Реализация инвестиционной программы электросетевой компании в условиях дефицита финансирования и ограничений тарифного регулирования

ВВЕДЕНИЕ

Основной целью электросетевого комплекса, сформулированной Энергетической стратегией России на период до 2050 г., является долгосрочное обеспечение надежного и бесперебойного энергоснабжения потребителей путем организации эффективной сетевой инфраструктуры, поддержание на должном уровне которой возможно посредством постоянного обновления технологической базы и расширения производственных мощностей [1].

На федеральном уровне направления развития электроэнергетики и параметров функционирования энергосистемы на среднесрочную перспективу определены схемой и программой развития электроэнергетических систем России на 2025–2030 гг., утвержденной приказом Минэнерго России от 29.11.2024 № 2328 [2].

В настоящий момент ни один из субъектов России не застрахован от наступления крупной аварийной ситуации на объектах электроэнергетики. Рост потребления, перегруз оборудования, природно-климатические воздействия, износ основных фондов – все эти факторы могут привести к отключению электроэнергии в любой момент. Ситуация, сложившаяся повсеместно, вызвана хроническим недофинансированием электроэнергетического сектора на протяжении длительного периода времени.

Также сильно сказывается износ основных фондов, требующих крупных капитальных вложений для проведения мероприятий по поддержанию оборудования на должном уровне. Техническое обслуживание и ремонт оборудования, введенного в эксплуатацию, стало трудновыполнимым из-за отказа западных компаний от сотрудничества и осуществления поставок. Так, эксперты Высшей школы экономики выявили, что энергетический комплекс России в значительной степени зависит от импорта отдельного оборудования для нефтегазовых компаний, который стал практически невозможным из-за введенных ограничений [3]. Наибольшее влияние санкции оказали на нефтегазовый рынок, который является основным потребителем услуг электроэнергетических компаний. Давление, оказываемое на операционную и инвестиционную деятельность электрокомплекса, продолжает увеличиваться.

Проблемы надежности энергоснабжения становятся наиболее актуальными в период наступления отопительных сезонов. Готовность электросетевых компаний к работе в осенне-зимний период оценивается комплексным показателем, учитывающим данные о техническом состоянии объектов электроэнергетики, выполнении годовых планов технического обслуживания и ремонта, готовности к предотвращению и ликвидации аварийных ситуаций. Данный мониторинг ежегодно проводит Минэнерго России и публикует результаты в форме приказа [4].

Несмотря на высокую оценку готовности сетевых объектов к отопительному сезону, получаемую на протяжении уже нескольких лет, количество аварийных отключений электроэнергии в населенных пунктах Югры продолжает увеличиваться. Так, в отопительный сезон 2023/2024 года зафиксировали 178 происшествий, что на 42 % больше значения предыдущего сезона [5]. Примечательно, что даже на фоне отдельных успехов территориальных сетевых организаций, снижающих количество нарушений, общая картина остается неблагоприятной. Для снижения аварийности необходимы новые источники финансирования ремонтных мероприятий.

Целью данного исследования является анализ текущей ситуации с финансированием инвестиционных программ электросетевых компаний в России и разработка предложений по улучшению ситуации в условиях дефицита финансирования. В рамках исследования предполагается выявить ключевые проблемы, препятствующие полноценному финансированию, и предложить практические рекомендации по их преодолению.

МАТЕРИАЛЫ И МЕТОДЫ

Финансирование инвестиционных проектов в электроэнергетике рассматривается в исследованиях следующих авторов: А. С. Тарасова, М. В. Чараева, А. А. Андреев, М. А. Федотова, Е. А. Каменева, А. М. Катаева, С. А. Бучаева, О. В. Куликова, Л. С. Кабир и др. Обоснования и оценки эффективности инвестиций в электроэнергетике изучали С. Н. Попова, Н. В. Цехомский, П. В. Горюнов, Г. И. Шевелева, В. И. Эдельман, Ю. Л. Александров, С. В. Сасим, И. А. Долматов, М. А. Панова и др.

Анализ работ указанных авторов позволил собрать общенаучную основу и выделить ключевые подходы, используемые в данном исследовании. Следует отметить, что проблема нехватки необходимых объемов финансирования инвестиционных программ электроэнергетического сектора на современном этапе, спровоцированных сначала общемировой экономической рецессией, вызванной пандемией COVID-19, а потом наложенными санкциями в связи с началом специальной военной операции и снижением выручки на фоне сокращения добычи нефти и газа и снижения объема их транспортировки, не получила достаточного освещения в литературе. Все это подчеркивает важность совершенствования методологических подходов к формированию стратегии эффективного финансирования инвестиционных проектов электросетевых компаний.

