RAB на дроті: навіщо Україні стимулююче регулювання в енергетиці

І які тарифні перекоси воно здатне виправити

ДЖЕРЕЛО: Mind

Минув майже рік, як в Україні формально стартував вільний ринок електроенергії. Відтоді дискусії стосовно його роботи стають дедалі запеклішими. Одне з найгостріших питань – тарифне. Нацрегулятор та інші «причетні» держоргани намагаються догодити одразу всім великим гравцям, у результаті галузь потерпає від цінових перекосів. А віднедавна – ще й від розбалансованості через неврівноважене надходження енергії з ВДЕ. На цьому тлі варто згадати про особливості так званого стимулюючого регулювання на енергоринку. У чому його особливості та чому саме зараз воно на часі, спеціально для Mind пояснив Артур Огаджанян, партнер департаменту корпоративних фінансів, лідер групи з надання послуг компаніям сектору енергетики «Делойт» в Україні.

Час від часу тема так званого РАБ-регулювання в електроенергетиці з’являється в українському публічному просторі і невдовзі знову зникає.

Для початку зробимо уточнення: РАБ – це спотворена абревіатура від англійської RAB – Regulatory Asset Base, що українською перекладається як «регуляторна база активів». Тобто коректна абревіатура українською – РБА.

Невирішеність цього питання в Україні впродовж багатьох років свідчить про те, що воно не сприймається як нагальне. Навіть більше, обговорюючи питання стимулюючого регулювання тарифів у системах передачі та розподілу електроенергії – а саме такий термін є коректним – акценти швидко переносяться з економічної площини в суто політичну.

Певною мірою цьому сприяє те, що технічно питання є досить складним для коректного розуміння, а результат впровадження такої політики ціноутворення більшість сприймає однозначно – підвищення тарифів.

Перш ніж переходити до питання ціноутворення в галузі передачі та розподілу електроенергії, спробуємо розібратися, чому наявна в Україні система є неефективною.

У переважній більшості країн Західної та Центральної Європи давно діє політика стимулюючого регулювання в цій галузі. Чи має і наша країна змінити політику ціноутворення?

Навіщо регулювати ціни

Почнемо з питання, чому взагалі ціноутворення в галузі передачі електроенергії має регулюватися. Чому не використовувати ринкові принципи?

Відповідь достатньо проста: електроенергія може передаватися лише електричними мережами. А мережі як єдиний засіб передачі електроенергії належать підприємствам, що надають ці послуги, і альтернативи тут немає.

Отже, всі відомі нам підприємства обленерго, як і НЕК «Укренерго», що передає електроенергію високовольтними мережами, є природними монополістами. А в таких умовах, звісно, не може бути конкуренції і ринкових принципів ціноутворення.

Тому порядок утворення тарифів для таких підприємств має встановлюватись незалежним державним регуляторним органом.

У чому недоліки системи «Витрати плюс»

Підхід до регулювання тарифів за послуги з передачі та розподілу електроенергії, що діє в Україні, й раніше діяв в європейських країнах – це так звана система «Витрати плюс». Вона передбачає, що дохід підприємства-монополіста встановлюється регулятором (в Україні – НКРЕКП) як сума дозволених витрат (не всі витрати регулятор може дозволити до включення в тариф) такого підприємства плюс регуляторна норма прибутку.

Ця сума в Україні встановлюється регулятором окремо для кожного підприємства-оператора щорічно і, отже, формує тарифи для споживачів. Щодо капітальних витрат, то в Україні вони здебільшого являють собою суми щорічних інвестиційних програм, які затверджуються регулятором для кожного підприємства, і джерелом покриття таких витрат є також надходження від споживачів.

За таких умов у регулятора і підприємства-монополіста – діаметрально протилежні інтереси: регулятор намагається стримати ріст тарифів, а підприємство зацікавлене у підвищенні витрат. Про стимули щодо операційної ефективності в таких умовах взагалі не йдеться. 

