аналіз Постанов НКРЕКП щодо стимулюючого тарифоутворення

1. RAB-регулювання в українських умовах
аналіз Постанов НКРЕКП щодо стимулюючого тарифоутворення (оновлена)

2. Формування реальних заробітків обленерго сьогодні
1. Інвестиційні програми.
2. Нові підключення, видача тех. умов.
3. Робота з постачальниками за нерегульованим тарифом (ПНТ).
4. Операційні затрати, підрядні роботи.
5. Інші види діяльності.
Обленерго – бізнес природнього монополіста, бізнес на
капіталізації (не на грошових потоках з коротким періодом
окупності).
- Гарантовані обсяги передачі е/е
- Збільшення активів за рахунок споживачів (через тарифи)
- Збільшення активів у ході приєднання нових споживачів (буд-во
ліній та підстанцій оплачують нові споживачі, але віддають на
баланс обленерго)

3. Варіанти методології RAB-тарифів в Україні
2013 рік:
Стара (переоцінена) база активів: 0%-1%-2%
Нова база активів: 14,79%
Необхідно додатково 1-2 мільярди грн. у рік на введення.
2015 рік:
Стара (переоцінена) база активів: 5%
Нова база активів: 12,5%
Необхідно додатково 10-12 млрд. грн. у рік на введення.
2018 рік:
Стара (переоцінена по новій методиці) база активів: 12,5%
Нова база активів: 12,5%
Необхідно додатково +30..+40 млрд. грн. у рік.

4. RAB-регулювання
Стимулююче тарифоутворення (RAB) – тарифоутворення, яке
стимулює залучення нових інвестицій в т.ч. зовнішніх
інвестицій (через акціонерний або борговий капітал), які
будуть покращувати ефективність та якість роботи.
Зараз методика пропонує:
12,5% - рентабельність на стару базу активів. Наприклад,
обленерго було приватизоване за 500 млн. грн. Ще на 500
млн. грн. було збудовано активів за рахунок тарифів
(споживачів). Тепер обленерго переоцінюється у 8-10 млрд.
грн. Пропонується рентабельність 12,5% від 8-10 млрд. грн.
або прибуток у розмірі 1-1,25 млрд. грн. у рік.
12,5% - рентабельність на нову базу активів (нові зовнішні
інвестиції у компанію після введення RAB).

5. Відмінність від європейської практики
1. У Європі не було такої приватизації.
2. Немає заробітків на затратах.
4. Немає такої довгої, складної та дорогої процедури приєднань.
5. Оплачені споживачем приєднання безкоштовно передаються на
баланс обленерго і беріть участь у переоцінці, як ніби це інвестиція
акціонерів обленерго.
5. Прибутковість у Європі, зазвичай, дається на реально інвестований
капітал (приватизація - приклад Великобританії). Якщо є переоцінка – на
неї не дається така висока дохідність, як пропонується прийнятою
методикою.
6. База активів – різна. Не всі активи реально використовуються у
бізнесі.
7. Немає такого існуючого складного тарифного фінансового
навантаження на споживачів.

6. Європейська практика

7. Визнані європейські помилки та уроки (1)
Слайди презентації професора Відмантаса Янкаускаса, екс-голови
литовського енергетичного регулятора (Будапешт, 31 жовтня 2013 року)

8. Визнані європейські помилки та уроки (2)

9. Визнані європейські помилки та уроки (3)

10. Основні параметри, які викликають критику
1. Норма рентабельності на стару базу активів 12,5%
2. Нова методика переоцінки, яка дає вартість активів майже
вдвічі більше, аніж попередня методика.
3. Така висока прибутковість дається не на реально інвестовані
кошти, а на активи, що були створені колись споживачами або
збудовані ще в СРСР (але не сьогоднішніми акціонерами), а
зараз ці активи просто переоцінюються дорожче у 3-25 разів у
порівнянні із ціною приватизації.
4. Ріст Інвестиційних Програм у 6-10 разів - такі інвест. програми
нереально виконати на практиці. Буде або невиконання або
нецільове використання коштів.
5. Відсутність механізмів контролю, які забезпечать більш прозору
та клієнтоорієнтовану роботу компанію (витрачання тарифних
коштів, незалежний моніторинг показника SAIDI тощо).