Методологическая основа исследования включает общенаучные методы классификации, логического и сравнительного анализа, синтеза и обобщения. В качестве базового подхода используется диалектический метод, предполагающий исследование явлений в их постоянном развитии и взаимосвязи, что обеспечивает целостность, полноту и надежность полученных результатов.

В качестве источников для отбора данных использовались нормативно-правовые акты в сфере электроэнергетики и государственного регулирования цен, инвестиционная программа АО «Россети Тюмень» на 2023–2027 гг., утвержденная приказом Минэнерго России, отчеты о реализации инвестиционной программы развития АО «Россети Тюмень» и обосновывающие материалы [6].

Все стоимостные показатели приведены в текущих ценах соответствующих лет без пересчета в сопоставимые цены; единицы измерения унифицированы (млн руб., млрд кВт•ч, руб./кВт•ч). Горизонтальный и вертикальный анализ источников финансирования выполнен по данным официальной бухгалтерской (финансовой) отчетности АО «Россети Тюмень» (форма № 1 «Бухгалтерский баланс», форма № 2 «Отчет о финансовых результатах»), а также по материалам раскрытия информации об инвестиционной программе и параметрах долгосрочного периода регулирования [7–9].

Анализ структуры источников финансирования и показателей эффективности использования основных средств выполняется за 2022–2024 гг., а динамики необходимой валовой выручки (НВВ) и полезного отпуска электрической энергии – за 2018–2027 гг. Показатели НВВ и капитальных вложений рассматриваются в номинальных значениях с учетом действующих индексов-дефляторов.

РЕЗУЛЬТАТЫ И ИХ ОБСУЖДЕНИЕ

Распоряжением Губернатора Тюменской области, Ханты-Мансийского автономного округа (ХМАО) и Ямало-Ненецкого автономного округа (ЯНАО) АО «Россети Тюмень» определено системообразующей территориальной сетевой организацией на соответствующей территории, что закрепляет за компанией ряд существенных обязательств, включая обеспечение надежного электроснабжения потребителей [10].

Согласно приказу Минэнерго России от 24.12.2024 № 45@ «Об утверждении инвестиционной программы АО «Россети Тюмень» на 2024–2028 гг. и изменений, вносимых в инвестиционную программу АО «Россети Тюмень», утвержденную приказом Минэнерго России от 24.11.2022 № 29@, с изменениями, внесенными приказом Минэнерго России от 28.12.2023 № 35@», утвержден план финансирования капитальных вложений АО «Россети Тюмень». Ключевые показатели распределения капитальных вложений по направлениям деятельности и по годам представлены в табл. 1 [11].

При формировании и актуализации инвестиционной программы АО «Россети Тюмень» важнейшим инструментом стратегического планирования выступает cхема и программа развития электроэнергетики (СиПР) Тюменской области, ХМАО-Югры и ЯНАО. СиПР определяет долгосрочную потребность в строительстве новых и модернизации действующих объектов электросетевого хозяйства, параметры развития энергосистемы и требования к надежности электроснабжения. Мероприятия инвестиционной программы общества проходят согласование на соответствие актуальной СиПР, что обеспечивает их системность, ориентацию на перспективные потребности регионов и увязку с развитием промышленной и ресурсной баз [12].

По данным табл. 1, основными направлениями капитальных вложений АО «Россети Тюмень» на период 2024–2028 гг. являются технологическое присоединение (в среднем порядка 24,8 % от общего объема инвестиций) и реконструкция, модернизация, техническое перевооружение (в среднем около 61,4 %). Такое распределение отражает, с одной стороны, необходимость обеспечения подключения новых потребителей, а с другой – потребность в обновлении существующей инфраструктуры, имеющей высокий уровень физического и морального износа.

К наиболее масштабным проектам АО «Россети Тюмень» на 2024–2028 гг. относятся реконструкция воздушной линии электропередачи (ВЛ) 220 кВ «Надым – Салехард-1,2»; реконструкция ВЛ 110 кВ «Снежная – Ханты-Мансийская»; строительство отпайки от ВЛ 110 кВ «Салехард – Северное Сияние» на подстанцию (ПС) 110 кВ «Шакуровская» с вводом ПС 110/35/6 кВ «Шакуровская». Эти проекты носят системообразующий характер для энергоснабжения северных территорий и ориентированы на повышение надежности электросетевого комплекса в районах с экстремальными климатическими условиями [13].

