Формування тарифів обленерго на розподіл електроенергії на основі регуляторної бази активів (РБА-регулювання, або т. зв. RAB-тарифи) нібито має стимулювати збільшення інвестицій в модернізацію електроенергетичної інфраструктури. Принаймні, так обіцяє влада і, зокрема, регулятор в особі НКРКП. Вже скоро мине рік, як «стимулюючі» тарифи запрацювали в Україні. Та чи буде досягнуто очікуваних результатів, і чи не призведе ця новація в найближчій перспективі до додаткових витрат з боку не лише промислових, а й побутових споживачів?
РБА-РЕГУЛЮВАННЯ: В ЧОМУ ПЕРЕВАГИ?
Стимулююче тарифоутворення на основі регуляторної бази інвестиційного капіталу (Regulatory Asset Base) почали широко застосовуватися в Великобританії з 1990-х, а в країнах ЄС та ін. з початку 2 000-х років. Як правило, RAB-тарифи застосовуються в інфраструктурних компаніях – операторами розподілу електроенергії, газу, водоканалами, компаніями з управління доріг, метро, аеропортами та ін. Суть цього алгоритму – це зростання доходів компаній залежно від обсягів їхніх інвестицій в модернізацію інфраструктури, створення нових активів й суттєве покращення якості послуг.
В Україні ж наразі йдеться про застосування RAB-тарифів в сфері розподілу електроенергії, хоча не можна виключати, що ця методологія з часом буде поширена й на інші житлово-комунальні сегменти. Фактично, регуляторною базою активів є власні потужності обленерго, які вони використовують для розподілу електроенергії від її виробника до споживача. Це, зокрема, -- лінії та опори електропередач, трансформаторні підстанції, з’єднувачі, розрядники, кабелі тощо. Тобто, -- все, що утворює мережеву інфраструктуру.
Суть тарифоутворення на основі РБА полягає в тому, що обленерго (або оператори системи розподілу, ОСР) матимуть у структурі тарифу (разом із «витратною» частиною) певний гарантований фіксований прибуток у вигляді відсотку від вартості активів. Та це – при умові, якщо обленерго стабільно та в визначених обсягах інвестуватимуть в оновлення мережі та іншої інфраструктури, надаватимуть якісний сервіс і забезпечать безперервне постачання струму для споживачів. Водночас, аби цей формат діяв ефективно, ставка прибутковості на інвестиції має бути не меншою, аніж показник середньозваженої вартості капіталу (WACC) в країні. Адже, якщо ставка буде нижчою, то інвесторові буде більш вигідно вкладати кошти в інші, більш прибуткові активи, чи фінансові інструменти.
Оціночна вартість активів обленерго розраховується на основі чинної методології Фондом державного майна України (ФДМУ). Відтак, тариф для ОСР із різними коефіцієнтами прибутковості на «старі» й нові активи встановлюється на певний регуляторний період Національною комісією, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг (НКЕРКП).
Позірна перевага чинних RAB-тарифів у тому, що вони буцімто стимулюватимуть обленерго інвестувати частину прибутків у модернізацію власної інфраструктури. Адже, якщо розподільча компанія побудує т. зв. нові активи, то її прибутки збільшуються в рази -- за рахунок суттєво підвищеного відсотку від РБА в тарифі, а зовнішні інвестори гарантовано отримають дохід від своїх капіталовлкадень. В ідеалі, від такого формату повинні виграти й клієнти, адже, за рахунок сучасної інфраструктури й використання обленерго новітніх технологій (на кшталт Smart grid), споживач отримуватиме набагато більш якісну і безперервну послугу з постачання електроенергії.
ВИТРАТНИЙ ПРИНЦИП -- СИНОНІМ ЗАНЕПАДУ ІНФРАСТРУКТУРИ?
Власне, тарифоутворення на основі РБА повинно повністю замінити стару регуляторну формулу, яку ще називають «витрати +». Її суть полягає в тому, що тариф для кожного обленерго (оскільки це, по суті, природні монополії в регіонах, де працюють) встановлює НКЕРКП на основі даних про витрати ОСР при наданні послуг – на зарплати персоналу, амортизацію основних засобів, оплату палива, виробничо-технічні витрати та втрати (ВТВ), податки та ін. В тариф також закладається дохід обленерго в розмірі до 3 % рентабельності. І ось тут виникає парадоксальна ситуація: обленерго-монополісти за такого формату геть не зацікавлені скорочувати власні витрати і збільшувати капіталовкладення в модернізацію активів. Адже, чим більша витратна частина, тим вищий їхній прибуток.
