в том числе
прочие потребители население
2010 г. 1009,6 104,9 10,4 904,7 777,6 127,1
2011 г. 1021,2 105 10,3 916,2 785,3 130,9
2012 г. 1037,5 106,7 10,3 930,8 793,7 137,1
2013 г. 1031,3 102,2 9,9 929,1 788,1 141
2014 г. 1040,4 106,9 10,3 933,5 790 143,4
2015 г. 1036,4 106,6 10,3 929,8 785,8 144
2016 г. 1054,6 107,2 10,2 947,3 796,1 151,2
2017 г. 1059,7 105,3 9,9 954,4 801,6 152,9
2018 г. 1076,2 103,1 9,6 973,1 816,5 156,6
2019 г. 1110,1 99,1 8,9 998,1 816,5 160,8
2020 г. 1085,1 95,6 8,8 981,6 818,2 163,4
Источник: составлено авторами по: данные Росстата. https://www.gks.ru/enterprise_ industrial, Минэнерго РФ. https://minenergo.gov.ru/node/532 и Исполнительного комитета Электроэнергетического Совета СНГ. http://energocis.ru/rumain67.
тельным моментом и может свидетельствовать о проводимых работах по техническому переоснащению оборудования в распределительном комплексе.
По данным ПАО «Россети», в распределительном комплексе прослеживается региональная дифференциация по величине потерь электрической энергии, возникающих при ее транспортировке (см. табл. 4).
За рассматриваемый период практически по всем ДЗО распределительного комплекса ПАО «Россети» (за исключением Россети Центр и Приволжье, Россети Северный Кавказ и Россети Томск) наблюдается постепенное сокращение уровня потерь электрической энергии в сетях. В целом по распределительному комплексу ПАО «Россети» уровень потерь за период 2018-2020 гг. сократился с 8,39 до 8,13%.
Вместе с тем в отечественной практике тарифного регулирования наблюдается опасная тенденция к расчету величины нормативных потерь, учитываемых в тарифе на услуги по передаче электрической
Таблица 4
Уровень потерь электрической энергии по филиалам ПАО «Россети»
за 2018-2020 гг., %
№ п/п Название ДЗО 2018 г. 2019 г. 2020 г.
1 Распределительный комплекс, в том числе: 8,39 8,16 8,13
1.1 Россети Центр 10,6 10,23 9,83
1.2 Россети Центр и Приволжье 7,84 7,94 7,93
1.3 Россети Волга 6,48 6,17 6,12
1.4 Россети Северо-Запад 6,59 6,23 6,22
1.5 Россети Сибирь 7,81 7,82 7,53
1.6 Россети Томск 9 8,71 9,09
1.7 Россети Урал 7,42 6,72 6,95
1.8 Россети Юг 9,8 9,28 8,85
1.9 Россети Северный Кавказ 19,98 22,68 23,23
1.10 АО «Чеченэнерго» 35,87 36,8 34,09
1.11 Россети Кубань 11,25 10,62 10,04
1.12 Россети Московский регион 8,1 7,67 7,53
1.13 Россети Ленэнерго 11,34 10,82 10,87
1.14 Россети Тюмень 2,84 2,66 2,67
1.15 Россети Янтарь 12,57 11,46 10,12
2 Россети ФСК ЕЭС - магистральный комплекс 4,4 4,15 4,3
Итого ПАО «Россети» 8,95 8,58 8,64
Источник: составлено авторами по: годовой отчет ПАО «Россети» за 2020 г. http://www. rustocks.com/put.phtml/MRKH_2020_RUS.pdf.
энергии, на базе их фактической величины. Такая практика, используемая регулирующими органами, способствует росту тарифов на услуги по передаче электрической энергии [2]. Наиболее высокий уровень потерь электрической энергии наблюдается в регионах Северного Кавказа, где помимо высокого износа сетевой инфраструктуры присутствуют проблемы коммерческих потерь по незаконно подключенным к сетям объектам.
Ввод межрегиональных тарифов предполагает выравнивание ставки на оплату потерь электрической энергии, как одной из важнейших составляющих структуры тарифа на передачу электрической энергии. В случае перехода на межрегиональный тариф между субъектами РФ, где наблюдается высокая разница в уровне потерь электрической энергии, это приведет к автоматическому перераспределению объ-
ема потерь внутри межрегионального тарифа. Уровень потерь в сетях Республики Дагестан составляет свыше 30% (входит в состав Россети Северный Кавказ), что в 2 раза превышает аналогичный показатель распределительного электросетевого комплекса соседней Астраханской области (филиал ПАО «Россети Юг» - «Астраханьэнерго», 14,73% от отпуска в сеть). Соответственно, сглаживание тарифов между данными субъектами, приведет к необоснованной и резкой дополнительной нагрузке на потребителей Астраханской области, особенно на бизнес. Таким образом, возможное объедение регионов Северного Кавказа с регионами Южного федерального округа должно рассматриваться в последнюю очередь, после апробации в других регионах и обязательного снижения потерь в электросетях распределительного комплекса в зоне ответственности филиала - Россети Северный Кавказ.
По состоянию на начало 2020 г. средний износ оборудования по магистральному и распределительному электросетевому хозяйству ПАО «Россети» оценивался на уровне 51% и 53,9% соответственно, что выше аналогичных показателей на начало 2016 г. (см. рис. 1).
Рис. 1. Динамика износа основных фондов сетевого хозяйства ПАО «Россети».
Источник: составлено авторами по: данные Росстата (https://rosstat.gov.ru/ &Ыег/14304) и по годовой отчет ПАО «Россети» за 2020 г. http://www.rustocks.com/ put.phtml/MRKH_2020_RUS.pdf.
Существенной проблемой в электросетевом комплексе остается состояние основных фондов, их моральный и физический износ. Как видно из рис. 1, физический износ основных фондов ПАО «Россети» превышает среднероссийские показатели износа основных фондов, также как и в среднем по энергетике. В отрасли имеет место отставание технологического уровня от лучших мировых практик, где активно предусматривается использование интеллектуальных электрических
сетей на базе технологий Smart Grid10. И если снизить темпы физического износа можно за счет проведения эффективного технического обслуживания и ремонтных работ, то единственно возможным способом преодоления морального износа в электросетях являются программы модернизации, включаемые в состав инвестиционных программ.
