Фото: Илья Наймушин/РИА Новости
После реформирования энергетики в сегменте территориальных сетевых организаций (ТСО), которые обеспечивают передачу электроэнергии от поставщика к потребителю, накопился целый ряд вопросов, требующих государственного вмешательства, отмечают аналитики.
Присутствие на рынке сотен сетевых компаний с низким уровнем управляемости, прозрачности и технического состояния мешает эффективному развитию отрасли, считает руководитель группы по аналитике в энергетике консалтинговой компании Kept Сергей Роженко: «Доступ к инфраструктуре оказывается неравным, затраты — непрозрачными, а надежность снабжения — непредсказуемой».
Поэтому, по его словам, консолидация ТСО и эталоны затрат представляются логичным шагом — как для повышения надежности, так и для оптимизации расходов в интересах потребителя.
Что такое ТСО и почему их нужно регулировать
В середине 1990-х годов на балансе каждого производственного объединения энергетики и электрификации (АО-энерго) находились сети. Кроме того, под нужды конкретных промышленных объектов, агропредприятий или муниципалитетов создавались отдельные сетевые комплексы, отмечает Сергей Роженко. В результате масштабных преобразований энергетического комплекса России в 1990–2000-х услуги по передаче электрической энергии оформились как отдельный вид деятельности. При этом на законодательном уровне в 2003 году в 35-ФЗ «Об электроэнергетике» статус ТСО закреплен как за бывшими АО-энерго, так и за производственными сетями.
В рамках реформы электроэнергетики частным компаниям была дана возможность владеть сетевым имуществом, оказывать услуги по передаче электроэнергии и осуществлять технологическое присоединение, сообщается в материалах комитета Госдумы РФ по энергетике. «Это привело к частичной децентрализации системы управления электросетевым комплексом, росту аварийности и износа сетей ввиду отсутствия инвестиций в сети непрофессиональных участников рынка, снижению показателей надежности энергоснабжения потребителей, перекосам в тарифном регулировании и общему недоинвестированию в размере 1 трлн руб.», — считает председатель комитета Николай Шульгинов.
Структура национального сетевого комплекса, сформированная в ходе реформы, к середине 2010-х включала около 3 тыс. ТСО с различным составом собственников, а также объекты сетевого хозяйства (ОЭСХ) садоводческих некоммерческих товариществ (СНТ) и бесхозяйные объекты, рассказали «РБК Отрасли» в пресс-службе Минэнерго России. В ведомстве подчеркивают, что большое количество ТСО создавало серьезные риски, приводило к нерациональному использованию ресурсов, например к увеличению операционных расходов (OPEX) сетевых организаций, включая затраты на содержание сетей и их диспетчеризацию, а также инвестиционных расходов, в том числе в части строительства новых подстанций.
Например, в Приморском крае после ледяного дождя в 2020 году возникли серьезные проблемы с восстановлением сетей у ряда ТСО, не имевших достаточного квалифицированного технического персонала и необходимого оборудования. Татарстанская пресса с 2022 по 2025 год не раз писала об аварийных отключениях в сетях небольших компаний, когда без света оставались тысячи человек. В Красноярском крае возникли сложности с передачей активов компании «ЧЕК-СУ.ВК», включая подстанции и ЛЭП, которые находились в залоге у ВЭБ.РФ. Массовые аварийные отключения фиксировались также в Хакасии и Омской области. Среди причин аварий эксперты выделяют три существенных фактора: низкий уровень квалификации производственного персонала частных ТСО, ухудшение природно-климатических условий, а также увеличение пиковых нагрузок (в том числе из-за «черных» майнинговых ферм).
Устаревшие коммуникации и отсутствие регулярного технического обслуживания, нехватка комплектующих и оборудования, несоблюдение графика его обновления, дефицит квалифицированных специалистов, медленное реагирование на чрезвычайные происшествия — основные узкие места проблемных ТСО, которые перечисляют эксперты. При этом такие организации наравне с остальными участниками рынка получают средства из общего фонда («котла»), который формируется за счет поступления финансовых средств от всех потребителей в рамках установленных в конкретном регионе тарифов на услуги по передаче электроэнергии.
