Dopad regulačních režimů na vážené průměrné náklady na kapitál (WACC)

Dopad regulačních režimů na vážené průměrné náklady na kapitál (WACC) ZPRÁVA PRO RWE GASNET říjen 2013

© Frontier Economics Ltd, London.

October 2013 | Frontier Economics

i

Obsah Shrnutí

1

1

Základní rámec a rozsah studie

1.1

Rámec studie ............................................................................. 7

1.2

Rozsah studie ............................................................................ 7

1.3

Struktura studie .......................................................................... 8

2

Regulace energetické soustavy v České republice

2.1

Regulace energetických sítí – 2010 až 2014 ............................. 9

2.2

Opatření ERÚ ve třetím regulačním období ............................. 10

2.3

Opatření ERÚ a regulační klima .............................................. 11

3

Vztah mezi regulací a rizikem

3.1

Kanály pro přenos změn rizika do WACC ................................ 13

3.2

Úloha regulace v nákladech na financování............................. 15

3.3

Regulace a riziko – pohled ratingových agentur ...................... 19

3.4

Hlavní zjištění – regulace a riziko ............................................. 22

4

Regulace a riziko – vybrané evropské země

4.1

Velká Británie ........................................................................... 24

4.2

Německo .................................................................................. 33

4.3

Francie ..................................................................................... 40

4.4

Hlavní zjištění – regulace a riziko ve Velké Británii, Německu a Francii ................................................................................... 48

5

Regulace a riziko – Česká republika

5.1

Stabilita a předvídatelnost regulačního režimu ........................ 49

5.2

Návratnost nákladů a investic a výnosové riziko ...................... 55

5.3

WACC – Návratnost nákladů na kapitál je ohrožena ............... 61

5.4

Hlavní zjištění – regulace a riziko pro plynárenské distribuční společnosti v ČR ...................................................................... 68

6

Závěr

7

9

13

23

49

69

Obsah

ii

Frontier Economics| October 2013

7

Reference

Obsah

73


iii

Tabulky a čísla Obrázek 1. Kanály pro přenos změn rizika do WACC

14

Obrázek 2. Hlavní výstupy podle RIIO GD1

30

Obrázek 3. Investiční ukazatele

44

Obrázek 4. Indikátory kvality služeb

45

Tabulka 1. Regulace a riziko a dopad na náklady na kapitál

2


5

Tabulka 3. Ratingová metodika Moody's užívaná u regulovaných elektroenergetických a plynárenských sítí 20 Tabulka 4. Regulační parametry RIIO-GD1

29

Tabulka 5. Parametr WACC – Velká Británie

32

Tabulka 6. Regulační parametry – Německo

36

Tabulka 7. Parametr nákladů na cizí kapitál – Německo

38

Tabulka 8. Regulační parametry – Francie

42

Tabulka 9. Parametr WACC – Francie

46


48

Tabulka 11. Stabilita a předvídatelnost regulačního režimu ve čtvrtém regulačním období v porovnání se třetím regulačním obdobím 55 Tabulka 12. Regulační komponenty plynárenských distribučních společností v ČR 56 Tabulka 13. Návratnost nákladů a investic a výnosové riziko ve čtvrtém regulačním období v porovnání se třetím regulačním obdobím 59 Tabulka 14. WACC – 3 a 4. regulační období

62

Tabulka 15. Hodnocení Frontier – Ratingové faktory ve 4. regulačním období v porovnání s 3. regulačním obdobím 64 Tabulka 16. Regulace a riziko a dopad nákladů na kapitál

70

Tabulky a čísla


1

Tabulky a čísla


1

Shrnutí ERÚ navrhuje podstatné úpravy a změny pro čtvrté regulační období Český regulační orgán ERÚ je odpovědný za regulaci elektroenergetických a plynárenských distribučních společností. Současné výnosy jsou nastaveny podle rozhodnutí o třetím regulačním období (2010–2014) z prosince 2009 jako výsledek konzultačního procesu, jehož se zúčastnili všichni zájemci a který byl zahájen v roce 2008. V březnu 2013 předložil ERÚ první návrh regulačního rámce pro čtvrté regulační období, včetně podstatné úpravy oproti předchozímu regulačnímu období, zejména co se týče vyloučení vlivu dřívějšího částečně uznaného přecenění aktiv a zkrácení třetího regulačního období. V srpnu 2013 vydal ERÚ nový návrh, který obsahoval nové regulační nástroje a snížení WACC oproti dokumentu z března 2013. Společnost RWE GasNet požádala společnost Frontier, aby porovnala regulační a právní režimy a jejich hlavní komponenty v porovnatelných evropských zemích s režimem v České republice, co se týče profilu rizik, které podstupují regulované subjekty, a aby dala do souvislosti ukazatel WACC, navrhovaný ze strany ERÚ, s potenciálním zvýšením rizika od zahájení čtvrtého regulačního období. Regulační opatření ovlivní náklady na kapitál změnou rizik pro investory do dluhového a vlastního kapitálu Náklady na kapitál představují minimální míru výnosnosti, kterou musí společnosti zaplatit, aby přilákaly kapitál od investorů. Změny rizika se budou dotýkat investorů do dluhového a vlastního kapitálu prostřednictvím odlišných kanálů. Riziko se promítne



do nákladů na vlastní kapitál prostřednictvím koeficientu beta; a



do nákladů na cizí kapitál prostřednictvím dluhové prémie.

Regulační opatření a návrh regulačního rámce ovlivní náklady na kapitál prostřednictvím změny rizik podstupovaných podniky. Do ukazatelů úvěrového ratingu se mohou promítat různé aspekty regulačního prostředí. V ratingu Moody’s se regulační prostředí odráží v těchto aspektech:



stabilita a předvídatelnost regulačního režimu;



návratnost nákladů a investic; a



výnosové riziko.

Regulační systémy lze porovnávat analyzováním jejich kvality prostřednictvím těchto ukazatelů, a jakým způsobem působí podniková rizika na koeficient beta a na dluhovou prémii.

Shrnutí

2


Regulace a rizika ve vybraných evropských zemích – Velká Británie, Německo a Francie Za účelem posouzení profilu návratnost/riziko v České republice jsme porovnali regulační rámec ve Velké Británii, Francii a Německu s ohledem na uvedené tři faktory Moody’s. Stabilita a předvídatelnost regulačního režimu ve Velké Británii je hodnocena ratingem (Aaa). O něco nižší hodnocení v tomto ohledu získaly od Moody’s Německo (A) a Francie (Aa). Co se týče návratnosti nákladů a investic, udělila agentura Moody’s těmto zemím hodnocení A až Baa, a co se týče výnosového rizika, získaly tyto země rating Aaa až A. Odpovídající koeficient beta a dluhová prémie jsou stanoveny regulačními orgány ve Velké Británii, Německu a Francii takto:



nezadlužený (asset) koeficient beta v rozpětí 0,38 až 0,46;



zadlužený (equity) koeficient beta v rozpětí 0,76 až 0,90; a



dluhová prémie v rozpětí 0,60 % až 0,90 %.

Tabulka 1. Regulace a riziko a dopad na náklady na kapitál Velká Británie (2013–2021)

Německo (2013–2017)

Francie (2012–2015)

Aaa

A

Aa

A

Baa

A

Výnosové riziko

Aaa

A

Aa

Nezadlužený koeficient beta

0,38

0,39

0,46

Zadlužený koeficient beta

0,90

0,79

0,76

0,90 %

na

0,60 %

Stabilita a předvídatelnost regulačního režimu Návratnost nákladů a investic

Dluhová prémie

Zdroj: Velká Británie – Moody’s; Německo a Francie – hodnocení Frontier na základě ratingu Moody’s pro HSE Netz (Německo) a TIGF (Francie)

Zhoršování ukazatele stability a předvídatelnosti regulačního režimu v ČR ve čtvrtém regulačním období oproti třetímu regulačnímu období Za prvé jsme porovnali regulační rámec třetího regulačního období platný pro plynárenské distribuční společnosti s návrhem ERÚ na čtvrté regulační období. Toto porovnání je základem pro naše hodnocení potenciálního dopadu rizik, která podstupují distribuční společnosti. Bereme rovněž na zřetel opatření přijatá ze strany ERÚ v průběhu třetího regulačního období. Za druhé jsme porovnali nový návrh ERÚ pro čtvrté regulační období a jeho odpovídající profil návratnost/riziko s příslušnými profily ve Velké Británii, Německu a Francii.

Shrnutí


3

Co se týče kritéria stability a předvídatelnosti regulačního režimu, dospěli jsme k závěru, že opatření ERÚ lze hodnotit jako:



nekonzistentní aplikaci regulačního rámce pro třetí regulační období nebo dokonce jako



významnou změnu v porovnání s třetím regulačním obdobím.

Shledáváme, že ve čtvrtém regulačním období dochází k výraznému zhoršení, co se týče stability a předvídatelnosti regulačního režimu. Návrh ERÚ se dotýká rovněž ukazatelů návratnosti nákladů a investic a výnosového rizika Ukazatele návratnosti nákladů a investic a výnosového rizika mohou být potenciálně negativně ovlivněny řadou různých faktorů. Hlavní dopad vyplývá z faktoru využití sítě, u něhož dosud není dořešena specifikace a aplikace. Upozorňujeme, že faktor využití sítě může v závislosti na své konečné specifikaci vyvolat dokonce prudký pokles ratingu v důsledku tzv. zamrznutí aktiv a/nebo vysokého rizika týkajícího se objemu distribuce. Kromě toho může negativně působit i nový mechanismus nastavení povolených ztrát sítě, pokud bude ERÚ odmítat jejich zvýšení. Jelikož se jedná o dosud nevyřešenou záležitost, vycházíme z předpokladu, že nový parametr poněkud zvýší riziko návratnosti nákladů, což bude mít za následek mírné zhoršení v porovnání s třetím regulačním obdobím. A konečně může být návratnost nákladů ohrožena i hodnocením efektivnosti provozních výdajů, které umožňuje retroaktivní snížení nákladů. Návratnost nákladů na kapitál ve čtvrtém regulačním období je ohrožena Posouzení toho, zda současný návrh WACC pokrývá rizika podstupovaná investory v českém plynárenském distribučním odvětví, vyžaduje porovnání rizik, která podstupují společnosti ve třetím a ve čtvrtém regulačním období. S použitím logiky ratingových faktorů Moody’s zjišťujeme, že riziko, které podstupují plynárenské distribuční společnosti, je ve čtvrtém regulačním období vyšší než ve třetím regulačním období, a to z důvodů



zvýšené nejistoty, co se týče stability předvídatelnosti regulačního režimu; a



nově navržených regulačních parametrů, které nejsou dosud specifikovány a mohou mít nepříznivý účinek na návratnost nákladů a investic a na výnosové riziko.

Vedle toho jsme posoudili potenciální nepříznivý účinek na vybrané klíčové ukazatele úvěruschopnosti, které používá agentura Moody’s, tj. na upravenou míru úrokového krytí (Adjusted Interest Coverage Rate) a poměr nerozdělených peněžních

Shrnutí

4


toků a investičních nákladů (Retained Cash Flow/Capex) s ohledem na vyloučení vlivu přecenění aktiv. Proto je za účelem zajištění návratnosti nákladů pro investory do dluhového a vlastního kapitálu zapotřebí promítnout toto zvýšené riziko do nezadluženého a zadluženého koeficientu beta i do dluhové prémie. Úpravy koeficientu beta a dluhové prémie nutné k zajištění návratnosti nákladů ve čtvrtém regulačním období K zajištění návratnosti nákladů na kapitál by měly být příslušné parametry, jejichž prostřednictvím se toto zvýšené riziko promítá do WACC, čili koeficient beta a dluhová prémie, nastaveny podle níže uvedených zásad.





Náklady na vlastní kapitál – Úroveň nezadluženého a zadluženého koeficientu beta ve třetím regulačním období by měla sloužit jako výchozí bod pro čtvrté regulační období. Aby bylo možno získat v rámci návratnosti určitou marži k této hodnotě, která by kryla zvýšení rizika ve čtvrtém regulačním období oproti třetímu regulačnímu období, je nutno nastavit ve čtvrtém regulačním období nezadlužený koeficient beta nejméně ve výši 0,45-0,50 a zadlužený koeficient beta nejméně ve výši 0,69-0,77. V porovnání s příslušnými hodnotami platnými pro Velkou Británii, Německo a Francii a se zřetelem na vyšší rating ve všech třech zemích, zejména v tak důležitém faktoru jako stabilita a předvídatelnost regulačního režimu, se toto rozpětí jeví jako rozumný nezadlužený a zadlužený koeficient beta upravený o riziko (Tabulka 2) se zřetelem na nižší teoretický (regulovaný) podíl cizích zdrojů k vlastnímu kapitálu (40 %) navrhovaný ERÚ v porovnání s Velkou Británií (65 %), Německem (60 %) a Francií (50 %). Náklady na cizí kapitál – Riziko, které podstupovali investoři ve třetím regulačním období, se ve čtvrtém regulačním období nejen nesnížilo, ale naopak zvýšilo. To předpokládá, že by implicitní dluhová prémie z třetího regulačního období měla sloužit jako výchozí hodnota pro 4. regulační období. Avšak objevili jsme systémový problém ve způsobu, jímž ERÚ v současné době stanoví náklady na cizí kapitál. ERÚ tak činí na základě krátkodobé úrokové sazby (1–5 let), což se liší od úrokových sazeb pro dlouhodobější horizont financování a investic do sítí a od nejlepší praxe evropských regulátorů (kdy jsou brány na zřetel úrokové sazby za podstatně delší než pětileté období). Proto může být celková úroveň „regulovaných“ nákladů na cizí kapitál značně nižší než „tržní“ náklady na cizí kapitál. Úprava dluhové prémie by měla tedy být stanovena nikoli na základě krátkodobé, nýbrž na základě dlouhodobější úrokové sazby. Z toho vyplývá značně vyšší dluhová prémie v rozpětí 0,70 % až 1,30 %, která více odpovídá příslušným hodnotám užívaným ve Velké Británii a ve Francii.

Shrnutí


5

Kromě toho by ERÚ měl zvážit, zda zahrnout do dluhové prémie i náklady na získávání (navýšení) cizího kapitálu v rozmezí 0,10 % až 0,20 %. Tabulka 2. Regulace a riziko a dopad na náklady na kapitál 3. regulační období (2010–2014)

4. regulační období (srpen 2013)

Velká Británie (2013–21)

Německo (2013–17)

Francie (2012– 15)

Aa – A *

Ba – B*

Aaa**

A**

Aa**

Návratnost nákladů a investic

A*

Baa – Ba*

A**

Baa**

A**

Výnosové riziko

Aa*

A – Baa*

Aaa**

A**

Aa**

Potenciální tlak na pokles*

-

-

-

Stabilita a předvídatelnost regulačního režimu

Upr. ICR a RCF/Capex

Nezadlužený beta

0,40

0,35

0,38

0,39

0,46

Zadlužený beta

0,62

0,54

0,9

0,79

0,76

Dluhová prémie (implicitní)

0,31%

0,23 %

0,90 %

na

0,60 %

Úpravy Frontier

3. regulační období (2010–2014)


Nezadlužený beta (upravený o riziko)

0,45-0,50

Zadlužený beta

0,69-0,77

(upravený o riziko)

Dluhová prémie

0,70 % – 1,30 %

0,70 % – 1,30 %

(dlouhodobější úroková sazba

Náklady na získávání cizího kapitálu

0,10% - 0,20 %

Zdroj: Frontier na základě metodiky Moody’s, Moody’s * Hodnocení Frontier ** Hodnocení Moody’s

Regulační principy provázející nastavení čtvrtého regulačního období Bude-li ERÚ nadále trvat na změně regulačního rámce ve čtvrtém regulačním období, zejména co se týče vyloučení vlivu přecenění aktiv, potom by měl alespoň používat propracovanější logiku, které bere výslovně v úvahu tyto zásady:

Shrnutí

6








Vyvarování se retroaktivních zásahů – Regulační orgány a regulované společnosti opakovaně hrají interakční hru, v jejímž rámci se pravidelně scházejí, aby se dohodly na nových povolených nákladech a na pobídkových mechanismech, které budou platit v příštím období. Proto je klíčovým faktorem důvěryhodnost regulátora, což rovněž znamená vyvarovat se retroaktivních zásahů. Specifikace regulačního rámce – Současný návrh ERÚ pro čtvrté regulační období zavádí různé nové regulační změny a regulační nástroje, například faktor využití (efektivity) sítě. Úroveň jeho specifikace je však nízká, což překáží společnostem při hodnocení konkrétního dopadu na jejich náklady a/nebo výnosy. Za účelem zvýšení předvídatelnosti pro společnosti i pro investory by měl ERÚ předložit co možná nejdříve podrobný popis, který může být přetlumočen do obchodních plánů společností. Transparentní rozhodovací pravidla – Za účelem zajištění co možná nejvyšší regulační závaznosti a stability by ERÚ měl vycházet ve všech svých nových opatřeních vyhlášených v rozhodnutí pro čtvrté regulační období z transparentních rozhodovacích pravidel, která jsou předem známá regulovaných společnostem. To znamená, že regulované společnosti musí předem vědět, jaké chování bude mít za následek aplikaci opatření ze strany ERÚ. To se týká například oznámených auditů efektivního využívání finančních prostředků z faktoru zastarávání sítě.

