Съветът на европейските енергийни регулатори (CEER) публикува годишния си доклад „Регулаторни рамки за европейските енергийни мрежи 2025“. Този доклад на CEER предоставя изчерпателен преглед на регулаторните режими за електроенергийните и газовите мрежи на ниво пренос (TSO) и разпределение (DSO) и важна база за преценка на инвестиционните условия, регулаторните очаквания и възникващите тенденции на европейските енергийни пазари. 

Той предоставя обща информация за регулаторните системи за електроенергийните и газовите мрежи в държавите членки на ЕС, Северна Ирландия, Норвегия, Великобритания, Исландия и петте регулаторни съвета на Енергийната общност (ECRB). В него се анализира как тези рамки подпомагат ефективното функциониране и инвестициите в мрежите, като се разглеждат ключови елементи като методологиите за норма на възвръщаемост (RoR), определянето на регулаторната база на активите (RAB), амортизацията на активите и механизмите за стимулиране на инвестициите.

Основните констатации включват:

• Регулаторните подходи варират в различните страни, но много от инструментите и принципите са общи.
• Регулирането, основано на стимули, продължава да се прилага широко, като често комбинира ограничения на приходите или цените с гарантирана RoR.
• WACC е най-често използваният подход за определяне на RoR, като има разлики между електроенергийните и газовите мрежи.
• Дълготрайните активи са последователно включени в RAB, като все по-често се взема предвид и оборотният капитал в зависимост от националните рамки.
• Линейната амортизация остава преобладаващият метод за изчисляване на амортизацията, като срокът на експлоатация на активите обикновено варира от 20 до 50 години.
• Стимулите за интелигентни мрежи, интелигентно отчитане и разпределено производство на енергия от възобновяеми източници са по-разпространени в електроенергийните мрежи, особено на ниво оператор на разпределителна система (DSO).

Въпреки че регулаторните рамки се различават в различните юрисдикции, докладът установява висока степен на сходство в използването на регулиране, основано на стимули. Електроенергийните мрежи (по-специално DSO) продължават да бъдат обект на по-широки механизми за стимулиране в сравнение с газовите мрежи. Регулаторните органи все по-често обмислят корекции в съществуващите рамки, за да отразят технологичния напредък, променящите се инвестиционни нужди и промените в пазарните условия.

Докладът е придружен от:

– събрани и попълнени таблици (приложение 4);
– дванадесет задълбочени национални казуса (приложение 5); и
– общ казус (приложение 6), който илюстрира как различни регулаторни инструменти влияят върху разрешените приходи в хипотетичен сценарий.

България за първи път е взела участие, като е предоставила данни за изследването, макар и да не се е включила с текстове с общата част на доклада.

Сред основните акценти…

Регулаторни системи и методологии

В цяла Европа регулацията на приходите на базата на стимули е станала преобладаващият модел за мрежово регулиране. Повече от половината от проучените страни прилагат регулиране чрез ограничаване на приходите както за електроенергийните, така и за газовите мрежи на ниво пренос и разпределение. Чистите режими от типа „разходи плюс“ оцеляват само като преходни мерки в изключителни случаи в няколко юрисдикции.

Типичният регулаторен период за членовете на CEER варира от четири до пет години, независимо от типа мрежа или енергийния сектор. Тази стандартизация осигурява стабилност и предвидимост за операторите на мрежи, като същевременно дава на регулаторите достатъчно време да внесат подобрения в ефективността и да наблюдават резултатите. Регулаторната рамка обикновено установява ограничения на приходите, включващи неконтролируеми и контролируеми разходи, амортизация, възвръщаемост на активите и различни показатели за ефективност, предназначени да симулират конкурентния пазарен натиск.

CEER документира значителни различия в избора на модел за регулиране на електроразпределителни мрежи, които оказват пряко влияние върху банковата ликвидност на инвестициите на DSO, особено в страни с ускорени програми за електрификация включително третиране на инфлацията и индексацията; използване на бенчмаркинг и фактори за производителност; момент на признаване на капиталовите разходи; степен на ex ante спрямо ex post корекция и др.

Изисквания за ефективност и бенчмаркинг

Изискванията за ефективност са в основата на съвременното регулиране. Около 50 % от страните прилагат X-фактори за оперативните разходи (OPEX), като този процент достига 79 % за операторите на електроразпределителни системи. Изискванията за ефективност за капиталовите разходи (CAPEX) обаче са по-рядко срещани, като само около 20 % от анкетираните ги прилагат за електроенергийните оператори и около 10 % за газовите оператори.

