Начало тарифной реформы в регулировании электроэнергетики регионов Дальнего Востока России

Совершенно очевидно, что традиционная тарифная политика в отношении энергетики как регулируемого сектора не стимулирует развитие экономики и социальной сферы регионов Дальнего Востока России и никак не связана с инвестициями — ни направляемыми в энергетику, ни вообще с любыми инвестициями в Дальний Восток. Отсутствует долгосрочная предсказуемость тарифов — и для потребителей, и для потенциальных инвесторов. При этом сама энергетика (вопреки здравому смыслу) не является привлекательной сферой инвестиций на Дальнем Востоке.

Сегодня от государственного регулирования тарифов в ДФО требуется обеспечить снижение избыточной тарифной нагрузки на потребителей в регионах ДФО и эффективность использования инвестиций, направляемых в энергетику. В традиционных рамках тарифная политика неспособна достичь этих целей.

Нужна новая тарифная политика, первым элементом которой является метод доходности инвестированного капитала (так называемый «RAB»), альтернативный известному методу регулирования «затраты плюс».

Почему надо переходить к новой региональной тарифной политике?

Тарифная политика не является самостоятельной областью государственного управления. Это, скорее, один из инструментов, причем один из наиболее действенных инструментов, экономической и социальной политики государства. Соответственно, направленность тарифной политики определяется целями и приоритетами государства в складывающейся ситуации.

Традиционная тарифная политика в РФ складывалась в условиях структурного кризиса экономики и тотального бюджетного дефицита 90-х годов. Главной задачей государства, которая в этот период решалась в т. ч. средствами тарифной политики, было смягчение последствий экономического спада для населения и бюджетного сектора.

Цель тарифной политики, таким образом, заключалась в ограничении выручки самих энергоснабжающих организаций до минимально возможного уровня и перераспределении тарифной нагрузки с населения и бюджета на наиболее устойчивую часть коммерческого сектора. Тарифное регулирование в этих условиях в основном сводилось к манипулированию тарифными ставками (перекрестное субсидирование) и проверке заявляемых энергоснабжающей организацией (ЭСО) затрат для выявления резервов и излишков.

Формально основным методом регулирования было согласование ЭСО так называемых экономически обоснованных затрат. Фактически суть процедуры заключалась в достижении компромисса относительно достаточного для поддержания деятельности ЭСО размера валовой выручки.

При продолжительном применении такая тарифная политика приводит к обратному по отношению к своей главной задаче результату:

• — затратный поход к регулированию тарифов неизбежно формирует у энергоснабжающих организаций заинтересованность в увеличении издержек.
• — некоммерческий характер инвестиций оказывает негативное влияние на качество инвестиционного процесса — в большинстве случаев средства тратились без достаточного экономического обоснования. В итоге использование ограниченного инвестиционного ресурса приводило не к снижению издержек на единицу продукции, а к дальнейшему росту текущих расходов энергосистем и необходимости еще большего повышения тарифов.

Учитывая, что одной из основных причин завышенных издержек в энергетическом секторе являются устаревшие технологии и высокая степень изношенности генерирующего оборудования и сетей, для существенного сокращения затрат необходимы значительные инвестиции. Однако в рамках традиционной тарифной политики ориентация регулирования на уровень текущих затрат и политические риски не позволяют ЭСО рассчитывать на какие-либо иные источники инвестиций, кроме бюджетных средств или повышения тарифов для потребителей.

Любому иному инвестору для принятия решения необходимы формализованные правила регулирования тарифов, которые позволяют ему самостоятельно оценивать обоснованность инвестиций, уровень коммерческих рисков, уровень ожидаемого дохода на вложенный капитал.

Новая государственная экономическая политика на Дальнем Востоке, как и в России в целом, имеет своими приоритетами содействие экономическому росту и проведение структурных реформ. И традиционное тарифное регулирование уже не соответствует современным задачам развития — ни территорий ДФО, ни самой энергетической отрасли, поскольку не поддерживает новые приоритеты: не способствует снижению энергоемкости продукции, провоцирует рост тарифов, препятствует широкой модернизации энергетического сектора на основе привлечения коммерческих инвестиций.