Shrnutí


1


1.1

Rámec studie

7

Český regulační orgán ERÚ odpovídá za regulaci elektroenergetických a plynárenských síťových společností. Současné výnosy jsou nastaveny podle rozhodnutí o třetím regulačním období (2010–2014) z prosince 2009 jako výsledek konzultačního procesu, jehož se zúčastnili všichni příslušní účastníci, a který byl zahájen v roce 2008. V březnu 2013 předložil ERÚ první návrh regulačního rámce pro čtvrté regulační období, včetně podstatné úpravy oproti předchozímu regulačnímu období, zejména co se týče vyloučení vlivu dřívějšího částečně uznaného přecenění aktiv. V srpnu 2013 vydal ERÚ nový návrh, který obsahoval nové regulační nástroje a snížení WACC oproti dokumentu z března 2013. ERÚ nadále trval na vyloučení vlivu přecenění aktiv, nicméně prohlásil, že nové regulační nástroje navržené v srpnu 2013 zvyšují investiční pobídky a snižují riziko v porovnání s návrhem z března 2013.

1.2

Rozsah studie Společnost RWE GasNet má obavy z potenciálního dopadu navrhovaných úprav na podstupované riziko, a ze souladu rizika s hodnotou WACC navrženou ze strany ERÚ. Kromě toho má RWE GasNet obavy o dlouhodobou stabilitu navrhovaného regulačního rámce. Společnost RWE GasNet požádala Frontier o

 



porovnání parametrů WACC evropských protějšků s hodnotami v ČR porovnání regulačního a legislativního režimu a jejich hlavních složek u evropských protějšků a režimu v ČR, co se týče profilu rizika, které podstupují regulované subjekty v ČR v porovnání s jejich evropskými protějšky. K tomu mj. patří



předvídatelnost chování regulačního orgánu;



možnost legislativních postupů proti rozhodnutím regulačního orgánu a



regulační komponenty a jejich dopad na jednotlivá rizika, například na objemové nebo nákladové riziko

posouzení ukazatele WACC navrženého ERÚ ve vztahu k potenciálnímu zvýšení rizik od začátku třetího regulačního období.

Společnost RWE GasNet předložila společnosti Frontier příslušné návrhy ERÚ pro čtvrté regulační období z března 2013 (ERÚ 2013a) a ze srpna 2013 (ERÚ 2013b).


8

1.3


Struktura studie Tato studie je rozčleněna takto:

   



Oddíl 2 obsahuje popis regulačního systému platného pro české plynárenské společnosti a změn navrhovaných pro čtvrté regulační období. Oddíl 3 popisuje vztah mezi regulací a rizikem a způsob, jakým se změna rizika může promítnout do nákladů na vlastní a na cizí kapitál. Oddíl 4 popisuje vztah mezi regulačním rámcem a WACC ve třech vybraných evropských zemích, Velké Británii, Německu a Francii. Oddíl 5 analyzuje jednání ERÚ od začátku konzultačního procesu pro třetí regulační období a změny navrhované pro čtvrté regulační období s ohledem na dopady na rizika, která podstupují plynárenské distribuční společnosti. Tento oddíl analyzuje rozsah, v jakém WACC navržený v ERÚ (2013b) odpovídá předmětnému riziku podstupovanému těmito společnostmi. Oddíl 6 obsahuje závěry studie.



2

9

Regulace energetické soustavy v České republice Tento oddíl popisuje český regulační režim platný do třetího regulačního období (2010–2014) a regulační rámec navrhovaný ze strany českého regulátora ERÚ pro čtvrté regulační období (2015–2019) s ohledem na přecenění aktiv.

2.1

Regulace energetické soustavy – 2010 až 2014 Energetické sítě jsou regulovány metodou revenue-cap. Regulační období činí 5 let. Český revenue-cap tvoří kombinace pobídkové regulace a regulace nákladů plus zisk (tzv. cost-plus), kde se prvně zmíněný faktor vztahuje na provozní náklady a druhý zmíněný faktor na náklady na kapitál. V roce 2006 bylo v procesu unbundlingu provedeno jednorázové přecenění aktiv na reprodukční hodnotu, jehož výsledkem bylo zvýšení hodnoty aktiv na zhruba dvojnásobek v porovnání s historickými náklady (tzv. eskalace), což se muselo odrazit v účetních knihách společnosti. Již v druhém regulačním období zahájil ERÚ proces postupného uznávání přeceněných odpisů, které bylo dokončeno ve třetím regulačním období.1 Povolení odpisů z přeceněných aktiv v reprodukční hodnotě z roku 2006 představovalo způsob, jak zajistit společnostem peněžní prostředky k financování potřebných investic. Rozhodnutí ERÚ o uznání přeceněných odpisů jako povolených odpisů bylo přijato po důkladném posouzení ze strany ERÚ a po diskusích mezi ERÚ a regulovanými společnostmi o jejich dlouhodobých investičních plánech. Za tímto účelem bylo hodnoceno období patnácti let. Investiční plán předložený v roce 2009 předvídal (již tehdy) pro roky 2010 – 2013 nižší investice než odpisy a růst investic nad rámec odpisů po roce 2014. Jiným aspektem strategie ERÚ s cílem zajišťovat během regulačního období peněžní prostředky pro společnosti bylo pomalejší odepisování RAB pomocí odečtu pouze určitého podílu povolených odpisů. Tento podíl byl určen poměrem RAB k přeceněné hodnotě aktiv. ERÚ1 v roce 2009 prohlásil, že „Pokud společnosti nebudou investovat přeceněné odpisy zpět do obnovy majetku takovým způsobem, aby zachovaly jeho úroveň a kvalitu dodávky, Úřad zavede do regulace takový mechanismus, který zaručí, že povolené odpisy budou použity pouze pro investiční účely v rámci licence.“

1

Energetický regulační úřad, Závěrečná zpráva Energetického regulačního úřadu o metodice pro třetí regulační období, včetně základních parametrů regulačního vzorce a stanovení cen v odvětví elektroenergetiky a plynárenství, prosinec 2009.


10


Výchozí hodnota regulační báze aktiv pro třetí regulační období (2010–2014) byla stanovena na základě RAB 2009 uznané v předchozím regulačním období (a založené víceméně na historických nákladech), která byla posléze přepočtena výchozím koeficientem přecenění. Tento koeficient přecenění byl vypočten jako podíl hodnoty RAB 2009 a přeceněné zůstatkové hodnoty majetku v roce 2009 (které byla tvořena jednorázovým přeceněním současných nákladů v roce 2006 plus novými investicemi v historických nákladech z let 2007 a 2009). Pouze tehdy, když byla hodnota majetku vyjádřená v historických nákladech (RAB 2009) nižší než 50 % hodnoty přecenění aktiv, byla hodnota těchto aktiv v historických nákladech (RAB 2009) zvýšena tak, aby dosáhla 50 % hodnoty přeceněného majetku. V ostatních případech je výchozí RAB nezměněna a odvozena z historické regulované zůstatkové hodnoty aktiv v roce 2009. Hybridní přístup ERÚ k přecenění aktiv se liší od přístupu ostatních evropských regulátorů. V zemích, kde bylo použito přecenění, ať již na základě historických nebo reprodukčních nákladů, například v Norsku, Nizozemsku, Finsku nebo Švédsku, byla přeceněná aktiva použita k výpočtu odpisů a zároveň k výpočtu povolené RAB (tedy nejen k výpočtu odpisů jako v ČR). Cíl sledovaný tímto přeceněním ze strany ERÚ se však zdál podobný: podpora dlouhodobé udržitelné hodnoty aktiv a signál pro investory o dlouhodobé stabilitě regulačního systému s ohledem na regulovanou bázi aktiv.

2.2

Opatření ERÚ během třetího regulačního období Během třetího regulačního období jmenovala česká vláda s účinností od 1. srpna 2011 novou ředitelku ERÚ. ERÚ zásadně změnil své stanovisko k přecenění aktiv. V roce 2012 dospěl ERÚ na základě právního posouzení k závěru, že regulační rozhodnutí o třetím regulačním období je v rozporu s českým energetickým zákonem, který podle nového výkladu ERÚ povoluje odpisy pouze z realizovaných investic a nikoli z přeceněných aktiv.2 ERÚ začal během třetího regulačního období uplatňovat opatření k zajištění souladu se svým právním výkladem, s cílem vyloučit vliv přecenění aktiv. To přineslo podstatnou diskontinuitu ve vztahu k regulačnímu rámci stanovenému ve třetím regulačním období:

2

§ 19a Energetického zákona: „(1) Při regulaci cen přenosu elektřiny, přepravy plynu, distribuce elektřiny a distribuce plynu postupuje Energetický regulační úřad tak, aby stanovené ceny pokrývaly účelně vynaložené náklady na zajištění spolehlivého, bezpečného a efektivního výkonu licencované činnosti, dále odpisy a přiměřený zisk zajišťující návratnost realizovaných investic do zařízení sloužících k výkonu licencované činnosti […].“









2.3

11

Na konci roku 2012 navrhl ERÚ změnu regulačního vzorce pro třetí regulační období. Platnost této změny byla plánována na rok 2014, tedy ještě v průběhu třetího regulačního období. Proto ERÚ navrhl během třetího regulačního období tzv. investiční dluhový faktor („Investment Debt Factor“ – IDF), který měl být aplikován v letech 2010–2025 a který sníží povolené výnosy od roku 2014 o úhrnné rozdíly mezi investicemi a odpisy ode dne 1. 1. 2010. ERÚ tento faktor neuplatnil, protože Legislativní rada vlády odmítla tento nový parametr jako retroaktivní a tedy neslučitelný s právním pořádkem. Nad rámec toho navrhl ERÚ v březnu 2013 zkrácení třetího regulačního období o jeden rok a zahájení čtvrtého regulačního období ke dni 1. 1. 2014 (namísto 1. 1. 2015). Kromě toho ERÚ navrhl vyloučit vliv přecenění aktiv (tzv. eskalaci – step up) a vycházet při stanovení odpisůz nižších historických účetních hodnot. V srpnu 2013, kdy ERÚ zrušil svůj předchozí březnový záměr zkrátit třetí regulační období, zveřejnil nový návrh pro čtvrté regulační období, který obsahoval určité rozdíly oproti regulačnímu vzorci pro třetí regulační období a návrhu ERÚ z března 2013. Tento návrh dosud obsahuje vyloučení vlivu přecenění aktiv („step up“) z roku 2006. Dále však obsahuje tyto body:



snížení WACC v porovnání s březnem 2013;



zavedení faktoru zastarávání sítě, který bude ještě upřesněn;



zavedení faktoru využití sítě, který bude ještě upřesněn;



zavedení tzv. investičního fondu, s retroaktivním odčerpáním výnosů společností.

Opatření ERÚ a regulační klima Usuzujeme, že ERÚ si je vědom toho, že společnosti, které provozují rozvodnou síť plynu a elektřiny v ČR, budou muset do budoucna vynaložit značné investice. Proto ERÚ i nadále akceptuje, že tyto společnosti potřebují dodatečné finanční zdroje a spolehlivé investiční klima pro realizaci svých ambiciózních dlouhodobých investičních plánů. Stabilní regulační prostředí je klíčovým předpokladem, že společnosti mohou a budou zajišťovat kapitál za rozumné náklady. Avšak opatření ERÚ během třetího regulačního období a návrh pro čtvrté regulační období vydaný v srpnu 2013 mohly ovlivnit stabilitu investičního regulačního prostředí pro společnosti, které provozují rozvodnou síť v ČR, protože zvyšují nejistotu ohledně regulačních opatření, budoucího regulačního


12


rámce a nákladů na kapitál, který investoři požadují pro poskytnutí vlastního a cizího kapitálu pro investice do energetických sítí.



3

13

Vztah mezi regulací a rizikem V tomto oddílu zkoumáme vazby mezi regulací, rizikem a výnosností. Popisujeme zde mechanismy, jejichž prostřednictvím regulace ovlivňuje rizika podstupovaná investory investujícími do dluhového a vlastního kapitálu společností a posuzujeme význam regulace ve vztahu k dalším rizikovým faktorům pro investory do energetických společností.

3.1

Kanály pro přenos změn rizik do WACC Náklady na kapitál představují minimální výnosy, které musí firmy vyplatit, aby přilákaly kapitál od investorů. Jako takové jsou ve značné míře považovány za míru výnosu, kterou lze očekávat u firem působících na konkurenčním trhu. Výnosy firem na konkurenčním trhu se v kterémkoli roce mohou lišit od nákladů na kapitál. Dá se však v průměru očekávat, že firmy na těchto trzích jsou schopny pokrývat své náklady na kapitál. Náklady na kapitál musí krýt rizika (a oportunitní náklady), která nesou investoři, kteří investují do daného podniku. Proto je výnos, který kryje pouze náklady na kapitál, úměrný běžné ekonomické návratnosti. Regulační uznatelnost nákladů na kapitál má za cíl zajistit, aby firma mohla krýt své očekávané potřeby financování a provádět efektivní investice do majetku a jeho údržby, které umožní poskytování služeb. Náklady na kapitál se obvykle měří váženými průměrnými náklady na kapitál (WACC). WACC mají dvě složky:

 náklady na vlastní kapitál; a  náklady na cizí kapitál. Náklady na vlastní kapitál představují očekávanou výnosnost požadovanou investory do vlastního kapitálu, která jim kompenzuje rizika, která podstupují a příležitosti, kterých se vzdávají vázáním finančních prostředků ve firmě. Náklady na cizí kapitál měří očekávané náklady na půjčování danému podniku. Výpočet WACC váží tyto dvě složky podle poměru cizího a vlastního kapitálu ve struktuře financování podniku, tedy míry zadluženosti. Změny rizika působí na investory do majetkových a dluhových cenných papírů prostřednictvím odlišných kanálů. Pochopení veškerých dopadů regulační změny na náklady na kapitál vyžaduje porozumění samostatným dopadům na náklady na vlastní a na náklady na cizí kapitál. Obrázek 1 znázorňuje, jak se regulační změna postupně promítá do WACC pomocí změny rizikového parametru v rámci nákladů na vlastní kapitál (beta) a/nebo rizikového parametru v rámci nákladů na cizí kapitál (dluhové prémie).


14


Obrázek 1. Kanály pro přenos změn rizika do WACC

Změna rizika vyplývající z regulační změny

Náklady na vlastní kapitál Změna beta?

Náklady na cizí kapitál / zadluženost

Změna dluhové prémie? prímie debt Ano

Ano Změna nákladů vlastního kapitálu

Změna nákladů na cizí kapitál nebo podílu cizích zdrojů a vlastního kap. kapitálu

Změna vážených průměrných nákladů na kapitál

Zdroj: Frontier Economics

Náklady na vlastní kapitál, které se používají ve vzorci WACC, jsou obvykle stanoveny odhadem pomocí modelu oceňování kapitálových aktiv (Capital Asset Pricing Model – CAPM). Za tímto účelem se používá následující vzorec CAPM: Náklady na vlastní kapitál = bezriziková míra výnosu + beta x riziková prémie vlastního kapitálu Bezriziková míra výnosu představuje výnos ze zcela bezrizikového aktiva a jako proxy veličina se k jejímu stanovení obvykle používá výnos z vládních cenných papírů. Riziková prémie vlastního kapitálu (equity risk premium) měří prémii (nad rámec bezrizikové míry), kterou mohou investoři očekávat při investování do plně diversifikovaného portfolia všech rizikových aktiv v dané ekonomice (tj. „na trhu“). Koeficient beta stanoví, do jaké míry reagují výnosy z investice do vlastního kapitálu společnosti na celkovou tržní výnosnost. Zachycuje tedy rizikovost kapitálu investovaného do nějaké společnosti. Změna regulačních okolností, která mění riziko očekávané investory, se promítne do nákladů na vlastní kapitál tím, že způsobí změnu koeficientu beta. Náklady na cizí kapitál lze vyjádřit takto: Náklady na cizí kapitál = bezriziková míra výnosu + dluhová prémie



15

Do dluhové prémie se promítá mj. úvěrové riziko společnosti. Jakákoli regulační změna, která mění rizikovost cizího kapitálu společnosti, se realizuje pomocí změny dluhové prémie. Úvěrové riziko společnosti závisí částečně na její kapitálové struktuře (čili na podílu cizích zdrojů k vlastnímu kapitálu). Obecně platí, že čím vyšší je tento podíl, tím vyšší je i úvěrové riziko a tedy i náklady na cizí kapitál. V praxi se dá zadluženost společnosti zjistit přímo, například zkoumáním výnosů z dluhopisů vydaných firmou. Náklady společnosti na vlastní kapitál však nelze zjistit stejným způsobem, ale musí být stanoveny odhadem s použitím modelu oceňování aktiv, jako je CAPM.3 Základem všech modelů oceňování aktiv je směna rizika za výnos, která stanoví, že pokud jsou všechny ostatní veličiny stejné, platí, že čím větší je riziko podstupované investory, tím větší jsou výnosy za poskytnutí kapitálu, které investoři očekávají.

