Заместитель руководителя ФАС Виталий Королев рассказал “Ъ” о новом принципе регулирования маржи энергосбытовых компаний.
Фото: пресс-служба ФАС
— Каков статус проекта по введению эталонной сбытовой надбавки (эталон для определения регулируемой маржи энергосбытов), когда она заработает?
— Начнет действовать с 1 июля 2018 года. Первоначально мы хотели запустить ее пораньше, но потом поняли, что все-таки нужно дать время тарифным органам субъектов ознакомиться с методикой. Применять ее они начнут уже в декабре этого года при принятии тарифных решений. Что касается статуса документа, то он в настоящее время внесен в правительство. Мы рассчитываем, что он в ближайшее время будет принят и опубликован.
— Почему так долго согласовывали проект?
— История вопроса началась в 2013 году. Тогда появилась «дорожная карта», утвержденная премьер-министром Дмитрием Медведевым, где говорилось, что необходимо сделать сбытовую надбавку для гарантирующих поставщиков (ГП, основной энергосбыт региона.— “Ъ”) исходя из эталонного принципа. Тогда это поручение было адресовано ФСТ, его нужно было завершить в 2014 году, но этого не произошло во многом потому, что никто не был заинтересован в изменении действующего порядка. Он предусматривал, что надбавка считается как процент от стоимости приобретенной электроэнергии на оптовом рынке. Но совершенно ясно, что чем дороже ты приобрел электроэнергию и поставил потребителю, тем у тебя больше надбавка, и сбыты не были никогда заинтересованы в снижении этой стоимости. В практике ФАС есть примеры того, что сбыты искусственно поднимали цену, предоставляя завышенные планы потребления. Они платили незначительные штрафы, но совместно с производителями электроэнергии заработали гораздо больше. Эталоны позволяют уйти от этой истории: у них есть две части — переменные и постоянные. Одна из них рассчитывается как эталон, что позволяет нам полностью уйти от увязки с ценой оптового рынка — это, пожалуй, самый главный момент, отличающий новую модель.
— Какого экономического эффекта ожидает ФАС?
— Оценочно сальдированный эффект от нового принципа составит минус 12,65 млрд руб. для потребителей за три года. Снижение необходимой валовой выручки (минимальные плановые доходы компании, основа для расчета тарифа.— “Ъ”) составит 14,3 млрд руб., а повышение — всего 1,7 млрд руб.
— Какой будет переходный период для ГП, у которых текущие надбавки выше или ниже эталонной?
— Те, у кого ниже, будут доходить до надбавки три года, а те, у кого выше, будут опускаться два года. Мы считаем, что те, кто долгое время был перефинансирован, должны достаточно оперативно снизиться, но при этом для недофинансированных тарифы будут постепенно повышаться. График повышения утверждается губернатором. Если губернатор этой обязанностью пренебрег, то у него в регионе произойдет резкое повышение надбавок за один год. Иными словами, губернатор и субъекты должны быть сильно мотивированы утверждать эти графики.
Сами эталоны будут утверждаться на федеральном уровне приказом ФАС, и здесь налицо усиление федерального контроля за формированием надбавки. ФАС в рамках проверок часто выявляет, что в тарифы включаются совершенно необоснованные вещи, теперь это будет нормировано: если энергосбытовая компания будет сокращать свои затраты относительно эталона, она сможет оставлять у себя сэкономленные средства, если же ее затраты экономически необоснованны и неэффективны, то она эти средства не получит.
Мы также вводим понятие «расчетная предпринимательская прибыль для ГП», чего раньше не было. Формально сейчас они работают без прибыли. Расчетная прибыль 5% была введена несколько лет назад в сфере ЖКХ. У ГП предпринимательская прибыль составит 1,5% от валовой выручки без учета стоимости услуг по передаче энергии и иных инфраструктурных платежей — это достаточно заметный объем, который компания может тратить по своему усмотрению. Тем самым мы частично либерализуем рынок, показываем, что этот вид деятельности конкурентен и не полностью регулируется.
— Как будет дифференцироваться надбавка?
— Сбытовая надбавка будет разделена по группам потребителей. Первая группа — население и приравненные к нему категории потребителей, вторая — сетевые организации, которые покупают электроэнергию у ГП для компенсации потерь, третья — прочие потребители, которые подразделяются на три подгруппы. Важно, что мы поменяли эти подгруппы: менее 670 кВт — первая группа, от 670 кВт до 10 МВт — вторая, последняя — более 10 МВт. Первая подгруппа раньше делилась на две части: до 150 кВт и от 150 до 670 кВт. Те, кто раньше попадал в группу до 150кВт — как правило, очень маленький бизнес, платили самый высокий тариф. Мы их включили в группу до 670 кВт, и они замешались с более дешевой подгруппой верхнего уровня. По нашим расчетам, у тех, кто был в подгруппе до 150 кВт, цена снизится существенно — до 15%, но у тех, кто был побольше (от 150 кВт до 670 кВт), незначительно повысится — примерно на 2–2,5%.