Ще більш негативними для стану електромереж є наслідки політики «Витрати плюс» щодо капітальних витрат. У підприємства немає стимулів і можливостей інвестувати кошти на підтримку своїх мереж та підвищення якості послуг понад затверджену інвестиційну програму.

Наслідки недофінансування інвестицій у цій галузі – це не просто зниження якості послуг. Певною мірою тут йдеться про безпеку в електроенергетиці. Електромережі – дуже коштовна і складна інженерна інфраструктура, що пронизує територію всієї країни і потребує постійних витрат на підтримку її справності.

Ще один фактор, який часто недооцінюють, це той факт, що архітектура наших мереж створювалася за часів, коли і генеруючі потужності, і структура споживачів були суттєво іншими.

Варто згадати хоча б активний розвиток відновлюваної енергетики в Україні. Включення до електроенергетичної системи величезної кількості генеруючих потужностей, про які навіть не замислювалися ще 20 років тому, це неабияке по складності технічне завдання для підприємств з передачі та розподілу електроенергії. І воно також пов’язане з витратами, планувати і нести які має більшість таких підприємств.

А в умовах системи «Витрати плюс» стимулів діяти гнучко, вирішуючи складні технічні завдання і намагаючись досягати більшої ефективності, у них немає. «Витрати плюс» штовхають підприємства до іншого напряму – підвищувати свої витрати. З точки зору ринкової економіки, це, звичайно, абсурд.

Наслідки для стану мереж і для економіки країни

Можна ще глибше аналізувати проблеми підприємств обленерго, але, говорячи про доцільність зміни системи ціноутворення, варто аналізувати наслідки їх діяльності для споживачів і, отже, для економіки країни загалом.

Зазвичай, коли йдеться про стан системи розподілу електроенергії, аналітики згадують високий рівень зносу активів обленерго. Але цей показник більшістю сприймається нейтрально і виглядає непереконливим.

Дійсно, про який саме знос йдеться – технічний чи вартісний? Якщо технічний, то як він вимірюється? Якщо вартісний (а посилаються саме на нього, часто це не уточнюючи), то на базі якої вартості він розрахований? З бухгалтерського обліку?

Але залежно від облікової політики, яка у підприємств різна, і вартість, і знос можуть суттєво відрізнятися. До того ж багато хто з критиків не пов’язує показник зносу активів з їх реальною працездатністю, адже відомо, що величезна кількість активів інфраструктурних і енергетичних підприємств, маючи високий рівень зносу, використовується протягом тривалого часу.

Не будемо заперечувати важливість показника зносу, проте все ж звернемо увагу на спеціальні, широко вживані галузеві показники:

• SAIDI – індекс середньої тривалості довгих перерв в електропостачанні у розрахунку на одного споживача;
• SAIFI – індекс середньої частоти довгих перерв в електропостачанні у розрахунку на одного споживача;
• Losses – втрати електроенергії, різниця між кількістю електроенергії, що поступає в мережу, та кількістю, що виходить з неї, тобто постачається споживачам.

Порівняємо показники SAIDI та втрат в Україні з показниками різних країн Європи. 
Відразу зазначимо, що існує кілька методів розрахунку цих показників, тому для коректного порівняння тут використані однаково розраховані показники.

Для розуміння впливу втрат електроенергії на економіку України, зауважимо, що кількість втраченої електроенергії склала:

• 2017 рік – 16 786 ГВт*год;
• 2018 рік – 16 995 ГВт*год.

Наведені дані яскраво демонструють місце України серед країн Європи. Очевидно, що за якістю надання послуг з розподілу електроенергії ми не просто в поганому становищі. Ми, одна з найбільших країн Європи, з дуже розгалуженою мережею електропостачання, є найгіршими серед усіх наведених країн, включаючи держави, які не є набагато потужнішими за нас економічно.

Причому показники не просто відрізняються. Разюча відмінність свідчить про те, що стан електричних мереж, система їх обслуговування та експлуатації в Україні незрівнянно гірші, ніж у переважній більшості європейських країн. Лише системні фундаментальні проблеми можуть бути причиною такого великого розриву.

