Дьявол в деталях

 

Автор

Шевелев Илья, Начальник департамента тарифообразования ОАО «МРСК Урала»

 

    Интервью с начальником департамента тарифообразования ОАО «МРСК Урала» Ильей Шевелевым
    К 2011 г. из 62 входящих в Холдинг МРСК компаний 53 выбрали RАB-регулирование. Потребителю все равно, по какой методике он регулируется. Для него существенно другое: получает ли он электричество без перебоев по разумной цене и будет ли его достаточно в будущем (скажем, при расширении бизнеса). Но электросетевым компаниям, чтобы отвечать ожиданиям потребителя, как раз важны детали новых инструментов тарифного регулирования.
    ЭР:Илья Владимирович, в марте на заседании президиума Госсовета в Хакасии по модернизации инфраструктуры распределительные сети ряда регионов назвали виновницами роста энерготарифов, требовали принять меры. Чем это обернется для электросетевых компаний?
    И.Ш.: После выступления Президента РФ Д. Медведева в Хакассии появилось множество версий на тему «кто виноват в росте тарифов» и «что делать». Оставим эту дискуссию для профессионалов в области макроэкономики, скажу только, что электросетевые тарифы после реформы РАО «ЕЭС России», так же как и до нее, полностью регулируются государством. И если государством по­ставлена задача обеспечить конкурентное преимущество перед Западом за счет ограниченного тарифного коридора, мы ее решим. Сетевые тарифы пересмотрены в сторону снижения — согласно Постановлению Правительства РФ от 27.12.10 № 1172 средний сетевой тариф с 1 мая 2011 г. не может превышать 15%.
    К сожалению, приходится отметить, что МРСК Урала как ответственная организация несет на себе риски по росту тарифов, в том числе и из-за так называемых неподконтрольных факторов. Для примера можно назвать ситуацию по выходу предприятий «последней мили» на прямые договоры с Федеральной сетевой компанией (ФСК).
    Дело в том, что эти крупнейшие потребители области приняли на себя нагрузку перекрестного субсидирования за население (для которого рост тарифов в этом году составил 10%). Такая практика существует еще со времен развитого социализма, когда тариф для населения составлял 4 коп./кВт, для сельского хозяйства — 1 коп./кВт, для различных групп промышленности — 30—40 коп./кВт. Так вот, некоторые крупные потребители, такие как Челябинский электрометаллургический комбинат, завод «УАЗ-СУАЛ», Качканарский ГОК, не считают нужным взваливать на себя груз «перекрестки» за население и по собственной инициативе разрывают с МРСК Урала отношения по передаче электрической энергии, заключая прямые договоры с ФСК.
    Соответственно, у регуляторов в регионе возникает проблема: рост тарифов для населения не должен превысить 10% (такова стратегия государства еще со времен СССР), крупные бизнесмены, «носители перекрестки», сказали, что социальные вопросы области больше к ним не относятся — их тарифы реально снизились за счет «перекрестки», а если перенести эту дельту на прочих потребителей, тарифы для малого и среднего бизнеса серьезно вырастут. И сейчас регуляторы обратились к МРСК Урала с просьбой «сгладится» — перенести часть расходов на будущие периоды, чтобы не допустить сильного скачка тарифов (вот оно преимущество RAB). Это в конечном счете замедляет темпы выполнения инвестиционной программы МРСК Урала.
    ЭР:Насколько выросли тарифы филиалов МРСК Урала — Свердлов­энерго, Пермэнерго и Челябэнерго по сравнению с 2010 г.?
    И.Ш.: В 2011 г. конечная цена на элект­роэнергию складывается из тарифов, регулируемых государством, и рыночной составляющей. По нашим оценкам, конечная цена на электроэнергию в среднем вырастет по Пермскому краю на 12%, по Свердловской области на 12%, по Челябинской области на 10%.
    ЭР:То есть в целом по компании, полностью перешедшей с 1 января на RAB-регулирование, не отмечено того резкого тарифного скачка, какой был при аналогичном переходе у ФСК — 50%?
    И.Ш.: Как уже говорилось, с учетом перехода на RAB-регулирование и расширения границ обслуживания за счет строительства новых сетей, аренды и приобретения электросетевых комплексов рост сетевого тарифа в части, касающейся МРСК Урала, до 1 мая составил 15,6%, после — 11,6%.