Използваните методики за бенчмаркинг варират значително в различните юрисдикции. CEER документира широкото използване на анализ на сравнителната ефективност на базата на данни (DEA) и иконометрични методи (напр. MOLS), които понякога се комбинират в съставни оценки за ефективност. Тези оценки оказват все по-голямо влияние не само върху разходите за експлоатация (OPEX), но и върху допустимата възвръщаемост на капиталовите разходи (CAPEX). Германия, например, използва сложен подход „най-доброто от четири“, който комбинира DEA и стохастичен параметричен граничен анализ (SFA) със стандартизирани и нестандартизирани показатели за общи разходи (TOTEX). Австрия използва комбинация от 50 % DEA и 50 % модифицирани MOLS, докато Норвегия използва TOTEX като единствен вход в моделите DEA за минимизиране на разходите с постоянни възвръщаемости от мащаба.

Изчисляване на нормата на възвръщаемост

Методиката на среднопретеглената цена на капитала (WACC) доминира в изчисленията на нормата на възвръщаемост в цяла Европа. Около 50 % от националните регулаторни органи (НРО) използват номинална WACC преди данъци, докато 25 % използват реална WACC преди данъци. Останалите юрисдикции се разделят между подходите след данъци и стандартна WACC. Някои страни, като Белгия, използват алтернативни методики, които осигуряват възвръщаемост на частите от регулаторната база на активите, финансирани със собствен капитал.

Безрисковите лихвени проценти се оценяват предимно въз основа на лихвените проценти по държавните облигации, обикновено с използване на 10-годишни облигации, въпреки че продължителността варира. Повечето НРО прилагат исторически средни стойности, вариращи от една до десет години. Средният номинален безрисков лихвен процент сред членовете на CEER е 2,33 %, вариращ от 0,0 % до 6,84 %. Тези стойности обаче се колебаят значително в зависимост от момента на оценката и пазарните условия.

Моделът за ценообразуване на капиталовите активи (CAPM) се прилага повсеместно за определяне на цената на собствения капитал, като се използва следната формула: Цена на собствения капитал = Безрискова лихва + β × Пазарна рискова премия. Пазарните рискови премии сред членовете на CEER варират от 3,5% до 8,0%. Тези стойности обикновено се извличат от експертни анализи, включително широко цитираните доклади на Dimson, Marsh и Staunton, както и базата данни на Damodaran.

За DSO в електроенергийния сектор регулаторните органи все по-често правят разграничение между „стари“ RAB, които често се възнаграждават с исторически определени или фиксирани WACC стойности и „нови“ инвестиции, при които WACC се актуализира по-често, за да отразява текущите условия на капиталовия пазар. Австрия е пример за този подход с двойна WACC, при който възвръщаемостта на новите инвестиции се актуализира ежегодно, а възнаграждението за старите активи е фиксирано.

Въпреки методологичните прилики, ефективният риск, понесен от DSO, може да се различава съществено на практика в различните юрисдикции. На места рискът, свързан с обема, се неутрализира до голяма степен чрез регулаторни сметки и корекции ex post. В други DSO остават напълно изложени на колебания в търсенето, особено когато електроснабдяването е неравномерно. Поради това СЕЕР отбелязва, че базисните стойности за възвръщаемост на инвестициите не са съпоставими между страните, без да се вземат предвид тези вградени механизми за споделяне на риска.

Компоненти и оценка на регулаторната база на активите (RAB)

Регулаторната база на активите (RAB) служи като основа за изчисляване на допустимата възвръщаемост на инвестициите. Дълготрайните активи са включени в изчисленията на RAB във всички проучени страни, като представляват най-значителния компонент от гледна точка на баланса. Съществуват обаче значителни различия по отношение на другите компоненти.

Оборотният капитал се включва в RAB само от 30–40 % от регулаторните органи, като по-голямата част го изключват от изчисленията. Активите в процес на изграждане се включват от по-малко от половината регулаторни органи в разпределението на газ и електроенергия, докато процентът на включване е по-висок за преноса на електроенергия.

Вноските от трети страни, включително таксите за присъединяване, безвъзмездните средства от ЕС и финансирането от публични институции, почти повсеместно се приспадат от RAB чрез практики за „ограничаване“. Този подход отразява принципа, че активи, които не се финансират от регулирани субекти, не трябва да генерират регулирана възвръщаемост. Лизинговите активи се включват от 40–50 % от членовете на CEER, като тяхното третиране често зависи от това дали са класифицирани като оперативни разходи съгласно националните счетоводни стандарти.