Краткосрочный характер традиционного регулирования повышает неопределенности и риски разрабатываемых долгосрочных стратегий развития регионов и территорий ДФО и становится сдерживающим фактором для потенциальных инвесторов и компаний-участниц долгосрочных программ и проектов развития регионов.

Введение

 же на переходный период т.н. «предельных уровней тарифов» не решает задачи по существу. И более того, такой трехлетний тарифный «коридор» даже усиливает риски внезапных отклонений реального тарифа от централизованно и формально установленного уровня.

Современная ситуация требует более радикального пересмотра подходов к тарифному регулированию.

Одним из ключевых критериев адекватности региональной тарифной политики является способность создания в региональном энергетическом секторе условий привлечения коммерческих инвестиций, облегчения доступа на регулируемый рынок новым участникам, обеспечения эффективного тарифного регулирования в условиях усложняющейся и подвижной институциональной структуры и структуры прав собственности в регулируемом секторе.

Вслед за проникновением частных инвесторов/операторов на рынки энергоснабжения и коммунальных услуг в ряде регионов РФ эта тенденция уже начинает проявляться и на Дальнем Востоке, в том числе в изолированных энергосистемах ДФО. В этом отношении создание холдинга ОАО «РАО ЭС Востока» не должно создавать иллюзии завершенности процесса реформирования электроэнергетики на Дальнем Востоке. Целью реформы является отнюдь не монополизация или «консервация» отрасли, но напротив, создание предпосылок ее модернизации и развитию, реализация новых проектов связанных — с технологическим перевооружением, с развитием ВИЭ, с диверсификацией источников энергоснабжения, с оптимизацией топливной корзины и т. д. Регулируемый «монопольный» сектор энергетики и ЖКХ утрачивает свою традиционную статичность, явно устаревшую и неадекватную новым задачам современной экономической политики.

На наш взгляд, чтобы этот процесс «пошел», государство должно гарантировать инвесторов от политических рисков, сохраняя при этом полную ответственность инвесторов за риски коммерческие. От новой тарифной политики инвесторы ожидают :

• · предсказуемость и стабильность тарифной политики;
• · обеспечение ликвидности инвестиций в регулируемый сектор;
• · открытый доступ в регулируемый сектор экономики.

Соответственно, некоторые основные контуры тарифной политики с точки зрения потенциального инвестора должны были бы выглядеть следующим образом:

• — Долгосрочный характер регулирования позволяет моделировать все экономические параметры ЭСО на период деятельности, сопоставимый со сроком жизненного цикла инвестиций.
• — Уровень доходности стимулирует интерес инвесторов к вложениям в энергетику, т. е. прибыль должна стать реальной, а не номинальной величиной
• — Уровень доходности зависит от выбранной инвестиционной программы и управления издержками
• — Объективная оценка инвестиций обеспечивает ликвидность инвестиций (при выходе из бизнеса) и возврат вложенного капитала через тарифы в течение жизненного цикла инвестиций

Для сравнения — в традиционном тарифном регулировании :

• — Несмотря на формально жесткую регламентацию тарифообразования, тарифы всегда оставались «неуправляемыми» или, лучше сказать, непредсказуемыми.
• — Такая категория как прибыль в тарифном регулировании присутствовала только номинально. На самом деле, фактически имело место планирование в составе тарифа т.н. «расходов из прибыли», которые регулировались так же, как затраты, относимые на себестоимость.
• — В случае необходимости инвестиций, превышающих амортизационную составляющую тарифа, энергоснабжающей организации устанавливали инвестиционную надбавку к тарифу.

Важно, чтобы, благодаря новым правилам регулирования, возникли условия не просто для привлечения «новых» инвесторов, но появилась бы возможность «выхода» из данного рынка, что для любого инвестора даже важнее вхождения на регулируемый рынок.