3.2

Úloha regulace v nákladech na financování Tento oddíl zkoumá, jak mohou regulační opatření a regulační uspořádání ovlivnit náklady na kapitál prostřednictvím změny rizik podstupovaných podniky. V tomto ohledu je nutno rozlišovat tři faktory:







3

Za prvé, systém regulace může sám o sobě určit společnostem určitý rizikový profil. Příslušnými regulačními parametry mohou být délka regulačního období, způsob stanovení nákladů (historický/ budoucí pohled), stupeň pobídek a/nebo nejistota ohledně návratnosti nákladů v rámci regulačního systému. Za druhé, regulační opatření, která buď zvyšují, nebo zmenšují nejistotu ohledně budoucího fungování systému regulace, mohou také měnit rizika podstupovaná společnostmi. Sem patří regulační reformní procesy související s budoucím nastavením regulace cen. Za třetí, právní rámec má rovněž dopad na rizikový profil společností, protože může omezovat stupeň volnosti jednání regulačního orgánu. Sem patří způsob, jakým jsou v primární a sekundární energetické legislativě stanovena podrobná práva a povinnosti regulovaných společností. Základní součástí toho je proces odvolání proti regulačním opatřením, který dává regulovaným společnostem možnost napadnout rozhodnutí regulátora.

K jiným modelům oceňování aktiv uvažovaným britskými regulačními orgány patří třífaktorový model Fama-French a model růstu dividend (Dividend Growth Model).


16

3.2.1


Systém regulace může ovlivňovat riziko a náklady na kapitál Rizikový profil společnosti může být ovlivněn povahou regulačního systému, který se na ni vztahuje.4 Pro lepší objasnění této koncepce se zabýváme teoretickým účinkem dvou alternativních čistých regulačních systémů – regulace míry výnosu a price-cap regulace — na náklady firmy na kapitál. Na regulaci formou míry výnosu a price-cap lze pohlížet jako na dva krajní body určitého spektra možných regulačních systémů. V rámci čisté regulace pomocí price-cap se ceny stanoví na řadu let dopředu na základě předpovědi efektivních nákladů. Pokud se společnosti podaří snížit náklady pod tuto očekávanou úroveň, může si po zbytek kontrolovaného období ponechat zisk z takového snížení. Regulace pomocí price-cap tedy poskytuje firmám pobídky ke zvyšování efektivity. Pobídky ke zvyšování efektivity poskytované systémem price-cap vystavují regulované firmy riziku změn výše nákladů, které se liší od předpovědí. Aby byli investoři kompenzováni za toto riziko, budou teoreticky požadovat vyšší míru výnosnosti, která se promítne do vyšších nákladů na kapitál. Upozorňujeme, že empirické důkazy mohou protiřečit tomuto teoretickému argumentu. Společnost Frontier například porovnala (v roce 2008/2011)5 nezadlužené koeficienty beta energetických distribučních společností v zemích s cost-plus a pobídkovou regulací, a na základě statistických testů se jí nepodařilo najít žádné rozdíly. To může mít různé důvody. Režimy, které vycházejí z přístupu cost-plus a pobídek, nejsou čisté systémy, tzn., pobídkové režimy zahrnují rovněž mechanismus přeúčtování nákladů. Kromě toho budou společnosti podřízeny regulačnímu dohledu i v rámci přístupu cost-plus, a sice při stanovení přiměřených nákladů.

3.2.2

Regulační opatření může změnit riziko podstupované společnostmi Vedle samotného širšího regulačního systému může být riziko podstupované regulovanou firmou a investory rovněž ovlivněno skutečným chováním regulátora v rámci daného systému. Existuje řada důvodů, proč lze na regulační riziko pohlížet ve vzájemné korelaci s tržním rizikem. V obdobích nepříznivých hospodářských podmínek mohou být regulační orgány méně nakloněny zvyšování povolené míry výnosu, aby se vyhnuly zvyšování zátěže pro

4

Viz např. Parker, D. (2003), Performance, risk and strategy in privatised, regulated industries: The UK’s experience, International Journal of Public Sector Management 16(1), 75 – 100; Wright, S., Mason, R., Miles, D. (2003), A study into certain aspects of the cost of capital for regulated utilities in the U.K., a Smith & Co. Ltd. report to the OFT and U.K. economic regulators.; Guthrie, G. (2006), Regulating infrastructure: the impact of risk and investment, Journal of Economic Literature XLIV, 925–972.

5

Frontier Economics, Ermittlung des Zuschlages zur Abdeckung netzbetriebsspezifischer Wagnisse im Bereich Strom und Gas, Report for Bundesnetzagentur, 2008; Frontier Economics, Wissenschaftliches Gutachten zurErmittlung des Zuschlages zurAbdeckung netzbetriebsspezifischerunternehmerischer Wagnisse imBereich Gas, Zpráva pro Bundesnetzagentur, 2011.



17

spotřebitele.6 Takto by se vytvořila vzájemná návaznost mezi regulačními opatřeními a všeobecnými makroekonomickými podmínkami, což by zase znamenalo, že by bylo obtížné diverzifikovat účinek regulačních rozhodnutí a takové změny tedy ovlivní náklady na kapitál.7 Ve vztahu k dopadu regulačních opatření na firemní rizika je užitečné rozlišovat dvě kategorie regulačních opatření.





Za prvé, předvídatelné regulační změny mohou posílit vzájemný vztah regulované firmy a tržního rizika. To nutně nepůsobí společenskou újmu. Například regulační opatření, které zavádí konkurenci do odvětví, může sice zvýšit rizika podstupovaná regulovanými firmami v daném odvětví, nicméně taková změna může zvýšit celkový blahobyt společnosti (society). Za druhé, regulační opatření může vyvolat nejistotu ohledně budoucího fungování daného systému. To je potenciálně škodlivější pro společnost (society). Nepředvídatelné jednání regulačního orgánu může vyvolat nejistotu u firem a nakonec i u investorů. V závislosti na svém zdroji a povaze může tato nejistota zvýšit náklady firmy na kapitál.

Několik empirických studií zjistilo významné účinky regulace na náklady regulovaných firem na kapitál. Trout (1996)8, Archer (1981)9 a Dubin a Navarro (1982)10 porovnali veřejné služby v jednotlivých státech USA, aby zkoumali účinek rozdílů ve státní regulaci nákladů na kapitál. Všechny tyto studie zjistily, že regulační klima má významný účinek na náklady na kapitál. Náklady regulované firmy na kapitál může rovněž ovlivnit nejistota ohledně očekávaného budoucího jednání regulátora. Účinek regulační nejistoty zkoumala řada studií. Buckland a Fraser (2001) studovali dopad britských všeobecných voleb v roce 1992 na koeficient beta u dvanácti britských regionálních elektroenergetických společností privatizovaných v roce 1990. Vítězství konzervativců v těchto volbách bylo jedním z méně očekávaných výsledků ve 20. století a v měsíci do voleb, které se konaly dne 10. dubna, se intenzívně spekulovalo o vítězství labouristů. Buckland a Fraser nalezli statisticky významné 6

Ve skutečnosti může vzniknout určitá asymetrie, protože tlak spotřebitelských skupin průmyslových zákazníků může ztížit regulátorům zvyšování cen za špatných časů, a regulátor by mohl odůvodnit zamítnutí zvyšování cen..

7

Burkhard, P., 2010. Regulatory risk and the cost of capital. Determinants and implications for rate regulation. Springer Berlin- Heidelberg 2010. Str. 37.

8

Trout, R., R., 1979. The regulatory factor and electric utility common stock investment values. Public Utilities Fortnightly, 22. 11. 1979, str. 28-31.

9

Archer, S., H., 1981. The regulatory effects on cost of capital in electric utilities. Public Utilities Fortnightly, 26. 2. 1989, str. 36-9.

10

Dubin, J., A., a Navarro, P., 1982. Regulatory climate and the cost of capital. V: Regulatory reform and public utilities, red. Michael A. Crew, Boston/Dordrecht/London 1982, 141-66.


18


důkazy o tom, že koeficienty beta regionálních elektroenergetických společnosti (tzv. REC) v tomto období značně vzrostly a dosáhly nejvyšších hodnot v den voleb jako předzvěst nadcházející striktnější regulace. Účinkem této regulace by totiž bylo zvýšení nákladů REC na kapitál, pokud by všechny ostatní veličiny zůstaly stejné. 3.2.3

Právní jistota, odvolací proces, regulované společnosti a regulační opatření Možnost právního odvolání regulovaných společností proti regulačním rozhodnutím, s nimiž nesouhlasí, může ovlivnit jednání regulátorů dvěma způsoby:





omezení ex ante – hrozba potenciálního právního odvolání může donutit regulátora, aby kladl větší důkaz na odůvodnění svých rozhodnutí. To může například vést k transparentnímu poradenskému/rozhodovacímu procesu, v němž mohou mít regulační společnosti a/nebo jiní zájemci možnost předkládat připomínky k návrhům regulátora. omezení ex post – regulační proces je v zásadě vyvažování různých, občas protikladných zájmů. Regulační opatření může někdy příliš zdůraznit jeden zájem nebo se může mít za to, že není v souladu se zákonem. Právní odvolací instituce má za úkol rozhodnout o legitimitě regulačního opatření, a buď je ex post schválí, nebo neschválí.

Upozorňujeme, že stupeň omezení ex ante a ex post závisí na různých faktorech ve vztahu k právnímu odvolacímu procesu:

11



pravidla, která definují regulační rámec – podrobná pravidla pro stanovení regulačních složek snáze umožní posouzení souladu regulačních rozhodnutí se zákonem.11



jasná struktura právních odvolacích institucí – umožňuje všem dotčeným subjektům dozvědět se o příslušné instituci pro vymáhání práva. Kromě toho by právní povaha regulačního rozhodnutí měla být v souladu se zásadami právního odvolacího procesu. V některých zemích nemusí regulační „smlouva“ zapadat do rámce právního odvolacího procesu; a



historie rozhodování právních odvolacích institucí – právní odvolací instituce by měla mít za sebou určitou historii („být důvěryhodná“), co se týče včasného rozhodování s vyváženým postojem ke všem subjektům. To je

Upozorňujeme však, že podrobná pravidla mohou mít nepříznivý účinek také na riziko. Tento případ nastane tehdy, když změna v hospodářském prostředí regulovaných společností, např. zvýšení potřeby investic z důvodů připojení obnovitelných zdrojů, vyžaduje pružná regulační opatření.



19

důležité, protože společnosti budou využívat nákladný soudní odvolací proces pouze tehdy, když mohou očekávat kladné rozhodnutí v jejich případu. Důvěryhodnost právní odvolací instituce má významný dopad zejména na ex ante omezení regulačních opatření. Regulátor bude brát na zřetel očekávané stanovisko právní odvolací instituce jedině tehdy, když očekává, že jeho rozhodnutí může být zrušeno.

3.3

Regulace a riziko – stanovisko ratingových agentur Regulace regulovaných společností a jejich riziková expozice vůči kapitálovému trhu, se může promítnout do ratingových metodik publikovaných úvěrovými ratingovými agenturami. Úroveň rizika, které je součástí regulačního rámce společností, hraje klíčovou úlohu v těchto metodikách a odlišuje regulovaný sektor od většiny jiných korporátních sektorů. V následujícím textu objasňujeme ratingovou metodiku Moody’s používanou u regulovaných elektroenergetických a plynárenských sítí12, která závisí na čtyřech ratingových faktorech, z nichž každý má odlišnou váhu ve vztahu ke konečnému výsledku:



regulační prostředí a model vlastnictví aktiv, je faktor, který zachycuje očekávanou schopnost společnosti konzistentním způsobem uhradit své náklady v průběhu času;



provozní charakteristiky a riziko související s aktivy, je faktor, který zachycuje schopnost společnosti realizovat své investiční plány;



stabilita obchodního modelu a finanční struktury, je faktor, který zachycuje riziko věřitelů, které vyplývá ze zapojení společnosti do nových nebo neregulovaných činností; a



klíčové ukazatele úvěruschopnosti, což jsou finanční parametry, které nejlépe zachycují pravděpodobnost úpadku.

Tyto čtyři ratingové ukazatele se dále třídí na dílčí faktory, které jsou znázorněny v Tabulka 3 opět s odlišnou váhou ve vztahu ke konečnému výsledku.

12

Moody’s Investors Service, Rating Methodology – Regulated Electric and Gas Networks, 2009. Upozorňujeme však, že podobné finanční ukazatele používají i agentury Standard&Poors a Fitch.


20


Tabulka 3. Ratingová metodika Moody's užívaná u regulovaných elektroenergetických a plynárenských sítí Širší ratingové faktory

1. Regulačního prostředí a model vlastnictví aktiv

2. Efektivnost a riziko výkonnosti

3. Stabilita obchodního modelu a finanční struktury

4. Klíčové ukazatele úvěru schopnosti

Váha širších ratingových faktorů

Ratingový dílčí faktor

Váha dílčího faktoru

40 %


15 %

Model vlastnictví aktiv

10 %


10 %

Výnosové riziko

5%

Nákladová efektivnost

6%

Rozsah a složitost kapitálového programu

4%

Schopnost a ochota provozovat oportunitní firemní činnosti

3,33 %

Schopnost a ochota zvyšovat podíl cizích zdrojů k vlastnímu kapitálu

3.33%

Cílový poměr provozního zisku mimo rámec hlavních regulovaných činností

3,33 %

10 %

10 %

40 %

Upravený ICR (nebo úrokové krytí FFO)

15 %

Čistá zadluženost/RAV

15 %

FFO/čistá zadluženost

5%

RCF/Capex

5%

Zdroj: Moody's

V následující časti se zaměřujeme na dílčí faktory, které jsou analogické našemu zkoumání úlohy regulace v nákladech na financování v bodu 3.2.



Stabilita a předvídatelnost regulačního režimu (15 %) – Tento faktor zachycuje charakteristiku regulačního prostředí, v němž síť funguje. To zahrnuje transparentnost regulačního rámce a rozhodovací praxi regulátora, co se týče předvídatelnosti a stability v rozhodování a jeho nezávislosti na politice. Kromě toho bere tento dílčí faktor úvahu celkovou robustnost institucí a existenci právního státu v příslušné jurisdikci. Proto se dá přiřadit rozboru regulačních opatření a rizika (bod 3.2.2) a možnosti využít soudní odvolací proces (bod 3.2.3).







21

Návratnost nákladů a investic (10 %) – Tento dílčí faktor se zaměřuje na schopnost regulačního systému podporovat návratnost nákladů se zřetelem na provozní a investiční výdaje. Zahrnuje například úroveň pobídek, které se vztahují k nákladům, úroveň a načasování mechanismu uznatelnosti nákladů apod. Jinými slovy řečeno měří rozložení rizika mezi společnost a její zákazníky. Tento dílčí faktor se tedy dá přiřadit rozboru systému regulace (bod 3.2.1). Výnosové riziko (5 %) – Tento dílčí faktor se zabývá mechanismem generování výnosů ze strany společnosti a z podrobnějšího hlediska objemy přepravovanými v sítích jako faktory, které způsobují potenciální volatilitu a nejistotu budoucích výnosů. Regulační rámec může zmirňovat toto riziko např. zavedením kapacitních tarifů (které bývají zpravidla stabilnější) namísto objemového nebo výnosového limitu. Tento dílčí faktor lze přiřadit rozboru systému regulace (bod 3.2.1).

Jelikož tyto tři výše uvedené dílčí faktory tvoří 35 % celkového hodnocení, budou mít podstatný účinek na zvýšení/snížení úvěrového ratingu. Navíc je jednoznačné, že návratnost nákladů a investic a výnosové riziko budou mít vliv i na jiné ratingové faktory, např. na ukazatele úvěruschopnosti, protože ovlivňují profil peněžních toků regulovaných společností.


22

3.4


Hlavní zjištění – regulace a riziko



 



Změny rizika působí na investory poskytující dluhový či vlastní kapitál c prostřednictvím různých kanálů. Riziko se promítá



do nákladů na vlastní kapitál prostřednictvím koeficientu beta; a



do nákladů na cizí kapitál prostřednictvím dluhové prémie.

Regulační opatření a regulační uspořádání ovlivňují náklady na kapitál prostřednictvím změn rizik podstupovaných podniky. Zjistili jsme tři zdroje potenciálního regulačního vlivu a přiřadili je ke třem klíčovým ukazatelům úvěrového ratingu Moody’s, do nichž se promítá regulační prostředí:









výnosové riziko.