Процессы старения основных фондов в электросетевом хозяйстве происходят на фоне устойчивого роста тарифов на услуги по передаче электрической энергии (см. рис. 2).
Рис. 2. Динамика тарифа на услуги распределительного и магистрального электросетевого комплекса ПАО «Россети» за 2016-2020 гг., % по отношению к индексу потребительских цен (ИПЦ).
Источник: составлено авторами по: данные Росстата. https://rosstat.gov.ru/folder/14304 и по годовой отчет ПАО «Россети» за 2020 г. http://www.rustocks.com/put.phtml/ MRKH_2020_RUS.pdf.
Государственное тарифное регулирование в электросетевом комплексе ориентировано на сдерживание темпов роста тарифов для потребителей на уровне закладываемых инфляционных ожиданий. Исходя из таких условий, перспективное развитие электросетевой инфраструктуры напрямую зависит от внутренних резервов роста эффективности электросетевых компаний.
10 Smart Grid представляет собой модернизированные электрические сети, которые используют информационные и коммуникационные технологии сбора информации о производстве и потреблении электрической энергии. Использование таких технологий в электросетях позволяет увеличивать эффективность, надежность, устойчивость транспортировки электрической энергии.
Тарифные решения регулирующих институтов (по итогам 2020 г.) соответствуют выбранному государством курсу по сдерживанию тарифов в электросетевом комплексе по принципу «инфляция минус». Существующая тарифная конфигурация, с одной стороны, обеспечивает постепенное сокращение потерь электрической энергии, но, с другой - не в состоянии сформировать вектор активной модернизации основных фондов на базе использования новейших технологий интеллектуальных электрических сетей.
С 2011 г. (с момента ввода RAB-регулирования) и по настоящее время ежегодный объем финансирования инвестиционной программы ПАО «Россети» оценивался в диапазоне 230-350 млрд руб., где на долю работ по техническому перевооружению, реконструкции и новому строительству приходится свыше 50% от общего уровня финансирования. Основными источниками финансирования реализации утвержденных инвестиционных программ являются собственные источники (тарифные средства). Национальный оператор электрических сетей ежегодно отчитывается о вводе новой мощности и линий электропередач (к примеру, по итогам 2020 г. по группе компаний ПАО «Россети» было введено 9,2 тыс. МВА трансформаторной мощности и 25,2 тыс. км ЛЭП). Тем не менее, несмотря на включение в состав сетевого тарифа расходов на реализацию инвестиционных программ электросетевых предприятий, радикального изменения существующего тренда по обновлению основных фондов не наблюдается. Мы связываем эти процессы с отсутствием детального контроля со стороны регуляторов за исполнением инвестиционных программ, а также включением в состав инвестиционных программ заведомо неэффективных расходов.
Хотелось бы обратить внимание на то, что внедрение нового вида тарифов на услуги по передаче электрической энергии (межрегиональные тарифы) за счет объединения тарифного пространства между субъектами РФ планируется осуществлять в условиях нерешенных и накопившихся проблем в распределительном электросетевом комплексе, важнейшими из которых являются:
- наличие перекрестного субсидирования между населением и прочими потребителями (по экспертным оценкам Института экономики естественных монополий РАНХиГС объем перекрестного субсидирования составляет 237 млрд руб., или 26,7% от необходимой валовой выручки на содержание электрических сетей). В настоящее время остается дискуссионным вопрос о распределении перекрестного субсидирования между субъектами РФ, которые сформируют единое тарифное пространство. Ввод межрегиональных тарифов проблему перекрестного субсидирования полностью не решит, т. к. существуют риски несправедли-
вого перераспределения объема закладываемого перекрестного субсидирования на потребителей соседнего региона; - отсутствие стимулов к внутренней оптимизации деятельности электросетевых компаний за счет используемых методов ценообразования. Как было отмечено выше, предусмотренный законодательством прогрессивный метод расчета тарифов на базе доходности инвестированного капитала (RAB-регулирования) постепенно вытесняется за счет активного использования метода долгосрочной индексации необходимой валовой выручки сетевых организаций. Опыт внедрения новых методов ценообразования в распределительном электросетевом комплексе показывает, что возникают структурные риски некорректного тарифного регулирования со стороны регуляторов: частый пересмотр тарифов, отсутствие в экспертных заключениях детальных обоснований сокращения расходов и т. д. Отсюда возникают структурные риски некорректного расчета уровня сетевых тарифов в рамках единого тарифного пространства, особенно в условиях отсутствия методических указаний по расчету величины межрегиональных тарифов. Тем не менее в соответствии с Распоряжением Правительства Российской Федерации от 27.05.2021 г. № 1384-р дан старт постепенному переходу на совместное (единое) тарифное регулирование при формировании тарифов на услуги по передаче электрической энергии для прочих потребителей (за исключением населения и приравненных к данной категории потребителей) по ряду субъектов РФ. К ним относятся Республика Алтай и Алтайский край; Ростовская область и Республика Калмыкия; Курганская область и Тюменская область (включая Ханты-Мансийский и Ямало-Ненецкий автономный округа).
Первые результаты (на второе полугодие 2021 г.) формирования единого тарифного пространства и внедрение межрегиональных тарифов на передачу электрической энергии представлены ниже.
Тарифные последствия при формирования единых межрегиональных тарифов в распределительном электросетевом комплексе
Ежегодно регулирующие органы субъектов РФ принимают нормативно-правовые акты, в которых устанавливается величина тарифа на первое и второе полугодие следующего года. На их основе на рис. 3-5 мы отразили утвержденные регуляторами на второе полугодие 2021 г. (до и после момента ввода межрегиональных тарифов) сетевые тарифы, дифференцированные на высокое напряжение (ВН)11, сред-
11 Объекты электросетевого хозяйства (110 кВ и выше).