RAB остава основният сигнал за инвестиции и за DSO в електроенергийния сектор. В различните юрисдикции RAB обикновено включва материални дълготрайни активи и активи в процес на изграждане, а в някои случаи и оборотни средства, по-рядко нематериални активи. Методиките за оценка на RAB варират значително в Европа. Около 30–40 % от страните базират RAB изключително на историческите разходи, като някои използват индексирани стойности, за да отчетат инфлацията. Подходът на преоценка се използва от 13–25 % от страните, като обикновено се използва изцяло или частично преоценена база на активите. Няколко юрисдикции, включително Люксембург, Финландия и Испания, използват хибридни методологии, комбиниращи исторически и преоценени активи. Тези методологии често правят разграничение между стари и нови инвестиции с различни дати на въвеждане в експлоатация. Тези избори имат значителни последици за профилите на възстановяване на капитала и разпределението на разходите между поколенията.

По отношение на третирането на нови инвестиции ключова тенденция, идентифицирана в доклада, е преминаването към по-ранно признаване на капиталовите разходи, особено сред операторите на електроразпределителни системи, които са изправени пред необходимостта от бързо разширяване. Няколко национални регулаторни органи са преминали от чисто признаване на историческите разходи t-2 към предварително одобрение на инвестиционни планове с механизми за съгласуване на плана с действителните резултати и междинни актуализации на RAB в рамките на регулаторния период.

CEER негласно признава, че забавеното признаване на капиталовите разходи е несъвместимо с ускорените изисквания за инвестиции в електрическата мрежа, въпреки че не препоръчва унифициран модел.

Практики за амортизация

Политиката на амортизация дава предимство на стабилността пред иновациите и показва много по-малко регулаторни експерименти от третирането на RoR или RAB.

Линейната амортизация остава стандартният подход в почти всички юрисдикции, като жизненият цикъл на активите като цяло е в съответствие с техническите норми за съответните мрежи. Германия е забележително изключение, като е въвела опции за ускорена амортизация (с проценти от 8–12 %), за да се справи с очакваното извеждане от експлоатация на газовите мрежи до 2045 г. Животът на активите обикновено варира от 20 до 50 години, като повечето регулатори прилагат различни амортизационни проценти за различните категории активи.

Няколко страни са започнали да коригират своите практики за амортизация в отговор на предизвикателствата, породени от енергийния преход. Например, Белгия вече амортизира определени нови активи за пренос на газ, така че те да достигнат нулева стойност до 2050 г., докато Франция е намалила експлоатационния срок на новите газопроводи от 50 на 30 години. Тези корекции отразяват нарастващата загриженост относно блокираните активи в контекста на прехода на Европа от изкопаеми горива.

Въпреки че амортизацията обикновено се счита за прехвърляем разход, CEER признава, че нейното взаимодействие с инфлацията и растежа на RAB може да окаже значително влияние върху паричните потоци, особено в условия на висока инфлация. Някои регулатори са въвели индексационни рол-ъпи, за да смекчат ефектите от времевото закъснение, но това остава неравномерно.

Механизми за стимулиране и регулиране на качеството

Докладът документира широкото използване на механизми за стимулиране, които надхвърлят основните изисквания за ефективност. По-специално, стимулите за качество на доставките са широко разпространени в разпределението на електроенергия, като много страни прилагат системи бонус/малус, базирани на показатели за надеждност, като индекс за средната продължителност на прекъсванията в системата (SAIDI) и индекс за средната честота на прекъсванията в системата (SAIFI).

Стимулите за инвестиции също стават по-изявени, особено за улесняване на интеграцията на възобновяемата енергия, внедряването на интелигентни електроенергийни мрежи и развитието на инфраструктурата за зареждане на електрически превозни средства. Например, Австрия предоставя премии WACC до 2 % за иновативни инвестиции в автоматизация на системата, дигитализация, връзки за възобновяема енергия и съоръжения за съхранение на електроенергия. Подобни механизми съществуват в Словакия и няколко други юрисдикции.

Стимулите за иновации стават все по-разпространени, като страни като Финландия, Франция и Швеция заделят специални бюджети (обикновено 0,5–1 % от общите приходи) за научноизследователска и развойна дейност. Тези механизми имат за цел да насърчат технологичния напредък и адаптирането към променящите се изисквания на енергийната система.