Після ознайомлення з цими показниками у читача може виникнути питання: якщо все так погано, чому ми цього не відчуваємо на собі, скажімо, у побуті?

Відповідь досить проста. Наведені вище показники є середніми по Україні, причому по всій мережі. При цьому показники є кращими для столиці та мегаполісів, де мешкає переважна більшість учасників обговорення проблеми, яка тут розглядається. Якщо уважно подивитися статистику НКРЕКП та поспілкуватися з іншими споживачами, включно з великими підприємствами, мешканцями сіл та маленьких містечок, картина стане більш повною.

У деяких регіонах показник SAIDI перевищує 1000 хвилин (тобто понад 16 годин на рік на середньостатистичного споживача у відповідному регіоні). Відключення під час пікових навантажень, аварії, падіння частоти струму, крадіжки майна – все це створює не лише незручності, а й реальні втрати й аварійні ситуації.

Якщо до цього додати втрати електроенергії внаслідок зносу мережевого обладнання, недосконалої системи обліку та банальних крадіжок електроенергії, то ми зможемо побачити реальну картину. При цьому, як свідчать фахівці галузі, найнебезпечнішою є низька надійність системи розподілу, що може непередбачувано стати причиною масштабних аварій.

Така ситуація значною мірою є наслідком наявної в Україні системи регулювання діяльності підприємств з розподілу електроенергії, яка спрямована не на розвиток мережевої інфраструктури, а лише бодай на якусь підтримку її працездатності.

У Європі необхідність зміни регулювання в системах передачі та розподілу електроенергії зрозуміли ще в 1990-х роках, і наразі в переважній більшості країн кардинально її змінили.

Система стимулюючого регулювання – основні риси

Чим відрізняється система «Витрати плюс» від системи стимулюючого регулювання, яка на папері існує в Україні в галузях передачі та розподілу електроенергії приблизно з 2013 року, але досі не впроваджена?

Головні риси стимулюючого регулювання полягають у тому, що за цією системою тарифи:

• розраховуються на базі певної прозорої економічної логіки;
• встановлюються на заздалегідь відомий період у декілька років;
• містять складові заохочення за дотримання заздалегідь відомих планових показників і санкції за їх порушення – це принципова відмінність від «Витрат плюс».

Відразу слід зазначити, що в кожній європейській країні система стимулюючого регулювання має свої особливості, тому немає навіть двох країн з однаковими правилами формування тарифів на послуги компаній з передачі або розподілу електроенергії. Однак загальні риси такої системи в усіх цих країнах загалом збігаються, тому можна виділити кілька спільних ознак.

Компоненти доходу

У більшості країн дозволений регулятором дохід компанії з передачі або розподілу електроенергії складається з таких компонентів:

• операційні витрати;
• податок на прибуток (у деяких країнах);
• регуляторна амортизація, що, як правило, розраховується з використанням РБА;
• регуляторний прибуток, що розраховується з використанням РБА.

Логіка такого підходу очевидна: підприємство отримує дохід, розмір якого дозволяє компенсувати понесені витрати і отримувати певний прибуток.

Але попри те, що тут згадується абревіатура РБА, ця логіка нагадує «Витрати плюс». І це було б слушно, якби не те, що, крім вищезазначених компонентів, система стимулюючого регулювання передбачає використання винагород (заохочень, стимулів) та штрафів (санкцій) з метою стимулювання компаній досягати поставлених цілей з ефективності та якості послуг.

Розглянемо стисло основні зазначені вище компоненти доходу підприємства при системі стимулюючого регулювання.

До складу операційних входять витрати, що безпосередньо пов’язані з впровадженням основної діяльності підприємства. Для кожного підприємства регулятор може встановлювати свої дозволені рівні таких витрат, проте компоненти витрат для компаній в межах певної країни, як правило, однакові.

Що таке РБА?

