Se ha denunciado esta presentación.
Utilizamos tu perfil de LinkedIn y tus datos de actividad para personalizar los anuncios y mostrarte publicidad más relevante. Puedes cambiar tus preferencias de publicidad en cualquier momento.

Rab for distribution (Стимулююче тарифоутворення для обленерго)

1.744 visualizaciones

Publicado el

Стимулююче тарифоутворення для обленерго. Аналіз моделі та наслідків.

Publicado en: Economía y finanzas

Rab for distribution (Стимулююче тарифоутворення для обленерго)

  1. 1. RAB-регулювання в українських умовах аналіз Постанов НКРЕКП щодо стимулюючого тарифоутворення №1009 із змінами від 08.10.2015 та №899 із змінами від 08.10.2015
  2. 2. Формування реальних заробітків обленерго сьогодні 1. Завищені ціни на тендерах (20%-80%). 2. Нові підключення, видача тех. умов за дод. оплату (100-200 дол. за кВт). 3. Забирає 30% від прибутку постачальників за нерегульованим тарифом (ПНТ). 4. Фіктивні підрядні роботи, що закладені у тарифі, а насправді виконуються штатними працівниками, зарплата яких окремо закладена у тариф. 5. Половина різниці між нормативними та фактичними втратами електроенергії в мережах (легальний прибуток). 6. Інші види діяльності. Прямий та опосередкований прибуток середнього обленерго складає 50-100 млн. грн. у рік. Ціна покупки на приватизації середнього обленерго складала 300 млн. грн. 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. 3. 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 НКРЕКП пропонує: 5% - рентабельність на стару базу активів. Наприклад, обленерго було приватизоване за 300 млн. грн. Ще на 100 млн. грн. було збудовано активів за рахунок тарифів (споживачів). Тепер обленерго переоцінюють з 400 млн. грн. у 3 млрд. грн. Пропонується рентабельність 5% від 3 млрд. грн. або дати у прибуток 150 млн. грн. у рік. 14,79% - рентабельність на нову базу активів (нові зовнішні інвестиції у компанію після введення RAB), в т.ч. реінвестиції прибутку на стару базу активів.
  4. 4. Рішення НКРЕКП мають базуватись на 4-х принципах. 1. Критичність потреби (за експертними оцінками та десятибальною шкалою); у даному випадку важливість RAB оцінюється у 6 балів з 10 балів (наприклад, продовження строку експлуатації атомного блоку – це 10 з 10). 2. Наявність фінансових ресурсів: 6 з 10. 3. Збалансованість та доцільність враховуючи загальний стан галузі енергетики та комунальних послуг і загальні потреби ліцензіатів: 5 з 10. 4. Інтереси споживачів: 3 з 10. Фінансові потреби для RAB: - Перші 6 обленерго – додатково 2,5 млрд. грн. у рік (з них 1,5 млрд. грн. – чистий прибуток). - Всі обленерго – додатково біля 12 млрд. грн. у рік.
  5. 5. Чи потрібно нам таке нарощення/відновлення активів? 0 50 100 150 200 250 300 1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23 25 27 29 Нові активи Старі активи При існуючих ставках нарахування дохідності на активи (5% для старих, 14,79% для нових) та реінвестуванні 50% прибутку, обленерго зможуть потроїти свою базу активів за 30 років. Чи потрібно це в умовах зниження споживання е/е, енергозбереження та енергоефективності? Кожні 8 років прибутки обленерго будуть подвоюватись. 0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23 25 27 29 Зростання бази активів Прибуток на 100 грн. початкової бази
  6. 6. Відмінність від європейської практики 1. У Європі не було такої приватизації. 2. Немає тендерів із завищенням цін на 20%-80%. Немає фіктивних підрядних робіт. 4. Немає такої довгої і складної процедури приєднань і неформальної готівкової плати за приєднання. 5. Немає зловживань монопольним становищем у роботі зі споживачами, з постачальниками за нерегульованим тарифом. 7. Немає такого набору важливих інших потреб у енергетиці. 8. Прибутковість у Європі дається на реально початково інвестований або новий інвестований капітал, а не на суму переоцінки, як пропонується НКРЕКП. 9. Немає такого існуючого складного фінансового навантаження на споживачів.
