Разбор внедрения

Как НКРЭКУ удалось сбалансировать интересы государства и частных "облэнерго" с интересами потребителей

В Украине со следующего года внедряется стимулирующее к модернизации сетей тарифообразование для операторов систем распределения, так называемый RAB-тариф. По мнению владельцев, частных "облэнерго", их следовало бы завалить деньгами для улучшения качества сетей, но в таком случае цена на электроэнергию для бизнеса стала бы еще более внушительной. Какие выгоды и недостатки тариф несет для всех стейкхолдеров в данной сфере, и почему текущая методика не дает необходимых результатов? В целом же регулятору удалось найти баланс между диаметрально противоположными интересами участников рынка.

Виталий КОРНИЕНКО

С 2021 г. на замену действующему механизму "Расходы+" (расходы компании + маржа за услуги) в Украине вступит в действие новая методика тарифообразования на услуги операторов систем распределения (бывшие облэнерго), так называемый RAB-тариф, благодаря которому владельцы данных объектов энергетической системы будут получать доходность в размере 3% годовых — на базу активов, которая уже сформирована до 1 января 2021 г. (т.н. "старая" база активов), и 16.74% годовых — на новую базу активов, которая будет на балансе предприятий с начала следующего года (для ставки на новую базу активов за основу взят показатель средневзвешенной стоимости привлечения капитала в Украине — WACC). И здесь, конечно, не надо быть дипломированным экономистом, чтобы сразу сравнить выгоду от обновления старых активов предприятий.

Хотелось бы отметить, что необходимость введения новой методики тарифообразования обусловлена значительной изношенностью электрических сетей в Украине, примерно на 70-80%, а недостаток недофинансирования, по оценкам некоторых экспертов, составляет от 17.5 млрд грн. Это в то время, как для достижения уровня, например, той же Польши по показателю SAIDI (средняя продолжительность перерывов в электроснабжении) — 180 минут, необходимо инвестировать до $1.2 млрд ежегодно. В Польше закладывают около $1500 на 1 км сетей, а в Украине этот показатель в 2018 г. составил $191/км.

Так или иначе, введение такой методики непосредственно отразится на качестве электроснабжения, ценах за распределение электрической энергии, доходах владельцев данных компаний и расходах потребителей, которые к ним подключены. Несмотря на все то давление, оказываемое на НКРЭКУ в течение реформирования данного механизма, регулятору в большей степени удалось сбалансировать все стороны и подойти к компромиссному решению.

Оптимальное решение для государства

На балансе Украины все еще находятся 6 "облэнерго", в которых государство в лице Фонда государственного имущества является мажоритарным владельцем, - это распределительные операторы АО "Харьковоблэнерго", ОАО "Тернопольоблэнерго", ОАО "Запорожьеоблэнерго", АО "Хмельницкоблэнерго", ПАО "Черкассыоблэнерго" и АО "Николаевоблэнерго".

При новой методике расчета тарифа на распределение, на фоне увеличения доходов акции данных компаний в дальнейшем, безусловно, должны будут расти в цене. Что, конечно, должно привлечь потенциальных инвесторов, ускорить процесс приватизации госпредприятий и дороже продать эти активы.

Именно поэтому в этом году перечисленные ОСРы по поручению Фонда госимущества прошли оценку стоимости своих активов. При этом заместитель директора департамента управления финансового планирования и анализа Фонда госимущества Антон Мягков сообщал еще в мае, что Фонд поддерживает ставку на новые активы выше 15%, а новая методика значительно привлекательнее, чем действующая "Расходы +".

Стоит добавить, что финансовый директор "Хмельницкоблэнерго" Вадим Данилкив критиковал утвержденную ставку на "старую" базу, характеризуя её как слишком низкую, вследствие чего, по его мнению, стоимость активов компании при приватизации может быть занижена в 3 раза. По его словам, в 2018 г. японский инвестор Mitsubishi, рассматривая энергетические активы в Украине и Бразилии, сделал выбор в пользу Бразилии, где, в отличие от украинской системы "COST +", ставка на возврат инвестиций составила 11% в долларах США.