На рис. 1 анализ динамики фактического объема финансирования инвестиционных проектов компании показывает, что максимальные значения вложений достигнуты в двух последних годах рассматриваемого периода. Рост капитальных затрат обусловлен повышением индексов-дефляторов, удорожанием оборудования и строительно-монтажных работ, необходимостью замещения импортных комплектующих и реализации программ импортозамещения, что напрямую влияет на стоимость и сроки выполнения инвестиционных мероприятий.

В подтверждение данной тенденции следует отметить корректировку инвестиционной программы АО «Россети Тюмень», в рамках которой совокупный объем финансирования на 2025–2027 гг. был увеличен на 9 млрд руб. по сравнению с предыдущей редакцией программы на период 2023–2027 гг. Данные изменения связаны с актуализацией СиПР, корректировкой прогнозных нагрузок и необходимостью ускоренного обновления части объектов (рис. 2).

Сокращение объемов финансирования относительно потребностей, заложенных в целевых документах долгосрочного развития, может привести к возникновению существенных рисков: невозможности обеспечения требуемого уровня надежности и качества электроснабжения, переносу сроков реализации мероприятий по подготовке к осенне-зимнему периоду, а также задержке исполнения обязательств по технологическому присоединению заявителей [14][15].

Сопоставление фактических и плановых показателей объемов финансирования показывает, что отклонение факта от плана по годам не превышает 7 %. Это свидетельствует о достаточно высоком уровне управляемости инвестиционной программой. Основной причиной возникающих отклонений является смещение сроков финансирования отдельных проектов на последующие отчетные периоды вследствие особенностей проведения конкурсных процедур, корректировки проектной документации и изменения рыночной конъюнктуры (рис. 3).

Структура источников финансирования инвестиционных проектов АО «Россети Тюмень» представлена в табл. 2. Анализ показывает, что компания финансирует инвестиционные программы преимущественно за счет собственных средств – в среднем 94,7 % от общего объема источников финансирования. Наибольший удельный вес в составе собственных средств занимает амортизация основных средств (в среднем 69,6 %), а также прибыль, направляемая на инвестиции (в среднем около 14 %). При этом объем прибыли, направляемой на финансирование капитальных вложений, демонстрирует негативную динамику: в 2024 г. по сравнению с 2023 г. наблюдается снижение более чем на 50 %. Более 95 % прибыли формируется за счет реализации продукции и оказания услуг по регулируемым тарифам. Дополнительно в структуре источников финансирования используются возврат НДС (в среднем 12,4 %) и прочие собственные средства. Доля заемных средств остается незначительной.

Анализ использования основных средств АО «Россети Тюмень» за 2022–2024 гг. представлен в табл. 3. По данным табл. 3, отмечается увеличение фондоотдачи (+12,3 % к уровню 2022 г.), что объясняется ростом экономической активности ключевых потребителей – организаций нефтегазового комплекса. Снижение фондовооруженности в 2023 г. относительно 2022 г. составляет порядка 2,2 %, что связано с уменьшением балансовой стоимости основных средств вследствие переоценки и частичного выбытия, а не с существенным сокращением физического объема инфраструктуры.

Одновременно наблюдается ухудшение показателей рентабельности, особенно в 2024 г.: рентабельность основных средств и собственного капитала принимает отрицательные значения на фоне снижения выручки и получения убытка по итогам периода. Рентабельность собственного капитала остается ниже среднеотраслевого уровня, что свидетельствует о высокой капиталоемкости бизнеса при относительно ограниченном росте доходной базы.

Коэффициент износа основных средств ежегодно увеличивается и достигает значений свыше 70 %, в то время как коэффициент годности, напротив, снижается и становится существенно ниже рекомендуемого минимального уровня (50 %). При этом бухгалтерский уровень износа не отражает фактический технический ресурс оборудования: благодаря системной реализации программ текущего и капитального ремонта реальный физический износ, по оценкам, находится на уровне 15–20 %. Тем не менее высокая величина бухгалтерского износа указывает на необходимость расширения программ реконструкции и модернизации.

