Формирование тарифов облэнерго на распределение электроэнергии на основе регуляторной базы активов (РБА-регулирование, или т. н. RAB-тарифы) якобы должно стимулировать увеличение инвестиций в модернизацию электроэнергетической инфраструктуры. По крайней мере, так обещают власти и, в частности, регуляторы в лице НКРЭКУ. Уже скоро пройдет год, как стимулирующие тарифы заработали в Украине. Но будут ли достигнуты ожидаемые результаты и не приведет ли это новшество в ближайшей перспективе к дополнительным затратам со стороны не только промышленных, но и бытовых потребителей?
РБА-РЕГУЛИРОВАНИЕ: В ЧЕМ ПРЕИМУЩЕСТВА?
Стимулирующее тарифообразование на основе регуляторной базы инвестиционного капитала (Regulatory Asset Base) стало широко применяться в Великобритании с 1990-х, а в странах ЕС и т.д. с начала 2000-х годов. Как правило, RAB-тарифы используются в инфраструктурных компаниях – операторами распределения электроэнергии, газа, водоканалами, компаниями по управлению дорог, метро, аэропортами и т.д. Суть этого алгоритма – это рост доходов компаний в зависимости от объемов их инвестиций в модернизацию инфраструктуры, создание новых активов и улучшение качества услуг.
В Украине же речь идет о применении RAB-тарифов в сфере распределения электроэнергии, хотя нельзя исключать, что эта методология со временем будет распространена и на другие жилищно-коммунальные сегменты. Фактически регуляторной базой активов являются собственные мощности облэнерго, которые используют для распределения электроэнергии от ее производителя к потребителю. Это, в частности, линии и опоры электропередач, трансформаторные подстанции, соединители, разрядники, кабели и т.д. То есть все, что создает сетевую инфраструктуру.
Суть тарифообразования на основе РБА состоит в том, что облэнерго (или операторы системы распределения, ОСР) будут иметь в структуре тарифа (вместе с «расходной» частью) определенную гарантированную фиксированную прибыль в виде процента от стоимости активов. Но это при условии, что облэнерго будут стабильно и в определенных объемах инвестировать в обновление сети и другой инфраструктуры, предоставлять качественный сервис и обеспечат непрерывные поставки тока потребителям. В то же время, чтобы этот формат действовал эффективно, ставка доходности на инвестиции должна быть не меньше, чем показатель средневзвешенной стоимости капитала (WACC) в стране. Ведь если ставка будет ниже, то инвестору будет выгоднее вкладывать средства в другие, более прибыльные активы или финансовые инструменты.
Оценочная стоимость активов облэнерго рассчитывается на основе действующей методологии Фонда государственного имущества Украины (ФГИУ). Следовательно, тариф для ОСР с разными коэффициентами доходности на старые и новые активы устанавливается на определенный регуляторный период Национальной комиссией, осуществляющей государственное регулирование в сферах энергетики и коммунальных услуг (НКРЭКУ).
Кажущееся преимущество действующих RAB-тарифов в том, что они будут стимулировать облэнерго инвестировать часть прибыли в модернизацию собственной инфраструктуры. Ведь если распределительная компания построит т. н. новые активы, то ее доходы увеличиваются в разы – за счет существенно повышенного процента от РБА в тарифе, а внешние инвесторы гарантированно получат доход от своих капиталовложений. В идеале, от такого формата должны выиграть и клиенты, ведь за счет современной инфраструктуры и использования облэнерго новейших технологий (наподобие Smart grid) потребитель будет получать гораздо более качественную и непрерывную услугу по снабжению электроэнергией.
РАСХОДНЫЙ ПРИНЦИП – СИНОНИМ УПАДКА ИНФРАСТРУКТУРЫ?
Собственно, тарифообразование на основе РБА должно полностью заменить старую регуляторную формулу, которую еще называют «расход +». Ее суть состоит в том, что тариф для каждого облэнерго (поскольку это, по сути, естественные монополии в регионах, где работают) устанавливает НКРЭКУ на основе данных о расходах ОСР при предоставлении услуг – на зарплаты персонала, амортизацию основных средств, оплату топлива, производственно-технические расходы и потери (ВТВ), налоги и т.д. В тариф также закладывается доход облэнерго в размере до 3% рентабельности. И вот тут возникает парадоксальная ситуация: облэнерго-монополисты при таком формате совсем не заинтересованы сокращать собственные расходы и увеличивать капиталовложения в модернизацию активов. Ведь чем больше расходная часть, тем выше их прибыль.