Оценка инвестиций позволяет оценивать отдельно вклад собственно инвестора и вклад компании-оператора в качестве менеджера. Наряду с более достойной и прозрачной оценкой управленческого вклада (что очень важно для формирования мотивации эффективной работы) создается и потенциальная возможность замены управленческих команд или компаний-операторов, что до сих пор было достаточно болезненным процессом, с полноценным возмещением вклада. Это особенно может быть ценным фактором привлечения не только инвестиций, но и специалистов и управленческих кадров для муниципальных ЭСО, где фактор локальной монополии и затратного регулирования в наибольшей степени деформируют стимулы нововведений и эффективной работы.

Сегодня в регионах ДФО одновременно с дефицитом инвестиционных источников существует сравнительная ограниченность сфер приложения инвестиционного капитала. Одна из главных отраслей округа — энергетика — фактически закрыта для подобных вложений как потенциальный объект, но не потому, что «не нужны» инвестиции, а просто из-за отсутствия адекватного механизма их возврата в рамках тарифной политики.

Поэтому считаю исключительно важным обратить внимание на первый шаг в направлении тарифной реформы, который был сделан всего несколько месяцев назад и обозначил начало внедрению принципиально новых методов регулирования тарифов.

Метод доходности инвестированного капитала (RAB) — первый шаг тарифной реформы

В соответствии с Федеральным законом «О государственном регулировании тарифов на электрическую и тепловую энергию в Российской Федерации» (№ 41-ФЗ) Приказом ФСТ России от 26.06.2008 утверждены «Методические указания по регулированию тарифов с применением метода доходности инвестированного капитала» (Приказ Федеральной службы по тарифам России от 26 июня

Прежде всего, важно отметить, что данная методика распространяется на тарифное регулирование всех распределительных электросетевых организаций, а также иных, если те не являются участниками рынка энергии и мощности. То есть это ДРСК, все муниципальные и «независимые» распределительные организации, изолированные АО-энерго (включая все виды деятельности) и предполагаемые новые источники генерации (на базе ВИЭ), не включенные в рынок. Таким образом, значительная часть дальневосточной энергетики должна будет с 2010 года испытать новый метод регулирования на практике.

Формирование необходимой валовой выручки (НВВ) в Методике RAB, во-первых, фиксирует на период регулирования величину операционных расходов (что стимулирует меры по энергоэффективности), и, во-вторых, основано на принципе, согласно которому инвестор имеет право получить на инвестированный капитал доход, соответствующий норме доходности, признаваемой участниками рынка в качестве обоснованной, и возвратить весь инвестированный капитал к концу инвестиционного периода (См., например, Дамодаран А. Инвестиционная оценка: инструменты и методы оценки любых активов / Пер. с англ. — 3-е изд. — М.: Альпина Бизнес Букс, 2006. — 1341 с.). Это базовый ее принцип.

Если спроецировать этот принцип на годовой инвестиционный период и учесть истощаемость инвестированного капитала со временем, станет понятно, что инвестору в конце года вернется инвестированный капитал, сниженный на величину годовой потери, поэтому в течение года инвестор не только должен получить приемлемый доход на инвестированный в начале этого года капитал, но и возвратить указанную годовую потерю инвестированного капитала. Возвращенный капитал может быть вновь реинвестирован в начале нового года и весь инвестиционный процесс повторится с той лишь разницей, что доход на инвестированный капитал по абсолютной величине снизится в соответствии со снижением величины реинвестированного капитала.

Ежегодный доход инвестора формируют две составляющие: фиксированный ежегодный возврат капитала, возмещающий инвестору ежегодную потерю стоимости инвестированного капитала, и ежегодно снижающийся доход на уменьшающийся реинвестированный капитал.

Схематично формирование дохода показано на Слайде 12 (возврат в конце каждого года реинвестируемого на следующий год капитала для упрощения не показан).

