Вопросы совершенствования законодательства в области государственного регулирования тарифов обсудили участники рынка в ходе Всероссийской тарифной конференции.

Эталонный метод

«ФАС России внесла проект постановления по определению операционных затрат территориальных сетевых организаций с применением эталонов затрат в Правительство РФ. В случае принятия документа операционные расходы территориальных сетевых организаций будут определяться уже на 2026 год с применением эталонов затрат. В связи с этим сроки принятия ряда тарифных решений могут быть перенесены до 31 декабря 2025 года, — отметил начальник Управления регулирования электроэнергетики Дмитрий ВАСИЛЬЕВ.

Разработанная концепция предполагает, что начиная с 2026 года операционные расходы сетевых организаций будут формироваться на 30% исходя из эталонов затрат, в 2027 году эта доля будет доведена до 70%, а с 2028 года операционные расходы сетевых организаций будут формироваться только исходя из эталонов затрат.

Формирование единого подхода к определению операционных затрат сетевых организаций с применением эталонов позволит исключить субъективный подход при принятии тарифных решений.

В настоящее время служба анализирует затраты на производство электрической энергии и мощности, поставляемые электростанциями на оптовый рынок по регулируемым договорам. ФАС России рассматривает вопрос изменения индексной базы затрат, используемой для расчета тарифов на электрическую энергию и мощность, поставляемые по регулируемым договорам, а также определения механизма такого изменения.

ФАС России совместно с профильными ведомствами создала рабочую группу для дальнейшего развития механизма. Так, участники рассматривают вопрос о снижении порогового значения первого диапазона до 1200 кВт•ч в месяц, начиная с 2027 года, а также о сдерживании предельной величины перекрестного субсидирования с 2026 года путем утверждения графиков его снижения для каждого региона».

Дифтарифы: продолжение следует

В 2025 году введение дифференцированных по объему потребления тарифов позволило сократить объем перекрестного субсидирования на 31,7 млрд рублей. ФАС планирует при помощи концепции дифтарифов полностью ликвидировать накопленный объем перекрестного субсидирования и к 2035 году достичь нулевого значения, уверен заместитель руководителя ФАС Геннадий МАГАЗИНОВ.

«Согласно принятому постановлению Правительства РФ (от 26 сентября 2025 г. № 1476 «О внесении изменений в некоторые акты Правительства РФ»), дифтарифы не будут вводиться, если перекрестное субсидирование в регионе составляет менее 1 % от необходимой валовой выручки сетевых организаций. Кроме того, социальная норма потребления сохраняется в регионе, если перекрестное субсидирование снижается на 1 % ежегодно или заключено регуляторное соглашение, условием которого является индексация тарифов для населения темпами выше, чем для прочих потребителей.

Так, в 2026 году дифтарифы планируется ввести в Ростовской области и Республике Татарстан. Социальная норма потребления сохранится в пяти регионах: Забайкальском и Красноярском краях, Владимирской, Нижегородской и Орловской областях.

ФАС России совместно с профильными ведомствами создала рабочую группу, где при участии федеральных и региональных органов власти и экспертного сообщества разрабатываются дальнейшие шаги развития механизма».

Сети ждут и надеются

Экономика отрасли напрямую зависит от принимаемых регуляторами решений, — подчеркнул генеральный директор ПАО «Россети» Андрей РЮМИН.

Важным достижением стало внедрение регуляторных соглашений, устранивших многие накопившиеся ранее проблемы. Но для того чтобы эти вопросы не возникали в будущем, сетевым компаниям необходима операционная стабильность, которую может дать введение эталонов затрат в тарифное регулирование. ФАС России проделала колоссальную работу для определения общесистемных подходов к оценке стоимости обслуживания оборудования.

Ожидаем, что в ближайшее время Правительство РФ примет разработанный службой проект постановления о переходе на эталонное регулирование.

Сетевым компаниям необходимо покрытие дефицита инвестиционных ресурсов. При реализации капиталоемких проектов тариф не может обеспечить необходимый объем затрат, а возможности привлечения ликвидности с рынка ограничены. Поэтому требуются дополнительные инструменты поддержки. Одним из них может стать инвестиционный механизм, схожий с системой договоров о предоставлении мощности (ДПМ) в генерации. Таким образом можно будет гарантировать долгосрочное финансирование проектов за счет надбавки на оптовом рынке как альтернативы росту тарифа».

