ds2018-2
ППРК-Сервис
Архив номеров / Архив в электронном виде / СТО 08/57/ДЕКАБРЬ 2017 / УСЛОВНЫЕ ЕДИНИЦЫ (УЕ) В ТАРИФНОМ РЕГУЛИРОВАНИИ ТЕРРИТОРИАЛЬНЫХ...
УСЛОВНЫЕ ЕДИНИЦЫ (УЕ) В ТАРИФНОМ РЕГУЛИРОВАНИИ ТЕРРИТОРИАЛЬНЫХ СЕТЕВЫХ ОРГАНИЗАЦИЙ

УСЛОВНЫЕ ЕДИНИЦЫ (УЕ) В ТАРИФНОМ РЕГУЛИРОВАНИИ ТЕРРИТОРИАЛЬНЫХ СЕТЕВЫХ ОРГАНИЗАЦИЙ

Система перевода электросетевых активов в условные единицы сегодня используется в основном для целей тарифного регулирования. Некоторые сетевые компании используют УЕ и для внутреннего нормирования численности персонала. Так, например ЛОЭСК в 2015 году в целях реформирования филиальной структуры определил пороговым значением для филиала минимум 12 тыс. УЕ. Так из 18 разнокалиберных филиалов стало шесть.
 Для тарифа обсчитываются линейные объекты ВЛЭП и КЛЭП, и норматив в этом случае будет зависеть от уровня напряжения, количества цепей на опоре и материала опор. Другой объект расчета условных единиц – силовые подстанции, трансформаторные пункты. Здесь определяющая характеристика – уровень напряжения. 
Система условных единиц в электроэнергетике крайне устарела. Нормативы установлены приказом Министерства энергетики и электрификации СССР № 51 от 26.01.1987 «Об учреждении показателей для отнесения производственных объединений, предприятий и организаций электроэнергетической промышленности к группам по оплате труда руководителей». При этом в 2004 году эта система расчета (в отсутствие иной) стала составной частью Методических указаний 20-э/2 (Приказ Федеральной службы по тарифам от 6 августа 2004 г. № 20-э/2 «Об утверждении методических указаний по расчету регулируемых тарифов и цен на электрическую (тепловую) энергию на розничном (потребительском) рынке»), где условные единицы использовались как способ распределения расходов на обслуживание оборудования по уровням напряжения. Данная ситуация не беспокоила энергетиков, пока напрямую не влияла на уровень тарифа. 
В 2012 году вступили в силу Приказы Федеральной службы по тарифам № 98-э и № 228-э. Этими приказами фактически, с учетом Основ ценообразования, метод экономически обоснованных затрат был отменен и закрепились два основных на сегодня метода: долгосрочная индексация тарифа на услугу по передаче и метод доходности инвестированного капитала. 
Для нас важно в части условных единиц обратить внимание, что в методе долгосрочной индексации в состав подконтрольных расходов включаются проценты по кредитам, дивиденды, выплаты социального характера и прочие расходы из прибыли. В методе RAB (доходность инвестированного капитала) в операционные/подконтрольные расходы вышеуказанные расходы не включаются. 
 Еще важно, что с 1980-х годов, несомненно, технический прогресс электросетевого комплекса тоже коснулся. Но, к сожалению, система расчета условных единиц с момента создания так и не изменилась. В частности, не считаем условные единицы на релейную защиту и автоматику, телемеханику, средства диспетчерского и технологического управления и т.п. Знаю, что ПАО «Россети» данный пробел внутрикорпоративно устранило: все эксплуатируемое электросетевое оборудование учитывается. 
К чему сегодня приводят указанные расхождения в составе расходов для разных методик и структуре оборудования при расчете норматива УЕ? Фактические расходы на обслуживание 1 УЕ сравниваются между разными ТСО. При разных расходах и базах УЕ иногда такое сравнение носит спекулятивный характер. На мой взгляд, данный показатель вообще не может характеризовать эффективность сетевой компании. Непроведенный капитальный ремонт или расходы, не понесенные на обязательные поверки грузоподъемных механизмов, например, как причина экономии и мéньшего расхода на 1 УЕ – можем ли считать эффективностью? 
Реальная эффективность сетевых организаций – надежность энергоснабжения, скорость устранения аварийных ситуаций, наличие квалифицированного обученного персонала, паспорта готовности к прохождению осенне-зимнего периода, безаварийная эксплуатация и, конечно, удовлетворенный качеством электроэнергии потребитель.