К примеру, нормативная прибыль на расходы в 3 млрд грн. составит 90 млн. грн, а на 6 млрд. грн – уже 180 млн грн. Следовательно, монополисты по формату «расходы+» нередко прибегают к манипуляциям, «рисуя» для НКРЭКУ раздутые расходные статьи в сметах. Например, тот же показатель ПТР абсолютно непропорционален, раздут, составляя у многих облэнерго аж 30-50% от тарифа. При этом операторы распределения тока не заинтересованы в снижении потерь ресурса в электросетях, ведь иначе получат меньше доходов.
Якобы будучи вынужденными компенсировать низкую рентабельность тарифа «расходы+», некоторые облэнерго абсолютно неоправданно и буквально на ровном месте зарабатывают на присоединении новых потребителей к распределительным электросетям, – причем новосозданные активы, за которые заплатили юридические или физлица, остаются на балансе тех же компаний. Еще одна распространенная схема выведения дополнительных теневых прибылей – это разнообразные тендеры, на которых облэнерго покупают товары и услуги у аффилированных компаний.
В то же время, положение дел в отечественной электроэнергетике – совсем неутешительное (и не в последнюю очередь из-за неэффективной системы тарифообразования по формуле «расходы+». Так, инфраструктура, находящаяся в собственности и использовании облэнерго, изношена на 60-85 % в зависимости от предприятия, при этом среднее время эксплуатации львиной доли мощностей превышает 40 лет!
Высокий уровень износа основного и вспомогательного оборудования облэнерго, а также неравномерное распределение напряжения в сети приводят к многочисленным аварийным ситуациям (особенно в периоды пиковых нагрузок) и отключениям потребителей от электроснабжения.
Так, в 2019 году произошло более 156 тысяч аварий в распределительных электросетях, а в прошлом году эта цифра составляла уже 184,5 тыс. По данным Госэнергонадзора, это привело к недовыпуску электроэнергии потребителям в объеме 49,5 млн кВт/ч, обесточенными в то или иное время оставалось 600 населенных пунктов. К примеру, в феврале с. г. из-за замыкания на трансформаторе одной из подстанций «Запорожьеоблэнерго» сработала система аварийной защиты (очевидно, из-за изношенного, еще «допотопного» оборудования), и в темноте – благо ненадолго – оказался целый город Энергодар и близлежащие населенные пункты.
К сожалению, в Украине – один из самых высоких показателей продолжительности аварийного отключения тока (индекс SAIDI). В среднем отечественный потребитель ежегодно проводит без света около 700 часов. По данным Совета европейских органов регулирования энергетики (CEER), показатель SAIDI составляет в Польше 180 минут, Чехии – 73 мин, Дании – 15 мин, а в Германии – вообще 13 минут! В нашей стране потери в электросетях составляют до 15%, в то же время даже в Молдове теряют на порядки меньше – до 9%. Не говоря уже о крайне устаревших технических средствах управления и контроля за работой сетей: нередко аварийным бригадам крайне проблематично быстро и точно определить место аварии; поиск и локализация может происходить в «радиусе» и 10 и даже 100 км!
В то же время, при тарифообразовании «расхода+» и низкой марже доходности инвестиции облэнерго в модернизацию электросетей находятся просто на плачевном уровне. Так, по данным НКРЭКУ, в 2019 г. облэнерго вложили в ремонт и модернизацию мощностей совокупно 4,9 млрд грн. И лишь немного больше 14% от этой суммы было потрачено собственно на обновление и расширение инфраструктуры. Согласно утвержденным регулятором планам, в 2021 г. ОСР должны инвестировать в обновление старых активов 9,5 млрд грн. И даже несмотря на такой кажущийся прогресс, эта сумма является каплей в море, поскольку, по экспертным расчетам, на полную модернизацию инфраструктуры всех облэнерго необходимо почти 13 миллиардов долларов (при этом нужно инвестировать в 1 км сети 1,5 тысяч долларов, в то врем как в реалиях эта цифра составляет всего 180-200 долл.)!
ЯВЛЯЕТСЯ ЛИ СТИМУЛИРУЮЩИЙ ТАРИФ ПАНАЦЕЕЙ?
Вообще, эксперты сходятся во мнении, что стимулирующие тарифы – это довольно сложный механизм и успех их внедрения зависит как от учета отечественных реалий в сегменте распределения электроэнергии, так и от того, насколько тщательным будет контроль регулятора за исполнением инвестиционных обязательств облэнерго. .