нее первое напряжение (СН1)12, среднее второе напряжение (СН2) низкое напряжение (НН)14.
13
600 5,00 4,00 3,00 2,00' 1,00 0,00
I
I
п
вн
СН2
нн
CHI
Уровень напряжения
□ Единый котловой тариф до ввода межрегиональных тарифов (Республика Алтай)
□ Единый котловой тариф до ввода межрегиональных тарифов (Алтайский край) ■ Межрегиональный тариф
Рис. 3. Сравнительный анализ сетевых тарифов Республики Алтай и Алтайский край, утвержденных регуляторами на второе полугодие 2021 г. (до и после ввода межрегиональных тарифов).
Источник: составлено авторами по нормативным актам (см. сноску 15 на с. 111).
600 5,00 4,00 3,00 2,00 1,00 0,00
11I П.....I
ВН CHI CH2 HH
Уровень напряжения
□ Единый котловой тариф до ввода межрегиональных тарифов (Тюменская область)
□ Единый котловой тариф до ввода межрегиональных тарифов (Курганская область) ■ Межрегиональный тариф
Рис. 4. Сравнительный анализ сетевых тарифов Тюменской и Курганской областей, утвержденных регуляторами на второе полугодие 2021 г. (до и после ввода межрегиональных тарифов).
Источник: составлено авторами по нормативным актам (см. сноску 15 на с 111).
12 Объекты электросетевого хозяйства (35 кВ).
13 Объекты электросетевого хозяйства (20-1 кВ).
14 Объекты электросетевого хозяйства (ниже 1 кВ).
Рис. 5. Сравнительный анализ сетевых тарифов Ростовской области и Республики Калмыкия, утвержденных регуляторами на второе полугодие 2021 г. (до и после ввода межрегиональных тарифов).
Источник: составлено авторами по нормативным актам15.
В результате ввода межрегиональных тарифов во втором полугодии 2021 г. наблюдаются существенные сокращения величины тарифов в регионах, где отмечается низкий уровень потребления (в сравнении с регионами-донорами) и высокие тарифы по среднему и низкому напряжению (основных диапазонах потребления среднего и малого бизнеса, предприятий легкой промышленности).
15 Приказ Региональной службы по тарифам Республики Калмыкия от 30 декабря 2020 г. № 75-п/э; приказ Региональной службы по тарифам Республики Калмыкия от 17.06.2021 № 34-п/э; постановление Региональной службы по тарифам Ростовской области от 29 декабря 2020 г. № 60/23; постановление Региональной службы по тарифам Ростовской области от 17.06.2021 № 28/39; распоряжение Правительства РФ от 27.05.2021 № 1384-р, распоряжение Региональной энергетической комиссии Тюменской области, Ханты-Мансийского автономного округа - Югры, Ямало-Ненецкого автономного округа от 15 июня 2021 г. № 10; распоряжение Региональной энергетической комиссии Тюменской области, Ханты-мансийского автономного округа - Югры, Ямало-ненецкого автономного округа от 30 декабря 2020 г. №30; постановления Департамента государственного регулирования цен и тарифов Курганской области от 23 декабря 2020 г. № 57-1; постановление Департамента государственного регулирования цен и тарифов Курганской области от 15.06.2021 № 22-1; приказ Комитета по тарифам Республики Алтай от 30.12.2020 г. №47/1; решение Управления Алтайского края по государственному регулированию цен и тарифов от 27 декабря 2019 года №589 (с изменениями от 11.03.2020 №27, от 30.06.2020 №70, от 29.12.2020 №556 (ред. 27.01.2021), от 24.05.2021 №49); приказ Комитета по тарифам Республики Алтай от 18.06.2021 г. №8/1; решение Управления Алтайского края по государственному регулированию цен и тарифов от 18.06.2021 г. №59 (далее -нормативно-правовых актов органов регулирования в Республиках Алтай, Калмыкия, Алтайского края, Курганской, Ростовской и Тюменской областей).
Например, снижение тарифов для потребителей Республики Калмыкия в диапазоне 28-29% (по низкому напряжению, среднему первому и среднему второму в сравнении с котловым тарифом до момента ввода межрегионального тарифа) достигнуто за счет снижения тарифов по среднему второму и низкому напряжению потребителей Ростовской области в среднем на 1,5%. Для потребителей Курганской области снижение тарифов (на 17-26% в зависимости от уровня напряжения) достигнуто за счет одновременного повышения тарифов для потребителей Тюменской области в пределах 1,5% (преимущественно по низкому напряжению). По итогам пересмотра и ввода единых межрегиональных тарифов для потребителей Республики Алтай наблюдается существенное изменение величины тарифов на услуги по передаче электрической энергии по всем диапазонам напряжения (от 20% до 60% в зависимости от вида напряжения), при этом в Алтайском крае тарифы существенно не изменились (менее 1%).
За счет высоких объемов энергопотребления на потребителях Тюменской области объединение тарифного пространства с Курганской областью значительно не отразится. Вместе с тем для Курганской области, где наблюдаются наиболее высокие тарифы на электрическую энергию в Уральском федеральном округе, объедение тарифного пространства положительно скажется на финансово-хозяйственной деятельности предприятий и предпринимателей региона. По оценкам региональных властей, экономия средств уже на современном этапе может достичь порядка 130 млн руб. (для бюджетных потребителей) и порядка 645 млн руб. для промышленных предприятий [11].
С учетом большого объема потребления электрической энергии в Ростовской области (в сравнении с Республикой Калмыкия) ввод межрегиональных тарифов с целью снижения уровня тарифов для поддержки производственных предприятий и создания благоприятных условий для развития бизнеса в Республике Калмыкия является оправданным. Учитывая специфику работы электросетевого комплекса в Республике Калмыкия, где, в отличие от Ростовской области, отсутствуют емкие производственные мощности, наблюдается удаленность населенных пунктов, низкая плотность населения, снижение уровня тарифов для юридических лиц и сферы среднего и малого предпринимательства является целесообразным (потребление на среднем и низком напряжении).