Regulační systémy mohou být srovnávány pomocí analýzy jejich výkonnosti v těchto indikátorech a zjištění, jak toto může ovlivnit koeficient beta a dluhovou prémii.



4

23

Regulace a riziko – vybrané evropské země V této části popisujeme a analyzujeme vybrané evropské země, co se týče



stabilita a předvídatelnost regulačního režimu,



návratnost nákladů a investic a



výnosové riziko

Kromě toho uvádíme příklady povolených nákladů na kapitál (WACC) v těchto zemích. Vybrali jsme tyto evropské země:







Velká Británie – zavedla nový regulační rámec pro elektroenergetické a plynárenské sítě, tzv. RIIO13. Rámec RIIO začal platit pro britské plynárenské distribuční společnosti dne 1. dubna 2013. Hlavní změny, které přinesl těmto společnostem, spočívají v prodloužení regulačního období z pěti na osm let (regulační období RIIO-G1 pro plynárenské distribuční společnosti začalo 1. dubna 2013 a končí 31. března 2021) a silné zaměření na poskytování výstupů. Proto je Velká Británie nedávným příkladem regulačního rozhodnutí, které aplikuje nový regulační rámec. Německo – zahájilo dne 1. ledna 2013 druhé regulační období pro plynárenské distribuční společnosti. Jelikož jsou hlavní zásady regulačního rámce stanoveny zákonem, je druhé regulační období především navázáním na rámec revenue-cap převzatý z prvního regulačního období. Regulátor se však s ohledem na náklady na kapitál rozhodl odchýlit se od mechaničtějšího přístupu uplatňovaného v prvním regulačním období k pružnějšímu přístupu ve prospěch regulovaných společností. Německo tedy rovněž slouží jako příklad nedávného regulačního rozhodnutí. Francie – čtvrté regulační období pro plynárenské společnosti zahájila dne 1. července 2012. Regulace ve Francii se vyznačuje kombinací pobídkové regulace na provozní výdaje a regulace cost-plus pro investice. Kromě toho regulace také zahrnuje pobídkový mechanismus pro určité výstupní cíle, např. propagaci používání plynu a pro kvalitu služeb. Francie tedy dává v porovnání s Velkou Británií a Německem příklad regulačního rámce s nižší úrovní pobídek.

Následně uvádíme tuto výhradu k níže uvedeným hodnocením plynárenských společnosti v Německu a ve Francii, které vydala Moody’s:

13

Zkratka RIIO znamená „Výnosy = pobídky+inovace+výstupy (Revenues = Incentives + Innovation + Outputs)“.


24






Francie – Rating Moody’s je převzat z ratingu francouzského provozovatele plynárenské přenosové soustavy TIGF14. I když je společnost TIGF provozovatelem plynárenské přenosové soustavy, předpokládáme stejné hodnocení i u plynárenských distribučních společností, protože platí stejné regulační principy. Německo – Rating Moody’s je převzat z ratingu HSE Netz AG15, což je vlastník a provozovatel plynárenských a elektroenergetických rozvodných sítí. I když společnost provozuje plynárenské a distribuční sítě, předpokládáme podobné hodnocení i pouze u plynárenských distribučních sítí, protože pro plynárenské a elektroenergetické distribuční sítě platí stejné regulační principy.

4.1

Velká Británie16

4.1.1

Stabilita a předvídatelnost regulačního režimu Regulace elektroenergetických a plynárenských sítí má ve Velké Británii více než dvacetiletou historii. Proces kontroly cen v regulačním období je transparentní a trvá osmnáct měsíců až dva roky. Regulátor – Ofgem – získává během takového období informace od společností a konzultuje metodiku, která bude použita při nastavení kontroly cen. Ofgem zveřejňuje návrh rozhodnutí, který je rovněž možné konzultovat a poté předkládá společnosti konečné rozhodnutí o kontrole tarifů na příští regulační období. Ofgem musí při přijímání rozhodnutí zajistit, aby bylo v souladu s jeho zákonnými povinnostmi. Regulátor má konkrétně primární povinnost „chránit zájmy spotřebitelů“ a řadu sekundárních povinností, mj. „nutnost zajišťovat, aby držitelé licencí byli schopni financovat činnosti, které jsou předmětem uložených povinností“17. Jakmile je společnosti předáno konečné rozhodnutí, má předem stanovenou lhůtu k rozhodnutí, zda příjme rozhodnutí Ofgem. Je-li rozhodnutí přijato, je licence společnosti upravena, aby odrážela nový tarif. Není-li rozhodnutí ve stanovené lhůtě přijato, postoupí Ofgem takový případ Komisi pro hospodářskou soutěž (britskému odvolacímu orgánu). Podmínky, za nichž společnost¨může odmítnout rozhodnutí regulátora – a odvolat se – jsou stanoveny legislativně. Společnost formálně odmítne

14

Moody’s, Credit Opinion: TIGF SA, srpen 2013.

15

Moody’s, Credit Opinion: HSE Netz AG, srpen 2013.

16

Upozorňujeme, že tento oddíl se týká plynárenských (a elektroenergetických) sítí regulovaných Ofgem. Jedná se o sítě v Anglii, Walesu a Skotsku. Sítě v Severním Irsku nejsou zahrnuty, protože je reguluje Severoirský energetický regulační orgán (UR).

17

Britský zákon o energetických společnostech (Utilities Act) 2000.

Regulace a riziko - vybrané evropské země


25

navržený tarif tehdy, když není schopna financovat řádné vykonávání své funkce. To znamená, že společnost může odmítnout rozhodnutí, když má za to, že výnosy povolené regulátorem nestačí ke krytí nákladů na dodání požadovaných výstupů. Pokud společnost odmítne návrh Ofgem, je případ postoupen Komisi pro hospodářskou soutěž (dále jen „Komise“). Povinnosti Komise jsou stanoveny legislativou platnou pro dané odvětví (v případě energetiky v zákoně o energetických společnostech z roku 2000). Kromě toho mají společnosti možnost odvolat se k Vrchnímu soudu. Od zahájení regulace však žádná společnost dosud neodmítla návrh Ofgem. Komise rovněž odpovídá za rozhodnutí Severoirského energetického regulačního orgánu (UR). V nedávném případě, kdy jedna společnost odmítla rozhodnutí UR, se Komise zabývala dopadem regulačních opatření na riziko a náklady na kapitál (viz rámeček níže). Ofgem zahájil v listopadu 2008 přezkum svého dosavadního regulačního přístupu (RPI-X@20). Hlavním úkolem bylo poskytnout pobídky sítím k podpoře cílů udržitelnosti a dekarbonizace odvětví při současném udržování vysoké kvality služeb a nízkých nákladů. RPI-X@20 zahrnoval rozsáhlý konzultační a interakční proces se všemi zájemci. Cílem tohoto procesu bylo zvýšení transparentnosti cílů všech příslušných účastníků a jejich začlenění do rámce nového přístupu. Vedle toho byly tyto konzultace určeny pro upřesnění nově navrhovaných regulačních opatření. Tento proces vyústil v říjnu 2010 v nový regulační přístup označovaný jako RIIO (Revenue set with Incentives for delivering Innovation and Outputs), čili stanovení výnosů s pobídkami pro inovace a výstupy. Klíčovou inovací tohoto přístupu je jeho hlavní zaměření na výstupy, nikoli na vstupy. Princip je jednoduchý. Zákazníci se zajímají především o konečný výsledek, a na to by se tedy měly zaměřit pobídky provozovatelům sítí. V roce 2013 byl RIIO byl poprvé použit pro plynárenské distribuční společnosti (RIIO-GD1) a pro provozovatele elektroenergetické a plynárenské přenosové soustavy (RIIO-T1).


26


Komise pro hospodářskou soutěž – Phoenix Natural Gas Společnost Phoenix Natural Gas Limited (PNGL) odmítla v únoru 2012 kontrolu cen navrženou Severoirským energetickým regulačním orgánem (UR). UR následně postoupil tuto cenovou kontrolu Komisi, aby prošetřila, zda jsou podmínky této kontroly v rozporu s veřejným zájmem. Spor se soustředil na návrh UR odepsat přibližně 25 % regulační báze aktiv (RAB). PNGL namítala, že tento návrh byl neočekávaný, neoprávněný a v rozporu se zásadami pobídkové regulace, protože retrospektivně měnil dříve odsouhlasenou hodnotu báze aktiv PNGL. UR argumentoval tím, že jedná v souladu s regulační praxí a chrání zákazníky tím, že po pěti letech odebírá „částky, které nebyly vynaloženy na povolené výdaje“ z báze aktiv. Komise18 shledala, že návrh UR nebyl řádně předem avizován a že jeho odůvodnění nebylo dostatečně sděleno ani pochopeno. Změny v regulačním rámci, které byly přijaty tímto způsobem „by vedly k pocitu regulační nejistoty, protože investoři mohou předpokládat, že opatření UR budou nepředvídatelná …Investoři mohou předpokládat, že kromě běžných obchodních rizik se v budoucnu projeví větší nejistota ohledně regulačního prostředí, a tedy i vyšší rizika nedosažení návratnosti investic očekávaným způsobem nebo v očekávaném rozsahu. To pravděpodobně nepříznivě ovlivní budoucí investiční rozhodování.“ Komise identifikovala způsoby, jakými mohli být spotřebitelé dlouhodobě poškozeni retrospektivními zásahy. Zdůraznila tři možné mechanismy, jimiž by návrhy UR mohly negativně ovlivnit ochotu investovat a náklady na financování:



 

Ratingové agentury mohou „považovat regulační režim za méně výhodný a následkem toho mohou požadovat vyšší ukazatele úvěruschopnosti pro určitý úvěrový rating, což může vést ke snížení ratingu dluhu společnosti. Důsledkem toho může být snížení výše cizího kapitálu, kterou společnost může mít ve své kapitálové struktuře a/nebo zvýšení nákladů na dluhové financování společnosti, což obojí může zvýšit celkový ukazatel WACC.“ Investoři do vlastního kapitálu mohou považovat regulační režim za méně atraktivní, následkem čehož „mohou zvýšit výnosnost požadovanou pro investování do daného projektu. To může mít vliv na zvýšení požadované míry výnosnosti.“. A konečně pocit regulační nejistoty může odrazovat investice, „pokud společnosti nejsou schopny zformovat úsudek nebo jsou velmi nejisté, jaké bude regulační prostředí a zda, či jak nebo kdy získají výnosy z investic.“

Proto měla Komise za to, že regulační nejistota ovlivní jak náklady cizího, tak

18

Komise pro hospodářskou soutěž, Stanovení cen Phoenix Natural Gas Limited, listopad 2012.



27

i vlastního kapitálu. Uvedla, že „jakékoli účinky na náklady na vlastní kapitál mohou být dlouhodobé, protože se dá očekávat, že investorská obec bude brát na zřetel historii rozhodování UR za relativně dlouhou dobu při investicích do infrastrukturních aktiv s obdobně dlouhou životností.“ [odst. 8.94] Komise nevyčíslila rozsah dopadu regulační nejistoty na náklady na kapitál. Nicméně dospěla k závěru, že„podle našeho úsudku by tyto účinky mohly být značné. Pro ilustraci lze uvést, že uplatnění zvýšení nákladů na kapitál o 50 bázických bodů ve vztahu k regulační bázi aktiv společností NIE a PNGL, která činí dohromady přibližně 1,8 mld. GBP, by činilo 9 mil. GBP ročně. Přitom není brán zřetel dopady na jiné regulované investice a na budoucí investice na zelené louce.“ [odst. 8.99] Hodnocení Moody’s – Stabilita a předvídatelnost regulačního režimu: rating Aaa Co se týče Stability a předvídatelnosti regulačního režimu, Moody’s používá jako měřítko britský regulační rámec a uděluje rating Aaa. Agentura Moody’s věnovala zvláštní pozornost projektu RPI-X@20, zahájenému Ofgem v roce 2008, který hodnotil dřívější regulační přístup Ofgem s ohledem na budoucí uplatnění. Tento proces nakonec vyústil v nový režim RIIO. V říjnu 2010 vyjádřila agentura Moody’s znepokojení nad oznámením Ofgem, že nový regulační model RIIO je „největší změnou regulačního rámce za 20 let“. Moody’s se obávala, že tradice stability a předvídatelnosti tohoto regulátora se může rychle rozplynout. Moody’s vítá tuto prověrku a uznává, že výzvy, jimž čelí síťové společnosti, se jednoznačně vyvíjejí na pozadí měnícího se způsobu, jímž bude energie pravděpodobně v budoucnu dodávána. Současný regulační rámec pro energetické společnosti byl vyvinut tehdy, když tyto společnosti byly čistě infrastrukturní společnosti s poněkud pevnou úlohou v odvětví. Tomu tak již není a síťové společnosti se budou jednoznačně muset rozvíjet, aby se vypořádaly s novými technologickými výzvami. Britský regulační rámec a zejména koncepce RPI-X však byly přijaty celosvětově a jsou vysoce ceněny pro svou předvídatelnost, motivaci a dobrou historii. Moody’s hodnotí britský regulační rámec uplatňovaný v energetice jako jeden z nejtransparentnějších na světě. Proto jakákoli významná změna tohoto režimu by mohla potenciálně oslabit tento pohled, dokud znovu tento rámec nezíská dobrou pověst. Upozorňujeme rovněž, že měnící se regulační rámec a nové procesy mohou představovat značnou výzvu pro vedení společností, zejména v prvních pár letech.19 Avšak po prvním uplatnění RIIO ve vztahu k britským distribučním společnostem (RIIO-GD1) a provozovatelům elektroenergetických a plynárenských přenosových sítí (RIIO-T1) Moody’s uvedla, že

19

Moody’s (2010: 3).


28


RIIO je spíše nové označení pro předchozí režim RPI-X a představuje přirozený vývoj regulace, která trvá od doby první privatizace energetických společností“.20 Jelikož se RIIO vyvinul z RPI-X, dospěla agentura Moody’s k závěru, že přechod plynárenských distribučních společností na RIIO nemá žádný dopad na rating Aaa.

20

Moody’s (2013: 1).



4.1.2

Regulační systém – a výnosového rizika

Ukazatel

návratnosti

nákladů

a

29

investic

Tabulka 4. Regulační parametry RIIO-GD1 Regulační komponenta

Popis

Typ regulace

regulace typu revenue-cap

Délka cenové kontroly

8 let (s prověrkou v polovině období)

Opex

Rozdělen na

RAB

Náklady na kapitál



náklady podléhající kontrole (na základě analýzy efektivnosti); a



náklady nepodléhající kontrole.

RAB se zakládá 

na hodnotě aktiv v posledním roce předchozího období (převedené do dalšího období);



na ročních čistých přírůstcích RAB (pevně stanovené procento celkových nákladů)

přístup WACC reálné WACC

Odpisy

podle součtu let (sum-of-year digits) (počítáno od zahájení doby životnosti) Odpisy na základě 45tileté životnosti aktiva (součet let)

Investice

Obchodní plány slouží jako základ pro tempo růstu RAB o 1 % ročně

Analýza efektivnosti

Benchmarking celkových nákladů na základě čtyř modelů (průměrná efektivnost): 

historické celkové náklady;



plánované celkové náklady;



historické celkové náklady na disagregovanou úroveň činnosti; a



plánované celkové náklady na disagregovanou úroveň činnosti.

Distribuční společnosti musí snížit 75 % svého zjištěného rozdílu mezi plánem nákladů a horním kvartilem (75 %-kvartil). Řešení ztrát sítě

Očekává se, že distribuční společnosti omezí ztráty při dopravě plynu po dobu platnosti RIIO-GD1 prostřednictvím průběžného pobídkového mechanismu Společnosti dostávají úlevy na budoucí ztráty na základě stávajících objemů a očekávaných cen Následné vyrovnání očekávaných a a skutečných cen, což znamená odstranění komoditně cenového rizika pro provozovatele

Pobídky

Pobídkové sazby u povolených nákladů 

pobídka IQI (Information Quality Incentive – prémie za kvalitu informací) – jedná se o pobídky ex-ante za účelem předkládání přesných prognóz nákladů. Společnosti dostávají bonus, pokud jsou jejich obchodní plány v těsném souladu s prognózami Ofgem.