Рис. 1.

Расчетная модель включает:

• · Расчет параметров для «старого» инвестированного капитала
• · Расчет параметров для «новых» инвестиций
• · Возврат инвестированного капитала и доход на инвестированный капитал — как для «старого» капитала, так и для новых инвестиций

Экономический смысл заключается в том, что при переходе к регулированию тарифов по методике RAB компания начинает получать доход, напрямую связанный с затратами на создание ее активов.

Понятно, что при этом, с одной стороны, разрыв между ее стоимостью и стоимостью активов, порождаемый действующей до сих пор методикой тарифообразования, устраняется, а инвестиционная привлекательность компании резко возрастет. Это отражает интересы инвесторов.

С другой стороны, результирующая величина тарифа — а точнее, траектория долгосрочного тарифного плана — не должна выходить за приемлемые границы, согласованные с региональным органом исполнительной власти, представляющим интересы региона и потребителей. Регулятор в этой связи получает широкий набор экономических инструментов тарифного регулирования. Причем, утвержденная им траектория (или тарифный план) остается неизменной с учетом корректировок в течение всего регулируемого периода, так же, как и базовый уровень операционных расходов.

Соответственно, заинтересованной в эффективной работе оказывается и менеджмент компании как третья сторона, которая выигрывает всю экономию при сокращении издержек относительно базового уровня.

Таким образом, в тарифной политике оказывается уже три «игрока», что принципиально меняет направленность тарифных споров — вместо спора типа «больше-меньше» (не дающего удовлетворительно результата ни одной стороне) появляется возможность выиграть всем (т.н. стратегия «win-win»). Задача усложняется, и ее решение требует более сложного инструментария.

Поэтому смысловым ядром всей методики является расчетная модель, связывающая воедино все параметры: предполагаемый уровень НВВ, оценку капитала и показатели инвестиционной программы. Для поиска и обоснования выбора оптимального варианта необходимо применение вариационных и итерационных процедур.

Рис. 2. Факторы и параметры, связанные в единой расчетной модели методики RAB

тарифный реформа электроэнергетика доходность Казалось бы, технически, используя новую методику, любая регулируемая компания может уже сейчас попытаться сама рассчитать возможный рост своей стоимости и динамику дохода. Но реально такой расчет не стоит ничего без организации самого процесса регулирования как процесса оптимизации — причем, на основе тесного взаимодействия всех трех «игроков».

Поэтому регулятор сможет дифференцировать акценты своей тарифной политики в регионе в каждом конкретном случае — либо регулятор стимулирует предприятия-потребителей, либо формирует определенные параметры расчетной в целях стимулирования инвесторов (варьируя норму доходности и т. д.). То есть дифференциация потребуется для определенных зон обслуживания, связанных технологически, географически и имеющих присоединенных потребителей (вместо традиционного регулирования ЭСО-юридических лиц).

Словом, даже этот единственный нормативный документ открывает широкий спектр новых возможностей региональной экономической и тарифной политики. Полагаю, что в ближайшие месяц-два было бы очень полезно в рабочем порядке провести мероприятия и семинары по популяризации и ознакомлению с этим достаточно новым инструментом регулирования, в первую очередь — для региональных регуляторов и администраций как субъектов тарифной политики. Например, для специалистов компаний РАО «ЭС Востока» наша инициативная группа уже провела такие семинары, где среди прочих рассматривались вопросы:

Влияние Метода RAB на увеличение доходности компании Влияние Метода RAB на увеличение текущей и перспективной стоимости компании Взаимосвязь между рыночной стоимостью активов компании с продуцируемым ею доходом и ее стоимостью Как Метод RAB обеспечивает компанию инвестиционными источниками и почему компании выгодно инвестировать средства в реновацию активов.