Таким образом, финансирование инвестиционной программы за счет собственных средств обеспечивает компании относительную независимость от кредиторов, отсутствие процентных затрат и низкий риск неплатежеспособности, но одновременно ограничивает масштаб возможных инвестиций. Привлечение заемного финансирования сдерживается ростом ключевой ставки Банка России и, как следствие, удорожанием кредитных ресурсов, что повышает стоимость реализуемых проектов и увеличивает финансовые риски.

Отдельной проблемой, влияющей на финансовые результаты, является бездоговорное потребление электроэнергии – от самовольных подключений физических лиц до теневого энергопотребления со стороны майнинговых ферм. По оценкам общества, только за девять месяцев 2024 г. ущерб от хищения электроэнергии составил 6,6 млн руб. Потенциальная выручка от предотвращенного небаланса могла бы быть направлена на финансирование инвестиционных мероприятий и модернизацию инфраструктуры [16]. На рис. 4 представлена динамика прибыли компании, полученной от реализации продукции и оказанных услуг по регулируемым ценам.

АО «Россети Тюмень» как субъект естественной монополии осуществляет регулируемую деятельность на территории Тюменской области, ХМАО-Югры и ЯНАО. Тарифное регулирование осуществляется в соответствии с Федеральным законом «Об электроэнергетике», постановлением Правительства РФ № 1178 и иными нормативными актами. С 2021 г. в регионе действует единое тарифное регулирование, что позволяет обеспечивать сопоставимые подходы к установлению тарифов для различных групп потребителей и территорий [17].

Тарифы на услуги по передаче электроэнергии для АО «Россети Тюмень» устанавливаются с использованием метода долгосрочной индексации НВВ. Долгосрочные параметры регулирования на период 2023–2027 гг. утверждены решением Региональной энергетической комиссии Тюменской области, ХМАО-Югры и ЯНАО и включают базовый уровень подконтрольных расходов, индекс эффективности, коэффициент эластичности по количеству активов, целевые показатели потерь, надежности и качества услуг [18].

В рамках действующей модели регулирования реализуется механизм компенсации выпадающих доходов и расходов, не учтенных в предыдущих периодах регулирования. В широком смысле выпадающие доходы представляют собой недополученную выручку, возникающую вследствие отклонения фактических параметров деятельности от заложенных в тарифах: снижения полезного отпуска относительно планового; предоставления льгот отдельным категориям потребителей; реализации технологического присоединения льготных категорий заявителей, когда расходы на технологическое присоединение (ТП) не покрываются платой; признания регулятором отдельных фактических расходов экономически обоснованными при их изначальном неучете в тарифах [19][20].

Часть выпадающих доходов по технологическому присоединению определяется в соответствии с методическими указаниями, утвержденными приказом Федеральной службы по тарифам России № 215-э/1, и подлежит компенсации через НВВ по услугам передачи, а не за счет увеличения платы за технологическое присоединение. Это отличает нормативно определенные выпадающие доходы по ТП от потерь выручки, связанных с динамикой полезного отпуска и тарифных льгот.

Положительная динамика среднего тарифа на услуги по передаче электроэнергии (рис. 5), рассчитываемого как отношение НВВ к отпуску электроэнергии из сети, обусловлена ежегодной индексацией тарифов и ростом НВВ в соответствии с установленными индексами изменения тарифов и параметрами долгосрочного периода регулирования. Однако рост тарифа одновременно оказывает сдерживающее влияние на потребление электроэнергии и может приводить к трансформации структуры нагрузки.

В структуре розничной цены на электрическую энергию услуги по передаче занимают одну из ключевых позиций наряду со стоимостью электрической энергии (мощности), сбытовой надбавкой гарантирующего поставщика и иными регулируемыми компонентами. Правовые основы функционирования розничных рынков и формирования цен (тарифов) для конечных потребителей определены постановлением Правительства РФ от 04.05.2012 № 442 «О функционировании розничных рынков электрической энергии, полном и (или) частичном ограничении режима потребления электрической энергии» и Основными положениями функционирования розничных рынков электрической энергии [21].

На территориях, не объединенных в ценовые зоны оптового рынка (к которым относится и зона деятельности АО «Россети Тюмень»), для населения и приравненных к нему категорий потребителей применяются полностью регулируемые розничные цены (одноставочные или дифференцированные по зонам суток). Для прочих потребителей конечная цена формируется как сумма регулируемых тарифов на услуги по передаче, платы за электрическую энергию (мощность), определяемой на основе оптовых цен или регулируемых тарифов, а также сбытовой надбавки гарантирующего поставщика. При этом действующая система ценообразования учитывает задачу поэтапного снижения перекрестного субсидирования между группами потребителей [22].