Перш ніж переходити до регуляторних амортизації та прибутку, слід пояснити поняття РБА. Регуляторна база активів за своєю економічною суттю – це вартість активів, які, відповідно до конкретного регуляторного режиму, вважаються такими, що забезпечують надання послуг підприємством.

Варіації стосовно включення тих чи інших активів до складу РБА, як і способи визначення їх вартості, суттєво різняться в різних країнах. Компонентами РБА можуть бути:

• основні засоби, що задіяні в діяльності підприємства, – звичайна практика для всіх країн;
• незавершені капітальні вкладення – за останніми даними CEER, практикують приблизно в половині європейських країн, які використовують систему стимулюючого регулювання;
• робочий капітал – застосовують лише в третині європейських країн, які використовують систему стимулюючого регулювання;
• активи у вигляді внесків третіх осіб та орендовані активи включають до РБА лише в обмеженій кількості європейських країн.

Як визначають вартість РБА?

Найпоширеніша практика – використання історичної вартості активів. За даними CEER, 72% компаній з передачі електроенергії та 65% компаній з розподілу електроенергії використовують історичну вартість для РБА.

У деяких країнах для розрахунку вартості РБА використовують переоцінку, при цьому підставою для такого методу є високий рівень інфляції або процеси консолідації компаній. Лише у п'яти країнах переоцінку використовують у компаніях з передачі електроенергії високовольтними мережами. Переоцінка в більшості випадків виконується одноразово під час переходу на стимулююче регулювання.

Важливий аспект: у 75% європейських країн вартість РБА збігається зі справедливою вартістю активів згідно з даними бухгалтерського обліку відповідних компаній.

Але РБА сам собою – це лише перехідний показник. Набагато важливішим є те, що з використанням вартості РБА підприємства розраховують суми регуляторної амортизації та прибутку, що є важливими складовими доходу природних монополістів.

Як розраховувати регуляторні амортизацію та прибуток?

Амортизація розраховується за визначеним методом з використанням встановлених регулятором строків амортизації активів. Відповідно, амортизація, розрахована на базі вартості створення (будівництва/придбання) активів, є основним джерелом капітальних витрат, які компанії несуть для відтворення та розвитку своїх активів.
Не менш важливим і дуже актуальним є питання методу розрахунку прибутку.

В абсолютній більшості країн основним методом визначення норми прибутку (rate of return), як проценту від суми РБА, є метод WACC. За даними CEER, цей метод не застосовують лише у чотирьох країнах у галузі передачі електроенергії і лише у двох країнах у  галузі  розподілу електроенергії. Саме цей метод сприймається більшістю операторів ринку як справедливий, тому що за своєю суттю він відображає очікувану типовим інвестором ринкову норму доходу на вкладений капітал.

Отже, дохід підприємства-монополіста розраховується таким чином, щоб:

• компенсувати всі обґрунтовані операційні витрати, у тому числі податок на прибуток;
• надати можливість компанії постійно оновлювати активи, підтримуючи їх працездатність і, відповідно, якість послуг;
• надати можливість компанії отримувати наближений до ринкового рівень прибутку.

Регуляторні періоди

Не менш важливим є те, що правила регулювання встановлюються (і в базових аспектах залишаються незмінними) протягом певного, так званого регуляторного періоду, який складає декілька років. Це дає компаніям можливість ефективніше планувати свою діяльність, якої вони не мають при інших системах, коли тарифи встановлюються щорічно.

Окрім цього, прозорі незмінні правила, встановлені на такий період, дозволяють компаніям збільшувати ефективність своєї діяльності, скорочуючи витрати та втрати. Стимулом збільшення ефективності є те, що, на відміну від «Витрати плюс», матеріальний ефект є додатковим прибутком цих компаній. Тобто їх стимули діаметрально протилежні стимулам компаній, що працюють в системі «Витрати плюс».

Тепер з’ясуємо, що робить таку систему ціноутворення стимулюючою.

Стимули

У різних європейських країнах регуляторні органи встановлюють різні системи стимулювання для компаній-монополістів, які оперують у галузі електроенергетики. Але загалом вони спрямовані на те, що компаніям встановлюють певні цілі щодо зниження загальних операційних та/або капітальних витрат.