Таким образом, с точки зрения активизации экономической деятельности в регионах с высокими тарифами, ввод межрегиональных тарифов можно назвать перспективным решением. Однако на основе анализа решений регулирующих органов нами найден ряд существенных недостатков, которые впоследствии могут негативно сказываться
на экономическом и социальном положении регионов, объединенных в единое тарифное пространство.
Установление межрегиональных тарифов фактически привело к перераспределению величины перекрестного субсидирования, учитываемой при определении указанных тарифов на услуги по передаче электрической энергии, то есть часть величины перекрестного субсидирования с потребителей одного региона перекладывается на потребителей другого региона. Указанное перераспределение приводит к тому, что в паре субъектов РФ, для которых определены межрегиональные тарифы, при существующей системе договорных отношений (территориальный принцип ценообразования в рамках одного субъекта РФ), в одном из субъектов РФ при расчетах по заключенным территориальными сетевыми организациями договорам сбор «котловой» необходимой валовой выручки территориальных сетевых организаций не будет обеспечен, а в другом субъекте РФ будет избыточен. При этом совокупная «котловая» выручка двух регионов РФ, для которых установлены межрегиональные тарифы, должна обеспечить суммарную НВВ (необходимая валовая выручка) территориальных сетевых организаций, осуществляющих деятельность по передаче электрической энергии на территориях каждого из регионов, определенную регулирующими органами до пересмотра тарифов. Таким образом, возникает новый вид межрегионального перекрестного субсидирования.
В то же время имеет место не всегда корректный расчет величины перекрестного субсидирования, не соответствующий принципам тарифного законодательства (см. табл. 5).
Таким образом, анализ принятых тарифных решений, проведенный авторами исследования, показал, что установленные межрегиональные тарифы не во всех регионах обеспечивают сбор совокупной котловой НВВ (см. табл. 6).
Проведенное исследование позволяет нам утверждать, что принятые тарифно-балансовые решения на второе полугодие 2021 г. в отдельных субъектах РФ являются несбалансированными. Указанные отклонения между установленной региональными органами величиной экономически обоснованной НВВ, определенной при расчете тарифов до пересмотра и величиной НВВ, определенной по межрегиональным тарифам, установленным после пересмотра, прежде всего обусловлены несовершенством нормативно-правовой базы в области регулирования тарифов, так как при внесении изменений, касающихся установления межрегиональных тарифов, не были внесены соответствующие изменения в Методические указания16 в части определения методики
16 Методические указания, утвержденные Приказом ФСТ России от 06.08.2004 № 20-э/2 «Об утверждении методических указаний по расчету регулируемых тарифов и цен на электрическую (тепловую) энергию на розничном (потребительском) рынке».
Таблица 5
Анализ перераспределения величины перекрестного субсидирования после утверждения межрегиональных тарифов, тыс. руб.
№ п/п Субъекты РФ Величина перекрестного субсидирования
До ввода межрегионального тарифа После ввода межрегионального тарифа (по расчету авторов исследования исходя из ТБР) Отклонения
1. Республика Алтай и Алтайский край
1.1. Республика Алтай 119 933,65 -7 988,76 -127 922,41
1.2. Алтайский край 820 691,11 820 530,93 -160,18
1.3. Всего по двум регионам 940 624,76 812 542,17 -128 082,59
2. Ростовская область и Республика Калмыкия
2.1. Ростовская область 2 768 947,42 2 686 571,61 -82 375,81
2..2 Республика Калмыкия 225 302,65 277 390,54 52 087,89
2.3. Всего по двум регионам 2 994 250,07 2 963 962,15 -30 287,92
3. Тюменская область и Курганская область
3.1. Тюменская область 5 562 930,08 5 847 409,34 284 479,26
3.2. Курганская область 835 453,06 551 091,68 -284 361,38
3.3. Всего по двум регионам 6 398 383,14 6 398 501,01 117,87
Источник: составлено авторами по: данные нормативно-правовых актов органов регулирования в Республиках Алтай, Калмыкия, Алтайского края, Курганской, Ростовской и Тюменской областей.
расчета межрегиональных тарифов. Также следует отметить, что существующие подходы к тарифообразованию не содержат порядок расчета величины перекрестного субсидирования и учета данной величины при расчете единых межрегиональных тарифов.
Сформированные региональными регулирующими органами по результатам ввода межрегиональных тарифов на электрическую энергию отклонения по величине необходимой валовой выручки могут быть следствием выполнения обязательных требований по соблюдению предельного уровня минимальных и максимальных уровней тарифов на услуги по передаче электрической энергии, дифференцированных по уровням напряжения и утверждаемых ФАС России (см. табл. 7).
Таблица 6
Анализ обеспечения котловой НВВ после установления межрегиональных тарифов, тыс. руб.
№ п/п Субъекты РФ Котловая (общая) НВВ
До ввода меж-регионального тарифа После ввода межрегионального тарифа (по расчету авторов исследования, исходя из ТБР) Отклонения
1. Республика Алтай и Алтайский край
1.1 Республика Алтай 338 859,8 210 937,3 -127 922,4
1.2 Алтайский край 3 730 651,8 3 730 491,6 -160,2
1.3 Всего по двум регионам 4 069 511,5 3 941 428,9 -128 082,6
2. Ростовская область и Республика Калмыкия
2.1 Ростовская область 10 628 596,4 10 546 220,8 -82 375,6
2.2 Республика Калмыкия 685 084,4 737 148,0 52 063,6
2.3 Всего по двум регионам 11 313 680,8 11 283 368,8 -30 312,0
3. Тюменская область и Курганская область
3.1 Тюменская область 42 523 390,6 42 807 872,9 284 482,3
3.2 Курганская область 3 270 554,6 2 809 940,1 -460 614,5
3.3 Всего по двум регионам 45 793 945,2 45 617 813,0 -176 132,2
Источник: составлено авторами по: данные нормативно-правовых актов органов регулирования в Республиках Алтай, Калмыкия, Алтайского края, Курганской, Ростовской и Тюменской областей.
