Сергей Домнин, "Эксперт Казахстан", 18 июля

В сфере естественных монополий, пожалуй, инвесторам сложнее всего работать: рынок слишком зарегулирован государством, любые изменения цены мгновенно отражаются на социальной стабильности. Однако когда износ основных фондов в энергетике, тепло- и водоснабжении становится критическим, приход частного инвестора - единственный выход. Привлечь последнего государство может, используя свое единственное, но универсальное оружие - тариф. О новациях в тарифной политике корреспондент "ЭК" побеседовал с председателем Агентства по регулированию естественных монополий (АРЕМ) Нурланом Алдабергеновым.

Конкуренция - дело техники
- Нурлан Шадибекович, какой из регулируемых АРЕМ сегментов является наиболее сложным в методическом плане?
- Методически все примерно одинаково. Но практически различным сегментам уделяется различное внимание. Сложность обуславливает количество субъектов регулирования и даже в большей степени количество потребителей их услуг, для которых наши решения должны быть понятны. При этом у каждого потребителя своя точка зрения, возможно, свой бизнес и экономика. Соответственно, для потребителей принимаемое решение имеет различное значение. И здесь наша задача найти единственно правильное решение, которое бы устраивало и потребителей и услугодателей - обеспечить баланс интересов. Больше всего у нас субъектов в сфере водоснабжения и канализации. Чуть меньше обеспечивают функционирование электрических и тепловых сетей. Это два масштабных сегмента по охвату потребителей - практически каждый житель Казахстана является постоянным потребителем услуг в этих сферах. Коммуналка во все времена и именно из-за этого фактора оставалась одним из сложнейших секторов экономики. Второй критерий, практически вытекающий из охвата потребителей - социальная составляющая. Если транспортировка нефти и газа - это регулирование, направленное, как правило, на экспортный потенциал республики, то вода, тепло и электричество - это товар, повышение тарифов на который сразу сказывается на карманах наших соотечественников.
- Чем различается методика регулирования от сегмента к сегменту?
- Порядок общий, правила общие. Все они прописаны в основополагающем для всех монополистов законе "О естественных монополиях и регулируемых рынках" и вытекающих подзаконных актах. При этом одним из основных документов, без сомнения, можно признать особый порядок формирования затрат, который определяет, какие из затрат и с какими ограничениями могут быть включены в тариф и отнесены на счет потребителя. К примеру, данный документ определяет, что затраты учитываются исходя из утвержденных норм расхода и стоимости, определенной по итогам закупок, проведенных в установленном порядке. Уровень зарплаты ограничивается, в том числе лимитирован разрыв между производственным и административным персоналом. Амортизация исчисляется, как правило, по прямолинейному равномерному методу. Субъекты естественных монополий не имеют права включать в тариф, например, расходы на рекламу, сверхнормативные расходы и расходы, не связанные с производством и оказанием услуг.
Статьи ограничений для всех субъектов одинаковые - это нормы расхода сырья и материалов, численность персонала, уровень оплаты труда. Однако сам норматив разнится от отрасли к отрасли. Дело не только в том, что речь идет о разных продуктах и услугах, в каждой отрасли свои требования по надежности, безопасности. На основе этих требований определяется величина нормированных расходов.
В сегментах регулирования при определении прибыли используется разная ставка прибыли, зависящая в том числе от отраслевых рисков. Агентство давно отошло от советского нормирования прибыли в зависимости от уровня себестоимости, например 10%. Таким образом, мы ушли от того принципа, что для повышения уровня прибыли требовалось увеличение затрат. Сегодня уровень прибыли связан со стоимостью задействованных активов. Для примера, уровень прибыли электросетевых компаний зависит от стоимости линий электропередачи (ЛЭП), подстанций и других активов, а также от степени задействованности данных активов. Мы стимулируем обновление, модернизацию активов и снижение текущих операционных затрат - потребитель не должен оплачивать неэффективный ремонт морально и физически устаревшего оборудования и возрастающие в процессе эксплуатации текущие затраты на содержание оборудования.