При этом выгоды для государства не заканчиваются лишь на приватизации. Ведь методика RAB-тарифов будет стимулировать к инвестициям, что, в свою очередь, может стать драйвером роста украинской экономики. Возрастет спрос на трансформаторы и другую электротехническую продукцию, в том числе украинского производства, спрос на услуги по проектированию и монтажу систем электроснабжения. Возникнет мультипликационный эффект, что позволит экономике развиваться через смежные отрасли.

Кроме того, по оценкам экспертов из Европейской бизнес ассоциации, переход на стимулирующее регулирование для операторов систем распределения не приведет к существенному увеличению конечного тарифа на электроэнергию, в том числе для населения, поскольку стоимость распределения электроэнергии составляет всего 15-20% в общей структуре тарифа. При этом, если будут риски ощутимого роста конечного тарифа, у Регулятора будет возможность применить корректирующие коэффициенты в течение первых лет функционирования новой методики.

К слову, один из самых активных членов НКРЭКУ Ольга Бабий прогнозировала 25%-ный средний рост тарифов на распределение в 2021 г. в результате введения стимулирующего регулирования. Бабий также объяснила, что вследствие данной реформы тарифообразования, "Энергоатому" придется понести дополнительную нагрузку в размере 5 млрд грн в год в рамках механизма ПСО, так как население на сегодня защищено правительством от повышения тарифов на э/э, а покрывать рост тарифов за чей-то счет нужно в любом случае.

Что же получат потребители

Сначала может казаться, что рост тарифа на распределение крайне негативно повлияет на малый и средний бизнес, который подключен к сетям ОСР. Но при этом надо учесть, что при действующем механизме, энергосети остаются недофинансированными. По оценке директора ГП "Укрпромвнешэкспертиза" Владимира Власюка, за последние 15 лет в отечественные сети недоинвестировано $40 млрд. Что, безусловно, при сохранении status quo в скором времени скажется на повышении аварийности и длительности отключений в сетях.

Именно поэтому, в соответствии с утвержденной методикой, 50% средств, которые являются доходами на старую базу активов, обязательно должны быть реинвестированы в модернизацию сетей операторов систем распределения.

Правда, никто не может гарантировать, что повышенные доходы распределительных компаний будут направлены на модернизацию сетей и создание новой базы активов, как того требует методика. Ведь и при текущем механизме тарифообразования компании имеют различные способы для ухода от инвестирования выручки в обновление и поддержание на должном уровне состояния своих сетей. Это и неэффективные системы закупок, которые требуется еще совершенствовать, и завышение разных видов расходов, и т.д. Поэтому с введением новой методики регулятору придется тщательнее мониторить распределение доходов компаний и выполнение их обязательств. Возможно, проверка надлежащего расхода средств ОСР должна проходить несколько раз на протяжении года, чтобы потребители были уверены в том, что их плата за распределение идет по назначению, а качество электроснабжения постепенно улучшается.

Согласно обновленной методике предполагается, что потери электрической энергии в сетях операторов систем распределения должны снижаться минимум на 1% в первом классе напряжения и на 3,5% для второго класса напряжения ежегодно.

Показатель SAIDI должен снижаться равномерно в течение 13 лет с 466 до 150 минут в городской местности и с 960 до 300 минут в сельской местности. По последним данным, этот показатель в среднем по Украине составляет 618 мин.

Также в результате реформы тарифообразования должна снизиться стоимость присоединения к сетям новых потребителей. К примеру, согласно инвестиционной программе "Тернопольоблэнерго", этот показатель должен снизиться на 2.1% в течение 2021 г.

Более того, так как при RAB-тарифе компании будут заинтересованы в повышении инвестиций, поскольку их прибыль будет увеличиваться, если будет расти стоимость активов (инвестированного капитала), это даст надежду, что компании будут подключать не только тех потребителей, которые привлекательны в данный момент, но и работать на перспективу.