При принятии тарифных решений по утверждению межрегиональных тарифов для соблюдения предельного уровня тарифа на электрическую энергию региональные регулирующие органы должны были одновременно пересмотреть размер необходимой валовой выручки территориальных сетевых организаций. Таким образом, существующие недочеты государственной тарифной политики в отно-
Таблица 7
Сравнительный анализ предельного максимального уровня тарифов ФАС России и утвержденного величины регулирующими органами на второе полугодие 2021 г., руб./кВтч
№ п/п Показатели ВН СН1 СН2 НН
1 Республика Алтай, Алтайский край
1.1 Предельные ФАС России 0,93 1,62 1,87 2,90
1.2 Утверждено региональным регулятором 0,93 1,62 1,87 2,90
2 Ростовская область, Республика Калмыкия
2.1 Предельные ФАС России 2,60 2,89 3,00 3,80
2.2 Утверждено региональным регулятором 2,60 2,89 3,00 3,80
3 Тюменская и Курганская область
3.1 Предельные ФАС России 1,63 2,67 2,86 3,02
3.2 Утверждено региональным регулятором 1,63 2,67 2,86 3,02
Источник: составлено авторами по: данные нормативно-правовых актов органов регулирования в Республиках Алтай, Калмыкия, Алтайского края, Курганской, Ростовской и Тюменской областей.
шении распределительного комплекса находят свое отражение и при формировании межрегиональных тарифов. Прежде всего, это несоблюдение баланса интересов потребителей и производителей, ограничение роста тарифов с учетом инфляционных процессов.
На правительственном уровне именно ввод единых межрегиональных тарифов на передачу электрической энергии в настоящее время рассматривается в качестве средства по сглаживанию разности в уровне тарифов и в целях формирования единых стандартов государственной тарифной политики [4]. Существующие недочеты в методическом обеспечении формирования единых межрегиональных тарифов будут являться важным препятствием для корректного сглаживания уровня тарифов на электрическую энергию. Принятые тарифные решения свидетельствуют о критически важной необходимости дальнейшей оптимизации регуляторной среды, в том числе и по переподготовке кадров.
Внедрение межрегиональных тарифов на передачу электрической энергии: актуальные проблемы и дальнейшие шаги
По итогам 2020 г. наименьший уровень сетевых тарифов (ниже 1 000 руб./ МВт-ч) отмечается в Иркутской (539,74 руб./ МВт-ч) и Мурманской областях (867,77 руб./МВт-ч). Максимально высокий уровень тарифов отмечается в Республиках Алтай (2 769,94 руб./ МВт-ч), Кал-
мыкия (2 812,44 руб./ МВт-ч), Республика Тыва (3 290,69 руб./ МВт-ч). На рис. 6 представлены величины средневзвешенных тарифов на услуги по передаче электрической энергии на 2020 г. в регионах с минимальными и максимальными тарифами в своем федеральном округе, к которым добавлены субъекты РФ, рассматриваемые в настоящей статье (в порядке возрастания).
Как показывает опыт формирования единого тарифного пространства в Ростовской области и Республике Калмыкия, уровень региональных сетевых тарифов напрямую зависит от объема и структуры электросетевого оборудования, протяженности линий электрических сетей, а также от степени их загрузки. Сложившаяся ситуация вокруг регионального тарифообразования является неоднозначной, с одной стороны, за счет неравномерного размещения на территории региона объектов потребления и низкого уровня электропотребления высокие тарифы на передачу электрической энергии мешают активному развитию экономической деятельности, так как бизнес-структурам выгодней осуществлять свою деятельность в условиях низкой стоимости электроэнергии. Но, с другой стороны, в субъектах РФ, где наблюдаются высокие тарифы, можно наблюдать сокращение (или стагнацию) электропотребления, что может способствовать росту тарифов на передачу в связи с сохранением низкого уровня загрузки электросетей.
Помимо обозначенных нами ключевых моментов (система тарифо-образования и техническое состояние распределительного комплекса), по нашему мнению, на перспективы масштабного и успешного введения единых межрегиональных тарифов на передачу электрической энергии в целях сглаживания уровня цен на электрическую энергию между регионами оказывает влияние ряд факторов, которые имеют первостепенное значение.
Структура тарифа
В конечную региональную стоимость электрической энергии помимо услуг по передаче электрической энергии включаются стоимость генерации, сбытовые надбавки и инфраструктурные платежи (см. рис. 7).
В целом по федеральным округам структура стоимости электрической энергии идентична, кроме регионов Дальнего Востока, где доля стоимости электроэнергии с оптового рынка электрической энергии17
17 Торговля электрической энергией и мощностью на оптовом рынке осуществляется генерирующими, сбытовыми, сетевыми (в части приобретения электроэнергии для покрытия потерь при передаче) компаниями, крупными потребителями -участниками оптового рынка.
3500 3000 г 2500 | 2000 ^ 1500 ~ 1000 500 0
Рис. 6. Величина средневзвешенных тарифов на передачу электрической энергии по регионам РФ за 2020 г., руб./МВт • ч
Источники: составлено авторами по: данные, отраженные в приказах региональных органов регулирования об установлении единых (котловых) тарифов на услуги по передаче электрической энергии по электрическим сетям, принадлежащим на праве собственности или ином законном основании территориальным сетевым организациям, на 2020 г. (подготовлено при информационной поддержке СПС КонсультантПлюс (http://www.consultant.ru) на основе приказа Службы по тарифам Иркутской области от 27.12.2019 № 451-спр «Об установлении единых (котловых) тарифов на услуги по передаче электрической энергии на территории Иркутской области на 2020 год» и подобных нормативно-правовых актов.
(далее - ОРЭМ) в структуре цены не превышает 40%. Таким образом, помимо деятельности электросетевого комплекса необходимым условием для полноценного эффекта от ввода межрегиональных тарифов является отсутствие стимулов к резкому росту стоимости электроэнергии для конкретного региона на ОРЭМ, в том числе за счет ввода специальных надбавок в виде договора о предоставлении мощностей18, функционирующих на основе возобновляемых источников энергии или тепловой энергии, или в Дальневосточном федеральном округе, на общую сумму порядка 480-500 млрд руб.