НКРЭКУ ввела своим постановлением в августе с. г. тарифообразование на основе регуляторной базы активов для большинства облэнерго с 1 января 2021 года. Причем была применена дифференциация нормы доходности – 3 % на старую базу и 16,74 % на новосозданные созданные активы (кстати, еще в 2018 г. НКРЭКУ собирался установить одинаковый коэффициент доходности в 12,5 % на все активы). Определенные регулятором ставки доходности будут действовать в течение первого регуляторного периода в три года (до 2024 г.), при этом распределительные компании должны добиться целевых показателей качества электроснабжения за 13 лет.
Главными бенефициарами от внедрения РБА-регулирования должны стать несколько крупнейших олигархических групп, являющихся владельцами большинства из 32 работающих в Украине облэнерго. Всего в 2021 г. совокупное распределение электроэнергии прогнозируемо составит 171 млн МВт-ч. «ДТЭК Энерго» Рината Ахметова контролирует семь ОСР – они распределят из этого массива около 44% электроэнергии в стране и совокупно получат 32% всей тарифной выручки («Киевоблэнерго», «Кировоградоблэнерго» и др.). Еще 5 предприятий принадлежат государству (в частности, «Запорожьеоблэнерго», «Черкассыоблэнерго» и др.). По несколько ОСР контролируют российская группа "VS Energy", братья Г. и И. Суркисы, К. Григоришин, И. Коломойский, Ю. Левочкина.
Вообще, практически 100% акций 19-ти ОСР сегодня принадлежат частным собственникам, представляющим мощные олигархические группы в государстве. Причем во многих случаях они приобрели эти активы у государства в результате, мягко говоря, непрозрачных и неконкурентных схем. Не приходится сомневаться, что они будут пытаться вытеснить из нового формата тарифообразования максимум для еще большего обогащения за счет всех групп потребителей.
На RAB-тарифы перешли с начала 2021 г. 25 облэнерго, которые должны получить совокупно 9,23 млрд. грн. гарантированной прибыли (из 122,6 млрд грн. общей тарифной выручки за все распределение электроэнергии в 2021 г.). Следовательно, в обновление инфраструктуры должно быть инвестировано 4,6 млрд грн., что даже меньше размера капиталовложений 2019 года! Но достигнут ли облэнерго таких показателей по итогам текущего года (да и за счет ли привлеченных извне инвестиций?) – вопрос пока открытый.
Итак, является ли методология стимулирующих тарифов панацеей от упадка и деградации системы распределения электроэнергии в стране? К сожалению, в данном контексте прослеживают возможные преграды и скрытые риски (и прежде всего для потребителей):
- можно проследить мощное лоббирование со стороны тех же облэнерго, Министерства энергетики Украины, некоторых народных депутатов, бизнес-объединений и экспертов по установлению одинаковых коэффициентов прибыльности как на новую, так и на старую базу активов (при этом называются цифры – 12,5, 15% и т.п.). На практике это будет означать, что облэнерго будут получать огромные доходы буквально на ровном месте за счет старых активов, а значит, у операторов систем распределения тем более не будет мотивации инвестировать в создание новой инфраструктуры.
Дело в том, что активы облэнерго в 2017 году были переоценены по новой методике Фонда госимущества. При этом новая оценочная стоимость этих предприятий в среднем вдвое превысила размер средств, которые нынешние собственники облэнерго в свое время заплатили государству при приватизации. Например, по данным издания Bihus.info, 80% акций "Киевоблэнерго" компания Р. Ахметова выкупила у государства за 48 млн долл. (или примерно за 1,3 млрд грн.).
Фонд госимущества несколько лет назад оценил предприятие в 13 млрд грн (то есть в 10 раз выше, чем приватизационная цена! Соответственно, если бы действовала единая ставка доходности, условно, в 12,5% на старые и новые активы, то «Киевоблэнерго» получило бы 1,63 млрд грн (вместо 390 млн грн (при действующей ставке). Похожие диспропорции касались бы практически всех облэнерго.