Отличны сегменты и степенью регулируемости. Водоснабжение и теплоснабжение мы регулируем целиком: от водозабора или котельной через сети до конечного потребителя. В электроэнергетике мы контролируем лишь энергопередающие организации - сетевые компании. Сама стоимость производства электроэнергии на сегодня определяется реализуемой государством политикой "тариф в обмен на инвестиции". Для каждой из 13 групп электростанций индивидуально расписано ежегодное изменение тарифа в динамике по 2015 год включительно, а вырученные средства энергетики должны направить на развитие генерации и недопущение дефицита мощностей. Размер тарифа и направление инвестиций отражены в соглашениях, которые энергогенерирующие компании заключают с Министерством индустрии и новых технологий (в 2009 году с Министерством энергетики и минеральных ресурсов). Этот тариф применяется с 2009 года и призван стимулировать инвестиции в генерирующие мощности, необходимые для развития экономики страны и подключения новых проектов. Сфера снабжения электроэнергией у нас признана конкурентной, и здесь согласование изменения конечной цены производится в уведомительном порядке в рамках более либеральных правил ценообразования.
В нефтяной отрасли к сфере естественных монополий отнесена только транспортировка (нефте- и газопроводы). Реализаторы нефтепродуктов, газоснабжение также в конкурентной сфере, и регулирование цен производится только по субъектам, занимающим доминирующее положение и включенным Агентством по защите конкуренции в реестр доминант.
- Насколько оправдало себя введение реестра доминант?
- Реестр доминант свидетельствует о том, насколько развита у нас конкуренция между субъектами рынка. В основном здесь мы имеем дело с организациями, которые занимают более 35% рынка, но нередко и все сто. Например, энергоснабжающие организации Астаны и Алматы, доля которых на рынке составляет почти 100%. И такая ситуация в каждом сегменте. Нужно, чтобы на рынке было много игроков. Но сегодня здоровая конкуренция на рынке ограничена в силу технических причин. Например, для конкуренции в энергосбыте необходимо иметь информацию о потреблении каждого клиента в реальном времени. У нас есть позитивный и довольно масштабный пример - в Таразе была внедрена "Автоматизированная система контроля и учета электроэнергии" (АСКУЭ), позволяющая отслеживать энергопотребление в режиме реального времени. Эта система дает возможность оптимизировать сверхнормативные потери в сетях: ведь в режиме реального времени несложно отследить точки возникновения дисбаланса, неконтрактного изъятия электроэнергии или попросту воровства. При этом в масштабах страны работы еще очень много.
- Каков на сегодня процент нормативных и сверхнормативных потерь в электроэнергетике?
- Нормативные - от 4 до 18%. Это зависит от износа сетей, протяженности сети и плотности и структуры потребления. Как правило, наибольшие нормативные потери мы имеем в регионах с большим сельским населением. Например, в Акмолинской (Кокшетауский регион), Алматинской (Талдыкорганский регион) областях. Сверхнормативные потери (это не только хищения, но и бесхозяйственность субъектов рынка) имеют место, но не во всех региональных электросетевых компаниях (РЭК), в некоторых РЭКах они равны 2%, в некоторых чуть больше. Отмечу, что в тех регионах, где устанавливается АСКУЭ, сверхнормативные потери сокращаются минимум на 50%. Кстати, в реализации проектов по установке систем АСКУЭ заинтересован сам собственник сетей, понимая, какую экономию это ему дает. Он же выступает инвестором, срок окупаемости проектов составляет 2-3 года. Сверхнормативные потери у нас есть и в других сегментах. Поэтому перед регулятором поставлена и реализуется задача: свести данный показатель к нулю к 2014 году. Эта дата отражена во всех наших планах. Ведь что такое сверхнормативные потери - это деньги, которые субъект отвлекает для того, чтобы докупить у генерирующей компании дополнительные объемы. За прошедший год за счет снижения АРЕМ нормативных потерь потребителями в коммунальной сфере сэкономлено порядка 3,2 млрд тенге, экономия по сверхнормативным потерям составила порядка 1,5 млрд тенге.
- Есть у агентства какие-то административные рычаги, чтобы не допустить отвлечение средств на покрытие сверхнормативных потерь?
- Да. Есть такой механизм, как исполнение тарифной сметы. Если в тарифной смете предусмотрено 100 млн тенге на ремонт или 50 млн тенге на заработную плату, то больше ты потратить уже не можешь. Если средства целевым образом не осваиваются или эти расходы производятся за счет амортизации, вводятся компенсирующие сниженные тарифы. Таким образом, потребителю возвращаются деньги, которые он оплатил в тарифе за ремонт. И таких примеров масса. Например, на сегодняшний день по итогам 2010 года 44 субъектами введены временные компенсирующие тарифы с возвратом потребителям средств на сумму 1,1 млрд тенге. Этот механизм применяется во всех регулируемых нами сферах.