  7. 7. Деолігархізація? Демонополізація? Основні бенефіціари: • Григоришин (Вінниця, Суми, Чернігів, Полтава, ЛЕО, ЦЕК + 6 міноритарних пакетів у інших) • Ахметов (Дніпрообл, Високовольтні мережі, Київенерго, Донецькобл) • Воєводін-Бабаков-Гіннер (Київобл, Кіровоград, Житомир, Херсон, Чернівці, Рівне, Одеса) А також: - Суркіси (Львів, Прикарпаття, Тернопіль) - Льовочкін-Бойко (Закарпаття, Волинь) - Коломойський (Суми, Чернігів, Полтава) Додатково чистий прибуток (ЧП) всіх обленерго 8-9 млрд. грн. у рік, з яких 4-4,5 млрд. грн. - дивіденди. Окрім того, в сьогоднішніх умовах ріст Інвест. Програм (ІП) = ріст заробітків на завищених цінах на тендерах. Ріст ІП із запровадженням RAB росте у 3-6 разів. Згідно затвердженої моделі кожні 8 років прибуток подвоюється. Через 16 років чистий прибуток складатиме 32-36 млрд. грн., дивіденди 16-18 млрд. грн. Відбувається потужна додаткова концентрація прибутків та фінансових потоків у бізнесменів-політиків, які входять у ТОП-10 найвпливовіших (політичне рішення).
  8. 8. Що натомість отримає споживач? • Збільшення тарифів на електроенергію За попередніми оцінками, повний перехід на стимулююче регулювання коштуватиме споживачеві додаткові 12 млрд. грн. у рік. Це відповідає додатковим 35 копійкам за кВт-год. у тарифі для населення тільки у 2016-2018рр. Тобто більша частина коштів отриманих від підняття тарифів на е/е для населення піде на підвищені тарифи обленерго. Кожні 8 років прибуток обленерго подвоюється, що потребуватиме нового підвищення тарифів. • Якість послуг Зниження часу переривання подачі е/е: - для міської території 150 хв. на 8-ий рік після переходу на RAB - для сільської території 300 хв. на 8-ий рік після переходу на RAB
  9. 9. Основні параметри, які викликають критику 1. Норма рентабельності на стару базу активів 5% 2. 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 3-6 разів. 3. 50% чистого прибутку – дивіденди. 4. Після 3-го року роботи на амортизацію (закладена у тарифі), що реінвестується, буде нараховуватись 14,79%, як на нову базу. Тобто якщо компанія буде працювати тільки на тарифних коштах, без залучення зовнішніх інвестицій, тариф у неї все рівно буде постійно рости. Дивіденди акціонерам також будуть рости. 5. При 14,79% рентабельність на нову базу активів (нові інвестиції), очевидно, що ніяких зовнішніх інвестицій не буде. Облікова ставка НБУ 22%, кредити/депозити банків понад 20%. 6. Ріст Інвестиційних Програм у 3-6 разів - такі інвест. програми нереально виконати на практиці. Буде масове невиконання, перенос на наст. рік і нецільове використання коштів. 7. Відсутність механізмів, які забезпечать більш прозору та клієнтоорієнтовану роботу обленерго (тендери, приєднання).
  10. 10. Альтернативні пропоновані варіанти ВАРІАНТ 1. 1. Норма рентабельності на стару базу активів: 1 рік – 0% 2 рік – 1% 3 рік – 2% 4 рік і назавжди - 2%-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 вічно заробляти на старих активах створених споживачами через тариф, просто їх переоцінивши).
  11. 11. Альтернативні пропоновані варіанти (продовж.) ВАРІАНТ 1. 5. Норма рентабельності на нову базу активів, переглядається раз у рік : - опція А (спрощена) - близька до облікової ставки НБУ (зараз 22%). - опція В – WACC, із оптимальною структурою капіталу debt/equity 6. 75% чистого прибутку реінвестується в основні засоби, а 25% - дивіденди акціонерам (позиція Мінекономіки). 7. Обов’язковий перевід тендерів на електронну систему ProZorro до переходу на RAB.
  12. 12. Альтернативні пропоновані варіанти (продовж.) Запропоновані альтернативні варіанти RAB регулювання також передбачатимуть зростання тарифів та прибутків для обленерго, але для цього потрібно у 3-4 рази менше додаткових коштів, аніж у варіанті, що пропонує НКРЕКП (3-4 млрд. грн. проти 12 млрд. грн.). Це більш виважене рішення з точки зору збалансованості потреб енергетики загалом, а також з врахуванням інтересів споживачів. ВАРІАНТ 2. 1. Без обмежень для дивідендів (100% чистого прибутку може іти на дивіденди). 2. Норма рентабельності на стару базу 0%. 3. Норма рентабельності на нову базу згідно розрахунку WACC, із встановленою оптимальною структурою капіталу debt/equity. 4. Обов’язковий перевід тендерів на електронну систему ProZorro до переходу на RAB.
  13. 13. Що нас може чекати через 3-5 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 2017-2020рр. може виникнути проблема з тарифами на е/е подібно до проблеми тарифів на газ у 2015р. 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 2017 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.

×