Наприклад, нормативний прибуток на витрати в 3 млрд грн. складе 90 млн грн., а на 6 млрд грн. – вже 180 млн грн. Відтак, монополісти за формату «витрати+» нерідко вдаються до маніпуляцій, «малюючи» для НКРЕКП роздуті витратні статті в «кошторисах». Наприклад, той же таки показник ВТВ є абсолютно непропорційним, роздутим, складаючи в багатьох обленерго аж 30-50 % від тарифу. При цьому, оператори розподілу струму геть не зацікавлені в зниженні втрат ресурсу в електромережах, адже інакше отримають менше прибутків.
Нібито будучи змушеними компенсувати низьку рентабельність тарифу «витрати+», деякі обленерго геть невиправдано і буквально «на рівному місці» заробляють на приєднанні нових споживачів до розподільчих електромереж, – причому, новостворені активи, за які заплатили юридичні, чи фізособи, лишаються на балансі тих же таки компаній. Ще одна поширена схема виведення додаткових «тіньових» прибутків – це різноманітні тендери, на яких обленерго купують товари і послуги в «афілійованих» компаній за суттєво завищеними цінами.
Водночас, стан справ у вітчизняній електроенергетиці – геть невтішний (і не в останню чергу, із-за неефективної системи тарифоутворення за формулою «витрати+». Так, інфраструктура, що перебуває у власності й використанні обленерго, зношена на 60-85 % залежно від підприємства, при цьому середній час експлуатації левової частки потужностей перевищує 40 років!
Високий рівень зносу основного і допоміжного обладнання обленерго, а також нерівномірний розподіл напруги в мережі призводять до численних аварійних ситуацій (особливо в періоди пікових навантажень) і відключень споживачів від електропостачання.
Так, у 2019 році сталося понад 156 тисяч аварій в розподільчих електромережах, а минулого року ця цифра становила вже 184,5 тис. За даними Держенергонагляду, це призвело до недовипуску електроенергії споживачам в обсязі 49,5 млн кВт/год, водночас, знеструмленими у той, чи інший час залишалося 600 населених пунктів. Наприклад, у лютому ц. р. через замикання на трансформаторі однієї з підстанцій «Запоріжжяобленерго» спрацювала система аварійного захисту (вочевидь, із-за зношеного, ще «допотопного» обладнання), і в темряві – благо ненадовго – опинилося ціле місто Енергодар і прилеглі населені пункти.
На жаль, в Україні – один із найвищих показників тривалості аварійного відключення струму (індекс SAIDI). В середньому вітчизняний споживач щорічно проводить без світла близько 700 годин. За даними Ради європейських органів регулювання енергетики (CEER), показник SAIDI становить у Польщі 180 хвилин, Чехії – 73 хв., Данії – 15 хв., а в Німеччині – взагалі 13 хвилин! В нашій країні втрати в електромережах складають до 15 %, водночас, навіть у Молдові втрачають на порядки менше – до 9 %. Не кажучи вже про вкрай застарілі технічні засоби управління та контролю за роботою мереж: нерідко, аварійним бригадам вкрай проблематично швидко й точно визначити місце аварії; пошук і локалізація може відбуватися в «радіусі» і 10, і навіть 100 кілометрів!
Водночас, за умови тарифоутворення «витрати+» і низької маржі прибутковості, інвестиції обленерго в модернізацію електромереж перебувають просто-таки на жалюгідному рівні. Так, за даними НКРЕКП, в 2019 р. обленерго вклали в ремонт і модернізацію потужностей сукупно 4,9 млрд грн. І лише трохи більше 14 % з цієї суми було витрачено власне на оновлення і розширення інфраструктури. Згідно з затвердженими регулятором планами, в 2021 р. ОСР повинні інвестувати в оновлення «старих активів» 9,5 млрд грн. І навіть попри такий позірний «прогрес», ця сума є «краплею в морі», оскільки, за експертними розрахунками, на повну модернізацію інфраструктури всіх обленерго необхідно майже 13 мільярдів доларів (при цьому потрібно інвестувати в 1 км мережі 1,5 тисячі доларів, тоді як в реаліях ця цифра становить всього 180-200 дол.)!
ЧИ Є «СТИМУЛЮЮЧИЙ» ТАРИФ ПАНАЦЕЄЮ?
Назагал, експерти сходяться на думці, що «стимулюючі» тарифи – це доволі складний механізм, і успіх їх впровадження залежить як від урахування вітчизняних реалій у сегменті розподілу електроенергії, так і від того, наскільки ретельним буде контроль регулятора за виконанням інвестиційних зобов’язань обленерго.