    Должен отметить, что вместе с долгосрочными параметрами RAB-регулирования мы утвердили программу повышения энергоэффективности на пять лет, а также программу по­вышения надежности и качества услуг — обязательное приложение к RAB-параметрам (при их невыполнении грозит многомиллионный штраф). Это делается для того, чтобы, кроме ценовых характеристик, зафиксировать данные по надежности и качеству услуг.
    ЭР:Какова специфика перехода на новый метод регулирования Свердловэнерго и Челябэнерго?
    И.Ш.: Во-первых, пятилетняя инвестпрограмма и долгосрочные параметры регулирования, что практически равнозначно долгосрочным тарифным решениям на пять лет — до 2015 г. Такого еще у электросетей не было. Даже в ранее начавшемся пилотном проекте в Перми регулирование распространялось на три года. Теперь операционные расходы и инвестиции предсказуемы во всех филиалах МРСК Урала.
    Во-вторых, инвестиционная программа за счет тарифов в этом году по Свердловской области в 2,5 раза, а по Челябинской — в 3 раза больше, чем в прошлом году. В целом по МРСК Урала по трем субъектам в этом году объем инвестпрограммы составил 6800 млн руб. против 3200 млн руб. в прошлом, т.?е. вырос в 2 с лишним раза. К 2015 г. мы планируем инвестировать 17 млрд руб. в год. Суммарно за пять лет объем инвестиций составит 64 млрд руб. — столько никогда не осваивали.
    Такие объемы и обязательства мы смогли взять на себя, поскольку появились возможности, предоставляемые долгосрочным тарифом. Так ведь и вызовы стоят перед нами соответствующие — модернизировать электросетевой комплекс. По оценкам специалистов, среднее электропотребление в ближайшие годы достигнет исторического максимума 1990 г., это значит, что «кризис СССР/России», длившийся более 20 лет, заканчивается, и это — вызов для нас. Россия выходит на социалистиче­ский уровень производства и потребления — такова в среднем картина по стране и областям МРСК Урала, а в локальных узлах уже сейчас наблюдается дефицит электрической мощности (электростанций) и средств ее доставки и распределения до потребителей.
    В-третьих, горизонт планиро­вания расширился. Если мы раньше планировали на год-два, то сейчас — минимум на пять лет. А вообще-то ставим себе задачу строить десятилетние планы, чтобы обеспечить цикл возврата.
    ЭР:Вы сначала будете отдавать тело кредита или проценты?
    И.Ш.: В тарифной модели предусмотрено все: и тело кредита, и доход­ность на вложенный капитал, и возврат процентов на привлеченный капитал. Соответственно, нужно уметь планировать большие займы и их отдавать. Это новая технология планирования для компании МРСК Урала.
    ЭР:Вы готовы так планировать?
    И.Ш.: Мы умеем хорошо планировать на однолетний срок. Опыт социа­листического планирования на ­пятилетки отчасти утрачен (к сожалению), да и в общем-то непри­меним к современным условиям, которые сильно отличаются от плановой си­стемы хозяйствования СССР. Дол­госрочное финансовое планирование — это новый вызов для нас. Придется выстраивать новую финансовую систему на долгий срок.
    Предпосылки для этого планирования — долгосрочные тарифные параметры RAB. Новая долгосрочная система должна быть готова ко всему, в том числе к «неподконтрольным факторам»: снижению выручки из-за ухода потребителей «последней мили», выпадающим доходам в результате роста стоимости покупки потерь по отношению к учтенной в тарифах и даже смене тарифов в середине года по заданию правительства. Надо научиться брать и, что самое сложное, отдавать большие займы без создания финансовых пирамид. Для этого мы должны сократить тарифный разрыв — не допускать превышения фактических расходов над учтенными в тарифах.
    ЭР:Насколько серьезен тарифный разрыв и отчего он возникает?
    И.Ш.: Сейчас тарифный разрыв мы оцениваем в 900 млн руб. Он возник по обстоятельствам, не зависящим от нас. Потребители, находящие­ся на «последней миле», заключают прямые договоры с ФСК и уходят из нашего баланса. Так, только по Сверд­ловской области ушло четыре крупных потребителя: Уральский алюминиевый завод, Качканар­ский ГОК, Росэнергоресурс, Росэнергосбыт. На эту сумму мы вынуждены дополнительно кредитоваться.
    Другой риск тарифных разрывов связан с неопределенностью величины потерь. У нас в тарифах потери учтены по фиксированной ставке, по факту цена потерь может быть выше. Кроме того, есть статьи расходов, недоучтенные в тарифах в силу ограничения тарифного роста. Фактически же мы эти расходы несем. Все факторы в сумме и выливаются в тарифные разрывы.
