Віталій Григоровський, президент Асоціації операторів розподільчих електромереж

Щоб оновити електромережі, в найближчі 20 років необхідно інвестувати понад 40 млрд доларів

24.11.2016 16:19

Недавні погодні катаклізми знову призвели до масових відключень електроенергії у всій країні. Приміром, представники ПАТ «Сумиобленерго» повідомили, що на підвідомчій їм території в середині листопада без електрики опинилися 53 населених пункти. Експерти переконані: повторення щороку такої ситуації - наслідок жалюгідного стану електромереж в Україні.

Про дефіцит коштів на модернізацію, про суми необхідних інвестицій, про те, до чого призведе запровадження стимулюючого тарифу, Укрінформ поговорив із президентом Асоціації операторів розподільчих електромереж України, членом Громадської ради при Міністерстві енергетики та вугільної промисловості України Віталієм Григоровським.

- Віталіє Володимировичу, можна говорити про те, що наслідки стихії були б не такими масштабними, коли б не плачевний стан вітчизняних мереж?

- Ви дійсно праві. Масові відключення світла в містах і селах України після негоди знову нагадали про давно існуючу проблему. Енергетики і експертне співтовариство в один голос кажуть: наслідки буйства стихій були б набагато менш масштабними, коли б не плачевний стан експлуатаційного фонду електромереж у нашій країні.

Візьмемо ту саму Сумську область. 83% силових трансформаторів на підстанціях працюють більш як 25 років. Не у кращому стані повітряні й кабельні лінії. Однак їх модернізація суттєво обмежена через дефіцит фінансових коштів. Із майже 1,3 млрд грн необхідних інвестицій, які затвердило Міністерство енергетики на поточний рік, за фактом профінансовано буде лише 112 млн грн. І це приклад недофінансування тільки одного обленерго, а в цілому в країні ситуація ще гірша.

- Чи можете ви оцінити, який обсяг інвестицій необхідний для модернізації мережевої інфраструктури, щоб досягти рівня хоча б найближчих сусідів України?

- За оцінками експертів, на сьогодні будівництво одного кілометра розподільчої лінії коштує близько 1 млн грн. Загальна протяжність розподільчих електромереж в Україні становить близько 800 тис. км. При цьому вони зношені на 60% і навіть більше. Щоб оновити інфраструктуру, в найближчі 20 років необхідно інвестувати понад 40 млрд доларів. Про такі цифри говорять і члени нашої Асоціації, і незалежні експерти.

- Хто, на вашу думку, міг би стати інвестором для цього сегмента електроенергетики - західні енергетичні компанії, вітчизняний бізнес, інвестиційне співтовариство?

- Інвестиційну активність у сегменті розподілу електроенергії стримує кілька факторів. Необхідно розуміти, що, на відміну від деяких розвинених країн, приватизація в електроенергетиці України почалася саме з продажу розподільчих компаній. Чому було ухвалено таке рішення - не тема для нашого обговорення, давайте просто приймемо цей факт як даність. Тому найлогічніша відповідь на ваше питання - інвестувати в низьковольтну розподільчу мережу мають, насамперед, власники розподільчих компаній. Це переважно приватний сегмент, а будь-який приватний інвестор почне вкладати гроші тільки в тому випадку, якщо матиме, по-перше, гарантії повернення вкладених коштів, по-друге, гарантовану величину прибутку на вкладену інвестицію (тобто норму рентабельності). Ці параметри встановлюються регулятором - Національною комісією, що здійснює регулювання у сфері енергетики і комунальних послуг. Вона, у свою чергу, приймає своє рішення на підставі чинних законів. Відповідно, якщо хоча б на рівні закону інвестор не побачить чітко прописаних гарантій повернення вкладених коштів і свого заробітку, то жодних інвестицій не буде. Все ж ми живемо за капіталізму...

- Але ж, по суті, від стану інфраструктури розподільчих мереж і залежить заробіток власників компаній. Чому у розвиток не вкладаються власні кошти підприємств?

- Справа в тому, що витрати кожного виду діяльності в електроенергетиці (генерація, транспортування, розподіл) покриваються роздрібним тарифом. На сьогодні в Україні до 90% роздрібного тарифу становлять витрати на генерацію. У розвинених країнах цей показник не перевищує 50%. А в найбільш просунутих економіках із сучасними об'єктами генерації, розвинутими транспортними та розподільчими мережами витрати покриваються приблизно рівними частинами: третина - на генерацію, третина - на транспортування і розподіл, третина - на податки.

Відповідно, за кордоном у роздрібному тарифі покриття витрат операторів розподільчих електромереж становить не менш як 20%. У нас у кращі роки цей показник не доходив і до 8%. Оскільки подібна ситуація зберігається протягом досить тривалого періоду, розподільчі компанії відчувають хронічний брак власних коштів. Їх не вистачає не те що на розвиток мереж, а часто і на банальне підтримання їх у робочому стані. Фактично, ми говоримо про хронічне недофінансування, яке в ряді випадків доходить до 80% від необхідної суми.