Почему компании выгодно снижать операционные расходы

Это совершенно новый и сложный инструмент, требующий определенного времени и сил для его изучения, для выработки подходов и навыков его применения. И если необходимо начинать работать с этим инструментом, включающим в себя и элементы инвестиционного проектирования, и прогнозирования, и собственно макроэкономического регулирования, то целесообразно начинать подготовку к его внедрению на системной основе и с запасом времени на индивидуальную настройку. Особенно в ситуации разнообразия экономических условий и факторов инвестиционного процесса в субъектах ДФО.

Отмечая революционный характер новой методики, вместе с тем, не следует считать данную методику ни исчерпывающей, ни абсолютно верной для решения всего круга задач тарифной реформы. И более того, сама методика будет в ближайшие месяцы уточняться на предмет устранения некоторых математических погрешностей, приводящих в результате к неожиданным и нежелательным расчетным значениям.

Некритическое, «слепое» использование готовых шаблонов не только не даст возможного положительного эффекта, но и может привести к курьезным результатам.

Рис. 3. Пример расхождений расчетных вариантов долгосрочного тарифного плана для электрических сетей — по опубликованной методике и по исправленной методике RAB

Например, нами был проведен расчет долгосрочных параметров модели (до 2020 года) на базе реального объекта — электрических сетей городского населенного пункта с численностью населения менее 100 тыс. человек. При буквальном следовании формулам в опубликованном тексте Методики получилась «пилообразная» кривая, что является результатами ошибок опубликованного текста (Рис. 3.).

Причем, они неочевидны, не выявляются при моделировании на один период регулирования, а проявляется только в долгосрочной перспективе. Поэтому на основании проведенного анализа нами были сформулированы предложения для внесения поправок в текст и формулы Методики, с этими предложениями можно познакомиться, они также были направлены специалистам Минэкономразвития РФ и опубликованы в августе т.г. в журнале «Имущественные отношения в РФ».

Опасность заключается в вероятном некорректном внедрении метода RAB. В перспективе при корректном использовании метода эксперты прогнозируют приток частных инвестиций в сетевые компании и снижение удельных операционных издержек, что приведет к снижению тарифов в будущем, о чем свидетельствует и зарубежный опыт. Действительно, наличие долгосрочной реалистичной модели функционирования электросетевой компании в условиях применения метода RAB с взаимоувязанными параметрами позволит выстроить эффективное взаимодействие всех ключевых контрагентов: органов тарифного регулирования, муниципалитетов и администраций субъектов ДФО, с другой стороны — инвесторов и кредиторов, и — с третьей стороны — операторов (менеджмент) энергоснабжающей организации.

Опасность же заключается в вероятном некорректном внедрении метода, что связано со сложностью методики, новизной ролей и функций участников, возможным недостатком их компетенций и с непониманием сложности самой задачи перехода на метод RAB. И как показал первый опыт «пилотных проектов» и интервью с руководителями и специалистами в ДФО, эта опасность сильно недооценивается.

В течение относительно короткого срока должны быть разработаны долгосрочные модели развития электросетевых организаций, подготовлены специалисты самих электросетевых организаций и региональных органов тарифного регулирования для использования метода RAB. Для этого должен быть, как минимум, ясен экономический смысл нововведения и алгоритм расчетов большинству этих специалистов.

Вероятные ошибки регулирования в новых условиях будут иметь высокую цену, более высокую, чем при традиционных затратных методах регулирования. При неустойчивом инвестиционном климате ДФО даже слабый негативный сигнал со стороны тарифной политики может повлиять на общую картину, и наоборот, привлечение инвесторов в энергетику изначально задача более трудная, чем в аналогичном случае в другом регионе страны.

Кроме того, неоднородность территорий ДФО, разные социально-экономические условия регионов округа при повсеместном внедрении метода RAB и построении на его основе долгосрочных моделей требуют сочетания методологического единообразия и индивидуального подхода для обеспечения паритета интересов различных электросетевых компаний ДФО.