Мощность в обмен на инвестиции
- Каков на сегодня износ основных фондов у субъектов регулирования АРЕМ?
- Меньше 60% практически нет. Как правило, около 70% - это если говорить о коммунальных сетях. Нефтяные и газовые сети посвежее, там острой проблемы износа нет. Но в коммунальном секторе это вопрос критический. Больше износ - значит, чаще поломки, большие средства отвлекаются на ремонт. Поэтому сейчас принята программа модернизации ЖКХ до 2020 года. Средства будут вкладываться и за счет тарифов, и за счет прямых вливаний со стороны государства, особенно там, где активы находятся в коммунальной собственности.
- Для модернизации энергогенерирующих мощностей был применен инвестиционный тариф, о котором мы уже сказали несколько слов. Насколько успешно реализуется эта программа и как широко применяется этот инструмент в других сегментах?
- По второй части вопроса замечу: если в отношении генерации механизм инвестиционных тарифов запущен в 2009 году, то в сферах естественных монополий это не новшество. Инвестиционный (иначе предельный, среднесрочный) тариф давно и достаточно широко применяется в отношении компаний, передающих электрическую и тепловую энергию, распределяющих воду. Например, с 2003 года такой тариф действует в Шымкенте в отношении водоканала. Схема, по которой там работали - это трехлетняя инвестиционная программа, переоценка и стабильный уровень тарифа на трехлетний период. Ныне они осуществляют уже четвертую среднесрочную программу. Применяются они и субъектами, действующими в электро- и теплоэнергетике, газотранспортной отрасли. Конечно, нам хотелось бы, чтобы субъектов, работающих в таком режиме, становилось все больше. С одной стороны, это решение проблемы износа основных фондов, с другой стороны, и потребители могут рассчитывать на стабильный тариф.
Теперь обратимся к опыту применения инвестиционного тарифа в энергетике. Естественно, мы выезжаем в регионы и контролируем - какое количество средств направлено на реализацию инвестиционных программ именно генераторами. Раскрываем суть и результаты политики "тариф в обмен на инвестиции" для общественности. Например, по итогам первого года (2009 год) реализации программы энергопроизводящими организациями мы выяснили, что около 1,5 млрд тенге из 65 млрд, предусмотренных инвестиционными соглашениями, компании не вложили. И в законодательстве за это не предусмотрено ответственности. Вопрос, по сути, решили, проработав дополнительные соглашения на последующий год и заставив станции взять на себя дополнительные обязательства. Но теперь мы провели тщательную ревизию законодательства, и как результат - разработан законопроект, усиливающий ответственность генераторов за исполнение инвестиционных обязательств. На сегодня он находится в мажилисе парламента - проводятся заседания рабочих групп.
- Каковы его ключевые моменты?
- Первое направление - это обеспечение прозрачности инвестиционной деятельности энергопроизводящих организаций. Мы считаем необходимым ввести обязательства по обнародованию информации об объемах и направлениях инвестиций. То есть если станция заключила соглашение, то перед реализацией соглашения и до изменения тарифа она должна подробно информировать потребителей о своих планах, в том числе через прессу. Аналогично по итогам года - должна быть соответствующая информация по результатам исполнения инвестиционного соглашения. В целях обеспечения обратной связи для потребителя должны быть проведены слушания.
Второе - вводятся штрафные санкции и обязанность по возврату средств, если станция не исполняет инвестиционные обязательства. При этом законопроект предусматривает возможность перенести неисполненные мероприятия на следующий год, но при этом сумма перенесенных инвестиций должна быть увеличена на ставку рефинансирования. Третье направление - наполнение тарифов инвестиционными обязательствами. Мы выявили, что не всегда объем средств, полученных электростанциями за счет тарифа, соответствует объему инвестиций. Мы понимаем, что есть инфляция, растет стоимость расходных материалов, но при этом величины дополнительного тарифного дохода и инвестиций должны быть сопоставимы. Поэтому мы ввели в законопроект и такую норму.
