Обґрунтування ПрАТ «ПЕЕМ «Центральна енергетична компанія» щодо необхідності перегляду структур та рівнів тарифів

Діючі тарифи ПрАТ "ПЕЕМ "ЦЕК" на розподіл (передачу) електричної енергії місцевими (локальними) електричними мережами розраховані за методом "Витрати - плюс" у відповідності до вимог Постанови НКРЕ від 11.07.2013 № 801 "Про затвердження Процедури встановлення або перегляду тарифів для ліцензіатів з передачі електричної енергії місцевими (локальними) електричними мережами та з постачання електроенергії за регульованим тарифом та затверджені Постановою НКРЕКП від 24.01.2018 №93.

В умовах функціювання ринку електричної енергії у відповідності до вимог Закону України від 13.04.2017 № 2019-VIII «Про ринок електричної енергії», ПрАТ «ПЕЕМ «Центральна енергетична компанія» з 01 грудня 2018 року набуває нових функцій, а саме здійснення розподілу електричної енергії до кінцевого споживача. За таких умов кількість споживачів Товариства зростає в 10 разів і становить більше 115 000 одиниць. Як наслідок, пропорційно збільшуються витрати, затверджені в структурі тарифів Постановою НКРЕКП від 24.01.2018 №93, а саме:

• Витрати на оплату праці додаткового персоналу;

• Супутні витрати, що залежать від фонду оплати праці (відрахування на соціальні заходи, відрахування профкому, лікарняні, витрати на охорону праці);

• Витрати на оренду приладів обліку;

• Витрати на паливо та ТМЦ.

Крім, цього суттєво змінюється баланс електричної енергії.

Враховучи зміни до нормативних актів НКРЕКП, пов’язаних з запровадженням Закону України від 13.04.2017 № 2019 – VII "Про ринок електричної енергії України", ПрАТ "ПЕЕМ "ЦЕК" розраховує тарифи на розподіл електричної енергії на 2019 рік, у відповідності до вимог Проекту постанови НКРЕКП «Про затвердження Порядку встановлення (формування) тарифів на послуги з розподілу електричної енергії» схваленого на відкритому засіданні НКРЕКП від 20.07.2018 та розміщеного на офіційному сайті НКРЕКП за адресою: http://www.nerc.gov.ua/data/filearch/Proekty/2018/pr_215/pr_215-2018.pdf у двох варіантах:

1. У разі застосування стимулюючого регулювання

2. У разі формування тарифів за методом "Витрати-плюс"

Що таке стимулююче регулювання?

Середній час експлуатації розподільчих мереж електроенергетичного сектору складає понад 40 років, досягаючи 60-85% рівня зносу. При цьому споживання електричної енергії усіма категоріями споживачів зростає із року в рік, проте енергопостачальні компанії не мають необхідних ресурсів, щоб забезпечувати безперебійне, якісне та безпечне електропостачання для споживачів електричної енергії.

Стан електричних мереж та енергетичного обладнання, необхідність у додатковій потужності для споживачів електричної енергії вимагають значних інвестицій, які можуть бути залучені лише за умови впровадження стимулюючого регулювання – загальноприйнятого у міжнародній практиці інструменту, що забезпечує можливість реконструкції електричних мереж та розвиток енергетичної інфраструктури.

Досвід розвинених країн свідчить про високу ефективність стимулюючого регулювання. Наприклад, Великобританії вдалося у 2 рази скоротити витрати електророзподільчих компаній та тарифи на передачу електроенергії за 15 років. У Румунії знос активів зменшився з 75% до 48% протягом 2004-2011 років.

Стимулююче регулювання або RAB-регулювання (Regulatory Asset Base) – це система тарифоутворення на основі довгострокового регулювання тарифів, спрямованого на залучення інвестицій для будівництва та модернізації інфраструктури електричних мереж та стимулювання ефективності витрат електророзподільних компаній. Нею передбачається встановлення величини необхідного доходу в залежності від досягнення встановлених показників надійності електропостачання та якості обслуговування споживачів, а також мотивація регульованих компаній до зниження витрат.

Основними елементами стимулюючого регулювання є:

· проведення переоцінки активів з метою встановлення регуляторної бази активів для розрахунку регуляторної амортизації та прибутку;

· встановлення норми прибутку на рівні, достатньому для залучення необхідного обсягу інвестицій;

· покриття обґрунтованих операційних витрат;

· встановлення довгострокових параметрів регулювання (цільових показників якості та надійності).

Як зміниться механізм формування тарифів?

Якщо традиційна модель «витрати плюс» представлена формулою:

Собівартість + Прибуток (відсоток від собівартості) = Ціна послуги,

то новий метод припускає інше трактування:

Ціна - Прибуток (вимоги до рівня дохідності капіталу) = Собівартість (виробництво по цільовій собівартості).

Якщо діюча методика «витрати-плюс» дозволяє підприємствам-ліцензіатам враховувати в тарифі операційні витрати, амортизаційні відрахування та встановлений рівень рентабельності, то RAB-метод перетворює останній компонент цієї формули в рівень доходу на капітал (R). Цей дохід визначається двома складовими: регуляторною базою активів (RAB) компанії та регуляторною нормою прибутковості (r).