Учет и контроль

В Генсхеме–2042 уже предусмотрены проекты, способные решить намечающиеся проблемы с энергодефицитом, но при этом сейчас они уже отстают от графика реализации, — констатировал председатель правления Системного оператора Федор ОПАДЧИЙ.

«Например, строительство Тельмамской ГЭС в Сибири в запланированные сроки позволило бы противодействовать формированию прогнозируемого дефицита электроэнергии на рассматриваемом горизонте планирования, но оно еще не началось.

В 2027 году запланирована актуализация Генсхемы. До февраля 2026 года нам необходимо содержательно обсудить, какие изменения необходимо учесть в базовых сценарных условиях, исходя из которых была разработана действующая Генеральная схема».

Проблемы требуют решений

Генеральный директор компании «Т Плюс» Павел СНИККАРС перечислил проблемы, требующие решения в рамках тарифного регулирования. Это учет в тарифном регулировании затрат на централизованные функции, смещение в 2026 году сроков пересмотра тарифно-балансовых решений и пересмотр величины НДС.

«В этом году на производство энергии повлияли такие факторы, как рост тарифов на газ на 21,3%, увеличение ключевой ставки, отток персонала и существенный рост оплаты труда. В ряде регионов, где работает компания, губернаторы пошли навстречу, и эти вызовы уже преодолеваются, в других — «Т Плюс» продолжает вести диалог.

В процессе этой работы были выявлены проблемы, требующие решения.

В их числе — вопросы учета в тарифном регулировании затрат на централизованные функции, которые с целью экономии и повышения эффективности обслуживают общие потребности всей компании из одного региона.

Минэкономразвития сместило в 2026 году сроки пересмотра тарифно-балансовых решений. Также пересматривается величина НДС, которая должна отразиться в рамках процесса тарифного регулирования. Эти изменения нужно учитывать, чтобы обеспечить источник и не снизить ритмичность финансирования ремонтной и инвестиционной программ, которые сжались в результате действия высокой ключевой ставки в 2025 году».

Нужен новый подход к перекрестке

Электроэнергетика на протяжении многих лет кредитовала экономику в целом, однако эпоха низких цен на электроэнергию завершается, что подтверждается и прогнозами Минэкономразвития России. Основная причина — недофинансирование инвестиций, связанное с тарифными ограничениями, подчеркнул председатель правления Ассоциации «НП Совет рынка» Максим БЫСТРОВ.

«По данным Совета рынка по итогам семи месяцев 2025 года, средневзвешенные конечные цены для населения и потребителей первой ценовой категории выросли к аналогичному периоду 2024 года на 11% и 13,6% соответственно. Цены опередили индекс потребительских цен (ИПЦ). При этом накопленное отставание от ИПЦ с 2018 года составляет около 17,2% для населения и 5,4% — для первой ценовой категории.

Размах среднего значения конечной цены для потребителей по федеральным округам составляет около 20%, что корректно отражает режимно-балансовую ситуацию и структуру генерации, за исключением цен в ДФО, так как часть субъектов ДФО включена в состав ценовой зоны только с начала 2025 года. Сейчас доля либерализации ГЭС на Дальнем Востоке составляет всего 2,5%.

По модельной оценке Совета рынка — в случае 100%-ной либерализации ГЭС средняя конечная цена в ДФО в 2026 году была бы ниже, чем в Южном федеральном округе. Расчеты показывают, что нужно переходить к ускоренной либерализации на Дальнем Востоке, потому что развитие электроэнергетики в этом регионе особенно требует формирования инвестиционного ресурса. А формироваться он может только из того, что компании зарабатывают на рынке.

Нужно актуализировать величины перекрестного субсидирования, а также определить новые ориентиры по его целевым значениям в электросетевом комплексе. Необходимо провести комплексную оценку проектов в части влияния на величину «перекрестки».

Предлагаем рассмотреть новый подход к оценке перекрестного субсидирования, а именно ее расчет на одного жителя региона. Мы провели такую работу и выяснили, что в среднем на одного жителя приходится около 250 рублей в месяц. Сложно охарактеризовать этот уровень как сколько-нибудь значимый. При этом ликвидация перекрестного субсидирования между населением и прочими потребителями могла бы обеспечить поток средств для инвестиций в электроэнергетику в размере более 300 млрд руб. Просьба учитывать это при установлении диапазонов на ближайшие годы.