На 28 януари 2020 г. Съветът на европейските енергийни регулатори (CEER) публикува Доклад относно регулаторните рамки за европейските енергийни мрежи през 2019, в който са анализирани различни регулаторни системи на електрическите и газовите мрежи в отделни държави-членки на ЕС (без България, Кипър, Малта и Словакия), плюс Исландия и Норвегия. Докладът представя общ преглед на съществуващите регулаторни практики, изчисляване на норма на възвръщаемост, определяне на базата на регулаторните активи (RAB) и амортизация на активите в различните регулаторни системи. Тъй като схемите за регулиране на тарифите са много сложни, прякото сравнение на определени параметри, като например цената на капитала, е трудно и трябва да се извършва само в контекста на цялата регулаторна система.

Събирането на данни, обхващащо текущите регулаторни режими през 2019 г., е проведено през първата половина на 2019 г. В сравнение с предишните доклади от 2014 до 2018 г. не са открити значителни промени по отношение на най-важните параметри.

Описание на регулаторната рамка

В Доклада са описани регулаторните системи на повечето европейски държави по компактен начин. Всяко национално описание започва с информационен лист, който показва основните регулаторни параметри (пазарен профил; обща информация; норма на възвръщаемост; регулаторна база на активите; амортизация). Докладът показва, че страните имат различни характеристики на съответните регулаторни режими. От друга страна, съществуват и много паралели между регулаторните режими.

Икономическа теория и регулаторна система

В миналото, за регулиране на тарифите бяха широко използвани регулаторни подходи, основани на разходите (норма на възвръщаемост или разходи плюс). В отговор на основните недостатъци на тези регулаторни подходи, основани на разходите (без стимул за минимизиране на разходите или предотвратяване на разхищение на ресурси), бяха разработени подходи, базирани на стимули, които понастоящем се прилагат в много страни. Регулирането, основано на стимули, може да се характеризира с използване на финансови премии или санкции за постигане на желаните цели, при което на регулираната компания се дава възможност, до известна степен, на собствена преценка как да ги постигне. Повечето страни, обхванати в изследването, използват регулиране чрез стимули под формата на комбинация на регулиране чрез горна граница (приходи или цена) и гарантирана норма на възвръщаемост. Освен това, проучването показва, че мнозинството от регулаторите изискват спестяване на разходи главно от страна на OPEX, независимо от вида на енергията (газ или електричество) или пазарния сегмент (пренос или разпределение).

Изчисляване на нормата на възвръщаемост

Във всички страни, обхванати в проучването, мрежовите оператори имат право на възвръщаемост на инвестициите, точно както на конкурентен пазар. Съществуват обаче различни методи, използвани за изчисляване на нормата на възвръщаемост.
Често се използва средно-претеглена цена на капитала (WACC). Регулаторите могат да правят разлика между номинална и реална средно-претеглена цена на капитала, както и преди и след данъчно облагане. За регулирането на електроенергийната мрежа най-популярният подход е използването на номинална средно-претеглена цена на капитала преди облагане. В газовия сектор популярната е и номиналната стойност на WACC преди данъчното облагане, но също така често се използва реалната средно претеглена цена на капитала преди данъчно облагане. Като цяло средно-претеглената цена на капитала може да се изрази чрез следните компоненти:

• Безрискова ставка: Там са само пределни разлики в отделните регулаторни системи по отношение на оценката на безрисковия процент. Повечето регулатори оценяват безрисковия лихвен процент въз основа на лихвите по държавните облигации и в повечето случаи използват една и съща методология за всички мрежови оператори. Най-често използваните облигации имат падеж от десет години, но се появяват и петгодишни облигации и има голямо използване на исторически средни стойности, но без съответствие по отношение на годините на тези средни стойности;
• Дългови премии: Оценката на стойностите се различава при различните регулатори. Те обикновено се оценяват въз основа на анализ на пазара, предоставен от външни експерти и вътрешен сравнителен анализ, провеждан от регулаторните органи, но някои от тях също използват рейтингите на страните. Повечето регулаторни органи са ги прибавили към реалния безрисков процент . Стойностите на дълговите премии, използвани от регулаторите, в повечето случаи са между 0,40% и 2,00%.В Португалия тази стойност достига 2,5%;
• Премия за пазарен риск: Това се основава и на анализ на пазара или доклади, изготвени от експертни групи и се оценява между 2016 и 2018 г.Стойността на премията за пазарен риск често е в границите от 4% до 5%, независимо дали се отнася за електроенергийния или газов сектори или за вида на мрежата преносна или разпределителна. Само няколко регулатора използват премии за пазарен риск със стойност 3% или 6%;
• Капиталовo отчитане: Това се основава на пазарен анализ или доклади, изготвени от експертни групи;
• Бета стойности: По-голямата част от регулаторите оценяват бета стойностите чрез използване на анализ на външния и вътрешния пазар. Най-често прилаганият подход при изчисляването е да се използва формула, която включва данък;