Регуляторна база активів (RАB) визначається як справедлива вартість активів підприємства, які використовуються в регульованій діяльності, і може бути оцінена кількома способами: як ринкова вартість компанії, відновлювана вартість активів, дисконтований потік грошових коштів, балансова вартість або вартість заміщення активів. Тобто, фактично необхідно на підставі незалежної експертизи, провести оцінку основних фондів підприємств.

Розрахувати норму прибутковості (r) або норму інвестованого прибутку більш складно. Згідно з європейськими RAB-методикам вона розраховується на підставі середньозваженої вартості капіталу (WACC). Формула, що дозволяє визначити цей показник, говорить про те, що він враховує вартість власного капіталу і вартість позикового капіталу (позики, облігації, прямі інвестиції). Крім того, обидва ці елементи (як власні кошти компанії, так і позикові) мають свою ціну, яка виражена певною процентною ставкою. При цьому, для визначення WACC враховуються податки підприємства.

Завданням регулятора також стане визначення рівня операційних витрат, які будуть враховані в тарифах, які включають як контрольовані витрати (наприклад, на енергоносії), так і неконтрольовані (індексація на рівень інфляції, відрахування в фонд оплати праці, податки, збори). Зменшуючи контрольовані витрати, підприємство ліцензіат зможе заощадити кошти, які будуть прибутком компанії. При переході на 2-ий регуляторний період, який триватиме 5 років, регулятор також буде встановлювати вимоги до ефективності і до якості послуг.

Що принесе нова система тарифоутворення?

Переваги для економіки України

• Створення привабливого інвестиційного клімату за рахунок прозорих механізмів тарифоутворення для залучення приватних інвестицій з метою модернізації інфраструктури електроенергетичної галузі;

• Підвищення енергетичної безпеки держави за рахунок підвищення ефективності витрат;

• Збільшення інвестицій та зниження технологічних витрат електроенергії в мережах;

• Прозорий механізм тарифоутворення.

Переваги для споживачів електроенергії

• Підвищення якості і надійності електропостачання за рахунок модернізації підстанцій і ліній електропередачі;

• Поліпшення якості послуг;

• Підвищення якості обслуговування споживачів шляхом введення нових клієнтоорієнтованих сервісів;

• В перспективі зменшення тарифів від скорочення неефективних витрат енергокомпанії.

Переваги для енергетичних компаній

• Прогнозованість доходу, що забезпечує можливість залучення довгострокових інвестицій, у т.ч. на міжнародних ринках капіталу;

• Зменшення втручання регулятора в операційну діяльність, збереження досягнутої економії внаслідок підвищення ефективності діяльності в розпорядженні енергокомпанії;

• Збільшення ринкової вартості компанії

Переваги для потенційних інвесторів

• Істотне зниження ризиків при вкладенні своїх коштів в активи підприємств енергетичної галузі;

• Гарантований тарифом дохід на вкладений капітал, що дозволить інвесторам повертати свої кошти і отримувати прибуток.

Складові витрат , що змінюються в структурі тарифу у відповідності до вимог Проекту постанови НКРЕКП «Про затвердження Порядку встановлення (формування) тарифів на послуги з розподілу електричної енергії», в порівнянні з діючим тарифом:

1. Враховуються витрати, пов’язані з купівлею електричної енергії з метою компенсації технологічних витрат електричної енергії на її розподіл.

2. Враховується дефіцит або профіцит коштів в частині надходження та витрат, пов’язаних з наданням послуг з приєднання електроустановок замовників до електричних мереж.

3. «Витрати на оплату праці». Товариство пропонує збільшити тарифну чисельність персоналу до нормативних показників, що дасть можливість забезпечити надання послуг з розподілу електроенергії до кінцевого споживача.

4. Збільшення витрат, які знаходяться у прямій залежності від "Витрат на оплату праці": відрахування на соціальні заходи, лікарняні (перші 5 днів), витрати на охорону праці, відрахування профспілкам.

5. "Амортизаційні відрахування" пропонується врахувати на рівні фактичних показників 2017 року та використати їх, як джерело фінансування інвестиційної програми.

6. Інші складові операційних витрат індексуються на індекс цін виробників промислової продукції.

Складові витрат, що змінюються в разі застосування стимулюючого тврифоутворення, крім тих, що збільшено у відповідності до вимог Проекту постанови НКРЕКП «Про затвердження Порядку встановлення (формування) тарифів на послуги з розподілу електричної енергії»:

1. «Прибуток». При діючій методології «Витрати-плюс» прибуток розраховується за фіксованим відсотком до операційних витрат (1,2%). Прибуток, у разі застосування стимулюючого регулювання згідно з Постановою НКРЕКП від 23.07.2013 № 1009 із змінами, враховується в обсязі 12,5% від регуляторної бази активів та є джерелом фінансування інвестиційної програми.

2. «Амортизація». При методології «Витрати-плюс» формується за залишковим принципом і складає не більше 73% від фактичного рівня амортизаційних відрахувань. При розрахунку «Амортизації» при застосуванні стимулюючого регулювання використовується регуляторна база активів та термін корисного використання 30 років.

Для обох варіантів прогнозованих тарифів на розподіл електричної енергії на 2019 рік у порівнянні з діючими тарифами змінюється баланс електричної енергії, а саме, не враховуються перетоки електричної енергії між суміжними ліцензіатами.

Враховуючи вищезазначене для обговорення пропонуються наступні рівні тарифів*:

*кінцевий розмір тарифів визначає НКРЕКП у відповідності до чинного законодавства на дату встановлення тарифів