Согласно законодательству, тариф на услуги по передаче электроэнергии при этом должен быть одинаковым для всех потребителей в отдельном регионе, различаясь лишь в зависимости от выбранного варианта тарифа и уровня напряжения сетей, к которым подключены потребители. Этот тариф рассчитывают региональные регуляторы на основе данных о затратах ТСО (НВВ), которых в границах одного региона может быть несколько десятков. Сумма НВВ всех ТСО, оказывающих услуги по передаче электроэнергии в регионе, формирует региональный «котел», а установленные в нем тарифы называются едиными (котловыми). При этом отсутствуют одинаковые для всех и прозрачные правила определения экономически обоснованных затрат. В результате де-факто энергетики борются друг с другом не за потребителей, а за долю в тарифе.
Как происходит консолидация отрасли
Курс на консолидацию ТСО был принят в 2013 году в рамках Стратегии развития электросетевого комплекса России на период до 2030 года. Так, для получения статуса ТСО с 1 января 2025 года ОЭСХ на балансе ТСО должны включать 300 км линий электропередачи (ЛЭП) и 150 МВА трансформаторных мощностей. В Госдуме предлагают ужесточить критерии для ТСО в 2026 году до 1 тыс. км ЛЭП и 500 МВА.
На начало 2025 года в нашей стране, по данным Минэнерго России, работало 619 организаций — на 66% меньше, чем в начале 2022-го. По экспертным прогнозам, к концу текущего года их может остаться около 300 — по 3–5 ТСО в среднем на один субъект РФ, включая назначенную в каждом регионе системообразующую территориальную сетевую организацию (СТСО), рассказывают в Минэнерго России.
Статус СТСО получает крупнейшая ТСО региона, соответствующая установленным правительством РФ критериям. С 2025 года СТСО становится единым центром ответственности за электроснабжение в регионе: курирует эксплуатацию и обслуживание объектов сетевого хозяйства, отвечает за устранение аварий на сетях других ТСО по решениям региональных штабов, принимает участие в рассмотрении инвестиционных программ других ТСО, оценке достоверности данных тарифной заявки и анализе основных технико-экономических показателей. Кроме того, СТСО получает оплату от потребителей за передачу электроэнергии по сетям всех ТСО региона и перераспределяет полученные средства на финансирование региональных сетевых организаций (является «котлодержателем»).
Минэнерго России отмечает, что процесс консолидации не так прост: энергообъекты передаются из собственности регионов и муниципалитетов в разных формах и на разных условиях. В некоторых субъектах РФ до сих пор не утверждены ОЭСХ для передачи в СТСО. «Кроме этого, органы местного самоуправления пытаются обойти предусмотренные законом требования о передаче СТСО принадлежащих им сетей, в том числе посредством экстренной приватизации. Остаются законодательно не урегулированы вопросы передачи арендованного и планируемого к приватизации имущества», — рассказывают в министерстве.
По состоянию на лето 2025 года только 40% ТСО (248 из 619) заключили с СТСО договоры о порядке использования объектов сетевого хозяйства (ДоПИ) и ликвидации последствий аварий. Остальные уклоняются от исполнения требований законодательства.
Отдельная работа проводится в отношении бесхозяйных ОЭСХ. В Минэнерго России планируют сократить сроки по оформлению их в собственность и вовлечению в хозяйственный оборот, что позволит существенно повысить эффективность работы по ликвидации бесхозяйных ОЭСХ.
В рамках совершенствования нормативно-правовой базы, регулирующей деятельность СТСО и ТСО, прорабатываются вопросы повышения надежности энергоснабжения, усиления роли СТСО в согласовании инвестпрограмм ТСО и введения ответственности за уклонение от заключения ДоПИ с СТСО, отметил замминистра энергетики Евгений Грабчак в июне на расширенном заседании комитета по энергетике Госдумы РФ по вопросу подведения предварительных итогов реализации федерального закона о создании СТСО.
Введение статуса СТСО и усиление их контрольных полномочий позволило повысить управляемость активами и более четко разделить ответственность за аварии и ремонты, считает Сергей Роженко: «Консолидация также открыла возможность внедрения единых стандартов цифровизации и техобслуживания, повысила привлекательность отрасли для целевых инвестиций». Однако процесс, по словам эксперта, требует времени: юридическая интеграция, техническое обследование занимают в каждом регионе от полутора до трех лет.