    ЭР:Недавно, в кризис, компании уже значительно сокращали расходы?
    И.Ш.: Раньше таких стимулов не было: через год тебя все равно «отрегулируют». Сейчас, когда известны долгосрочные параметры, чем эффективней сработаешь, чем быстрей достигнешь эффект, тем больше ресурс, которым сможешь пользоваться дальше, запускать длинные программы по той же оптимизации. Появляется новое отношение к инвестиционной программе: прежде операционные расходы были больше инвестиционных, сейчас наоборот. Естественно, теперь мы должны особые требования предъявлять к возвратности, к доходности инвестиций.
    ЭР:Каков будет объем кредитного портфеля в этом году?
    И.Ш.: В соответствии с утвержденными RAB-параметрами в целом по компании планировалось привлечь 2,9 млрд руб. заемных средств, по меркам МРСК Урала — не так много. На самом деле кредитный портфель будет на 900 млн руб. больше. Связано это с тем, что от нас ушли потребители «последней мили», которые не учтены в тарифном решении. МРСК Урала будет встречаться с инвесторами, обсуждать, как предстоит работать, какие условия предлагать друг другу.
    ЭР:Какова предполагаемая доходность на новый капитал?
    И.Ш.: Долгосрочный доход составит 11% — стандартная ставка по всей России. А инфляция на следующий год учтена равной 5,7%.
    ЭР:Вам хорошо понятен механизм возврата привлеченных средств?
    И.Ш.: Признаюсь, пока не совсем. На бумаге-то мы посчитали, как будут возвращаться кредиты, но что нужно сделать, чтобы это воплотить в жизнь, как будет выглядеть фактическая финансовая модель, покажут жизнь и опыт.
    ЭР:А кто инвесторы?
    И.Ш.: В основном, конечно, мы работаем с банками, потому что там аккумулируются значительные средства. Деньги привлекаются на конкурсной основе, побеждает тот, кто дает лучшие условия. Среди инвесторов крупные банки с государственным участием — Газпромбанк, ВТБ, Сбербанк. Следует сказать, не так много в России финансовых институтов, готовых работать на ставке ниже 8%.
    ЭР:Каковы основные составляющие инвестпрограммы, на что будут потрачены увеличенные сред­ства?
    И.Ш.: Примерно 50—60% пойдет на реконструкцию существующего оборудования сетей. Порядка 40% составит новое строительство — подстанции, линии электропередач. Есть и набор целевых программ, зафиксированных технической политикой Холдинга МРСК.
    ЭР:Чем различаются ситуации по субъектам? Может быть, где-то придется больше строить, а где-то больше модернизировать?
    И.Ш.: Мы пытались выравнивать ситуации. Исторически сложилось так, что в Свердловской области в 2010 г. инвестпрограмма составила больше 3 млрд руб., в Перми — около 2,5 млрд руб., а в Челябинске — 500 млн руб. Как видите, был очень сильный дисбаланс при том, что регионы схожи по структуре экономики, численно­сти населения, многим другим параметрам. Поэтому мы стремились прежде всего выйти на средний уровень. И нам это удалось. Региональные особенности в инвестпрограммах сохранились, но разница стала некритичной.
    ЭР:Каковы итоги работы Перм­энерго по данной методике?
    И.Ш.: Инвестиционную программу, согласованную с регионом, филиал выполнит. Это основное. Планируется продлить период RAB-регулирования c трех до пяти лет, потому что, к сожалению, кризис помешал реализации пилотного проекта — не позволил собрать деньги: выручка оказалась меньше, потребители заплатили меньше. Инвестпрограмма была отложена, но и рынок просел, инвесторы частично отказались от своих планов. Заемные средства банки давали на невыгодных усло­виях под 18—20%. И еще одна особенность: в Перми как утвердили тарифные ставки в 2008 г., так три года их не пересматривали. Ситуация в Пермэнерго пока до конца не выправлена, но мы планируем продлить период регулирования там еще на два года. Хотим, что называется, наверстать упущенное.
    ЭР:Какие аргументы вы можете привести в пользу RАB-регулирования?
    И.Ш.: По поводу RАB-регулирования не утихают споры, в том числе и в МРСК Урала. Что лучше: жить по средствам или занимать и рисковать? Мне лично интереснее второе.