- З 1 січня 2017 р. планується запровадження стимулюючого тарифу, про який так багато сьогодні говорять на ринку. Це кардинальним чином змінить ситуацію?

- Насправді існуюча система тарифоутворення за принципом cost-plus, тобто витрати плюс певна норма рентабельності, на практиці зживає себе. Безумовно, якщо ми хочемо реального приходу інвестицій в розподільчі мережі, потрібно переходити на так званий RAB-тариф (regulatory asset base - ред.). Його сенс полягає в наступному: національний регулятор встановлює для обленерго тариф на порівняно тривалий період, а також норму прибутку на оціночну вартість компанії. Це дасть певну гарантію стабільності доходів, виходячи з яких інвестор зможе зрозуміти, які обсяги вкладених інвестицій будуть йому повернуті за існуючим законодавством, а також оцінить свої ризики і вигоди.

- Чому навколо теми RAB-тарифу йдуть такі серйозні дебати?

- Досягнення мети, заради якої, власне кажучи, зараз передбачається переведення на стимулююче тарифоутворення, є неможливим при встановленні різних рівнів прибутковості активів розподільчих компаній (тобто тих активів, які запроваджені до моменту переходу на RAB і після його запуску). З чим це пов'язано? Так чи інакше, будь-яка модернізація компанії, навіть якщо вона вже була проамортизирована, проходитиме за існуючого рівня цін. Тобто не можна сказати, що для цієї конкретної компанії буде встановлено знижений коефіцієнт у зв'язку з тим, що власники свого часу вже отримали весь прибуток. Ми живемо в режимі реального часу. Питання постає таким чином: чи необхідна цій конкретній компанії модернізація для того, щоб вона хоча б перебувала в робочому режимі. Якщо необхідна, то ніхто не продаватиме для обленерго обладнання за цінами, які існували на момент створення підприємства - тридцять, сорок чи п'ятдесят років тому. Купувати обладнання доведеться сьогодні. І ціни будуть сьогоднішні.

- А як із такою позицією співвідноситься європейський досвід впровадження RAB-регулювання?

- Ми не завжди можемо орієнтуватися на приклади наших західних колег хоча б з тієї причини, що в Україні і в розвинених економіках ринок капіталу, включаючи сегмент кредитних ресурсів, перебуває в абсолютно різному стані. Позиція нашої Асоціації полягає в тому, що для того, щоб в нашій країні в розподіл електроенергії прийшли реальні інвестиції, необхідно встановити єдину ставку, тобто єдину норму доходу на регуляторну базу активів компаній. З урахуванням підходів до термінів служби устаткування, які існували ще в радянський час, ми вважаємо, що норма доходу на вкладений капітал має становити від 17% до 20%. Причому, підкреслюю, незалежно від віку цього капіталу. Впевнений, що саме запровадження уніфікованої норми є обґрунтованим і необхідним. Про це, до речі, свідчить досвід ряду європейських країн, в яких була запроваджена єдина норма прибутковості (Австрія, Велика Британія, Норвегія тощо) або диференційована, але з дуже невеликою різницею між ставками новоствореного і старого капіталу розподільчих компаній (Німеччина, Хорватія, Швейцарія).

- Якщо розвиток ситуації піде за цим сценарієм, то як запровадження стимулюючого тарифу позначиться на кінцевих споживачах?

- Хочу одразу припинити ті спекуляції, до яких вдаються політики. Запровадження RAB-регулювання в кінцевому рахунку призведе до зниження роздрібного тарифу на електроенергію. Також воно може призвести до перерозподілу структури цього тарифу.

Що стосується населення і промислових споживачів, то новий спосіб тарифоутворення сприятиме збільшенню інвестиційної привабливості бізнесу з розподілу електроенергії, а це, в кінцевому рахунку, найбезпосереднішим чином позначиться на працездатності системи. Адже інвестиції самі по собі не є метою роботи обленерго. Основне завдання полягає в тому, щоб підвищити рівень надійності енергосистеми України. А це автоматично призведе до поліпшення обслуговування споживачів та якості товару, який цим поставляється споживачам, тобто електроенергії.

- Що можна було б зробити в осяжній перспективі в цьому напрямку?

- Якщо припустити, що з 1 січня 2017 року будуть ухвалені відповідні норми в законодавстві, то, я вважаю, інвестування коштів для першочергових заходів з модернізації та розвитку розподільчих мереж було б виконано до 2020 року. Зрозуміло, що з урахуванням значної протяжності розподільчих мереж в Україні, це процес нешвидкий. Тим не менш, створення передумов для інвестування буде істотним чинником і досить потужним посилом інвесторам з боку держави для подальших зусиль щодо модернізації мереж.

- Дякую за розмову.

Олена Мигачева