Сложность задачи построения долгосрочной модели на основе метода RAB, в то же время, особенность правовой и социо-культурной среды Дальневосточного федерального округа (ДФО), ограниченность информационных, кадровых и инвестиционных ресурсов заставляют отнестись к подготовительным мероприятиям по внедрению методики RAB максимально серьезно.

Соответственно, существует объективная необходимость:

• · использования достаточного временного запаса для целей внедрения — с учетом транспортной удаленности, территориальной специфики, большого числа электросетевых компаний и масштабов задачи в ДФО, где ввиду ограниченности конкурентного рынка регулируется большая часть энергетики,
• · привлечения к эффективному переводу электросетевых компаний на метод RAB исключительно квалифицированных консультантов, способных решить весь комплекс задач,
• · дальнейшего сопровождения этими консультантами электросетевой компании в течение длительного периода для обеспечения эффективного взаимодействия компании с указанными выше контрагентами и привлечения инвестиционных ресурсов, защиты ее законных интересов в регулятивных органах и др.

Проект внедрения методики RAB в ДФО Внедрение в практику региональной тарифной политики метода доходности инвестированного капитала требует тщательной подготовки и предполагает:

• · использование единой методологической основы метода RAB с учетом специфики регионов ДФО;
• · планирование, синхронизацию этапов и своевременное завершение подготовки к внедрению метода во всех регионах ДФО.

Представляется, что целесообразно организовать весь процесс «внедрения» как специальный проект в масштабе всего ДФО. Эту инициативу поддержало ОАО «РАО ЭС Востока».

Проектный подход предполагает наличие единой координации и графика мероприятий. В целях выработки комплексной долгосрочной тарифной модели в субъектах ДФО с проведением оценки активов компаний, обоснованием предлагаемых инвестиционных решений, корректировкой прогноза электропотребления (в т.ч. по линиям определенного класса напряжения) координатор проекта должен обеспечить:

• · управление из единого методического центра, совместный контроль и обмен информацией
• · привлечение квалифицированных исполнителей, заключение договоров компаниями и формирование индивидуальных графиков работ
• · синхронную подготовку специалистов РЭК и компаний, взаимодействие с администрациями, с потенциальными инвесторами (кредиторами)

Эффект специализации позволит минимизировать риски, обеспечить более высокое качество работ в рамках проекта, аккумулировать опыт и компетенции в масштабах всего ДФО и в интересах всех регионов.

Результатами работы будут являться:

• — перевод с 2010 года всех электросетевых компаний регионов ДФО на новый принцип тарифообразования с использованием единой методологической основы для всех регионов ДФО с учетом их специфики и обеспечением паритета интересов этих регионов;
• — определение эффективных источников первичного финансирования развития сетевой инфраструктуры в каждом регионе ДФО, обеспечение эффективного взаимодействия с потенциальными инвесторами (кредиторами), привлечение инвестиций с использованием для этого инвестиционных программ в формате бизнес-планов развития сетевой инфраструктуры, увязанного с экономической обоснованностью инженерно-технических решений по строительству и модернизации сетевого комплекса и обеспечивающего коммерческую и общественную эффективность инвестиций в развитие систем сетевой инфраструктуры;
• — построение долгосрочного тарифного плана на основе комплексной модели функционирования распределительных электросетевых компаний;
• — создание системы мониторинга выполнения инвестиционных программ, позволяющей производить оценку результатов их реализации, постоянную актуализацию информации о сетевой инфраструктуре, выполнять анализ информации о состоянии и развитии сетевой инфраструктуры, оперативную корректировку мероприятий по реализации инвестиционных программы, а также обеспечивающей использование системы всеми заинтересованными участниками для выполнения своих работ;
• — синхронизация подготовки специалистов РЭК и компаний с графиком выполнения работ;
• — минимизация затрат компаний на оплату услуг консультантов и оценщиков за счет заключение договоров с Консорциумом исполнителей (единой группой квалифицированных исполнителей), что позволит синхронизировать графики работ, унифицировать и автоматизировать расчеты, исключить дублирование оплаты одинаковых работ.