Еще одна серьезная новация этого проекта - введение рынка мощности в РК с 1 января 2016 года. Рынок мощности - это новый компонент, развитие существующего рынка. Идеологом, разработчиком данной модели является отраслевое министерство - МИНТ. Рынок мощности должен стать параллельным механизмом программы "тариф в обмен на инвестиции", обеспечивающей на сегодняшний день инвестиционную привлекательность сектора генерации. Что такое рынок мощности? Сейчас стоимость электроэнергии - это и окупаемость действующих активов, и текущие операционные затраты на ее производство (топливо, ремонты, зарплата и т.д). Например, экибастузская электроэнергия стоит сейчас 5,6 тенге/кВт.ч.
Рынок мощности в законопроекте сегментирован на рынок долгосрочных контрактов (будет функционировать для новых генераторов) и краткосрочных контрактов (для существующих энергопроизводителей). Первый сегмент будет приоритетным, чтобы инвесторы заходили в экономику Казахстана и на конкурсной основе создавали новые источники. Инвестору будет гарантироваться, что те средства, которые он вложит, будут ему возвращены на тех условиях, на которых он выиграл конкурс. Гарантия состоит в том, что системный оператор обязуется в приоритетном порядке закупить у него аттестованные (реально имеющиеся) объемы мощности по оговоренным ценам. Остальные существующие станции, по сути, будут конкурировать между собой на рынке, продавая аттестованную мощность через централизованные торги. В законопроекте заложена модель рынка с единым покупателем и продавцом: все станции продают мощность, системный оператор приобретает эту мощность, создает пул и затем реализует эту мощность по единой цене субъектам рынка.
- Какова цель внедрения рынка мощности?
- Во-первых, обеспечение необходимого объема резерва мощности - некоторого задела между общей энергогенерацией и потреблением. Мы уже подходили к порогу энергодефицита в 2008 году. Если помните, тогда стали практикой веерные отключения в нескольких областях. Но в тот год снять остроту проблемы позволил мировой кризис, вследствие которого объемы потребления упали. Ожидалось, что к 2015 году рынок восстановится, на нем вновь появится конкуренция.
- Насколько вырастет тариф с введением рынка мощности?
- А кто сказал, что он вырастет? Мы не исключаем, что стоимость электроэнергии может меняться в зависимости от инфляции, стоимости топлива и тому подобных факторов. Но само введение рынка мощности не будет способствовать росту тарифов.
- Когда ожидается принятие нового закона?
- Мы надеемся на поддержку депутатов и его скорейшее принятие. На сегодня работа ведется - проведена презентация законопроекта, состоялся ряд заседаний комитетов и рабочих групп. В целом поддержка имеется - законопроект направлен на защиту интересов потребителей. Ожидаем, что парламентарии вернутся к его рассмотрению сразу после окончания каникул. Намечено, что по вопросу рынка мощности в сентябре будет проведен "круглый стол". И мы надеемся, что в октябре - ноябре подойдем к логическому завершению. Это просто необходимо, для того чтобы соглашения на 2012 год со станциями заключались с соблюдением новых требований.

Стимул для бережливости
- В числе задач, не так давно озвученных АРЕМ - энерго- и ресурсосбережение. Какой вы видите свою работу в этом направлении?
- Эти задачи были поставлены главой государства Нурсултаном Назарбаевым, и мы их выполняем, используя свой главный инструмент - тариф. Приведу несколько примеров. С 2009 года в секторе электроэнергетики применяется дифференцированный тариф по объемам потребления. Существует пороговое значение, переходя которое вы начинаете платить больше. Политика такая: больше и неэффективно потребляешь, больше платишь по счетам за электроэнергию. За прошлый год эффект от такой политики составил около 2 млрд тенге - это те деньги, которые потребители сэкономили.
Но замечу, что объем потребления в пределах порогового значения (например, 70 кВт.ч в месяц на одного человека для Астаны и 90 кВт.ч для Алматы) стоит для потребителя дешевле себестоимости. То есть не предполагается дополнительный объем доходов для энергоснабжающей организации. Все направлено на снижение тарифа для тех, кто укладывается в установленную величину и, соответственно, на экономию электроэнергии. Такие же нормативы работают и по воде, и уже есть регионы, которые внедрили у себя методику дифференцированного тарифа для оплаты услуг водоснабжающей организации.