Регулаторите също използват различна продължителност на регулаторните периоди и различни ценови години в отделните регулаторни системи. Като цяло по-голямата част от регулаторите оценяват стойността на параметрите на възвръщаемост през годината преди да започне регулаторния период и типичният регулаторен период е между три и пет години, независимо дали се отнася за оператор на преносна или разпределителна мрежа или за електроенергиен или газов пазар.

Регулаторна база на активи

Основната регулаторна база на активите (RAB) служи като базов параметър в регулирането на полезността с цел определяне на разрешените приходи; повечето анкетирани страни използват 100% от RAB за това. Структурата на отделните компоненти, включени в RAB и тяхното оценяване се различават значително сред изследваните страни и дори сред регулираните сектори. RAB може да се състои от няколко компонента като дълготрайни активи, оборотен капитал или незавършено строителство. RAB може да бъде оценена според различни методи (например исторически разходи, индексирани исторически разходи или реални разходи за повторно закупуване), които ще окажат влияние върху определянето на CAPEX:

• Дълготрайни активи: Всички регулатори отчитат дълготрайни активи в RAB;
• Оборотен капитал: По-голямата част от държавите не включват оборотни средства в RAB;
• Активи в процес на изграждане: Около половината от изследваните регулатори включват активи в процес на изграждане в RAB. Някои държави имат определени условия да бъдат включени;
• Принос от трети страни: По-голямата част от регулаторите внасят такива вноски от RAB;
• Лизингови активи: Около 40% от изследваните страни включват лизингови активи в RAB. Останалите страни включват това в OPEX.

Проучването на CEER показва, че историческият метод на разходите е най-често срещаният начин за изчисляване на компонентите на RAB, последван от методът на преоценяваните активи, докато комбинация от тези два метода се прилага рядко. Над половината от регулаторите коригират RAB през регулаторния период, а годишно преизчисляване на нетната балансова стойност (нова амортизация на инвестициите) е най-често срещаният подход. По отношение на въпроса дали корекцията засяга нетните балансови стойности чрез отчитане на нови инвестиции и / или амортизация, повечето анкетирани страни потвърждават това.

Амортизация

Във всички изследвани страни се използва един и същ регулаторен метод за амортизация, където линейна амортизация е най-често срещаната. Животът на типичния мрежов актив варира от 30 до 50 години и по-голямата част от регулаторите използват отделен процент на амортизация за всеки вид актив. Както за регулирането в електроенергията, така и в газовия сектор, повечето регулатори използват една и съща норма на амортизация за типичните активи на преносната и разпределителна мрежа. Подобно на оценката на RAB, амортизацията на активите се основава на исторически стойности, преоценявани стойности или на смесен подход от тези два метода. По-голямата част от регулаторите позволяват амортизация на материални и нематериални активи, оценени на същата основа като RAB в своя регламент.

Стимули и подобрения

Технологичните промени засягат текущото развитие на преносната и разпределителната мрежа. Следователно и на двете мрежови нива в електроенергийния сектор CEER открива използването на стимули по отношение на инсталирането и работата на интелигентни мрежи и интелигентни електромери. На ниво електроразпределителна мрежа  има установени стимули за интегриране на възобновяеми производства. Като цяло се прилагат повече стимули на ниво разпределителни компании, отколкото на ниво преносни компании. По отношение на актуалните теми и регулаторните подобрения, много регулатори обмислят корекции в следващия си регулаторен период.

Източник:

CEER Report on Regulatory Frameworks for European Energy Networks