    Первый очевидный плюс — долгосрочный тариф, долгосрочная перспектива. Второй плюс — кредитное плечо, финансовый рычаг, возможность, как в ипотеке, привлечь большую сумму, потом ее отдать.
    Конечно, проще жить по средст­вам: какой объем инвестиций тебе дали в тарифах текущего года — на то и строй. Но на серьезные инфраструктурные проекты, которыми необходимо заняться, требуется гораздо больше денег и длинный инвестиционный цикл на три года, пять лет. Проекты другого уровня, иного масштаба нужны.
    Сейчас в Холдинг МРСК входит 62 организации, 53 компании регулируются методом RАB, 7 — методом долгосрочной индексации, Нурэнерго (Чеченская Республика) не реформирована, одна компания использует метод однолетнего регулирования. Вот такое разнообразие. Но все это потребителю не важно. Для него существенно другое: даем ли мы возможность развиваться, открывать новые линии производства, цеха, развивать бизнес, строить и т.?п. без резкого роста тарифов. Для этого нужны новые линии, подстанции, трансформаторы, техника для оперативного устранения инцидентов, и все стоит немалых денег, при этом на сетевой тариф наложен тарифный «потолок» — не более 15%. В этих условиях RAB-регулирование дает большие возможности для обеспечения потребительских ожиданий. Потребитель, как правило, настолько привык к использованию электричества, что не мыслит жизни без него. Потребности в энергии постоянно растут, несмотря даже на принятый курс на энергоэффективность. В России в целом и Челябинской, Свердловской областях и Пермском крае в частности на ряде энергоузлов по­требление электроэнергии скоро превысит уровень потребления в 1980-е гг.
    И еще. Долгосрочный тариф — серьезная экономическая платформа для совершенствования финансовой системы предприятия, внедрения новых экономических инструментов. У нас с этого года, например, запущен проект по бенчмаркингу. В основу положен прин­цип поиска лучшего опыта, накопленного в Пермэнерго, Свердловэнерго и Челябэнерго, и распространения его на все аналогичные подразделения и бизнес-процессы. Мы ставим задачу постоянно улучшать свою деятельность. Для этих целей все подразделения МРСК В Свердловской, Челябинской областях и Пермском крае оцениваются по ряду ключевых показателей эффективности для выявления слабых мест, задания тренда на улучшение. Наша задача довести «отстающие» подразделения до среднего уровня эффективности МРСК Урала в течение трех—пяти лет, при этом средний уровень эффективности также будет повышаться.
    Кроме того, в рамках бенчмаркинга мы планируем исследовать опыт не только внутри МРСК Урала, но и других предприятий Холдинга МРСК, смежных территориальных сетевых организаций. А долгосрочные тарифы позволят нам капитализировать полученные достижения.
    ЭР:Присоединение сохраняется?
    И.Ш.: Да, но плата берется в основном за создание распределительной сети, а подстанции будут строиться по RAB-инвестпрограмме. Сохраняются все льготы, например 550 руб. для потребителей 15 кВт и рассрочка платежа при присоединении до 100 кВт. При этом тарифное меню по техническому присоединению в регионах постоянно совершенствуется в части применения зонирования. В этом году ставки немного меньше, чем в прошлом, поскольку теперь нельзя включать реконструкцию и строительство существующих центров питания в плату за присоединение. В Челябинске сохраняется индивидуальная оплата.
    ЭР:Какой вариант больше устраивает бизнес?
    И.Ш.: Везде есть свои плюсы. При индивидуальной оплате есть полная гарантия, что с тебя не возьмут ничего лишнего, но надо понимать, что этот метод не быстрый и сэкономить уже никак не получится. Большой интерес представляет применяемый в Свердлов­энерго и Пермэнерго принцип тарифных ставок, привязанных к территориям области (зонирование), для предпринимателя в этом случае легче решать вопросы бизнеса — больше маневренности. Например, присоединение к сетям его карьера или лесопилки в пригороде Екатеринбурга будет стоить 5,4 тыс. руб./кВт (с учетом НДС), а в Артемовске, Невьянске или Нижних Серьгах он заплатит за то же самое 2 тыс. руб/кВт. Почему? Да потому что в крупном городе другие условия прокладки и размещения инфраструктуры, свободной мощности мало. А на периферии есть дешевая земля, дороги, свободные электриче­ские мощности, и там очень нужны новые рабочие места. И таких выгодных для размещения производства зон в области больше 80%. То есть если открыта информация о стоимости подключения на всей территории, бизнес решает, где ему выгоднее это сделать.