Balíček inovačních pobídek


30


Zdroj: Frontier

Klíčovým prvkem nového rámce RIIO je definice limitu povolených nákladů, která je zaměřena na výstupy místo na vstupy. Podle RIIO jsou společnosti povinny předkládat obchodní plány se stanovením budoucích investičních plánů a uvést, jak dosáhnou daného souboru výstupů. Tyto plány slouží jako klíčový vstup pro stanovení prvků cenové kontroly. Obrázek 2 ukazuje základní výstupy podle RIIO GD1,které lze přiřadit k různým kategoriím výstupů. Obrázek 2. Hlavní výstupy podle RIIO GD1 Hlavní výstupy RIIO GD1 (přehled) Podíl připojené kapacity biometanu 15-20% snížení ztrát při přepravě plynu

Nové normy připojení pro nové odběratele plynu Snížení bezpečnostních rizik o 40- 60%

-

Snížení uhlíkové stopy

Dodržování zákonných požadavků

Uspokojivé průzkumy, reklamační ukazatele, zapojení stakeholders,

Očekávaný počet přerušení dodávek

Připojení 80 000 domácností nedostatečně zásobených energiemi

Vytíženost aktiv / využití kapacit

Zvyšování osvěty o oxidu uhelnatém

Udržování provozního výkonu

Udržování standardů připojení

Životní prostředí

Služby zákazníkům

Společenský závazek

Připojení zákazníků

Bezpečnost

Spolehlivost

Zdroj: Frontier

Nejvyšší výdajovou položkou podle RIIO GD1 jsou výdaje na obnovu21 (repex), což je povinnost uložená britským Úřadem pro zdraví a bezpečnost (Health & Safety Executive), který vyžaduje, aby plynárenské distribuční společnosti do 30 let vyměnily železné rozvody umístěné do 30 m od budov (tzv. program 30/30). K překonání onoho neodmyslitelného problému příkazce a příkazníka, který je vlastní obchodním plánům jako zdroji informací předkládaných regulovanými společnostmi, zavedl Ofgem mechanismy (pobídku ke zvýšení kvality informací – Information quality incentive, IQI), které mají za cíl přimět provozovatele k předkládání přesných plánů a k odkrytí jejich skutečných nákladů:

21

Ofgem změnil zásady kapitalizace u nákladů na obnovu a zavedl odstupňovaný přechod jejich kapitalizace z 50 % kapitalizace v letech 2013-14 na 100 % v letech 2020-21.







31

Pobídky pro nákladové úspory – IQI dovoluje společnostem ponechat si část nákladových úspor během regulačního období. Pobídková sazba byla stanovena na 65 % až 70 %, což umožňuje společnostem ponechat si dvě třetiny takových výnosů. Odměna za přesné obchodní plány – nákladové odměny se poskytují (respektive se účtuje penále) nejvýše 2,5 % celkových nákladů těm společnostem, které předkládají prognózy nákladů, jež odpovídají hodnocení efektivních nákladů provedenému Ofgem.

Za účelem zajištění dalších pobídek pro inovace RIIO GD1 obsahuje pobídkový inovační balíček k financování inovací. Předkládané obchodní plány jsou dále předmětem komparativní analýzy efektivnosti na základě tří ukazatelů celkových nákladů, z nichž dva vycházejí z historických nákladů a dva z posouzení plánovaných nákladů. Průměr všech těchto čtyř ukazatelů slouží jako základ pro povolené náklady. Společnosti musí odstranit 75 % odhadnutého rozdílu mezi jejich plány a efektivními náklady22. Hodnocení Moody’s – Návratnost nákladů a investic: rating A, výnosové riziko: rating Aaa Co se týče ukazatele návratnosti nákladů a investic plynárenských distribučních společností, agentura Moody’s jej po první aplikaci RIIO nadále hodnotí ratingem A. Hlavní důvody jsou tyto:

22



prodloužení období kontroly cen z pěti na osm let je klíčovou změnou v rámci RIIO, protože dojde-li ke zvýšení specifických nákladů, budou společnosti potenciálně muset čekat déle na nové stanovení cen. Agentura Moody’s však poznamenává, že toto riziko je značně zmírněno velkým počtem zařazených mechanismů na snížení nejistoty (například tzv. vyrovnávací mechanismy (true-ups) a přechod na index nákladů na cizí kapitál);



povaha povolených nákladů je do velmi značné míry v souladu se stávající regulací cen a představuje pro společnosti navázání na předchozí praxi;



společnosti budou vystaveny podobnému riziku, co se týče nákladové výkonnosti podle RIIO-GD1; a také



Agentura Moody’s je toho názoru, že přítomnost nových pobídek ve vztahu k výstupům je více než kompenzována novými mechanismy na omezení nejistot s ohledem na náklady. Takto je tedy celkové úvěrové riziko u RIIO-GD1 z obecného hlediska neutrální.

Efektivní náklady jsou definovány jako horní kvartil (75 %) skóre efektivnosti.


32


Co se týče ukazatele výnosového rizika, hodnotí jej Moody’s stupněm Aaa, a to z důvodu struktury tarifů, protože velkou část celkových výnosů z plynu tvoří pevné kapacitní poplatky a společnosti nepodstupují objemová rizika. Rating přidělený agenturou Moody’s ukazatelům návratnosti nákladů a investic a výnosového rizika podle RIIO naznačuje, že jsou plynárenské distribuční společnosti vystaveny nízkému stupni rizika u těchto faktorů, které vstupují do celkového úvěrového ratingu. 4.1.3

WACC Tabulka 5. Parametr WACC – Velká Británie Parametr

Hodnota parametru

Bezriziková sazba (reálná)

2,0 %

Nezadlužený koeficient-beta

0,38

Zadlužený koeficient-beta

0,9

Tržní riziková prémie

5,25 %

Náklady na vlastní kapitál (reálné, po zdanění)

6,7 %

Podíl cizích zdrojů na vlastním kapitálu

65,0 %

Daň

21,0 %

Dluhová prémie

0,9 %

Náklady na cizí kapitál (desetiletý jednoduchý historický průměrný index iBoxx) (reálné, po zdanění)

2,9 %

Míra inflace

3,1 %

WACC (reálný, „vanilkový“)

4,2 %

Zdroj: Frontier

Ke stanovení nákladů na vlastní kapitál pro RIIO-GD1 použil Ofgem model oceňování kapitálových aktiv (CAPM) včetně analýzy relativního rizika. V porovnání s předchozím režimem kontroly cen (přezkum ceny distribuce plynu – gas distribution price review - GDPCR1) se Ofgem rozhodl snížit zadlužený koeficient beta z 1 na 0,9 na základě argumentu, že provozovatelé plynárenských distribučních sítí podstupují nižší riziko než v rámci GDPCR1. Zadlužený koeficient beta ve výši 0,9 se přetransformuje na nezadlužený koeficient beta ve výši 0,38. Ofgem navíc snížil reálnou bezrizikovou sazbu z 2,5 % na 2 % a zvýšil tržní rizikovou prémii ze 4,75 % o 0,5 % na 5,25 %. V rámci modelu RIIO se Ofgem rozhodl vycházet při stanovení nákladů na cizí kapitál z dlouhodobého plovoucího historického průměru forwardových úrokových sazeb a výnosy povolené v rámci kontroly cen budou každoročně



33

upravovány o změny tohoto historického průměru. Ofgem uvádí, že povolená návratnost cizího kapitálu v rámci cenových kontrol před zavedením RIIO těsně sledovala dlouhodobý průměr nákladů na cizí kapitál a nikoli běžné sazby. To je silným náznakem toho, že dlouhodobé průměry zůstávají i nadále náležitým základem pro výpočet prognóz nákladů na cizí kapitál – bez zřetele na běžné (nebo dokonce předpovídané) tržní sazby.23 Tento přístup by tedy měl dlouhodobě zajišťovat návratnost nákladů na cizí kapitál. Co se týče RIIO-GD1, Ofgem se rozhodl použít při stanovení nákladů na cizí kapitál desetiletý historický průměr dvou indexů iBoxx, a sice

 

iBoxx £ Non-Financials A 10+24 – Tento index zahrnuje dluhopisy společností s ratingem A se zbytkovou dobou splatnosti (váženou nesplacenou hodnotou) v délce 21,6 let. iBoxx £ Non-Financials BBB 10+25 – Tento index zahrnuje dluhopisy společností s ratingem BBB se zbytkovou dobou splatnosti (váženou nesplacenou hodnotou) v délce 17,2 roky.

Nevážený průměr obou indexů je poté snížen pomocí tzv. break-even inflace, která je odvozena z rozdílu reálného a nominálního výnosu desetiletých britských vládních cenných papírů s nulovým kupónem.26 Ofgem výslovně neuvádí dluhovou prémii, avšak použití bezrizikové sazby nákladů na cizí kapitál naznačuje, že dluhová prémie při zahájení RIIO-G1 činí 0,9 %.

4.2

Německo

4.2.1

Stabilita a předvídatelnost regulačního režimu Regulační rámec pobídkové regulace u plynárenských a elektroenergetických sítí je stanoven ve Vyhlášce o pobídkové regulaci („Anreizregulierungsverordnung 2012“, ARegV). Kromě toho Vyhláška o plynárenských síťových tarifech („Gasnetzentgeltverordnung“, GasNEV) uvádí způsob určování nákladů ke stanovení síťových tarifů pro provozovatele plynárenských přenosových sítí (TSO) a provozovatele distribučních systému (DSO). Tyto vyhlášky např. obsahují



regulační vzorec;



velikost faktorů produktivity; nebo

23

VizOfgem, RIIO Handbook, 2010.

24

Série DE000A0JY837.

25

Série: DE000A0JZAH1.

26

10tiletý nominální nulový kupón série IUDMNZC; 10tiletý reálný nulový kupón, série

IUDMRZC.


34




výpočet povolených odpisů, hodnoty aktiv a nákladů na vlastní kapitál

a omezují libovůli regulátora, kterým je Bundesnetzagentur (BNetzA). V případech, kdy vyhláška neuvádí výslovně podrobné údaje o způsobu stanovení určitých regulačních parametrů, např. podrobné specifikace benchmarkingové analýzy, podrobný výpočet rizikové prémie (nezadluženého koeficientu beta) u nákladů na vlastní kapitál, používá BNetzA proces veřejných konzultací se všemi příslušnými účastníky. BNetzA stanoví povolené náklady a aplikaci regulačního vzorce individuálním rozhodnutím pro každou společnosti. Toto individuální rozhodnutí rovněž zahrnuje podrobnosti, např. výsledné skóre efektivnosti pro specifikace benchmarkingové analýzy. Společnost se mohou odvolat proti tomuto rozhodnutí k soudu. Takové odvolání je postoupeno nejdříve



odvolacímu soudu, kterým je Oberlandesgericht Düsseldorf pro odvolání proti rozhodnutím BNetzA; a také



Nejvyššímu soudu, kterým je Bundesgerichtshof pro dovolání proti rozhodnutím odvolacího soudu.

Pro rozhodnutí odvolacích soudů platí zásada „reformatio in peius“. To znamená, že žádný odvolatel se nesmí ocitnout v horším postavení proto, že podal odvolání. Rozsudek soudu vyšší instance nemůže změnit rozhodnutí nižší instance v neprospěch žalovaného nebo žalobce, který se obrátí k soudu vyšší instance s žádostí o nové rozhodnutí. Společnosti tedy nemohou nic „ztratit“, když se odvolají proti rozhodnutí. Společnosti začaly využívat svého práva na odvolání k soudu proti rozhodnutí BNetzA od zahájení pobídkové regulace. V minulosti vydaly odvolací soudy různá rozhodnutí, v nichž se projevuje důkladné hodnocení záležitostí předložených společnostmi a která byla vydána buď ve prospěch argumentů předložených



společnostmi, např. co se týče použití celoodvětvového faktoru produktivity a ukazatelů užívaných k přecenění aktiv; nebo



BNetzA, např. na úrovni nákladů na vlastní kapitál pro první regulační období.

Od zahájení pobídkové regulace byly provedeny určité změny a doplnění ARegV se zřetelem na budoucí potřeby investic, zejména elektroenergetických TSO. Byla například odstraněna časová prodleva pro zahrnutí rozvojových investic do povolených výnosů během regulačního období. Kromě toho rozhodnutí BNetzA o povolených nákladech na vlastní kapitál pro druhé regulační období vzalo rovněž na zřetel budoucí potřeby investic do energetiky (viz níže).



35

Hodnocení Moody’s27 – Stabilita a předvídatelnost regulačního režimu: rating A Co se týče ukazatele stability a předvídatelnosti regulačního režimu, považuje agentura Moody’s německý regulační rámec za mírně rizikovější v otázce transparentnosti a předvídatelnosti než britský rámec, který je používán jako benchmark, a uděluje tomuto dílčímu faktoru rating A. Důvody jsou následující:

27



Klíčové zásady pobídkového regulačního rámce jsou zakotveny v zákoně. Jelikož se však jedná o relativně novou formu regulace, která stále ještě prochází významnými změnami, je výsledek budoucího vývoje hůře předvídatelný.



Zatímco dosavadní zkušenost ukazuje, že regulační změny vedly v mnoha případech k dalšímu objasnění a snížení rizika pro regulované společnosti, Moody’s očekává delší historii soustavné aplikace regulačních zásad, než uvede skóre do souladu s více zavedenými režimy.

Rating Moody’s je převzat z ratingu společnosti HSE Netz AG, která vlastní a provozuje elektroenergetické a plynárenské distribuční sítě. Přestože HSE Netz AG provozuje plynárenské distribuční sítě., předpokládáme podobné hodnocení pouze pro plynárenské distribuční sítě, protože pro plynárenské i pro elektroenergetické sítě platí stejná pravidla.


36

4.2.2


Regulační systém – a výnosového rizika

Ukazatel

návratnosti

nákladů

a

investic

Tabulka 6. Regulační parametry – Německo Regulační komponenta

Popis

Typ regulace

Regulace typu revenue cap

Délka kontroly cen

5 let (2. regulační období 2013-2017)

Opex

Provozní náklady podléhající kontrole (např. přímé náklady na práci, náklady na zboží a služby) – pevně stanovená hodnota ze základního roku (t-3), která je ročně upravována o index spotřebitelských cen (CPI) a o faktor produktivity Provozní náklady nepodléhající kontrole (např. náklady na používání přenosové soustavy – uznané buď v t-2 nebo t-0)

RAB

RAB se týká pouze části financované vlastním kapitálem, protože náklady na cizí kapitál se přebírají z výkazu zisku a ztráty Rozlišení mezi „starými aktivy“ (do 1. 1. 2006) a „novými aktivy” (po 1. 1. 2006) – „Stará aktiva“ jsou oceňována reprodukčními náklady, „nová aktiva“ historickými náklady

Náklady na kapitál

Nepoužívá se WACC, protože náklady na cizí kapitál se přebírají z výkazu zisku a ztráty Náklady na vlastní kapitál se určují podle modelu CAPM U „starých aktiv“ se používají reálné a u „nových aktiv“ nominální náklady na vlastní kapitál

Odpisy

Pevně stanovená částka od základního roku (t-3), která je ročně upravována o CPI a o faktor produktivity „Stará aktiva“ – část financovaná vlastním kapitálem (s limitem 40 %) se odepisuje na základě reprodukčních hodnot, část financovaná cizím kapitálem se odepisuje na základě historických hodnot „Nová aktiva“ se odepisují na základě historických hodnot

Investice

Pro regulační období se nepoužívají žádné plány potřeby investic v daném období Investice na rozšiřování sítí jsou kryty růstovým faktorem, který vychází z rozvoje dodávek, špičkové poptávky a počtu přípojných bodů


Analýza efektivnosti vychází z celkových nákladů s použitím dvou benchmarkingových metodik (DEA a SFA)

Řešení ztrát sítě

Náklady na ztráty sítě nejsou součástí výnosů distribučních společností a jsou kryty prostřednictvím nákupů vyrovnávací energie ze strany obchodníků

Pobídky

Pobídky se vztahují pouze k nákladům podléhajícím kontrole, přičemž náklady na kapitál jsou rovněž definovány jako náklady podléhající kontrole Uplatňují se kumulativně dva typy cílů: (i) celoodvětvový cíl produktivity a (ii) cíle efektivnosti u jednotlivých společností na základě efektivnosti každé z nich Společnosti si mohou ponechat úspory nákladů nad rámec cílů efektivity



37

Zdroj: Frontier

BNetzA neužívá nákladové prognózy ke stanovení provozních a kapitálových nákladů pro následující regulační období. Namísto toho jsou užívány náklady ze základního roku. Výchozím bodem jsou hodnoty z výkazů zisku a ztráty a z rozvah, které jsou součástí výročních zpráv společností. Podle § 6 ARegV vychází příslušný základní rok z nákladů t-3, kde t je začátek následujícího regulačního období. Pro pobídkovou regulaci plynárenských DSO v druhém regulačním období počínaje 1. lednem 2013 to znamená, že příslušné náklady pro období let 2013-2017 tvoří účetní údaje z roku 2010. ARegV definuje tři kategorie nákladů, s nimiž se během regulačního období zachází odlišně:



náklady nepodléhající kontrole (§ 11 odst. 2 ARegV) – které jsou uvedeny v taxativním seznamu a jedná se o průběžně uznatelné nákladové položky;



volatilní náklady (§ 11 odst. 5 ARegV) – které jsou uvedeny v taxativním seznamu a jedná se o průběžně uznatelné nákladové položky; a



náklady podléhající kontrole – náklady, které nepatří k nákladům nepodléhajícím kontrole a k volatilním nákladům, podléhají automaticky kontrole. K těmto nákladům patří provozní a investiční náklady (odpisy a náklady na kapitál). Náklady podléhající kontrole jsou během regulačního období upravovány o inflaci a o faktor produktivity.