Выгоды облэнерго

Несмотря на критику некоторых депутатов и представителей со стороны частных ОСР-ов по установлению комиссией низкой, по их мнению, ставки для уже имеющейся базы активов, 25 из 33 действующих распределительных компаний подали заявки на получение RAB-тарифа с 2021 г. на утвержденных НКРЭКУ условиях. Вместе с тем, председатель регулятора Валерий Тарасюк в конце октября отмечал, что в некоторых ОСР, подавших заявки, комиссия нашла недостатки в документах, что может повлиять на их переход на RAB-регулирование. Но, по его словам, большинство представленных операторов проходят. "Чем это непрямой показатель того, что компании устраивают эти параметры регулирования? Те, кто критикует, также переходят", — сказал Тарасюк.

В частности, компания "ДТЭК Киевские региональные электросети", благодаря запланированному внедрению с 1 января тарифа на распределение на основе методики стимулирующего тарифообразования, сообщила, что планирует в 2021 г. увеличить инвестиции в сети в 1.8 раза по сравнению с расходами в 2020 г. - с 343 млн грн до 618 млн грн. Компания даже обещает на протяжении 13 лет снизить показатель SAIDI — до 150 мин/год с текущих 595 мин/год, а также внедрить системы автоматизации и цифровизации с перспективой перехода к системам Smart Grid.

Первым оператором системы распределения в Украине, для которого был одобрен, а со временем будет утвержден тариф на основе RAB, стало "Тернопольоблэнерго". Как отметили в НКРЭКУ, общая сумма инвестиционной программы "Тернопольоблэнерго" на 2020 г. при применении ныне действующего метода тарифообразования "Cost+" равнялась 85.5 млн грн, а при методе стимулирующего тарифообразования составила 220.6 млн грн, из которых 111.8 млн грн планируется профинансировать за счет прибыли на производственные инвестиции. В дополнение, плановый объем инвестиций предприятия в 2021 г. увеличится на 158% по сравнению с 2020 г.

К примеру, для "Закарпатьеоблэнерго" одобренный тариф выше на 25.37% по сравнению с действующим тарифом для 1-го класса напряжения (223.71 грн/МВтч) и на 34.65% ниже по сравнению с тарифом для 2-го класса напряжения, действующим в наши дни по методике "Cost+" (971.01 грн/МВтч). В то же время, для "ППЭС "Центральная энергетическая компания" регулятор предложил установить тариф для 1-го класса напряжения в размере 89.52 грн/МВтч (на 4.6% ниже действующей ставки) и для 2-го класса напряжения — 798 грн/МВтч (на 38% больше нынешней ставки).

Стоит отметить, что руководство обеих распределительных компаний поддержали и одобрили такие ставки стимулирующих тарифов на следующий год.

18 ноября НКРЭКУ одобрила стимулирующие тарифы для еще 19 компаний операторов распределения, и они на 8.4%-102.6% выше действующих. Кстати, в тот день остались без одобрения две компании — ДТЭК "Днепровские электросети"иДТЭК Киевские электросети". В них, по словам главы комиссии Тарасюка, возникли неточности с оценкой действующей базы активов, которые еще предстоит обсудить. Стоит напомнить, что в 2012 г. ДТЭК приватизировал "Днепроблэнерго" за 1.3 млрд грн (по курсу 8 грн/дол — $ 162.5 млн), а после переоценки активов компании в 2016 г., Фонд госимущества по согласованию с НКРЭКУ, которую в то время возглавлял Дмитрий Вовк (ныне скрывающийся в Лондоне из-за уголовного дела "Роттердам +"), оценил стоимость активов "Днепроблэнерго" в 13.36 млн грн (по курсу 24.8 грн/дол — $ 539 млн), и по итогу за 4 года стоимость компании выросла в 3.3 раза.

Резюмируя, хотелось бы отметить, что в целом Регулятор попытался взвешенно подойти к новому тарфообразованию и угодить всем сторонам в этой нетривиальной задаче, а результат таких нововведений можно будет оценить уже по итогам 2021 г.

Copyright © ЦОИ «Энергобизнес», 1997-2021. Все права защищены
расширенный поиск
Close

← Выберите раздел издания

Искать варианты слов
 dt    dt