НКЕРКП впровадила своєю постановою в серпні ц. р. тарифоутворення на основі регуляторної бази активів для більшості обленерго з 1 січня 2021 року. Причому, була застосована диференціація норми прибутковості – 3 % на «стару» базу і 16,74 % на новостворені активи (до речі, ще в 2018 р. НКРЕКП збирався встановити однаковий коефіцієнт прибутковості в 12,5 % на всі активи). Визначені регулятором ставки дохідності діятимуть протягом першого регуляторного періоду у 3 роки (до 2024 р.), при цьому розподільчі компанії мають досягнути цільових показників якості електропостачання за 13 років.
Головними бенефіціарами від впровадження РБА-регулювання мають стати кілька найбільших олігархічних груп, які є власниками більшості з 32 обленерго, що працюють в Україні. Всього в 2021 р. сукупний розподіл електроенергії прогнозовано становитиме 171 млн МВт-г. «ДТЕК Енерго» Ріната Ахметова контролює сім ОСР, – вони розподілять з цього масиву близько 44 % електроенергії в країні і сукупно отримають 32 % всієї тарифної виручки («Київобленерго», «Кіровоградобленерго» та ін.). Ще 5 підприємств належать державі (зокрема, «Запоріжжяобленерго», «Черкасиобленерго» та ін.). По кілька ОСР контролюють російська група “VS Energy”, брати Г. та І. Суркіси, К. Григоришин, І. Коломойський, Ю. Льовочкіна.
Назагал, практично 100 % акцій 19-ти ОСР сьогодні належать приватним власникам, що представляють найпотужніші олігархічні групи в державі. Причому, в багатьох випадках вони придбали ці активи у держави внаслідок, м’яко кажучи, непрозорих і неконкурентних схем. Не доводиться сумніватися в тому, що вони намагатимуться витиснути з нового формату тарифоутворення максимум для ще більшого збагачення за рахунок всіх груп споживачів.
На RAB-тарифи перейшли з початку 2021 р. 25 обленерго, які мають отримати сукупно 9,23 млрд грн. гарантованого прибутку (з 122,6 млрд грн. загальної тарифної виручки за весь розподіл електроенергії в 2021 р.). Відтак, в оновлення інфраструктури повинно бути інвестовано 4,6 млрд грн., що навіть менше за розмір капіталовкладень 2019 року! Та чи досягнуть обленерго таких показників за підсумками поточного року (та й чи за рахунок залучених ззовні інвестицій?) – питання наразі відкрите.
Відтак, чи є назагал методологія «стимулюючих» тарифів панацеєю від занепаду і деградації системи розподілу електроенергії в країні? На жаль, в даному контексті простежують ймовірні перепони й приховані ризики (і, насамперед, для споживачів):
- можна простежити потужне лобіювання з боку тих же таки обленерго, Міністерства енергетики України, деяких народних депутатів, бізнес-об’єднань та експертів щодо встановлення однакових коефіцієнтів прибутковості як на нову, так і на «стару» базу активів (при цьому називаються цифри – 12,5, 15 % тощо). На практиці це означатиме, що обленерго отримуватимуть величезні прибутки буквально на «рівному місці» за рахунок «старих» активів, а отже, в операторів систем розподілу тим паче не буде мотивації інвестувати в створення нової інфраструктури.
Річ у тім, що активи обленерго в 2017 році були «переоцінені» за новою методикою Фонду держмайна. При цьому, «нова» оціночна вартість цих підприємств в середньому вдвічі перевищила розмір коштів, що їх нинішні власники обленерго в свій час заплатили державі при приватизації. Наприклад, за даними видання “Bihus.info”, 80 % акцій «Київобленерго» компанія Р. Ахметова викупила у держави за 48 млн дол. (або приблизно за 1,3 млрд грн.).
Фонд держмайна кілька років тому оцінив це підприємство в 13 млрд грн. (тобто, в 10 разів більше, ніж приватизаційна ціна! Відповідно, якщо б діяла єдина ставка прибутковості, умовно, в 12,5 % на «старі» й нові активи, то «Київобленерго» отримало б 1,63 млрд грн. (замість 390 млн грн. при чинній ставці). Схожі диспропорції стосувалися б практично всіх обленерго.
Звісно ж, ці додаткові і геть незаслужені прибутки «лягли» б у тариф на розподіл електроенергії, а отже -- на плечі не лише великих підприємств, а й малого й середнього бізнесу. Це – при тому, що створення «старої» інфраструктури споживачі вже давно профінансували, саме за їхній рахунок реалізувалися інвестиційні програми щодо ремонтів і модернізації мереж, а нових активів за всі ці роки обленерго практично не створили! Навряд чи слід сумніватися в тому, що прибутки від «стимулюючих» тарифів не будуть виправдані, якщо вони не розраховуватимуться щодо показника фактично інвестованого в обленерго капіталу;
- головним аргументом лобістів «єдиного» прибуткового коефіцієнту при «стимулюючому» тарифі є апеляція до європейського досвіду – нібито в усіх країнах ЄС норма прибутку на «старі» й нові активи в ОСР однакова. Насправді ж, єдиної моделі RAB-тарифів не існує. Так, в низці країн працює єдина ставка доходності на інвестиції (або норма рентабельності капіталу для бази регуляторних активів), проте її розмір не є аж таким високим. Наприклад, у Фінляндії – це близько 5 %, у Франції -- 6,5 %, а в Польщі – 9 %. Втім, низка країн (зокрема, Італія, Португалія та ін.) застосовує гібридне регулювання, що враховує різні фактори (напр., прискорене зниження втрат, незавершені капітальні вкладення, робочий капітал, підвищення якості послуг, обмеження росту тарифів і прибутку тощо).