Консолидация
Б.И. Файн, О.О. Мозговая и др. отмечали, что одной из действенных мер по формированию экономических условий, которые будут способствовать снижению межрегиональной дифференциации на
18 Обязательство генерирующей компании по вводу новых мощностей с установленными характеристиками в установленный срок при условии гарантированной оплаты вводимой мощности на определенный срок.
48
100 -
90 80 70 60 50 40 30 20 10 о
51
48
■ Плата за иные услуги
■ Сбытовая надбавка
Тариф на передачу
I Цена ОРЭМ
С/
Ж
Г
Г г
/ с/
/ </'
С?
/ /
Ж
Сг
Рис. 7. Структура стоимости электрической энергии по федеральным округам за 2019 г., %
Источник: составлено авторами по: данные НП «Совет рынка» (https://www.np-sr.ru/ ru/partnership/annualreport/index.htm).
стоимость электрической энергии, является консолидация электросетевого комплекса [9].
Процесс консолидации может осуществляться за счет выкупа межрегиональными распределительными электросетевыми компаниями группы ПАО «Россети» основных фондов, находящихся в муниципальной и прочих видах собственности.
По итогам 2020 г. количество сетевых организаций на территории Российской Федерации составляло 1 623 компании, что на 40% ниже аналогичного показателя за 2014 г. (см. рис. 8).
За последние 6 лет количество организаций распределительного комплекса сократилось практически во всех регионах Российской Федерации (в 68 из 73 регионов). С точки зрения перспектив внедрения межрегиональных тарифов на передачу электрической энергии, проводимая консолидация распределительного комплекса является позитивным шагом.
Безусловно, наиболее положительный эффект от консолидации должен быть достигнут за счет формирования единого исполнительного центра ответственности за надежную работу всего электросетевого комплекса. Для внедрения межрегиональных тарифов на электрическую энергию этот процесс является системообразующим.
3500 3000 2500 2000 1500 1000 500 О
2014 2 015 2 016 2 017 2 018 2 019 2 020
Рис. 8. Количество территориальных сетевых компаний в Российской Федерации за период 2014—2020 гг., шт. Источник: [9, с. 25].
С учетом доли расходов на оплату услуг смежных ТСО по индивидуальным тарифам в структуре котлового тарифа на передачу электрической энергии ПАО «Россети» на уровне 19-20% (см. табл. 2) проводимый процесс консолидации позволит снизить косвенное субсидирование самых неэффективных электросетевых компаний за счет ПАО «Россети», которое в настоящее время предусмотрено тарифными решениями регуляторов в условиях ограниченного роста котлового НВВ с учетом заданных макроэкономических прогнозов.
Перекрестное субсидирование
В целях снижения уровня тарифов на электроэнергию для населения при расчете экономически обоснованной ставки на содержание электрических сетей регулирующим органом рассчитываются так называемые коэффициенты закладываемого перекрестного субсидирования. Получаемый объем перекрестного субсидирования (237 млрд руб.) суммируется к ставке на содержание сетевой инфраструктуры для прочих потребителей. За счет данного вида перекрестного субсидирования полученные регулятором экономически обоснованные тарифы для населения могут быть снижены практически на 40%, а льготные тарифы для определенной целевой группы потребителей (сельское население, население с электроплитами) снижены более чем на 60% [10, с. 31-32].
С учетом наличия перекрестного субсидирования в сетевых тарифах, при сохранении существующего тренда государственной политики по поддержке населения, можно смело утверждать, что перекрестное субсидирование как социальный инструмент сохранит свое
¿¿367
ГГ.., ">2718
1861 1831 ' Г....." - 1 г- 1624
существование в долгосрочном периоде. Ввод межрегиональных тарифов на передачу электрической энергии, по сути, тоже должен рассматриваться как новый вид межтерриториального перекрестного субсидирования. Таким образом, на фоне существующего перекрестного субсидирования в сетевых тарифах ввод межрегиональных тарифов создает дополнительную нагрузку на сформированные розничные рынки электрической энергии и на регулятивную среду. Безусловно, данные виды перекрестного субсидирования должны рассчитываться и учитываться отдельно.
Перспективное формирование единого межрегионального тарифа на передачу электрической энергии в отношении населения приведет к ожидаемому изменению тарифов на электроэнергию для населения каждого из регионов и может привести к следующему:
- сокращение тарифа на передачу электроэнергии для населения в регионе, где тарифы на передачу для населения больше, приведет к неоправданному увеличению величины перекрестного субсидирования, учитываемой в процессе межрегионального тарифного регулирования;
- увеличение тарифа на передачу электроэнергии в том регионе, где он меньше, с большой вероятностью может привести к превышению предельного темпа прироста тарифов на электроэнергию в этом регионе. Если же рост тарифа на передачу электроэнергии не приведет к превышению предельного темпа роста, то такое повышение в целом является приемлемым (поскольку снижает объем перекрестного субсидирования населения в межрегиональном тарифе).
Сложившаяся ситуация в распределительном комплексе, на фоне ввода межрегиональных тарифов на передачу электрической энергии, лишний раз свидетельствует о необходимости не единовременной, а поэтапной отмены перекрестного субсидирования. Необходимо отметить, что в 2019 г. Минэкономразвития России проводилась оценка стоимости полной ликвидации перекрестного субсидирования. По расчету ведомства, на эти цели ежегодно в федеральный бюджет необходимо закладывать порядка 406 млрд руб. [1]. В существующем виде перекрестное субсидирование является социальным обязательством государства перед населением, переложенным на предприятия промышленного комплекса. С учетом выявленных нами недостатков в тарифном регулировании некорректное перераспределение перекрестного субсидирования несет в себе риски дополнительной нагрузки на промышленность. По мнению авторов, пилотные проекты по формированию единого тарифного пространства (Республика Алтай и Алтайский край; Ростовская область и Республика Калмыкия; Курганская область и Тюменская область) являются экспериментальными площадками по отмене перекрестного субсидирования в распределительном ком-
плексе. В качестве мер поддержки населения данных регионов можно рассматривать адресные субсидии и дотации населению, особенно его малоимущим слоям.