Для юридических лиц законодательно предусмотрено применение тарифов на электроэнергию, различных по периодам суток. Их мы стимулируем к выравниванию графика потребления. Это автоматически снижает нашу потребность в резервах мощности: на какую-то величину нужно строить меньше мощности, либо мы отодвигаем необходимость в создании дополнительных генерирующих активов. А это приводит к снижению тарифов - ведь новые мощности это большие инвестиции, которые необходимо окупать. Здесь работает аксиома - что эффективнее и дешевле экономить, чем строить новое. На этом тарифе потребители сэкономили в минувшем году еще 1 млрд тенге. Если перейти на натуральные величины, то потребители сэкономили порядка 250 млн кВт.часов электроэнергии. Соответственно, угля было сожжено на 62 тыс. тонн меньше, на 27 тыс.тонн меньше получили золы - и это уже экологический эффект. И это только начало.
- Какие изменения ожидаются относительно дифференцированного тарифа?
- Пока для потребителей - физических лиц действует двухуровневый тариф (до 70 кВт.ч и свыше 70 кВт.ч (Астана), но мы планируем внедрение трехуровневого. Этому будет предшествовать большая работа, сходная с той, что мы проводили перед введением двухуровневого тарифа. Тогда мы привлекли общественность, специалистов, были дебаты по основному спорному вопросу - установленной величине потребления. Третья величина тарифа будет, возможно, при превышении уровня в 130-150 кВт.ч. При этом тариф для экономных потребителей и в пределах первого порогового значения будет снижаться.
- Дифференцированные тарифы уже применяются во всех сегментах регулирования?
- Они очень хорошо идут в энергосбыте и водоснабжении, есть проблемы в теплоэнергетике. Для начала нужно обеспечить потребителей приборами учета (ПУ). Пока законодательство регламентирует применение только общедомовых. Замечу, что экономия при установке приборов учета достигает 20-40% - вот на это я бы хотел обратить внимание потребителей. Сегодня не все потребители знают о существенных преимуществах установки ПУ для себя. Ведь потребителю бесполезно вкладывать средства, к примеру, в утепление жилища, если по факту у тебя плата за тепло от этого не уменьшается. Эффект еще больше усиливается за счет того, что программой модернизации ЖКХ предусмотрена термомодернизация жилья. Приборы учета покупать и устанавливать необходимо. Во всех регионах мы согласовали стоимость приборов учета и их установки, предусмотрена возможность оплаты в рассрочку - созданы все предпосылки для того, чтобы ими активнее пользовались. Но хотелось бы находить большее понимание со стороны потребителя.

Позиции отстояли
- АРЕМ активно сотрудничает с международными институтами развития. Какие проекты уже реализованы, какие в планах?
- Действительно, наше агентство сотрудничает с Международным банком реконструкции и развития (МБРР), с аналогичным Европейским банком (ЕБРР) и Азиатским банком развития (АБР). У нас был опыт работы с Программой развития ООН (ПРООН), работы с Программой совместных экономических исследований, которую проводит Всемирный банк в рамках проекта "Совершенствование методологии тарифообразования в секторе водоснабжения и водоотведения".
В 2008 году совместно с ЕБРР нами была разработана тарифная методология в отношении РЭКов - бенчмаркинг. На сегодняшний день она имеет отражение в законе и будет внедрена с 2013 года. Сотрудничество с АБР происходит по линии Шанхайской организации сотрудничества (ШОС). Там есть такая программа - "Центрально-азиатское региональное экономическое сотрудничество", в рамках которой происходит обмен опытом. Дважды в год представители ведомств, регулирующих естественные монополии в наших странах, встречаются и делятся идеями и опытом. В минувшем году специалисты Агентства посещали для обмена опытом Аргентину и Бразилию. По данным Всемирного банка, эти страны являются передовыми в эффективности водоснабжения.
- Что изменится в методологии АРЕМ в рамках единого экономического пространства (ЕЭП)?
- Мы были разработчиками "Соглашения о единых принципах и правилах регулирования субъектов естественных монополий". В итоге мы добились, во-первых, сохранения национального законодательства. Во-вторых, принципиально, что страны - участницы ЕЭП будут сближать подходы к регулированию. Также мы добились (но это уже в рамках других соглашений о доступе к сетям) транзита казахстанской электроэнергии в наши регионы. Напомню, что Западно-Казахстанская область продолжает импортировать электроэнергию из России, но мы планируем все же перевести ее на продукцию казахстанских генерирующих мощностей. Еще добавлю, что спорные вопросы в области регулирования естественных монополий будет решать комиссия Таможенного союза. Мы считаем, что это хорошее достижение.