Такі цілі можуть базуватися як на баченні самого регулятора, так і на порівнянні з показниками діяльності інших операторів (бенчмаркінг).

Метою запровадження стимулів може бути підвищення ефективності в таких напрямах, як покращення доступу споживачів до мережі, зниження втрат електроенергії, якість обслуговування споживачів, впровадження інновацій, надійність постачання електроенергії (показники SAIDI, SAIFI та інші), а також зниження вартості послуг для кінцевого споживача.

Компанія зобов’язана досягати поставлених цілей, адже вони є конкретними (кількісно визначеними) і, як правило, точно визначеними в часі. Недосягнення цілей призводить до відповідних санкцій (втрат). 

Що гальмує впровадження системи стимулюючого регулювання в Україні

Уся необхідна правова база для переходу на стимулююче регулювання компаній з розподілу електроенергії в Україні (зосередимось саме на цьому сегменті) існує, але система досі не впроваджена. Для розуміння можливих причин варто проаналізувати основні риси запропонованої системи та її сприйняття з боку суспільства та відповідальних осіб.

Відповідно до Порядку НКРЕКП, складові доходу підприємств аналогічні найпоширенішим у Європі: операційні витрати, податок на прибуток, а також амортизація та прибуток, які розраховуються, виходячи з вартості РБА. Але є кілька важливих особливостей. Передусім це порядок визначення регуляторної бази активів.

РБА в Україні

Вартість РБА для підприємств з передачі електроенергії визначається відповідно до методики, яка затверджена Фондом державного майна, що, відповідно до законодавства, здійснює державне регулювання оціночної діяльності в країні.

«Методика №293» є дуже детальною і містить мінімум можливостей для застосування оцінювачами суб’єктивних припущень під час виконання оцінки. До того ж у частині оцінки активів підприємств з розподілу електроенергії до Методики додані збірники показників цін переважної більшості активів енергетичного призначення.

Методика вимагає коригування вартості активів у бік їх зменшення через коефіцієнти, розрахунок яких враховує реальне завантаження активів. Такий підхід спрямований на позбавлення споживачів від сплати за зайві незавантажені потужності підприємства-монополіста.

Оцінка виконується одноразово, на момент переходу відповідної компанії на систему стимулюючого регулювання. Витрати на нові активи, які отримує компанія у процесі подальшого функціонування, та витрати на реконструкцію наявних активів мають у подальшому зараховуватись до РБА відповідно до сум таких витрат без їх подальшої переоцінки.

Результати оцінок активів багатьох підприємств обленерго виконувалися неодноразово, приймалися цими підприємствами, рецензентами Фонду держмайна і погоджувалися НКРЕКП.

Тим не менш, у європейських фахівців, які готові ділитися з Україною своїм досвідом, часто виникає питання: чому не застосовується балансова вартість? Для тих, хто добре знається на питаннях фінансової звітності багатьох українських підприємств, відповідь тут очевидна.

Облікова політика українських підприємств з розподілу електроенергії, кількість яких більша за 30, різна. Деякі підприємства ведуть облік за справедливою вартістю (яка має періодично переоцінюватись), інші – за історичною.

Це вже саме собою призводить до суттєвих відмінностей балансової вартості активів однакових за типом, віком та станом на підприємствах з різною обліковою політикою.

Не можна ігнорувати також наступні фактори. Якість обліку активів, ретельність у дотриманні стандартів бухгалтерського обліку, ставлення до аудиту фінансової звітності в компаній різні. Ще питання – стандарти звітності. Відповідно до яких стандартів фінансової звітності має враховуватись вартість – національних чи МСФЗ?

Досвід свідчить, що навіть у деяких підприємств, які входять до однієї групи і дотримуються однакової облікової політики за однаковими стандартами, з урахуванням усіх об’єктивних відмінностей (регіон, структура споживачів, структура активів), балансові вартості активів можуть суттєво відрізнятися.