Конечно, эти дополнительные и незаслуженные доходы легли бы в тариф на распределение электроэнергии, а значит – на плечи не только крупных предприятий, но и малого и среднего бизнеса. Это при том, что создание старой инфраструктуры потребители уже давно профинансировали, именно за их счет реализовались инвестиционные программы по ремонтам и модернизации сетей, а новых активов за все эти годы облэнерго практически не создали! Вряд ли следует сомневаться в том, что доходы от стимулирующих тарифов не будут оправданы, если они не будут рассчитываться по показателю фактически инвестированного в облэнерго капитала;
- главным аргументом лоббистов единого доходного коэффициента при стимулирующем тарифе является апеллирование к европейскому опыту – якобы во всех странах ЕС норма прибыли на старые и новые активы в ОСР одинакова. На самом же деле, единой модели RAB-тарифов не существует. Так, в ряде стран работает единая ставка доходности на инвестиции (или норма рентабельности капитала для базы регуляторных активов), однако ее размер не так высок. Например, в Финляндии – это около 5%, во Франции – 6,5%, а в Польше – 9%. Впрочем, ряд стран (в частности, Италия, Португалия и др.) применяют гибридное регулирование, учитывающее различные факторы (например, ускоренное снижение потерь, незавершенные капитальные вложения, рабочий капитал, повышение качества услуг, ограничение роста тарифов и прибыли и т.д.).
В то же время следует помнить о кейсе Великобритании, которая является пионером во внедрении стимулирующих тарифов в области электроэнергетики. Так, после старта новации, в результате ошибок в RAB-регулировании, британские операторы системы распределения тока начали получать сумасшедшие сверхприбыли. Тогдашнее правительство Тони Блэра было вынуждено в 1997 году установить дополнительный налог windfall tax, а затем совокупно компании уплатили в госбюджет 5 млрд фунтов стерлингов. Тогда же методика тарифообразования была соответственно пересмотрена, а коэффициенты доходности уменьшены;
- некоторые эксперты даже сомневаются в том, стоило ли НКРЭКУ устанавливать аж 3% доходности на старую базу активов – при одновременной отмене в методологии стимулирующих тарифов применения индивидуального фактора эффективности к облэнерго начиная со второго регуляторного периода. Этот показатель отслеживается регулятором методами бенчмаркинга (сравнительного анализа), соответственно устанавливающего для облэнерго планы по уменьшению неэффективных затрат, являющихся одним из жестких условий работы компании по RAB-тарифам. Это, в частности, отмечает в одном из своих интервью экс-руководитель департамента стратегического развития НКРЭКУ Валерий Цаплин.
К тому же эксперт обращает внимание на то, что в утвержденных планах облэнерго на 2021-2025 гг. отсутствуют какие-либо другие источники инвестиций в инфраструктуру, кроме поступлений на амортизацию, 50% доходов от RAB-тарифа на старую базу и платы за реактивную мощность. Судя по всему, в создание новых мощностей и оборудования олигархические облэнерго не собираются в ближайшие годы инвестировать, даже несмотря на высокий коэффициент доходности. Все это очевидно нивелирует ожидаемый положительный эффект от новации;
- кроме того, даже в нынешнем формате с дифференцированными нормами доходности RAB-тарифы так или иначе повлекут за собой рост стоимости доставки тока на 10-30 % для крупных промышленных потребителей 1 класса напряжения, малого бизнеса, госучреждений и т.д.
На первый взгляд, на бытовых потребителей это не повлияет, поскольку тарифы для них регулируются государством посредством публичных обязательств (PSO). Впрочем, очевидно, это коснется граждан с другой стороны, поскольку удорожание тока неизбежно приведет к росту цен на все товары и услуги (например, тарифов на холодную воду тех же водоканалов). Кроме того, рано или поздно власти вынуждены будут внедрить рыночные цены на электроэнергию, уровняв бытовых потребителей с промышленными. Если же нормы доходности на старые и новые активы облэнерго уравняют, цена на распределение, а значит, на электроэнергию взлетит для украинцев в разы, и они вынуждены будут оплачивать из своего кармана космические доходы облэнерго, которые будут совокупно доходить до десятков миллиардов гривен.
КАК ИЗБЕЖАТЬ ИСКАЖЕНИЯ ИДЕИ НА ПРАКТИКЕ?
Для того чтобы этого не произошло и чтобы РБА-регулирование достигло своей настоящей цели – масштабного обновления инфраструктуры и минимальных показателей SAIDI, как минимум необходимо:
1) ни в коем случае не уравнивать нормы доходности на разные базы активов ОСР в течение как минимум двух регуляторных периодов;
2) прежде всего, нужно максимально конкретно и детально прописать на уровне обязательств со стороны ОСР перечень будущих новых активов, мощностей и оборудования, инфраструктурных объектов, которые каждая компания должна построить в течение каждого регуляторного периода;
3) НКРЭКУ должно наработать – с учетом лучшего зарубежного опыта – методы системного контроля по выполнению инвестиционных обязательств облэнерго;
4) регулятор должен внедрить в методологию применение индивидуальных факторов эффективности ОСР, установив четкие критерии применения санкций при манипуляции по расходам, объемам инвестиций, оценке активов и т.д.