11. Реальні інвестиції та переоцінки.
Рік
приватизац
ії
Ціна приватизації
(за 100% акцій)
Переоцінка, поч
2017р.
Різниця
Київенерго (ДТЕК) 2017 3 млрд грн 9,5 млрд грн 216%
ДТЕК Донецькобленерго 2017 575 млн грн 8 млрд грн 1291%
ДТЕК Дніпрообленерго 2017 5,9 млрд грн 13,4 млрд грн 127%
Вінницяобленерго
(Енергетичний стандарт,
ICU)
2014 450 млн грн 8,2 млрд грн 1722%
Чернівціобленерго (VS
Energy)
2014 146 млн грн 3,7 млрд грн 2434%
*ціна компаній розрахована, як приватизаційна вартість пакету 25% акцій помножена на чотири. На
практиці премія за контроль може складати 20%-40%, тому така розрахункова вартість не є точною
величиною, але інформативною для розуміння масштабу відхилень переоцінки.
** навіть в ідеальному випадку ціна приватизації не має співпадати із оцінкою, але занадто велика різниця
між такими значеннями свідчить про контраверсійність запропонованої моделі

12. Вплив на тарифи
Існуючий тариф
на передачу (1
клас), грн/квт-
год
Пропонован
ий тариф на
передачу (1
клас),
грн/квт-год
Ріст, % Існуючий
тариф на
передачу (2
клас),
грн/квт-год
Пропонован
ий тариф на
передачу (2
клас),
грн/квт-год
Ріст, %
Прикарпаттяобленерго 0,050 0,096 92,0% 0,374 1,352 261,5%
Сумиобленерго 0,101 0,155 53,5% 0,443 1,325 199,1%
Чернігівобленерго 0,062 0,123 98,4% 0,360 1,275 254,2%
Існуючий
розрібний тариф
для споживача
(1 клас*),
грн/квт-год, без
ПДВ
Пропоновани
й роздрібний
тариф для
споживача (1
клас),
грн/квт-год,
без ПДВ
Ріст, % Існуючий
роздрібний
тариф для
споживача (2
клас),
грн/квт-год,
без ПДВ
Пропонований
роздрібний
тариф для
споживача (2
клас), грн/квт-
год, без ПДВ
Ріст, %
Прикарпаттяобленерго 1,685 1,651 -2,0% 2,283 3,119 36,6%
Сумиобленерго 1,746 1,805 3,4% 2,284 3,170 38,8%
Чернігівобленерго 1,177 1,835 55,9% 2,309 3,157 36,7%

13. Альтернативні пропоновані варіанти
ВАРІАНТ 1.
1. Норма рентабельності на стару базу активів оцінених за
попередньою методикою:
1 рік – 0-0,5%
2 рік – 1%
3 рік – 2%
другий регуляторний період (4ий рік) - 3% (залежно від
інших параметрів, але обов’язково при наявності пункту 3)
2. Амортизація старої бази активів не переходить у нову базу
активів (бо це тарифні кошти споживачів, а не залучені
інвестиції).
3. Стара база активів кожен рік зменшується на амортизацію (не
можна безмежно довгий час заробляти на старих активах
створених споживачами через тариф, просто їх переоцінивши).

14. Альтернативні пропоновані варіанти (продовж.)
ВАРІАНТ 1.
5. Норма рентабельності на нову базу активів:
- опція А (спрощена) – облікова ставка НБУ + 2%.
- опція В – WACC, із оптимальною структурою капіталу debt/equity
6. Обов’язковий перевід тендерів на електронну систему ProZorro до
переходу на RAB та ефективний контроль використання тарифних
коштів.
Запропонований альтернативний варіант RAB регулювання також
передбачатиме зростання тарифів та прибутків для обленерго, але для
цього потрібно у 10 разів менше додаткових коштів, аніж у варіанті, що
пропонує НКРЕКП (3-4 млрд. грн. проти 30-40 млрд. грн.). Це більш
виважене рішення з точки зору збалансованості потреб енергетики
загалом, а також з врахуванням інтересів споживачів.

15. Що нас може чекати через 2-5 років
1. Відновлення інфраструктури у зоні АТО, розвиток зеленої енергетики із
євро-тарифами, синхронізація енергосистеми з ЄС, модернізація
станцій, ліній, трансформаторного парку, потреби Енергоатому – на це
все необхідно десятки мільярдів гривень.
2. У разі необдуманих тарифних рішень, що матимуть наслідки на багато
років вперед в Україні, у 2018-2022рр. може виникнути проблема з
тарифами на е/е подібно до проблеми тарифів на газ у 2015-2017рр.
3. Якщо ж додаткові потреби енергетики задовольнятимуться за
допомогою росту цін для промислових споживачів, то в Україні не
відбудеться ліквідації перехресного субсидування (досягнення однієї
ціни для бізнесу та домогосподарств) у 2019 році. Це ускладнить
реалізацію нової моделі ринку, а також негативно вплине на
відновлення економічного росту.
4. При прийнятих завищених параметрах RAB, є велика імовірність, що з
часом рішення відмінять, як фінансово непідйомне (або запровадять
тільки для «обраних» компаній). Таким чином, держава буде знову
виглядати непослідовною та непередбачуваною. Тому важливо
приймати виважену та неагресивну модель RAB, але яка буде
працювати наступні 10-30-50 років.