Реакция на енергийната криза и трансформацията на пазара

Докладът подробно документира регулаторните реакции на последните сътресения на енергийния пазар и продължаващата енергийна трансформация. Много страни са коригирали изчисленията си за среднопретеглената стойност на капитала (WACC), за да отразят променените условия на финансовите пазари, като няколко от тях прилагат отделни тарифи за стари и нови инвестиции, за да балансират защитата на потребителите с инвестиционните стимули.

Газовият сектор е изправен пред особени предизвикателства, тъй като моделите на потребление се променят и започва развитието на инфраструктурата за водород. В Германия операторите на газопреносни мрежи са длъжни да разработят планове за преустройство на мрежите за природен газ за водород до 2045 г., а операторите на разпределителни мрежи трябва да създадат стратегии за отопление, за да преустановят използването на природен газ. Дания стимулира домакинствата да преминат от газово отопление към електрически термопомпи, като покрива разходите за прекъсване на доставките чрез държавно финансиране.

Няколко страни са въвели механизми за смекчаване на въздействието на колебанията в търсенето. Например, Унгария е променила методологията си за допустими приходи, за да позволи по-бързо отразяване на промените в цените на енергията, а Латвия е повишила гъвкавостта чрез по-чести преоценки на регулаторните сметки. Австрия е заделила бюджети за научни изследвания и иновации за операторите на газоразпределителни мрежи, за да проучат възможностите за преобразуване на мрежите, включително интегрирането на възобновяеми газове и водород.

Качество и сигурност на доставките

Регулирането на качеството е претърпяло значителна еволюция, като повечето страни прилагат сложни рамки за измерване на ефективността. Норвежката рамка за разходите за недоставена енергия (CENS) е усъвършенстван подход, който количествено измерва социално-икономическите разходи от прекъсвания, създавайки силни стимули за поддържане на надеждността без предписателни изисквания.

Междувременно рамката на Люксембург оценява качеството на информацията, предоставяна на регулаторите, като въздействието варира от -0,25 % до 0,5 % от капиталовата възвръщаемост. Този подход признава, че ефективността на регулирането зависи от качеството и прозрачността на данните, като стимулира операторите да поддържат надеждни системи за отчитане.

Възникващи тенденции

Докладът идентифицира няколко критични тенденции, които оформят еволюцията на регулирането. Услугите за гъвкавост и механизмите за реагиране на търсенето привличат вниманието на регулаторните органи, като страни като Швеция въвеждат специфични схеми за стимулиране. Интегрирането на разпределени енергийни ресурси, съхранение на енергия и инфраструктура за зареждане на електрически превозни средства изисква нови регулаторни подходи, които балансират иновациите с защитата на потребителите.

Дигитализацията и киберсигурността се очертават като приоритетни области, като няколко държави разработват специфични регулаторни рамки. Въвеждането на интелигентни електромери продължава в цяла Европа, въпреки че подходите към разпределението на разходите, графиците за внедряване и отговорностите за управление на данните варират значително.

Трансграничната координация се засилва, особено сред операторите на преносни системи. Инвестициите в междусистемна свързаност получават специфична регулаторна подкрепа в много държави, като се признава значението на интегрираните европейски енергийни пазари за ефективността и сигурността на доставките.

По отношение на електроразпределителните дружества докладът ясно показва, че регулаторните модели са все още под натиск и тепърва наваксват. От DSO се очаква да осигурят бързо разширяване на мрежата, цифровизация, повишена устойчивост и бързо интегриране на разпределени енергийни ресурси. Регулаторните рамки обаче все още отразяват традиционното предположение за постепенен и предвидим растеж на инвестициите. Там, където регулаторните органи са модернизирали третирането на капиталовите разходи и актуализирането на възвръщаемостта на инвестициите, инвестиционните сигнали изглеждат по-силни.

От гледна точка на европейската интеграция, констатациите на CEER сочат продължаваща фрагментация в регулирането на операторите на електроразпределителни системи. Въпреки че на концептуално ниво има формална конвергенция (WACC, RAB, стимули), разликите в прилагането остават значителни, което усложнява трансграничното сравнително оценяване и може потенциално да наруши инвестиционните потоци.

Докладът подчертава динамичния характер на енергийното регулиране, което трябва все по-бързо да се адаптира към безпрецедентни предизвикателства, като смекчаване на изменението на климата, опасения за енергийната сигурност, технологична трансформация и необходимост от значителни инвестиции в инфраструктурата. Регулаторните рамки стават все по-сложни, като включват множество механизми за стимулиране, насочени към различни политически цели, като същевременно се запазва основната цел за защита на интересите на потребителите чрез осигуряване на ефикасни и надеждни енергийни мрежови услуги.