-
Водночас, слід пам’ятати про кейс Великобританії, яка є «піонером» у впровадженні «стимулюючих» тарифів в сфері електроенергетики. Так, після старту новації, внаслідок помилок у RAB-регулюванні, британські оператори системи розподілу струму почали отримувати шалені надприбутки. Тодішній уряд Тоні Блера був змушений у 1997 році встановити додатковий податок “windfall tax”, а відтак сукупно компанії сплатили до дербюджету 5 млрд фунтів стерлінгів. Тоді ж методика тарифоутворення була відповідно переглянута, а коефіцієнти прибутковості зменшені;
- деякі експерти навіть мають сумніви у тому, чи варто було НКРЕКП встановлювати «аж» 3 % доходності на «стару» базу активів – при одночасному скасуванні в методології «стимулюючих» тарифів застосування індивідуального фактору ефективності до обленерго, починаючи з другого регуляторного періоду. Цей показник відстежується регулятором методами бенчмаркінгу (порівняльного аналізу), котрий відповідно встановлює для обленерго плани зі зменшення неефективних витрат, що є однією з жорстких умов роботи компанії за RAB-тарифами. На цьому, зокрема, наголошує в одному зі своїх інтерв’ю екскерівник департаменту стратегічного розвитку НКРЕКП Валерій Цаплін.
До того ж, експерт звертає увагу на те, що в затверджених планах обленерго на 2021-2025 рр. відсутні будь-як інші джерела інвестицій в інфраструктуру, окрім надходжень на амортизацію, 50 % прибутків від RAB-тарифу на «стару» базу та плати за реактивну потужність. Судячи з усього, в створення нових потужностей і устаткування олігархічні обленерго не збираються в найближчі роки інвестувати, навіть попри високий коефіцієнт дохідності. Все це, вочевидь, нівелює очікуваний позитивний ефект від новації;
- окрім того, навіть у нинішньому форматі з диференційованими нормами прибутковості, RAB-тарифи так, чи інакше спричинять зростання вартості доставки струму на 10-30 % для великих промислових споживачів 1 класу напруги, малого бізнесу, держустанов і т. д.
-
На перший погляд, на побутових споживачів це не вплине, оскільки наразі тарифи для них регулюються державою через публічні зобов’язання (PSO). Втім, вочевидь це «зачепить» громадян з іншого боку, оскільки здорожчання струму неминуче призведе до зростання цін на всі товари й послуги (наприклад, тарифів на холодну воду тих же таки водоканалів). З іншого боку, рано, чи пізно влада змушена буде впровадити ринкові ціни на електроенергію, зрівнявши побутових споживачів із промисловими. Якщо ж норми прибутковості на «старі» й нові активи обленерго зрівняють, ціна на розподіл, а отже на електроенергію злетить для українців в рази, і вони змушені будуть оплачувати з своєї кишені космічних прибутки обленерго, що сукупно сягатимуть десятки мільярдів гривень.
ЯК УНИКНУТИ СПОТВОРЕННЯ ІДЕЇ НА ПРАКТИЦІ?
Для того, щоб цього не сталося, і щоб РБА-регулювання досягло своєї справжньої мети – масштабного оновлення інфраструктури й мінімальних показників SAIDI, як мінімум необхідно:
1) в жодному разі не зрівнювати норми прибутковості на різні бази активів ОСР під час щонайменше двох регуляторних періодів;
2) насамперед, потрібно максимально конкретно й детально прописати на рівні зобов’язань з боку ОСР перелік майбутніх новостворених активів, потужностей та устаткування, інфраструктурних об’єктів, що їх кожна компанія повинна побудувати протягом кожного регуляторного періоду;
3) НКРЕКП повинно напрацювати – із врахуванням кращого зарубіжного досвіду – методи системного контролю щодо виконання інвестиційних зобов’язань обленерго;
4) регулятор має впровадити в методологію застосування індивідуальних факторів ефективності ОСР, встановивши чіткі критерії застосування санкцій за маніпуляції щодо витрат, обсягів інвестицій, оцінки активів і т. д.