Faktor produktivity je tvořen dvěma částmi:



cíl celoodvětvové produktivity – který platí pro všechny společnosti a je stanoven pro druhé regulační období na 1,5 %; a



cíle efektivnosti jednotlivých společností – které vycházejí z efektivnosti stanovené pro každou společnost, jež je odvozena od benchmarkingové analýzy celkových nákladů. Společnosti jsou povinny omezit veškerou svou neefektivnost během pěti let. K utlumení dopadu specifického cíle pro danou společnost se užívá nejlepší přístup vybraný z odlišných benchmarkingových modelů a limit maximální neefektivnosti.

U investic během regulačního období je nutno rozlišovat mezi



reprodukčními investicemi – s implicitním předpokladem, že povolené odpisy v základním roce jsou dostačující k produkování dostatečných peněžních toků pro reprodukční investice v nacházejícím regulačním období; a



rozvojové investice – které jsou kryty tzv. „rozvojovým faktorem“, který povoluje společnosti další výnosy, pokud se během regulačního období zvýší jejich dodávková povinnost. Zvýšení této povinnosti je způsobeno změnou oblasti dodávek, špičkového zatížení a počtu přípojných bodů.


38


Revenue cap nezpůsobuje společnostem žádné objemové riziko. Proto regulační vzorec neobsahuje žádná opatřená pro využití sítí. Regulace kvality může v zásadě platit i pro plynárenské distribuční společnosti. BNetzA však dosud neuplatil regulaci kvality. Proto plynárenské distribuční společnosti nejsou vystaveny riziku kvality. Hodnocení Moody’s28 – Stabilita a předvídatelnost regulačního režimu: rating A Co se týče ukazatele návratnosti nákladů a investic, přebíráme stejný rating Baa jako rating, kterým Moody’s hodnotí HSE Netz AG, a to z důvodů:



aplikace faktoru celoodvětvové produktivity a efektivních cílů pro jednotlivé společnosti na celkové náklady; a



omezené zkušenosti s aplikací tarifního vzorce.

Co se týče ukazatele výnosového rizika, přebíráme stejný rating A jako rating, kterým Moody’s hodnotí HSE Netz AG, protože objemové riziko je značně zmírněno prostřednictvím mechanismu úprav, v jehož rámci se nadměrná nebo nedostatečná výnosnost eviduje v regulačním účtu a je v příštím regulačním období upravena. 4.2.3

WACC Německý regulátor BNetzA stanoví samostatně povolenou výnosnost na vlastní kapitál a povolené náklady na cizí kapitál (což znamená, že se v Německu neuplatňuje přístup WACC). BNetzA stanoví parametry, které jsou používány pro výpočet nákladů provozovatelů plynárenských sítí na vlastní kapitál pro druhé regulační období (2013–2017). BNetzA vycházel ve svém rozhodnutí z externího znaleckého posudku, který zkoumal náklady německých provozovatelů plynárenských a elektrotechnických sítí na vlastní kapitál.29 Tabulka 7. Parametry nákladů na vlastní kapitál – Německo Parametr

Hodnota parametru

Bezriziková sazba (nominální)*

3,8 %

Nezadlužený koeficient beta (převzatý z prvního regulačního období)**

0,39

28

Rating Moody’s je převzat z ratingu společnosti HSE Netz AG, která vlastní a provozuje elektroenergetické a plynárenské distribuční sítě. Přestože HSE Netz AG provozuje plynárenské distribuční sítě, předpokládáme podobné hodnocení pouze pro plynárenské distribuční sítě, protože pro plynárenské i pro elektroenergetické sítě platí stejná pravidla.

29

Frontier Economics (2011), Wissenschaftliches Gutachten zur Ermittlung des Zuschlages zur Abdeckung netzbetriebsspezifischer unternehmerischer Wagnisse im Bereich Gas, Gutachten im Auftrag der BNetzA.



Zadlužený koeficient beta (převzatý z prvního regulačního období)**

0,79

Tržní riziková prémie**

4,55 %

Riziková prémie vlastního kapitálu

3,59 %

Náklady na vlastní kapitál (u nových aktiv nominální před zdaněním)***

9,05 %

Náklady na vlastní kapitál (u starých aktiv reálné před zdaněním)***

7,14 %

Podíl cizích zdrojů a vlastního kapitálu

39

60 %

Daň****

29,48 %

Míra inflace

1,56 %

Zdroj: Frontier Economics na základě BNetzA (2011) * Vážený průměrný výnos vydaných dluhopisů Bundesbank za minulých deset let. **BNetzA se rozhodl nepoužít metodu CAPM a použil namísto toho beta koeficienty a tržní rizikovou prémii z prvního regulačního období. Nezadlužený/zadlužený koeficient beta zveřejněný původně v jeho návrhu předloženém ke konzultaci pro druhé regulační období činí 0,32/0,66 a tržní riziková prémie činí 4,40 % (což odpovídá rozpětí nezadluženého koeficientu beta doporučenému Frontier Economics (2011)). *** Náklady na vlastní kapitál u nových zařízení jsou uvažovány jako nominální před zdaněním a u starých zařízení jako reálně před zdaněním. **** Daň zahrnuje obchodní daň v sazbě 13,65 % a daň z příjmu právnických osob v sazbě 15,825 %.

BNetzA snížil náklady provozovatelů plynárenských sítí na vlastní kapitál oproti prvnímu regulačnímu období, což odůvodňuje celkovou úrovní úrokových sazeb. Parametry nákladů na vlastní kapitál pro druhé regulační období jsou uvedeny v Tabulka 7. Zadaný znalecký posudek stanovil potenciální rozpětí u zadluženého koeficientu beta mezi 0,62 a 0,71 a u nezadluženého koeficientu beta mezi 0,30 a 0,35 a potenciální rozpětí tržní rizikové prémie mezi 3,8 % a 5,0 % (geometrická a aritmetická střední hodnota). Ve svém rozhodnutí se však BNetzA rozhodl odchýlit se od přístupu CAPM použitého v externím znaleckém posudku a namísto toho se přidržel vyšších koeficientů beta a tržní rizikové prémie odvozených v prvním regulačním období. Vyšší zadlužený koeficient beta činil v prvním regulačním období 0,79 (což implikuje nezadlužený koeficient beta ve výši 0,39) a tržní riziková prémie činila 4,55 %. BNetzA odůvodnil tuto odchylku od metody CAPM



mimořádnou situací na finančních trzích a



nedávnou změnou německé energetické politiky po nehodě ve Fukušimě, za níž následovaly rovněž změny právního rámce v Německu.


40


BNetzA klade důraz zejména na značnou potřebu rozvoje a modernizace německých distribučních soustav tak, aby mohly pojmout větší objem obnovitelných energií v souladu s německým revidovaným zákonem o obnovitelných zdrojích energie (EEG). Svým rozhodnutím nesnížit rizikovou prémii hodlá BNetzA poskytnout větší regulační pobídky pro zásadní investice potřebné v důsledku obratu v německé energetické politice.30

4.3

Francie

4.3.1

Stabilita a předvídatelnost regulačního režimu Plynárenský a elektroenergetický sektor ve Franci reguluje Commission de Régulation de l’Energie (CRE) podle zákona z února 2000. CRE je jakožto administrativní orgán nezávislá na vládě. Jejím posláním je



zaručovat právo přístupu k veřejnoprávním elektroenergetickým sítím a k sítím a zařízením zemního plynu;



zajišťovat řádné fungování a rozvoj rozvodných sítí a infrastruktury elektřiny a zkapalnělého zemního plynu;



zajišťovat nezávislost systémových operátorů;



přispívat k budování Evropského vnitřního trhu s elektřinou a plynem.

Francouzský energetický zákoník, platný od 1. června 2011, transponuje směrnici 2009/73/ES do francouzského práva. § L.452-2 a § L.452-3 francouzského energetického zákoníku stanoví pravomoc CRE ve vztahu k tarifům. § L.452-2 uvádí, že CRE stanoví metody zavádění tarifů pro užívání soustav zemního plynu. § L.452-3 dále stanoví, že Energetická regulační komise posuzuje změny tarifů […] s případnými úpravami na tarifní úroveň a strukturu, kterou považuje za odůvodněnou zejména ve světle analýzy účtů provozovatelů a předvídatelných změn provozních a investičních nákladů. CRE nejdříve aplikovala v roce 2008 dlouhodobý regulační rámec, včetně pobídek pro plynárenské distribuční společnosti. CRE nezměnila tento regulační rámec pro druhé regulační období. I když CRE nemá takovou zákonnou povinnost, široce konzultuje vše, co hodlá činit. Proto má pověst orgánu, který jednoznačně a velmi podrobně stanoví cenové kontroly již na začátku každého regulačního období. CRE předkládá svá rozhodnutí o tarifech spolu s jejich odůvodněním ministerstvům odpovědným za energetiku a hospodářství. Tato ministerstva jsou oprávněna vetovat do dvou měsíců tato rozhodnutí, pokud mají za to, že tarify

30

BNetzA ve svém rozhodnutí výslovně zmiňuje, že se vrátí k aplikaci metodiky CAPM v třetím regulačním období, pokud se zlepší podmínky pro provoz sítí s ohledem na předvídatelnost a stabilnější právní rámec.



41

nejsou v souladu se stávající energetickou politikou. Pokud není vydáno žádné takové veto, nabývají nové tarify a předmětný regulační rámec platnosti. Společnosti a ostatní zájemci mají možnost odvolat se proti rozhodnutí CRE u Conseil d’Etat. Nevíme o žádném odvolání plynárenského odvětví. Avšak v roce 2009 se skupina místních orgánů odvolala proti rozhodnutí o tarifech pro elektroenergetické distribuční společnosti a požadovala snížení těchto tarifů, protože náklady na kapitál byly stanoveny příliš vysoko. Conseil d’Etat zrušil dne 28. listopadu 2012 toto rozhodnutí CRE, které bylo zpětně nahrazeno režimem cost-plus. V současné době probíhají konzultace pro příští regulační období s přihlédnutím k rozhodnutí Conseil d’Etat. Obecně vzato tento přístup ukazuje, že odvolací mechanismus ve Francii může vést ke zrušení cenové kontroly. Hodnocení Moody’s31 – Stabilita a předvídatelnost regulačního režimu: rating Aa Co se týče ukazatele stability a předvídatelnosti regulačního režimu, považuje agentura Moody’s francouzský regulační rámec za mírně rizikovější s ohledem na transparentnost a předvídatelnost než britský rámec, který je používán jako měřítko, a uděluje tomuto dílčímu faktoru rating Aa. Důvody jsou následující:

31



regulátor CRE má závazky ve vztahu ke stabilitě rámce, které podle názoru Moody's snižují pravděpodobnost jeho jakýchkoli náhlých změn



metodika a modely používané CRE jsou zveřejňovány a jsou transparentní, co se týče investičních a provozních nákladů a hodnocení RAB.

Rating Moody’s je převzat z ratingu francouzské plynárenské TSO, TIGF . Přestože je TIFG plynárenská TSO, předpokládáme podobné hodnocení pro plynárenské distribuční sítě, protože zde platí stejná pravidla.


42

4.3.2


Regulační systém – Ukazatele návratnosti nákladů a investic a výnosového rizika Tabulka 8. Regulační parametry – Francie

32

Regulační komponenta

Popis

Typ regulace

Revenue cap

Délka kontroly cen

4roky 1. regulační období: 2008-2011 2. regulační období: 2012-2015 (revidováno po dvou letech)

Opex

Prognózy provozních nákladů zpracovávají DSO. Národní regulační orgán stanoví trajektorii nákladů na základě prognózy, ročního cíle produktivity a inflace

RAB

Prvotní RAB: historická aktiva (pořízená před rokem 2003) jsou přeceňována s použitím „tržně sektorového“ cenového indexu HDP a odepisována lineárně. Aktualizovaná RAB: aktiva v provozu od roku 2003 jsou zaúčtována ve své brutto hodnotě (bez příspěvků třetích osob a dotací)

Odpisy

Aktiva začleněná do RAB jsou přeceňována k 1. lednu s použitím míry inflace; lineární odpisy na základě hospodářské životnosti aktiv33

Investice

Plánované investice začleněné do RAB se oceňují výhledovou hrubou hodnotou (CRE v plném rozsahu převzala investiční prognózy GrDF)


Není prováděna žádná analýza efektivnosti

Řešení ztrát sítě

Výdajový a výnosový účet zpětných korekcí (CRCP) nahrazuje provozovateli 80 %34 rozdílů mezi 

pořizovacími náklady plynu a zůstatkem na účtu rozdílů provozovatele a účtu rozdílů mezi provozovateli (GrDF – TSO), (vypočtenými ex-post na základě aktuálních údajů); a



odhadovanými pořizovacími náklady.

Benchmarkingový údaj bude revidován, vznikne-li více než pětiprocentní rozdíl mezi tržní cenou plynu ke krytí ztrát a ostatních nesrovnalostí a plánovanou kupní cenou přijatou v rámci tarifu.

Pobídky

Výdajový a výnosový účet zpětných srážek (CRCP) bere v úvahu

32

CRE, Jednání francouzské Energetické regulační komise ze dne 28. února 2012 o formulování rozhodnutí o vyrovnávacím tarifu pro použití u veřejných plynárenských distribučních sítí GrDF, 2012; CRE, návrh tarifů CRE z 28. února 2008 pro použití u veřejných plynárenských distribučních sítí, 2008.

33

Ekonomická životnost aktiv: plynové potrubí a přípojky 45-50 let.; stanice pro snižování tlaku plynu 40 let; kompresní/měřicí zařízení 20 let; ostatní technická zařízení 10 let; budovy 30 let.

34

Sníženo z 90 % v ARTD3 na 80 % v ARTD4.



43

rozdíly mezi skutečnými a plánovanými náklady a výnosy; zvýšení/snížení příjmu se získá zpět prostřednictvím tarifů (max. 2 % ročně) Roční cíl produktivity pro provozní náklady Pobídkový mechanismus pro investice (max. 2 mil. EUR ročně) Pobídkový regulační mechanismus kvality služeb Finanční pobídky k propagaci užívání plynu (např. v nových obytných budovách)

Zdroj: Frontier

CRE stanoví na dobu čtyř let tarify, jejichž prostřednictvím je GrDF povoleno získat zpět své náklady. Tarify jsou vypočteny na základě prognóz provozních a investičních nákladů. Provozní náklady jsou každoročně indexovány o inflaci a podléhají ročnímu cíli produktivity35. Povolené investiční náklady jsou tvořeny odpisy a náklady na financování (ukazatel WACC vynásobený RAB), které se zakládají na výchozí hodnotě RAB a plánovaných investicích. RAB se každoročně přeceňuje o inflaci. V prvním regulačním období (ARTD 3) byl zaveden korekční mechanismu (Compte de régulation des charges et des produits, CRCP). Tento mechanismus upravuje tarify s ohledem na rozdíly mezi specifickými výslednými náklady (např. investičními)/výnosy a prognózami nákladů/výnosů. Zůstatek CRCP je každoročně zúčtován a automaticky snižuje nebo zvyšuje příjem, který má být zpětně získán prostřednictvím tarifů (s limitem 2 %ročně a převodem do příštího roku). Vedle ročního cíle produktivity stanoveného pro provozní náklady jsou poskytovány další pobídky prostřednictvím



pobídkové kontroly nákladů pro investice;



pobídková regulace kvality služeb; a



pobídkové mechanismy propagace užívání plynu.

Tyto mechanismy vysvětlujeme níže.



Pobídková kontrola nákladů pro investice – tento nástroj byl zaveden v druhém regulačním období, je nový a může zvyšovat nebo snižovat příjem z tarifů v závislosti na kladném nebo záporném rozdílu mezi plánovanými a skutečnými investicemi. Vedle toho CRE uplatnila několik kvalitativních ukazatelů k monitorování investičního programu, které jsou všechny vykazovány na roční bázi (Obrázek 3).

35

Čtvrté regulační období (ATRD 4): 1,3 %.