Заключение
Проведенное исследование позволило сформировать следующие выводы:
- основным целевым предназначением перехода на единые межрегиональные тарифы должна являться активизация процессов экономического развития в регионах с высоким уровнем тарифа за счет роста энергопотребления промышленности и бизнеса. Это должно сформировать объективные предпосылки для последующего снижения тарифа на передачу электроэнергии за счет загрузки сетевой инфраструктуры. С учетом структуры и объемов энергопотребления регионы-доноры (где ожидается рост тарифов) практически не заметят изменения тарифов на услуги по передаче электрической энергии;
- предварительные результаты внедрения единого тарифного пространства в пилотных проектах показывают, что наиболее важной задачей по выравниванию уровня региональных тарифов является предотвращение ухода предприятий промышленности в другие регионы или перехода на электроснабжение от собственных источников генерации, что негативно скажется на снижении загрузки электросетевого оборудования. С учетом короткого срока действия межрегиональных тарифов, делать выводы о том, как нововведения отразятся на социально-экономическом состоянии регионов, преждевременно;
- масштабное внедрение нового вида тарифов в электросетевом хозяйстве на всей территории Российской Федерации является преждевременным. В условиях существующих подходов к государственной тарифной политике в распределительном электросетевом комплексе ввод межрегиональных тарифов на услуги по передаче электрической энергии может спровоцировать рост объемов перекрестного субсидирования, негативно отразиться на прозрачности тарифного регулирования (особенно в части перераспределения между регионами в рамках единого тарифного пространства объемов выручки электросетевых предприятий и перекрестного субсидирования);
- в отрасли не решены проблемы модернизации основных фондов, в ряде регионов (особенно Северного Кавказа) наблюдается высокий уровень потерь электрической энергии. Данные факторы играют ключевую роль в формировании единого тарифного про-
странства в случае его масштабного внедрения (поскольку многие регионы, особенно Центральной России имеют схожий объем и структуру энергопотребления), и успешная реализация существующих подходов к объединению регионов (опыт пилотных проектов) окажется под большим вопросом;
- важным вопросом является модификация законодательства по формированию организационной структуры и полномочий органов государственной исполнительной власти, ответственных за формирование тарифной политики в регионах. Для утверждения и согласования единых сетевых тарифов на территории нескольких субъектов РФ необходимо разработать правовой алгоритм принятия тарифных решений;
- критически важным является разработка и внедрение методических указаний по расчету единых межрегиональных тарифов на услуги по передаче электрической энергии, в которых должен быть регламентирован процесс распределения перекрестного субсидирования;
- представляется целесообразным активизировать работу по консолидации активов распределительного электросетевого комплекса. Создание единого исполнительного центра ответственности за внедрение межрегиональных тарифов на электрическую энергию является ключевым для успешной реализации намеченных реформ в системе электроэнергетики;
- помимо непосредственных мер тарифной политики, для целей сокращения объемов перекрестного субсидирования в сетевых тарифах необходимо сконцентрироваться на адресной социальной поддержке групп населения, которые действительно нуждаются в дотациях со стороны государства.
ЛИТЕРАТУРА
1. Вавина Е. У правительства нет денег на отмену перекрестного субсидирования в энергетике / Ведомости. 18.07.2019. https://www.vedomosti.ru/business/ articles/2019/07/18/806815-net-deneg-v-energetike (дата обращения: 2 ноября 2021).
2. Воротницкий В.Э., Калинкина М.А., Комкова Е.В., Пятигор В.И. Снижение потерь электроэнергии в электрических сетях. Динамика, структура, методы анализа и мероприятия // Энергосбережение. 2015. № 2. С. 90-96.
3. Долматов И.А., Сасим С.В., Панова М.А., Гасс Т.А. Тарифная кампания
в электроэнергетике на 2020 год: информационно-аналитический бюллетень. М.: НИУ «ВШЭ», 2020.
4. Дятел Т., Смертина П. Регионы замыкают сети // Коммерсантъ. 2020. № 207. С. 9.
5. Золотова И.Ю., Минкова В.С, Карле В.А. Методы стимулирующего регулирования в электросетевом комплексе: европейский опыт // Энергетическая политика. 2016. № 6. С. 76-85.
6. Кондратьев В.Б. Инфраструктура как фактор экономического роста // Российское предпринимательство. 2010. № 11-2. С. 29-37.
7. Орлова Ю.А. Реформа регулирования тарифов электросетевых компаний России: условия повышения конкурентоспособности сектора // Отраслевые рынки. 2014. № 4 (46). С. 26-48.
8. Репетюк С.В., Шеваль Ю.В. Электросетевой комплекс Российской Федерации: анализ состояния и организационная структура: экспертно-аналитическая записка. Институт экономики естественных монополий РАНХиГС, 2020.
9. Суюнчев М.М., Репетюк С.В., Файн Б.И., Темная О.В., Мозговая О. О., Агафонов Д.В. Межрегиональная дифференциация тарифов на электрическую энергию
в Российской Федерации // Экономическая политика. 2014. № 1. С. 90-104.
10. Суюнчев М.М., Темная О.В., Агафонов Д.В. Исследование тарифных последствий перекрестного субсидирования в электроэнергетике: научный доклад. Институт экономики естественных монополий РАНХиГС, 2020.
11. Цисарев С. В Курганской области с 1 июля значительно снизятся энерготарифы для бизнеса / Курган и курганцы. 17.06.2021. https://kikonline.ru/2021/06/17/v-kurganskoj-oblasti-s-1-ijuija-znachitelno-snizjatsja-jenergotarify-dlja-biznesa/ (дата обращения 2 ноября 2021).