Итоговая эталонная выручка ГП рассчитывается РЭК (тарифный орган региона.— “Ъ”) исходя из четырех пунктов. Первый — эталоны затрат, которые утверждаются ФАС из критериев масштаба, территориальных и иных параметров деятельности. Второй — количество точек поставки на розничном рынке. Далее идет прогноз объема потребления по группам. И соответственно прогноз цен на электроэнергию. Теперь эталоны будут устанавливаться отдельно для сельского населения и для городских жителей.
В эталонных затратах есть постоянные и переменные компоненты, они рассчитываются для каждой группы потребителей. Переменные считаются как определенный процент в валовой выручке от продажи электроэнергии и отражают такие статьи расходов, как обслуживание заемных средств и расходы на формирование резервов по сомнительным долгам. Эти затраты присущи ГП: у них есть кассовые разрывы, они часто берут кредиты. И постоянные компоненты, отражающие расходы на оплату труда, содержание помещений, печать, доставку документов, колл-центры и т. д.
То есть по большому счету создается своего рода ОРЕХ, который жестко нормируется как постоянные компоненты на федеральном уровне. Мы говорим: «Ребята, ОРЕХ у вас вот такой — не выше, как хотите, укладывайтесь. Сэкономили — молодцы, не сэкономили — повышайте эффективность». САРЕХ остается на усмотрение РЭК, и здесь сбытовые компании могут отталкиваться от прогноза цены. Но важно, что САРЕХ у сбытов совсем небольшой. И в этом смысле невозможно найти подход, который позволил бы нам на федеральном уровне увидеть в полном объеме, как в регионах берутся кредиты на обслуживание долгов, как формируется резерв по сомнительным долгам, какая там платежная дисциплина. Эту специфику субъект видит лучше. Естественно, по расходам на обслуживание заемных средств мы ставим предельный процент: ставка рефинансирования плюс 4%. Если сбыт взял ниже, то сэкономил, если выше — значит, потерял. Но, как правило, все в общем укладываются в это.
— Есть какие-то изменения, нормирующие переход потребителей от одного ГП к другому?
— Раньше, если потребитель уходил от ГП в течение периода регулирования, он должен был компенсировать ему выпадающие доходы. Сейчас эта норма будет отменена. То есть никто ничего не компенсирует, уходи куда и когда хочешь — это повышает конкуренцию на рынке. При этом если к ГП в период регулирования пришел новый завод или потребитель от независимого энергосбыта перешел к ГП, то для него это дополнительные объемы средств, которые он заработал.
— Сами ГП критиковали проект из-за того, что допускалось перекрестное субсидирование в сбытовой надбавке. Есть ли оно в финальной версии?
— Любое действие всегда встречает определенное противодействие. Такая ситуация возникла и в этом случае. С ГП мы проработали и урегулировали все вопросы, которые их беспокоили. К последней версии документа все разногласия были сняты.
Мы изменим нормативные документы, устранив так называемый эффект качелей. Сейчас надбавка в первом полугодии расчетного периода регулирования (июль—декабрь.— “Ъ”) должна быть не выше, чем во втором. Но с 1 июля надбавка с учетом предыдущих периодов снижалась, потому что энергосбыты получили больше средств в первом полугодии. В результате второе полугодие получилось низкое, нехватку средств начинали добирать вторым полугодием (январь—июнь.— “Ъ”). Об этих «качелях» все говорили и просили такой эффект убрать. Теперь надбавка будет постоянной. Таким образом, в последний период регулирования по старому методу будет компенсирован недобор или перебор средств, а дальше надбавка выходит на средний уровень. Считаем, что это добавит стабильности в регулировании.
— А снижение надбавки не скажется отрицательно на платежеспособности сбытов?
— Мы по целому ряду компаний, которые явно переполучают денежные средства, в прошлом году отменили вообще все тарифные решения. Соответственно, там у них нарушения очень существенные, и мы считаем, что те, кто многие годы получал значительно больше, должны постоянно снижать доход. Более того, если у них будут особенные обстоятельства, они всегда могут за счет инвестпрограммы что-то себе дополучить. Только им придется все экономически обосновать. Понятно, что это будет обратная перекрестка — между инвестпрограммой и ОРЕХ, что не совсем корректно, но там и регионы могут поддержать. Если компания окажется неконкурентоспособной в новой модели регулирования, то на ее место придут другие, более эффективные. Таковы рыночные реалии и ситуация в экономике.
— Есть какая-то система штрафов, снижающих надбавку?