Однією з причин цього є різні підходи оцінювачів до виконання оцінки справедливої вартості, а також різний галузевий досвід та кваліфікація таких оцінювачів. До того ж такі оцінки є досить складними технічно. Є також і об’єктивна причина, яка робить сумнівною прийнятність для розрахунку РБА справедливої вартості в бухгалтерському обліку. Справедлива вартість має враховувати всі фактори, включаючи економічні, в тому числі наявну систему тарифоутворення та ймовірність її зміни. Це призводить до того, що справедлива вартість активів у контексті стандартів фінансової звітності є значно нижчою їх вартості відтворення.

Між тим порівняння результатів оцінки за вищезгаданою «Методикою №293» дає порівнювані результати для різних компаній, і це забезпечують вищезгадані жорстко прописані алгоритми оцінки та обов’язковість використання доданих до Методики збірників показників цін.

У підсумку слід зазначити, що правильність відображення вартості основних засобів у бухгалтерському обліку підприємств здебільшого є справою їх акціонерів та кредиторів. Але якщо на базі облікової вартості активів розраховуються тарифи за розподіл електроенергії для мільйонів споживачів, це стає проблемою суспільною.

Можна оспорювати (звичайно, професійно, без популізму) підходи «Методики №293», пропонувати зміни до неї, але при цьому, враховуючи, що оцінка виконується з регуляторною метою, слід дотримуватись прозорості та об’єктивності, що в підсумку забезпечить справедливість та однозначність результатів оцінки.

Амортизація та інвестиції

Відповідно до Порядку НКРЕКП, вся сума річної регуляторної амортизації та половина річного прибутку, які розрахуються з використанням вартості РБА, мають бути інвестовані згідно з інвестиційними програмами, які затверджуються щорічно для кожної компанії. Це є імперативною вимогою регулятора в Україні.

Подібної практики прямого зв’язку між сумою амортизації та обсягом капітальних витрат немає в жодній з країн Європи. На Заході виходять з того, що обсяги і напрями капітальних витрат мають бути продиктовані реальними потребами підприємства. Те саме стосується і вимоги щодо напряму використання прибутку підприємства.

Чи є така вимога в Україні виправданою? Відповідь на це питання потребує вивчення низки аспектів діяльності підприємств та регуляторного режиму, зокрема:

• реальні потреби підприємства в інвестиціях на оновлення та розвиток активів;
• співвідношення сум з обов’язковими інвестиційними витратами, які має нести підприємство відповідно до розрахункових амортизації та прибутку;
• здатність підприємства реально засвоїти ці обов’язкові витрати впродовж року з огляду на весь комплекс процедурних, технічних та фінансових питань, пов’язаних з цим;
• чи залишиться ця вимога на невизначений термін, чи вона має бути переглянута після того, як ситуація зі станом активів покращиться завдяки таким інвестиціям.

Зараз, на жаль, немає даних щодо факту здійснення такого аналізу, тому ознайомитися з його результатами навряд чи вдасться.

Прибуток на регуляторну базу

Наразі нормативна база передбачає, що Міністерство економічного розвитку визначає граничну (максимальну) норму прибутку у вигляді проценту від регуляторної бази, а регулятор в особі НКРЕКП визначає конкретний процент прибутку, що не має перевищувати таку граничну норму.

Питання прибутку на регуляторну базу є найбільш гострим в Україні. Крім того, суперечки навколо цього питання є мало не головною перешкодою для впровадження стимулюючого регулювання в країні.

Суперечливим питанням є і величина норми прибутку, і те, що НКРЕКП пропонує встановити окрему норму прибутку на так звану «стару базу» (тобто оцінену Методикою РБА на дату переходу на стимулююче регулювання) та «нову базу» (тобто вартість активів, створених під час функціонування в режимі стимулюючого регулювання). На час підготовки цього матеріалу НКРЕКП має проєкт, який пропонує норму на «стару базу» на рівні 1%, а на «нову базу» – 15%.