Зачем нужны эталоны
Новый эталонный принцип долгосрочного регулирования тарифов эксперты называют эффективной мерой, призванной упорядочить распределение средств между ТСО на справедливой основе.
Напомним, что работа над эталонным методом операционных затрат началась еще в 2017 году. В настоящее время на основании поручений кабмина РФ Федеральной антимонопольной службой (ФАС России) разработан проект постановления правительства РФ. В нынешней редакции, считают эксперты, документ после некоторых уточнений может быть принят и вступить в силу с начала 2026 года. Предполагается, что введение эталонов OPEX будет осуществляться поэтапно — в 2026 году доля ОРЕХ, рассчитанная с применением эталонов, будет составлять 30%, в 2027-м — 70%, в 2028 году — 100%.
Переход на эталоны должен исключить субъективность в оценке расходов на содержание сетей, упростит тарифное регулирование и сделает его более прозрачным, считают в «Россетях». В компании уверены, что такие изменения положительно скажутся на надежности и качестве электроснабжения. Эталонный принцип формирования ОРЕХ основан на едином подходе к оценке расходов для всех ТСО, но при этом с учетом их особенностей — при внедрении эталонов будут учитываться климатические и социально-экономические особенности регионов нахождения сетевых организаций, а также плотность распределения сетей и иные факторы.
Проект постановления предусматривает, что эталоны будут рассчитываться для 59 видов оборудования, включая 52 вида основного электросетевого оборудования и семь видов вторичного оборудования, учитывающего современные направления цифровой трансформации. Речь, например, идет об аппаратуре беспроводного доступа, средствах телемеханики, устройствах сбора и обработки данных, сообщили в пресс-службе ФАС России.
«Важно отметить, что эталонный метод позволит учесть при тарифообразовании степень износа оборудования», — подчеркнули в компании «Россети». В настоящее время в тарифах предусмотрено одинаковое финансирование как для нового, так и для старого оборудования, которое чаще нуждается в ремонте. Эконометрический анализ, как заявили в ФАС России, показал, что наибольшее значение при формировании эталонов затрат имеют параметры, связанные с обслуживанием оборудования. Между тем именно учет степени износа оборудования вызывает основные вопросы в отношении текущей редакции эталонного подхода. В частности, первый зампред комитета Госдумы РФ по энергетике Валерий Селезнев в ходе профильного онлайн-совещания отметил, что одной из главных целей развития энергосетей является вывод из эксплуатации оборудования с высоким физическим износом.
В антимонопольной службе подчеркивают, что работают над решением этого вопроса. В проекте документа для оборудования старше 35 лет предусмотрены повышающие коэффициенты, обеспечивающие достаточность средств на его ремонт. При этом, когда срок его эксплуатации превысит нормативный вдвое, такие коэффициенты перестанут действовать, что, по мнению разработчиков, будет мотивировать ТСО к его своевременной замене.
При новой методике расчета OPEX необходимо обеспечить достоверность фактических исходных данных по распределению затрат между группами оборудования, а также увязать величину эталонных затрат с целевым уровнем надежности и качества, говорится в презентации директора Института экономики и регулирования инфраструктурных отраслей НИУ ВШЭ, члена общественного совета при ФАС России Ильи Долматова.
Основной риск — занижение необходимых расходов на обслуживание и ремонты, особенно если эталоны будут формироваться на базе компаний, отложивших инвестиции, комментирует Сергей Роженко: «Если норматив будет ориентироваться на текущие типовые решения, а не стимулировать переход к более современному оборудованию, может возникнуть эффект «консервации отсталости».
В логике эталонного подхода важно обеспечить его динамичность, региональную адаптацию и встроенные стимулы к модернизации — включая бонусы за снижение потерь, цифровизацию и внедрение современных сетевых технологий, резюмирует Сергей Роженко.
В целом, по мнению отраслевых экспертов, применение эталонного подхода позволит обеспечить объективную оценку затрат и результатов деятельности электросетевых компаний, что сделает процесс установления тарифов более справедливым и прозрачным.
About The Author