— В последней версии документа нет. Это будет реализовано на следующем этапе. У нас есть идея внедрить эталоны в области качества, но к этому разговору нужно возвращаться после того, когда будут предложены объективные критерии качества. Сейчас наша задача, чтобы ОРЕХ был полностью независим от взаимоотношений компании с РЭК. Чтобы исключить субъективизм со стороны РЭК, мы даем эталонный, достаточно сдержанный ОРЕХ. На него региональный регулятор уже повлиять никак не может. Из этих соображений мы и качество решили не вводить, потому что оно очень субъективно.
— Что будет с надбавкой у энергосбытов на Северном Кавказе, где плохая платежная дисциплина? Эталон как-то улучшит ситуацию?
— На Кавказе надбавка будет увеличиваться там, где она сейчас наиболее низкая. Мы полагаем, что это даст стимул к тому, чтобы компании объективно оценивали тариф и исходя из этого рассчитывали свои инвестпотребности. Одновременно нужно продолжать работу по улучшению платежной дисциплины.
— Как часто будут пересматриваться надбавки?
— Эталоны будут устанавливаться нами в методике и будут носить числовой характер. В дальнейшем они будут корректироваться на прогноз социально-экономического развития РФ (принимается Минэкономики.— “Ъ”). И в этом смысле не будет необходимости пересматривать ее часто. Это придаст определенную стабильность предпринимательскому сообществу. Мы уже достаточно уверенно можем сказать, что в прогноз на 2018 год попадет довольно сдержанная инфляция — около 4%. И это еще один факт в пользу того, что в среднесрочном горизонте у нас надбавка будет стабильной, она будет сопоставима с прогнозом инфляции. А вот САРЕХ, то есть инвестпрограмму, будут корректировать в ежегодном режиме, как это было и раньше.
— Эталоны распространят на сети?
— На сбытовой надбавке для ГП, которая составляет до 5% в цене электроэнергии и меньше 1% в итоговой платежке, мы обкатываем работу по эталонам в целом в электроэнергетике. Как только мы увидим, что работает неплохо, что мы высокие надбавки снизили, самые низкие немного подтянули, мы сможем говорить, что схожее регулирование можно вводить в сетевой составляющей. В сетевом комплексе CAPEX и OPEX гораздо ярче выражены. И дифференциация по регионам доходит до 12 раз. Когда мы это видим, то не понимаем, как на одну условную единицу (оборудования, используется для расчета тарифа электросетей.— “Ъ”) получаются такие разные цифры. Из регионов в Калмыкии самая низкая цифра — около 12 тыс. руб. на условную единицу в год, а самая высокая — в Тюмени (131 тыс. руб.). Не всегда это объясняется природными факторами — это чаще история того, как тарифный орган наращивал тариф. Мы эмпирическим путем сравнили и получили, что 46% сетей попадают в среднее значение, поэтому некоторые регионы нужно либо снизить, либо опять же нарастить до среднего.
— «Россети» говорят о том, что у независимых территориально-сетевых организаций (ТСО) тарифы часто в несколько раз выше, чем у входящих в холдинг межрегиональных сетевых компаний (МРСК). Как избежать этого?
— По нашему наблюдению, есть независимые ТСО, у которых значительно выше тариф, как правило, они находятся под прямым или косвенным контролем администраций регионов. И РЭК, естественно, с учетом этих обстоятельств к ним относится более лояльно и внимательно. Но есть маленькие сети, у них такой динамики не наблюдается: их тарифы не так часто выше, чем у МРСК, наоборот, как правило, ниже.
У нас есть две идеи. Первая заключается в том, чтобы подсчитать среднее значение тарифа для МРСК, так как у них зачастую уже есть большой задел с точки зрения повышения эффективности, а все остальные должны быть не выше МРСК. Если субъект РФ считает, что кто-то должен иметь тариф выше МРСК, то ему следует доказать это.
Второй тезис касается того, что часто маленькие ТСО предлагают установить им минимальный тариф без предоставления большого количества документов и походов в тарифный орган субъекта РФ, и тогда не надо будет никому ничего обосновывать. В скором времени совместно с коллегами из Минэнерго и других органов власти приступим к обсуждению.
— Какой может быть размер этого минимального тарифа?
— Чтобы он был кратен тарифу МРСК. Например, получил 70% или 65% от тарифа МРСК — и работай спокойно, никуда не ходи. А на экономии можно как-то жить и работать. Но, конечно, при этом компания должна зафиксировать свое соответствие критериям ТСО и соблюдать все технические требования.
— Когда появится эталон для сетей?
— Сейчас нам надо запустить эталоны для ГП и в этом году отрегулироваться. Думаю, что 2018 год мог бы быть годом, когда мы начнем готовить определенный нормативный правовой документ для сетей. По моим прогнозам, такую работу можно завершить к третьему кварталу 2018 года. И с 2019 года начать регулирование по новому принципу. Если эталоны для ГП дают в конечной платежке плюс-минус 0,5%, то сети в конечной цене за электроэнергию составляют до 60%. Поэтому там история гораздо более сложная, ее эффект оценивается десятками миллиардов рублей.