44


Obrázek 3. Investiční ukazatele

Investiční ukazatele Délka nahrazené sítě v km

Délka nově vybudované sítě v km Počet přípojek bioplynových zařízení

Délka rekonstruovaných prodloužení v km

Počet nových (nebo nahrazených) dodacích bodů

Zařízení přemístěná na žádost třetích osob

Počet pravidelných odečtů průmyslových plynoměrů

a

kalibrace

Počet geodeticky zaměřených plánů za rok -

Počet pravidelných odečtů domácnostních plynoměrů

a

kalibrace

Zdroj: Frontier



Pobídková regulace kvality služeb – CRE zavedla rozsáhlý systém indikátorů, které monitorují kvalitu služby poskytované plynárenskou soustavou. Každý indikátor má stanovenu trajektorii, která je monitorována na týdenní, měsíční nebo roční bázi. Indikátory, které jsou nejdůležitější pro fungování trhu, podléhají finančním pokutám a pobídkám, např. poměr přípojek vybudovaných ve sjednané lhůtě. Pro tento indikátor je stanoven základní cíl 82 % (85 %) přípojek <6-10 m³/h (>10m³/h) a bylo určeno cílové procento ve výši 87 % (90 %). Pokud provozovatel nesplní základní cíl, nabude účinnosti pokuta ve výši 10 000,-EUR měsíčně za nedodržení cíle. Pokud provozovatel splní nebo překročí základní cíl, bude na DRCL připsána částka 10 000 EUR měsíčně nad rámec cílového procenta. Obrázek 4 obsahuje stručný přehled indikátorů kvality služeb zavedených v ATRD4.



45

Obrázek 4. Indikátory kvality služeb Monitorovací indikátory kvality služeb

(přehled)

Počet plánovaných schůzek zmeškaných DSO

Odezva na reklamace dodavatelů do 15 dnů

Zahajovací práce dokončené v požadovaném termínu

Odezva na reklamace dodavatelů do 30 dnů

Výluky v požadovaném termínu

Míra zveřejnění odečtů internetovém portálu

Přípojky dokončené v požadovaném termínu Uskutečněné pololetní odečty

Odchylky od rozsahu s alternativními dodavateli

na smluv

Velikost účtu odchylek

Kvalita odečtů předložených TSO

Úroveň oprav údajů z odečtů

Míra dostupnosti portálu DSO

Emise GHG do ovzduší

Zdroj: Frontier



Pobídkový mechanismus propagace užívání plynu – CRE vytvořila rezervy na provozní náklady ve výši 45 mil. EUR ke krytí dodatečných nákladů GrDF vynaložených v souvislosti s intenzifikací užívání jeho sítě. Tato opatření mají za cíl propagaci užívání plynu na rezidenčním a terciárním a průmyslovém trhu. Referenční trajektorie je definována a sledována na konci regulačního období v těchto ukazatelích:



rezidenční trh: nové obytné jednotky vytápěné plynem; a



terciární a průmyslový trh: celkový počet nových zákazníků.

Nebude-li kterákoli z těchto trajektorií na konci roku 2015 splněna, stanovil mechanismus penále (nejvýše 30 mil. EUR za celé regulační období). Pokud budou trajektorie dosaženy za nižší náklady, bude GrDF na oplátku oprávněn ponechat si veškerý přebytek. Hodnocení Moody’s36 – Ukazatele návratnosti nákladů a investic: rating A a výnosového rizika: rating Aa Co se týče ukazatele návratnosti nákladů a investic, přebíráme stejný rating A jako rating přidělený Moody’s společnosti TIGF, protože:

36

Rating Moody’s je převzat z ratingu francouzské plynárenské TSO TIGF. Přestože je TIFG plynárenská TSO, předpokládáme podobné hodnocení pro plynárenské distribuční sítě, protože zde platí stejná pravidla.


46




provozní náklady a náklady na kapitál jsou stanoveny na čtyři roky a poskytují jednoznačný a transparentní pohled na povolené náklady;



je zaveden transparentní mechanismus uznatelnosti průběžných nákladů nepodléhajících kontrole;



k RAB se automaticky přičítají rozumně vynaložené investice;



pobídky jsou odvozovány z cílů efektivnosti a je zavedeno nové zacházení s investičními náklady, které nedosahují nebo překračují povolený limit, a s cíli kvality.

Co se týče ukazatele výnosového rizika, přebíráme stejný rating Aa jako rating přidělený Moody’s společnosti TIGF, protože objemové riziko je značně zmírněno prostřednictvím mechanismu úprav, v jehož rámci jsou výnosy nad nebo pod povolený limit zaznamenávány do regulačního účtu a v příštím regulačním období upravovány. 4.3.3

WACC Tabulka 9. Parametr WACC – Francie Parametr

Hodnota parametru

Bezriziková sazba (reálná)

2,2 %


0,46


0,76

Tržní riziková prémie

5,0 %

Náklady na zdaněním)

vlastní

kapitál

(reálné,

před

9,2 %

Podíl cizích zdrojů k vlastnímu kapitálu

50,0 %

Daň

34,4 %

Dluhová prémie

0,60

Náklady na cizí kapitál

2,8 %

Míra inflace WACC (reálný, před zdaněním)

2% 6,0 %



47

Zdroj: Frontier

U každého tarifního rozhodnutí37 CRE přehodnocuje jednotlivé parametry používané k výpočtu WACC. Kromě toho CRE zadala zpracování externího znaleckého posudku, který zkoumá náklady na kapitál u elektroenergetických a plynárenských sítí v Evropě. Posudek zadaný CRE definoval potenciální rozpětí nezadluženého koeficientu beta mezi 0,35 a 0,45. CRE stanovila nezadlužený koeficient beta ve svém rozhodnutí o čtvrtém regulačním období na 0,46, což je méně než hodnota použitá v předchozím regulačním období (0,58). S ohledem na rozpětí cizího kapitálu zvýšila CRE hodnotu o +20 % na 60 %. Další změny v porovnání předchozím regulačním obdobím jsou zvýšená tržní riziková prémie (+0,5 pp) a snížení reálné bezrizikové sazby o 0,2 pp (konstantní nominální bezriziková sazba). Podíl cizích zdrojů k vlastnímu kapitálu byl zvýšen ze 40 % na 50 %.

37

CRE, Jednání francouzské Energetické regulační komise ze dne 28. února 2012 o formulování rozhodnutí o vyrovnávacím tarifu pro použití u veřejných plynárenských distribučních sítí GrDF, 2012; CRE, návrh tarifů CRE z 28. února 2008 pro použití u veřejných plynárenských distribučních sítí, 2008.


48

4.4


Hlavní zjištění – regulace a riziko ve Velké Británii, Německu a Francii

  

Velká Británie (Aaa) představuje měřítko pro ukazatel stability a předvídatelnosti regulačního režimu. Německo (A) a Francie (Aa) získávají o něco nižší rating Moody’s. Výsledné rozpětí je tedy Aaa až A. Rozpětí hodnocení návratnosti nákladů a investic v regulačním rámci je A až Baa a u výnosového rizika Aaa až A. Odpovídající koeficienty beta a dluhové prémie nastavené regulačními orgány ve Velké Británii, Německu a Francii jsou tyto:



nezadlužený koeficient beta v rozpětí 0,38 až 0,46;



zadlužený koeficient beta v rozpětí 0,76 až 0,90;



dluhová prémie v rozpětí 0,60 % až 0,90 %.

Tabulka 10. Regulace a riziko a dopad na náklady na kapitál Velká Británie (2013–2021)

Německo (2013–2017)

Francie (2012–2015)

Aaa

A

Aa

A

Baa

A

Výnosové riziko

Aaa

A

Aa


0,38

0,39

0,46


0,90

0,79

0,76

0,90 %

na

0,60 %

Stability a předvídatelnost regulačního režimu Návratnost nákladů a investic

Dluhová prémie

Zdroj: Velká Británie – Moody’s; Německo a Francie – a hodnocení Frontier na základě ratingu Moody’s přiděleného společností HSE Netz (Německo) a TIGF (Francie)



5

49

Regulace a riziko – Česká republika V následující části porovnáváme regulační rámec třetího regulačního období u plynárenských distribučních společností s návrhem ERÚ na čtvrté regulační období a s potenciálním rizikem, jemuž jsou vystaveny společnosti. Toto srovnání aplikuje ratingovou metodiku Moody’s vysvětlenou v Tabulka 3 na tyto faktory:









výnosové riziko.

Za účelem vyvození závěrů o pravděpodobném ratingovém dopadu návrhů a opatření ERÚ na tyto tři ratingové faktory čerpáme z argumentů vztahujících se k vybraným evropským zemím v oddílu 4. Kromě toho hodnotíme potenciální účinek regulačního rámce navrženého ERÚ na čtvrté regulační období na vybrané ukazatele úvěrového ratingu Moody’s.

Výhrada odpovědnosti – Upozorňujeme, že následující ratingy vycházejí z hodnocení Frontier provedeného na základě metodiky Moody’s. Hodnocení Frontier může být v rozporu s vlastním hodnocením Moody’s.

5.1

Stabilita a předvídatelnost regulačního režimu V následujících odstavcích se budeme zabývat vývojem regulačního prostředí v době mezi zahájením třetího regulačního období a návrhem ERÚ na čtvrté regulační období ze srpna 2013.

5.1.1

Hodnocení třetího regulačního období ze strany Frontier – rating mezi Aa a A Na začátku třetího regulačního období měl český regulační systém svou historii od roku 2002. ERÚ prokázal během tohoto období svou schopnost reagovat pragmaticky na měnící se okolnosti, například na budoucí potřeby investic. Tato osmiletá historie je srovnatelná s Německem a Francií, jak je uvedeno v oddílu 4. ERÚ ve třetím regulačním období aplikoval v podstatě stejný regulační rámec jako ve druhém regulačním období, stanovil předvídatelnou patnáctiletou dobu pro posouzení reprodukčních investičních plánů a nedošlo ke změně tržního modelu. Možnosti společností právně se odvolat byly a dosud jsou v České republice omezeny. Od RWE Gasnet jsme se dozvěděli, že cenová rozhodnutí jsou považována za právní předpis/zákonnou normu na rozdíl od individuálních rozhodnutí příslušných orgánů vydaných v jednotlivých případech. Dodržování


50


právních předpisů/zákonných norem (vyhlášek jakožto zákonných nástrojů nebo cenových rozhodnutí) může být předmětem přezkumu ze strany Ústavního soudu. Od RWE Gasnet jsme se však dozvěděli, že se jedná o velmi složitý postup a právo na odvolání se zdá být spíše iluzorní. Takovýto soudní odvolací proces se liší od těchto procesů ve Velké Británii, Německu a Francii. To by nebyl problém, pokud by regulátor jednal předvídatelným způsobem. Co se týče hodnocení ukazatele stability a předvídatelnosti regulačního režimu uděleného Moody’s, udělujeme třetímu regulačnímu období podobný rating jako rating Německa, tedy v rozpětí A a Aa, s mírným příklonem k A z důvodu právního odvolacího procesu:

5.1.2



„A“ – znamená, že „regulace je celkově nezávislá a vyspělá (zveřejněné metodiky stanoví zásady rozvržení rizik mezi společnosti a zákazníky a vycházejí ze zavedených precedentů ve stejné jurisdikci)“38;



„Aa“ – znamená, že „regulace je nezávislá, přiměřeně dobře zavedená (předvídatelná a stabilní po dobu >10 let) a transparentní (zveřejněné metodiky jednoznačně určují rozvržení rizik mezi společnosti a zákazníky a jsou celkově soustavně aplikovány)“.39

Hodnocení čtvrtého regulačního období ze strany Frontier (návrh ze srpna 2013) – snížení na stupeň Ba nebo B Období od roku 2011 do srpna 2013 bylo charakterizováno různými zásahy ERÚ do nastavení regulace. Hlavním cílem těchto opatření bylo vyloučit vliv odpisů z přeceněných aktiv zavedených ve třetím regulačním období na výnosy společností. ERÚ odůvodnil tato opatření prohlášením, že investice společností byly nižší než odpisy, což je v rozporu s účelem sledovaným přeceněním aktiv. Jak je uvedeno v bodu 3.2.2, potenciálně škodlivá mohou být pouze nepředvídatelná opatření, protože zvyšují nejistotu společností a tím i investorů, což přispívá ke zvýšení nákladů na kapitál.40Proto se v další části zabýváme tím, do jaké míry lze opatření ERÚ během třetího regulačního období klasifikovat jako nepředvídatelná.

38

Moody’s (2009: 11).

39

Moody’s (2009: 11).

40

Mohou se vyskytnout argumenty v tom smyslu, že opatření ERÚ byla předvídatelná, jak již bylo naznačeno v roce 2009: „Pokud společnosti nebudou investovat přeceněné odpisy zpět do obnovy majetku takovým způsobem, aby zachovaly jeho úroveň a kvalitu dodávky, Úřad zavede do regulace takových mechanismus, který zaručí, že povolené odpisy budou použity pouze pro investiční účely v rámci licence“. (Energetický regulační úřad, Závěrečná zpráva o metodice Energetického regulačního úřadu o metodice regulace III.regulačního období, včetně základních parametrů regulačního vzorce a stanovení cen v odvětví elektroenergetiky a plynárenství, str 16, prosinec 2009).



51

Jako výchozí bod pro toto hodnocení slouží definice stanovená Moody’s pro nižší rating než A přidělený ukazateli stability a předvídatelnosti regulačního režimu:



„Ba“ – znamená, že „regulační rámec je definován, ale není soustavně aplikován“.41



„B“ – znamená, že „regulační rámec je nejasný, nevyzkoušený nebo prochází významnou změnou s historií politických zásahů“.42

Nesoustavná aplikace regulačního rámce pro třetí regulační období ERÚ zahájil konzultační proces pro třetí regulační období v červenci 2008. Probíhala rozsáhlá jednání mezi všemi příslušnými účastníky, která vyústila v rozhodnutí ERÚ vydané v prosinci 2009. Příloha 243 rozhodnutí obsahovala počáteční regulační hodnoty pro třetí regulační období. Kromě toho byly v Příloze 1 doloženy plány investičních výdajů společností (použité pro výpočet RAB za období 2010 až 2014). To znamená, že společnosti mohly očekávat, že budou-li investice v souladu s doloženým plánem investičních nákladů, nepodnikne ERÚ žádná nápravná opatření. Na konci roku 2011 ERÚ informoval regulované společnosti o svém úmyslu posoudit způsob výpočtu odpisů pro třetí regulační období a analyzovat investiční chování společností. V květnu 2012 (dva roky po zahájení třetího regulačního období) ERÚ dokončil tuto analýzu s tvrzením, že společnosti nereinvestovaly odpisy z přecenění a požádal společnosti o podniknutí příslušných opatření. Opatření společností pak odmítl a vydal návrh na změnu a doplnění regulační vyhlášky. Ten obsahoval nový parametr, tzv. investiční dluhový faktor (IDF) pro výpočet povolených výnosů elektroenergetických a plynárenských společností pro období 2010 – 2014. Tento parametr byl však dne 1. října 2010 zamítnut Legislativní radou vlády jako retroaktivní, a proto neslučitelný s právním pořádkem. Dne 27. listopadu 2012 zveřejnil ERÚ návrh změny cenové regulační vyhlášky, který obsahoval nový IDF. Kromě toho ERÚ tvrdil, že stávající vyhláška nebyla v souladu s energetickým zákonem, protože poskytovala regulovaný subjektům přeceněné odpisy, které nebyly investovány zpět do regulované obchodní činnosti. Tento návrh byl opět zamítnut Legislativní radou vlády.

41

Moody’s (2009: 11).

42

Moody’s (2009: 11).

43

Energetický regulační úřad, Závěrečná zpráva o metodice Energetického regulačního úřadu o metodice regulace III. regulačního období, včetně základních parametrů regulačního vzorce a stanovení cen v odvětví elektroenergetiky a plynárenství, str 68 a násl., prosinec 2009.


52


Dne 19. března 2013 ERÚ zveřejnil návrh na čtvrté regulační období, který zahrnoval zkrácení třetího regulačního období pro plynárenství o jeden rok. Tento návrh také obsahoval ustanovení o vyloučení vlivu přecenění aktiv přijatého ve třetím regulačním období. ERÚ odůvodnil své opatření tvrzením o nedodržování údajné povinnosti regulovaných plynárenských společností investovat ročně do plynárenské infrastruktury částku odpovídající regulačním odpisům za daný rok. Dne 1. srpna 2013 zveřejnil ERÚ svůj druhý návrh metodiky pro čtvrté regulační období, která obsahovala retrospektivní opatření o investičním (dluhovém) fondu srovnatelná s dvakrát zamítnutým IDF. Kromě toho se ERÚ pokusil přinutit společnosti k pořádání veřejných výběrových řízení na všechny služby, včetně služeb poskytovaných interně nebo servisními společnostmi skupiny. S ohledem na tento vývoj docházíme k závěru, že opatření ERÚ lze klasifikovat jako nepředvídatelná a jako „nesoustavnou aplikaci regulačního rámce“, protože



ERÚ navrhl opatření k zásahům do třetího regulačního období, např. IDF v listopadu 2012, a to brzy po začátku tohoto období. ERÚ ignoroval fakt, že plynárenské distribuční společnosti plní své plány investic doložené v Příloze 2 ERÚ (2009). Od RWE Gasnet jsme se dozvěděli, že výsledné investice na léta 2010 a 2011 byly tehdy vyšší než plánované investice. Proto společnosti jako RWE Gasnet nemohly očekávat tento zásah ERÚ, jelikož se chovaly v souladu s regulačním rozhodnutím pro třetí regulační období.