Современное значение УЕ для ТСО, регулируемых методом долгосрочной индексации, – уровень тарифа или, вернее сказать, необходимой валовой выручки. А вот для территориальных сетевых организаций, находящихся в зоне риска в части подтверждения статуса территориально-сетевой организации, величина электросетевых активов приобретает жизненно важный характер. Существующие критерии ТСО не меряют ТСО по количеству УЕ (% доля в УЕ внутри региона – один из вариантов будущего ужесточения критериев), но значение имеют суммарная мощность, уровни напряжения, протяженность сетей и т. п., поэтому для «добора» до критериев нередко уже имеющие статус ТСО с сомнительной репутацией начинают искать доверчивых потребителей-владельцев сетевых активов и предлагают разные схемы арендных отношений. И случается так, что получив некий доход в виде аренды, арендодатели, надеясь на то, что хлопоты содержания электросетевого хозяйства позади, еще и несут дополнительные расходы на электроэнергию из-за перехода на более низкий уровень напряжения, где тариф дороже, и т. д. Таким владельцам могу порекомендовать внимательно изучать реальные возможности арендатора (персонал, транспорт, производственная база), много можно почерпнуть из публичных источников, каждая ТСО обязана иметь сайт с раскрытием обязательной информации, также информативен сайт регулятора (в Ленинградской области – Комитет по тарифам и ценовой политике).
ТСО сегодня обслуживают собственные сети и арендованные, аренда обычно долгосрочная. Экономически целесообразней поддерживать сети на длинных отношениях. Но существует большее количество бесхозяйных сетей, которые в случае аварийных ситуаций ТСО обойти не может, потому что потребителю нужно освещение и отопление. Социальная ответственность для ТСО часто не просто слова, а вполне конкретные расходы. Это своего рода перекрестное финансирование. В части бесхозяйных сетей хочется верить в появление ускоренных юридических процедур по принятию в эксплуатацию профессиональными сетевыми компаниями. 
Отдельно хочу отметить, что не решены вопросы содержания сетей «бесстатусных» хозяев. Это ТСО, которые не смогли подтвердить соответствие статусу и остались без утвержденного тарифа на услуги, а значит, без источника содержания своих активов. Тут много сложностей: потребители (кто обеспечит им надежное энерго­снабжение?); участники энергорынка (кто оплатит потери по этим сетям?); заявитель, которому надо присоединиться к сетям уже «несетовой» компании.
Относительно подготовки и реализации инвестиционных программ необходимо сказать, что каждый инвестиционный титул уже на стадии планирования пересчитывается в УЕ для возможности учета при внутреннем бюджетировании необходимых ресурсов на его содержание сразу с момента реализации. 
Надо отметить и существенное отставание во времени между финансированием обслуживания УЕ и приростом собственно УЕ. Например, на 30 сентября текущего года ТСО заявила 100 УЕ при тарифном регулировании. За IV квартал, завершив большинство инвестиционных проектов, ввела в эксплуатацию еще 30 УЕ или 50 УЕ. При регулировании будет учтено 100. И весь следующий год все подконтрольные расходы будут недооценены. Подконтрольные расходы – это и ремонтная программа, и фонд оплаты труда, и ГСМ, и инструменты, и спец­одежда. Для ЛОЭСК проблема актуальна, так как объем инвестиционной программы за счет тарифных источников (амортизация, прибыль на капитальные вложения, компенсация выпадающих доходов от льготного технологического присоединения) и инвестиции при технологическом присоединении имеют существенные масштабы. 
Учитывая актуальность поставленной задачи по сдерживанию роста тарифов ТСО, для целей регулирования подконтрольных расходов ТСО, необходимо рассмотреть возможность полноценной систематизации и классификации по уровням напряжения всего оборудования, нормирование операционных расходов также в системе координат условных единиц (в современном актуальном состоянии), с учетом коррекции на климатические и экономические особенности субъектов. Имеется в виду нормирование процессов – планово-предупредительных ремонтов, дефектование, аварийные лимиты и т.п., то есть стандартизация процессов эксплуатации с фиксированными трудозатратами, нормами материалов.
В завершение хочу сказать, что и Мин­энерго, и Федеральная антимонопольная служба на федеральном уровне, и полномочные региональные органы власти, запрашивая обратную связь от субъектов регулирования, в курсе большинства сложностей территориальных сетевых организаций и неоднократно анонсировали актуализацию системы расчета условных единиц. А значит, будем ждать!
 
Подготовила Елена Никитченко