Рост НВВ сетевой организации через увеличение тарифа на услуги по передаче непосредственно влияет на динамику конечной розничной цены для потребителей в соответствующей ценовой/неценовой зоне. Одновременно предельные ограничения по росту платы за электрическую энергию на розничном рынке ограничивают возможности регулятора по ускоренной компенсации накопленных выпадающих доходов за счет межпериодной корректировки НВВ. В результате возникает необходимость распределения объемов компенсации на длительный горизонт, а также поиска дополнительных инструментов – в том числе за счет бюджетного финансирования отдельных категорий потребителей или проектов и развития нетарифных видов деятельности сетевых компаний.

Включение выпадающих доходов сетевой организации в состав НВВ через механизмы межпериодной корректировки приводит к росту тарифа на услуги по передаче электрической энергии, а значит, и к увеличению сетевой составляющей в конечной розничной цене для потребителей. При этом регулятор ограничен установленными допустимыми темпами роста платы граждан за коммунальные услуги и параметрами индексации тарифов на розничных рынках, что не позволяет одномоментно компенсировать весь объем накопленных выпадающих доходов без существенного роста финансовой нагрузки на потребителей.

В результате связь между компенсацией выпадающих доходов и динамикой розничных цен носит отложенный и сглаженный характер: объем межпериодных отклонений распределяется на несколько периодов регулирования, а темпы роста тарифов и конечной розничной цены устанавливаются с учетом социально-экономических ограничений. Для отдельных категорий потребителей (население и приравненные к нему группы) воздействие роста сетевой составляющей дополнительно смягчается за счет системы перекрестного субсидирования и бюджетной поддержки, тогда как для прочих потребителей (промышленных и коммерческих) увеличение НВВ сетевой организации выражается в более прямом росте конечной цены на электрическую энергию.

Таким образом, механизмы компенсации выпадающих доходов, с одной стороны, обеспечивают финансовую устойчивость сетевой компании и возможность реализации инвестиционной программы, а с другой – формируют дополнительное давление на розничные цены, что требует балансировки интересов сетевых организаций, гарантирующих поставщиков, потребителей и органов государственной власти при установлении тарифных решений. На рис. 6 представлена динамика величины НВВ АО «Россети Тюмень».

Увеличение объемов НВВ в начале действующего долгосрочного периода регулирования в существенной степени обусловлено включением в 2023 г. части выпадающих доходов АО «Россети Тюмень» в размере свыше 3,1 млрд руб. Указанный объем сформировался в 2018–2021 гг. вследствие снижения объемов полезного отпуска электроэнергии в рамках исполнения соглашения организации стран – экспортеров нефти (ОПЕК+) и сопутствующего уменьшения выручки при фиксированных тарифах. В 2021 г. объем полезного отпуска составил 53,7 млрд кВт•ч, что на 15,2 % (9,6 млрд кВт•ч) ниже уровня 2017 г. В 2024 г. фактический полезный отпуск (52,6 млрд кВт•ч) по-прежнему остается ниже докризисных значений [23].

Согласно оценкам регулятора совокупный объем выпадающих доходов и межпериодных отклонений АО «Россети Тюмень» достигает 17,7 млрд руб. (табл. 4). Указанная величина подлежит поэтапному учету в последующих периодах регулирования через механизмы межпериодной корректировки НВВ и, при необходимости, через иные предусмотренные нормативными актами инструменты, включая целевое бюджетное финансирование. При этом объем и сроки компенсации зависят от решений регулятора и действующих ограничений по росту тарифов.

Представленная структура выпадающих доходов и отклонений позволяет выделить несколько ключевых групп: недополученную НВВ, сформированную за счет снижения полезного отпуска; выпадающие доходы по технологическому присоединению льготных категорий заявителей; недополученную выручку от тарифных льгот; расходные отклонения, признанные регулятором обоснованными и подлежащие учету в НВВ последующих периодов.
Агрегированный объем в 17,7 млрд руб. демонстрирует существенную нагрузку на будущие тарифные решения и подчеркивает важность точного прогнозирования параметров деятельности сетевой компании.