12. Шумаев В.А. Инфраструктура товарных рынков // Экономист. 1997. № 10. С. 43-47.
13. Ясин Е.Г. Государство и экономика на этапе модернизации. М.: Издательский дом ГУ-ВШЭ, 2006. С. 338-346.
14. Crew M.A., Kleindorfer R.P. Balancing Access and the Universal Service Obligation // Postal and Delivery Services: Delivering on Competition, edited by M.A. Crew and P.R. Kleindorfer. Boston, MA: Kluwer Academic Publishers, 2002.
15. Joskow P.L. Incentive regulation in theory and practice: electricity distribution and transmission networks // National Bureau of Economic Research. 2006. https:// economics.mit.edu/files/1181 (дата обращения: 05.05.2020).
REFERENCES
1. Vavina E. The government has no money to abolish cross-subsidies in the energy sector. Vedomosti. 18.07.2019. https://www.vedomosti.ru/business/ articles/2019/07/18/806815-net-deneg-v-energetike. Accessed 02.11.2021). (In Russ.).
2. Vorotnitsky V.E., Kalinkina M.A., Komkova E.V., Pyatigorov V.I. Reduction of electricity losses in electric networks. Dynamics, structure, methods of analysis and activities // Energy Saving. 2015. № 2. Рp. 90-96. (In Russ.).
3. Dolmatov I., Sasim S., Panova M., Gass T. Tariff campaign in the electric power industry for 2020: information and analytical bulletin. M.: HSE, 2020. (In Russ.).
4. Dyatel T., Smertina P. Regions inlink networks // Kommersant. 2020. No. 207. Р. 9. (In Russ.).
5. Zolotova I., Minkova V, Karle V. Incentive-based control methods in the power grid complex: European experience // Energy policy. 2016. № 6. Рp. 76-85. (In Russ.).
6. Kondratiev V.B. Infrastructure as a Factor of Economic Growth // Rossiyskoe predprinimatelstvo. 2010. 11-2. Pp. 29-36. (In Russ.).
7. Orlova Y. Electricity distribution tariffs regulation reform in Russia: provisions for increase competitiveness of the sector // Industrial Organization. 2014. № 4 (46). Рp. 26-48. (In Russ.).
8. Repetyuk S.V., Sheval Y.V. Russian power grid: status and institutional structure exploring: policy brief. Natural monopoly economic institute, RANEPA, 2020. (In Russ.).
9. Suyunchev M., Repetyuk S., Fayn B, Temnaya O., Mozgovaya O., Agafonov D. Regional Differentiation of Electricity Tariffs in Russian Federation // Economic policy. 2014. № 1. Рp. 90-104. (In Russ.).
10. Suyunchev M, Temnaya O., Agafonov D. The tariff effects research of Cross-Subsidisation in electroenergetics: scientific paper. Natural monopoly economic institute, RANEPA, 2020. (In Russ.).
11. Tsisarev S. In the Kurgan region from July 1, energy tariffs for business will be significantly reduced. Kurgan and Kurgan. 17.06.2021. https://kikonline.ru/2021/06/17/ v-kurganskoj-oblasti-s-1-ijulja-znachitelno-snizjatsja-jenergotarify-dlja-biznesa (accessed 2, 2021). (In Russ.).
12. Shumaev V. Infrastructure of commodity markets // Economist. 1997. № 10. Pp. 43-47. (In Russ.).
13. Yasin E. State and Economy at the Stage of Modernization. M.: HSE University Publishing House. 2006. Pp. 338-346. (In Russ.).
14. Crew M.A., Kleindorfer R.P. Balancing Access and the Universal Service Obligation // Postal and Delivery Services: Delivering on Competition, edited by M.A. Crew and P.R. Kleindorfer. Boston, MA: Kluwer Academic Publishers, 2002.
15. Joskow P.L. Incentive regulation in theory and practice: electricity distribution and transmission networks // National Bureau of Economic Research. 2006. https:// economics.mit.edu/files/1181 (accessed 05.05.2020).
ABOUT THE AUTHORS
Protsenko Inga Olegovna - Doctor of Economic Sciences, Professor of the Department of International Commerce Graduate School of Corporate Management, RANEPA, Federal State Budgetary Educational Institution of Higher Education - Russian Academy of National Economy and Public Administration under the President of the Russian Federation. Moscow, Russia
Agafonov Dmitriy Valentinovich - Candidate of Economic Sciences, Deputy Director of Infrastructural Branch Economic Research Center of the Natural Monopoly Economies Institute, RANEPA, Federal State Budgetary Educational Institution of Higher Education -Russian Academy of National Economy and Public Administration under the President of the Russian Federation. Moscow, Russia
Kuznetsov Vasiliy Vladimirovich - Leading expert of methodology and forensic economy analysis center of the Natural monopoly economies Institute, RANEPA, Federal State Budgetary Educational Institution of Higher Education - Russian Academy of National Economy and Public Administration under the President of the Russian Federation. Moscow, Russia kuznetsov-vv@ranepa.ru
THE UNIFIED INTERREGIONAL TARIFFS FORMATION PROSPECTS FOR ELECTRIC POWER TRANSMISSION SERVICES IN THE CONTEXT OF A UNIFIED STATE TARIFF POLICY
Currently, the concept of equalizing the level of energy tariffs between the Russian Federation subjects is being actively discussed at the government level. The principles implementation of the unified state tariff policy presupposes the formation of a single regional space, where there are prerequisites for alignment the transmission tariff level. If completed
successfully, this will create additional signals of economic development, including investment attractiveness in the subjects of the Russian Federation, where the transmission tariff level is high.
The main purpose of the article is to assess the large-scale tariff smoothing relevance in the Russian Federation in the context of unresolved structural problems of the power grid. For the purposes the authors analyzed the main trends in the power grid development, considered interregional differences in tariffs for the transmission of electric energy, which are currently observed between the subjects of the Russian Federation. Keywords: tariff for electric power transmission, territorial differentiation of tariffs, electric power transmission, electric grid complex. JEL: L94, O25, R58.