Головний аргумент регулятора і значної частини українського політикуму полягає в тому, що норма доходу – це дохід саме на інвестовані кошти. Якщо ж переоцінена за Методикою №293 вартість РБА значно перевищує кошти, реально інвестовані власниками обленерго в їх придбання, то і норма доходу не може дорівнювати ринковій і має бути нижчою за неї.

Головні аргументи прибічників єдиної норми прибутку на РБА полягають у тому, що:

• різні норми прибутку в інших країнах не застосовуються (це не зовсім так, поодинокі приклади в Європі все ж є);
• компанії купувалися в різні роки, тому пряме порівняння сум інвестицій з вартістю РБА не є коректним;
• є висока ймовірність того, що в найближчому майбутньому регулятор все одне відмовиться від складнощів, пов’язаних з диференційованим розрахунком регуляторного прибутку, і встановить єдину норму.

Стимули

Система стимулів, передбачена Порядком НКРЕКП, є складною. Загалом вона включає контроль показників операційних витрат та якості послуг.

Порядок передбачає встановлення в складі операційних витрат показників ефективності, визначених НКРЕКП, які впливають на величину необхідного доходу підприємства. Необхідний дохід може бути також відкоригований за даними виконання цільового завдання щодо досягнення показників якості. Показники якості базуються на індексах тривалості довгих перерв в електропостачанні (SAIDI).

Наразі складно оцінювати ефективність встановлених Порядком стимулів та санкцій, тому що вони ще ніколи не застосовувалися на практиці.

Замість підсумків

Певною мірою повторюючи зазначене вище в цьому матеріалі, варто виділити декілька важливих тез.

Система стимулюючого регулювання цін природних монополістів завжди включає складові політичної волі і компромісу. Марно намагатися створити ідеальну систему – єдиної абсолютно правильної системи не існує, тому що немає абсолютно ринкових умов функціонування природного монополіста.

Саме тому, наприклад, питання «Який спосіб визначення норми доходу – єдина ставка чи дві окремі – є правильним?» здається не дуже коректним. Є підходи, які працюють, влаштовують надавача послуг і споживачів та стимулюють підвищувати ефективність і якість послуг. А є такі, що або суперечать самій логіці стимулюючого регулювання, або в підсумку вихолощують її.

На жаль, з 2013 року в Україні не оприлюднений жоден модельний розрахунок тарифів, хоча вся нормативно-правова база для цього є. Так, це об’ємна робота, але не настільки, щоб її не можна було виконати незалежно і об’єктивно в достатньо короткі терміни. Відсутність такого прозорого оприлюдненого розрахунку створює ґрунт для маніпуляцій та безпідставних тверджень учасниками дискусії, включаючи тих, хто, можливо, має свої розрахунки, і тих, хто має недостатньо повне розуміння предмету, але має вплив або повноваження.

Варто також нагадати, що всі країни Європи, які впровадили систему стимулюючого регулювання, йшли до неї через проби та помилки, беручи до уваги як власний досвід, так і досвід сусідів. І, до речі, саме для цього в усіх країнах перший регуляторний період встановлений достатньо коротким, щоб від самого початку аналізувати результати та за необхідності вносити корективи. В Україні, де перший регуляторний період становить три роки, а наступні – п’ять, також є для цього відповідні умови.

На першому етапі перехід до стимулюючого регулювання призведе до збільшення тарифів на розподіл електроенергії (а можливо, і на передачу, якщо це стосуватиметься «Укренерго»). Тому важливо, щоб всі сторони, задіяні в процесі, керувалися одним підходом: більше грошей – більше інвестицій, більше інвестицій – кращі ефективність і якість послуг, кращі ефективність і якість послуг – тенденція на стримання та зниження тарифів.

Нам всім важливо пам’ятати, що будь-яку хорошу ідею можна спотворити, і єдиний спосіб уникнути цього при впровадженні нової системи – це її прозорість і готовність усіх сторін на взаємні компроміси задля досягнення мети, яка має бути вигідною як споживачам, так і компаніям, що надають послуги.