В этих условиях даже при значительном росте тарифов компания остается подверженной риску недополучения запланированной НВВ. Тарифная индексация и механизмы компенсации выпадающих доходов не устраняют полностью влияние внешних факторов: макроэкономической конъюнктуры, инвестиционных решений крупных потребителей, регуляторных ограничений по росту тарифов и политик субсидирования отдельных категорий потребителей.

Для снижения зависимости от тарифных решений и повышения устойчивости финансирования инвестиционной программы АО «Россети Тюмень» целесообразно развивать нетарифные виды деятельности. Перспективными направлениями выступают услуги по техническому и ремонтно-эксплуатационному обслуживанию электросетевых объектов, выполнение строительно-монтажных и пусконаладочных работ, развитие инфраструктуры зарядных станций для электротранспорта и другие сервисы. В 2024 г. доля выручки от реализации дополнительных (нетарифных) услуг составила менее 1 % от общего объема, что свидетельствует о значительном потенциале роста данного направления [24].

Помимо собственных средств, дополнительным источником финансирования инвестиционных проектов могут выступать средства федерального бюджета, бюджетов субъектов РФ и муниципалитетов. Бюджетное финансирование традиционно применяется при реализации проектов социальной направленности и инфраструктурных инициатив, связанных с выравниванием уровня развития регионов. Однако в утвержденном федеральном бюджете на 2025 г. и плановый период 2026–2027 гг. электроэнергетический комплекс не отнесен к числу приоритетных получателей бюджетной поддержки, что осложняет привлечение прямой государственной помощи [24].

В то же время одним из ключевых направлений развития электроэнергетики России остается электрификация Восточного полигона Байкало-Амурской магистрали и Транссиба, которая рассматривается как приоритетный объект государственных инвестиций. В этих условиях дополнительными инструментами поддержки сетевых компаний могут стать налоговые льготы, целевое финансирование отдельных проектов и расширение механизмов государственно-частного партнерства. Комплексное применение указанных мер, наряду с развитием нетарифных видов деятельности и повышением эффективности использования собственных средств, формирует основу для повышения устойчивости электросетевых компаний в условиях ограничений тарифного регулирования и высокой капиталоемкости отрасли. Дальнейшее обобщение полученных результатов и выработка практических рекомендаций по совершенствованию инвестиционной и тарифной политики становятся предметом заключительного раздела работы.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Проведенный анализ финансово-экономической деятельности и инвестиционной программы АО «Россети Тюмень» показал, что компания функционирует в условиях сочетания значительных инфраструктурных требований и ограниченных финансовых возможностей. Основные источники капитальных вложений формируются за счет собственных средств, прежде всего амортизации и прибыли, однако их объем демонстрирует тенденцию к снижению. Структура финансирования указывает на высокую зависимость инвестиционной программы от результатов регулируемой деятельности и состояния макроэкономической среды.

Несмотря на увеличение объемов капитальных вложений и значительную модернизационную нагрузку, наблюдается ухудшение ключевых показателей эффективности использования основных средств, снижение рентабельности и рост коэффициента износа. Это подтверждает необходимость ускоренной реализации программ реконструкции и технического перевооружения объектов электросетевого хозяйства.

Существенное влияние на динамику финансовых показателей оказывает механизм межпериодной корректировки НВВ. Выпадающие доходы, сформированные вследствие снижения полезного отпуска, льготных режимов потребления, расходов на технологическое присоединение льготных категорий заявителей и иных отклонений, создают значительную нагрузку на будущие тарифные решения. Совокупный объем отклонений, оцениваемый регулятором в 17,7 млрд руб., подчеркивает необходимость совершенствования системы тарифного регулирования, включая более гибкие механизмы компенсации и распределения нагрузки по периодам.

В текущих условиях ключевой задачей электросетевой компании становится повышение эффективности управления инвестиционной программой, оптимизация расходов и поиск дополнительных источников финансирования. Развитие нетарифных услуг, расширение сервисных направлений, привлечение внебюджетных средств, а также участие в проектах государственно-частного партнерства способны повысить устойчивость компании и снизить зависимость от тарифных решений.

Таким образом, для обеспечения надежности электросетевого комплекса и достижения стратегических целей развития региона требуется дальнейшее совершенствование тарифной модели, повышение эффективности управленческих решений и развитие новых направлений бизнеса. Полученные результаты могут быть использованы при актуализации инвестиционных программ, формировании параметров долгосрочного периода регулирования и подготовке предложений по корректировке нормативной базы в сфере тарифного регулирования электросетевых компаний.