Кроме того, результатом выполнения работы в предлагаемом режиме явится унификация и совместимость выходных расчетных форматов для всех сетевых компаний ДФО.

Заключительные замечания (условия реализации). Но успешная реализация проекта и позитивные результаты могут быть получены при некоторых понятных условиях.

Во-первых, нужна открытая и обстоятельная дискуссия о тарифной политике в ДФО и способах ее реформирования. Она касается практически всех на Дальнем Востоке, и без ясного понимания целей и путей тарифной реформы, без согласия в этом ключевом вопросе нельзя рассчитывать на успех. Так, например, на сегодня даже у менеджеров энергетических компаний ДФО, с которыми нам пришлось пообщаться по поводу проекта, существует настороженное или негативное отношение к идее внедрения метода RAB, несмотря на все преимущества. Во многом оно основано на боязни перемен и недостаточном понимании предмета.

Во-вторых, управление социальными рисками тарифной реформы должно стать обязательным условием (точнее, внутренним элементом) всей работы по подготовке и внедрению нововведений. В реальных условиях разных регионов ДФО, в том числе депрессивных, есть проблема платежеспособности потребителей, и это надо учитывать, поскольку внедрение метода RAB на первом этапе повлечет увеличение величины тарифов. Вне зависимости от последующего снижения тарифов как целевой функции долгосрочного тарифного плана (для чего, собственно, и нужны инвестиции) в краткосрочном плане обоснованы опасения негативной реакции потребителей на рост тарифов. Заметим, что это же в полной мере относится и к задаче ликвидации перекрестного субсидирования тарифов для населения за счет других групп потребителей, а такая задача — также необходимый элемент тарифной реформы.

Органы государственной власти и местного самоуправления оказываются в ситуации выбора между будущими позитивными последствиями нормализации тарифной политики и политическими рисками социального напряжения в регионе, которые возникают немедленно.

Между тем, политические риски тарифной реформы могут быть значительно ниже, если соответствующие органы власти будут заблаговременно информированы о возможных изменениях структуры, уровней, механизма формирования тарифов и подготовлены к смягчению последствий нововведений в переходный период, т. е. в течение того времени, которое потребуется рынку или органам власти для устранения проявившихся диспропорций.

И в этом случае важна адресная финансовая поддержка со стороны федерального центра потребителям в целях компенсации роста тарифов в тех регионах, где начался переход к новой тарифной политике. Для бюджета это тоже выгоднее, поскольку такая компенсация носит временный характер, она нужна только для переходного этапа (который может быть и достаточно длительным), но не как постоянная субсидия неэффективно работающей отрасли.

В-третьих, необходимо взаимодействие с частными инвесторами и операторами, которые должны становиться равноправными «игроками» в регулируемом секторе при внедрении новых правил регулирования. Динамичность и открытость — вместо традиционной статичности и кастовости.

В-четвертых, необходимо безусловное раскрытие информации о регулируемых секторах и сферах деятельности. Коммерческие тайны могут быть только в конкурентных секторах. Иначе это становится лишь уловкой региональной или локальной монополии для сохранения своего положения и сокрытия показателей неэффективной деятельности.

В-пятых, должна происходить одновременная реорганизация администрирования тарифного регулирования, нацеленная на уточнение функций органов регулирования федерального и регионального уровня. Так, региональный регулятор резко повысит свой статус как орган, влияющий на долгосрочные и масштабные инвестиционные решения, обеспечивающий «встраивание» тарифной политики в социально-экономическую стратегию регионов ДФО, он получит совершенно новые инструменты макроэкономического регулирования — соответственно своей новой роли. Необходимо будет актуализировать механизмы взаимодействия регионального и муниципального уровней управления. Роль местного (муниципального) уровня в решении задач должна вырасти, поскольку инвестиционное проектирование, управление социальными рисками и все другие упомянутые аспекты тарифной реформы должны опираться на особенности конкретных территорий регионов ДФО.