ERÚ navrhl v březnu 2013 zkrátit třetí regulační období z pěti na čtyři roky. Přestože tento návrh zrušil v dokumentu ze srpna 2013, byla aplikace stávajících rozhodnutí týkajících se společností po šest měsíců nejasná.

Nastupující významná změna ve čtvrtém regulačním období V oddílu Chyba! Nenalezen zdroj odkazů. jsme ve vztahu k ratingu britského procesu RIIO uvedli, že ratingové agentury bývají znepokojeny významnými změnami regulačního rámce kvůli nepříznivému dopadu takových změn na dosavadní úroveň stability a předvídatelnosti regulátora. V této souvislosti poznamenáváme, že regulační orgány běžně upravují a mění regulační parametry v průběhu času. Důležitou otázkou tedy je, zda lze změny navržené ERÚ pro čtvrté regulační období klasifikovat jako významnou změnu, od níž lze očekávat vliv na stabilitu a předvídatelnost regulačního režimu. Pro čtvrté regulační období jsou navrženy tyto hlavní změny:



Vyloučení vlivu přecenění aktiv (na odpisy i na RAB) – ERÚ vyloučil vliv přecenění aktiv zavedený ve třetím regulačním období, který byl



53

zamýšlen jako zmírnění finančních potřeb v důsledku růstu investic v nadcházejících 15 letech. Počínaje čtvrtým regulačním obdobím budou povolené odpisy a RAB odvozovány od mnohem nižší hodnoty aktiv, která bude vycházet hlavně z historických nákladů.









Nové rozdělení regulační báze aktiv (RAB) na „starou“ a „novou“ RAB – „Nová“ RAB je tvořena investicemi realizovanými v období 20072013. „Stará“ RAB je tvořena rozdílem mezi RAB 2009 plus investice realizované za období 2010–2013 a „novou“ RAB. Odpisy „staré“ RAB jsou vypočteny s použitím zbývající doby životnosti, přičemž jsme se od RWE Gasnet dozvěděli, že ERÚ předpokládá tuto cílovou dobu v délce 10 let. Faktor zastarávání sítě – ERÚ zavedl tento faktor v srpnu 2013 (tento faktor nebyl zahrnut do dokumentu z března 2013). ERÚ uznává nutnost zmirňovat potřebu finančních zdrojů společností v důsledku rostoucích investic. Dozvěděli jsme se, že tento faktor by měl překlenout rozdíl mezi investicemi a nižšími povolenými odpisy ve čtvrtém regulačním období. Tento faktor bude určen na základě ročních potřeb obnovy uvedených v desetiletých investičních plánech předložených regulačními subjekty. ERÚ dosud plně podrobně nespecifikoval výpočet faktoru zastarávání sítě. Investiční fond – ERÚ představil tento fond v srpnu 2013 (tento fond nebyl součástí dokumentu z března 2013). Tento investiční fond eviduje výnosy z faktoru zastarávání sítě, které nebyly investovány do obnovy. Pokud bude mít tento fond kladný zůstatek, nebude mít společnost nárok na obdržení finančních prostředků z faktoru zastarávání sítě. Kromě toho je výchozí hodnota investičního fondu na počátku čtvrtého regulačního období založena na rozdílu mezi investicemi a povolenými odpisy v třetím regulačním období. Tedy výchozí hodnota finančních prostředků vychází z retrospektivního zásahu do předchozího regulačního období. Faktor efektivního využití sítě – Tento faktor by měl stimulovat skutečné využití kapacit v distribuční soustavě. Zjistili jsme, že rámec tohoto faktoru má být ještě rozhodnut a jeho dopad na výnosy a náklady je dosud nejasný.

Klasifikace návrhu ze srpna 2013 jako „významné změny“ se opírá o různé důvody:



ERÚ zásadně změnil své stanovisko vůči přecenění aktiv v porovnání s třetím regulačním obdobím (a ve skutečnosti i s druhým regulačním obdobím), čímž podstatným způsobem narušil kontinuitu mezi regulačními obdobími;


54

44




je nám známo, že právní odůvodnění vyloučení vlivu přecenění aktiv, které se opírá o § 19a energetického zákona, je sporné, čímž ohrožuje stabilitu regulačního rámce pro čtvrté regulační období;



vyloučení vlivu přecenění aktiv má významný dopad na povolené odpisy a na RAB a představuje značný rozdíl oproti třetímu regulačnímu období;



ERÚ si je zjevně vědom tohoto významného dopadu a snaží se jej zmírnit pomocí faktoru zastarávání sítě, přičemž dosud jasně nenaznačil podrobný rámec (2013b)44;



výchozí financování investičního fondu je založeno na retrospektivním opatření, které je bezprecedentní, co se týče regulace v ČR. Kromě toho výchozí financování investičního fondu prostřednictvím retroaktivního opatření může ohrozit právní stabilitu čtvrtého regulačního období. Je nám známo, že Legislativní rada vlády zamítla podobný parametr jako neslučitelný s právním pořádkem. Ústavní soud může zaujmout obdobné stanovisko vůči cenovému rozhodnutí pro čtvrté regulační období;



faktor využití sítě je nový parametr regulačního rámce, jehož výsledný dopad na náklady a výnosy regulovaných společností není dosud jasný, nicméně na základě počátečního popisu tohoto faktoru v dokumentu ERÚ (2013b) by byl pro společnosti zřejmě nevýhodný;



lhůta k rozpracování a uplatnění těchto podstatných změn a nových regulačních parametrů je dosti krátká (od srpna 2012 do poloviny/konce roku 2013) v porovnání s procesem RPI-X@20 realizovaným Ofgem s rozsáhlými konzultacemi a vzájemnými jednáními se všemi příslušnými zájemci, který trval déle než pět let (od listopadu 2008 do roku 2013), než byl tento rámec poprvé aplikován.

Kromě toho ERÚ uvádí, že bude hodnotit efektivní využití zdrojů pocházejících z tohoto faktoru a může jej zrušit. Není však jasné, jak ERÚ definuje „efektivní využití“, což přináší další nejistotu pro dlouhodobou stabilitu tohoto faktoru.



5.1.3

55

Závěr – Zhoršení ukazatele stability a předvídatelnosti regulačního režimu ve čtvrtém období oproti třetímu období Tabulka 11. Stabilita a předvídatelnost regulačního režimu ve čtvrtém regulačním období v porovnání se třetím regulačním obdobím Faktor

Váha


15 %

3. regulační období


Aa – A

Ba – B

Zdroj: Frontier na základě metodiky Moody’s

Konstatujeme, že opatření ERÚ lze klasifikovat jako



nesoustavnou aplikaci regulačního rámce pro třetí regulační období nebo dokonce jako



významnou změnu oproti třetímu regulačnímu období.

To naznačuje snížení ratingu stability a předvídatelnosti regulačního režimu ve čtvrtém regulačním období z Aa-A na Ba-B. Vzhledem k hodnotě vah přiřazených tomuto ukazateli očekáváme nepříznivý dopad na celkový úvěrový rating plynárenských distribučních společností a tedy i dopad na náklady na kapitál.

5.2

Návratnost nákladů a investic a výnosové riziko V následující části se budeme zabývat potenciálním dopadem návrhu na čtvrté regulační období ze srpna 2009 na návratnost nákladů a investic a na výnosové riziko v porovnání s třetím regulačním obdobím (Tabulka 12). Při hodnocení dopadu na riziko rozlišujeme, zda má daná úprava



přímý dopad na návratnost nákladů a investic a na výnosové riziko;



přímý dopad na návratnost nákladů a investic prostřednictvím zhoršování hlavních úvěrových ukazatelů, což přispívá k vyšším nákladům na kapitál.

Analýza návratnosti nákladů s ohledem na náklady na kapitál viz oddíl 5.3. 5.2.1

Hodnocení Frontier – potenciální snížení ratingu ukazatelů návratnosti nákladů a investic a výnosového rizika ve čtvrtém čtvrtletí Tabulka 12 znázorňuje hlavní regulační parametry a změny navrhované pro čtvrté regulační období oproti třetímu regulačnímu období.


56


Tabulka 12. Regulační komponenty plynárenských distribučních společností v ČR Regulační komponenta



Dopad na rating

Typ regulace

Revenue cap

Omezená regulace typu revenue cap

Potenciální přímý nepříznivý dopad v závislosti na rámci faktoru využití sítě

Délka cenové kontroly

5 let

5 let

Není očekáván žádný dopad

Opex

Průměr 2007–2008

Ekonomicky odůvodněné náklady

Potenciální přímý nepříznivý dopad

Roční úprava o inflaci plus faktor tržních služeb a faktor efektivity

Vyloučení/snížení ziskové marže ze smluv o poskytování služeb v rámci skupiny Úprava o mimořádné a nestandardní náklady Možnost retroaktivně snížit povolenou bázi OPEX na základě prověrek nákladů prováděných ERÚ i během období

RAB

V zásadě založena na historických nákladech a částečném přecenění a na pomalejších odpisech RAB

V zásadě založena na historických nákladech plně odepisovaných pomocí povolených odpisů včetně faktoru zastarávání sítě

Potenciální nepřímý nepříznivý dopad prostřednictvím hlavních úvěrových ukazatelů (viz oddíl 5.2.2)

Zpětné zrušení dřívějšího přecenění Odpisy

Na základě přeceněných aktiv

Na základě nepřeceněných aktiv a rozdělení mezi „starou“ a“novou“ RAB Zrychlené odpisy „staré“ RAB Zahrnut faktor zastarávání sítě jako nástroj ke zvýšení odpisů Zaveden investiční fond jako retroaktivní opatření ke snížení odpisů až do limitu, kdy je rozdíl mezi odpisy a investicemi kompenzován novými investičními výdaji


Potenciální nepřímý nepříznivý dopad prostřednictvím hlavních úvěrových ukazatelů (viz oddíl 5.2.2)


57

Investice

Plánované investice začleněny do RAB s následnými opravami/úpravami o skutečné údaje

Výsledné investice jsou začleněny do RAB s časovou prodlevou t-2 pozdější kompenzace prostřednictvím faktoru korekce se zvláštní úrokovou sazbou


Analýza efektivity / faktor využití sítě

Žádná explicitní analýza využití

Možnost retrospektivního posouzení efektivity provozních nákladů


Možnost posouzení efektivity využití sítě s možný zásahem ERÚ co celkového nastavení povolených výnosů45 Řešení ztrát sítě

Plánované náklady a množství s následnou opravou

Cena ztrát určena výběrovým řízením v souladu se zákonem o veřejných zakázkách


Množství odvozeno od pětiletého průměru – pro období 2014–2016 je použit průměr z období 2007–2011, pro období 2017–2018 průměr z období 2009– 2013 Žádné korekce Pobídky

Nastavení cílů pomocí faktoru X

opex

následné

Nastavení cílů opex pomocí faktoru X, ale úroveň nebyla dosud sdělena


Zdroj: Frontier

Revenue cap použitý ve třetím regulačním období lze klasifikovat jako kombinaci

45



pobídkové regulace provozních nákladů;



regulace cost plus u nákladů na kapitál; a



omezeného objemového rizika.

Informace od RWE Gasnet.


58


Tento regulační přístup je srovnatelný s regulačním přístupem platným pro plynárenské distribuční společnosti ve Francii uvedeným v oddílu 4.3.2, což naznačuje rating nejméně stupně A pro návratnost nákladů a investic a Aa pro výnosové riziko. V následujících odstavcích se zabýváme navrhovanými změnami pro čtvrté regulační období oproti třetímu regulačnímu období, které mohou mít přímý dopad na návratnost nákladů a investic a na výnosové riziko:







Faktor využití sítě – ERÚ (2013b) jasně nestanoví rámec ani dopad faktoru využití sítě. Upozorňujeme však, že specifikace tohoto faktoru může mít zásadní význam pro riziko společnosti související s objemem a tzv. zmařenými investicemi. Pokud například návratnost investičních nákladů závisí – byť i zčásti – na využití fyzické infrastruktury, vystavuje to plynárenské distribuční společnosti nekontrolovatelnému riziku, které by se mělo někde promítnout do nákladů na kapitál. Totéž platí i tehdy, když má faktor využití vliv na objemy užívané k nastavení tarifů. Ztráty sítě – Náklady na ztráty sítě tvoří značnou část provozních nákladů. ERÚ (2013b) navrhl změnu způsobu výpočtu nákladů na ztráty sítě. Cena plynu, která má krýt ztráty a vlastní technologickou spotřebu, bude výsledkem výběrového řízení dle zákona o veřejných zakázkách. ERÚ stanoví kritéria pro kvalifikaci zájemců a podmínky výběrového řízení tak, aby byla zajištěna transparentnost a bylo zabráněno nerovnému přístupu k jednotlivým regulovaným subjektům. Zároveň bude ERÚ dohlížet na jeho vlastní průběh. Je nám známo, že ERÚ bude akceptovat výsledné ceny z tohoto výběrového řízení jako přiměřené. Podrobná specifikace výběrového řízení ze strany ERÚ však dosud nebyla poskytnuta. S ohledem na množství ztrát ERÚ navrhuje používat pětileté průměry ke stanovení přiměřené částky. Pro období 2014–2016 stanovil ERÚ průměr z let 2007– 2011 a poté přepočetl množství za období for 2017–2018 na základě průměru pro období 2009–2013. Můžeme se pouze domnívat, že ERÚ bude aplikovat toto přepočtené množství pro období 2017–2018, i když bude vyšší. Na rozdíl od třetího regulačního období se nepoužije žádná následná korekce ceny za ztráty sítě. Hodnocení opex – ERÚ navrhuje hodnocení efektivity provozních nákladů. Tato hodnocení mohou být prováděna při stanovení povolených nákladů na začátku čtvrtého regulačního období. Kromě toho ERÚ uvádí, že tato hodnocení budou také uskutečněna během regulačního období. Pokud ERÚ zjistí nedostatky, sníží příslušným způsobem náklady (a to i retrospektivně). Klíčový význam má zejména plánované hodnocení efektivity v průběhu regulačního období. Pokud budou společnosti například na úrovni předem stanovených nákladů nebo dokonce pod touto úrovní,



59

nezaručuje to návratnost nákladů, protože ERÚ může posoudit takové náklady ex post jako neefektivní. Docházíme k závěru, že existují různé faktory, které mají potenciální přímý nepříznivý účinek na návratnost nákladů a investic a na výnosové riziko. Hlavní dopad vyplvá z faktoru využití sítě, který není dosud specifikován ani aplikován. Upozorňujeme, že faktor využití sítě může v závislosti na své konečné specifikaci vyvolat i prudký pokles ratingu z důvodu tzv. zmaření investic a/nebo vysokého objemového rizika. Kromě toho může mít další nepříznivý dopad i mechanismus řešení ztrát ze sítě, pokud bude ERÚ nesouhlasit se zvýšením těchto ztrát. Jelikož se jedná o dosud nevyřešenou otázku, předpokládáme, že tento nový parametr mírně zvýši riziko návratnosti nákladů a výnosové riziko, což bude mít za následek mírné snížení ratingu v porovnání s třetím regulačním obdobím. A konečně může být návratnost nákladů ohrožena hodnocením efektivnosti provozních nákladů, které umožňuje jejich retrospektivní snížení. Tabulka 13. Návratnost nákladů a investic a výnosové riziko ve čtvrtém regulačním období v porovnání se třetím regulačním obdobím Faktor

Váha




10 %

A

Baa-Ba

Výnosové riziko

5%

Aa

A-Baa


5.2.2

Hodnocení čtvrtého regulačního období ze strany Frontier – vyloučení vlivu přecenění aktiv představuje riziko pro hlavní ukazatele úvěruschopnosti Moody’s explicitně odměňuje vyšším ratingem opatření, které zvyšují peněžní přítoky do regulovaných společností, protože tato opatření budou mít pozitivní účinek, například na upravený poměr úrokového krytí (adjICR) a na poměr nerozdělených peněžních toků a investičních nákladů (RCF/Capex). Moody’s oceňuje finanční flexibilitu regulovaných síťových společností při financování investic z prostředků produkovaných interními peněžními toky46. Přecenění aktiv aplikované ERÚ ve třetím regulačním období poskytlo regulovaným společnostem vyšší peněžní příjem z přeceněných odpisů

46

„Taková společnost nebude potřebovat vstoupit na trhy k získání dodatečného financování a může mít širší škálu možností, jak reagovat na měnící se regulační předpoklady (např. na snižování povolených nákladů na kapitál).“ (Moody’s, 2009: 19)


60


a dodatečných kapitálových výnosů vyplývajících ze zvýšení (step-up) RAB. Kromě toho odpisová pravidla použitá na RAB naznačovala přechod ke zvýšenému RAB založenému na přeceněných aktivech. To mělo dlouhodobě uchovat konstantní tempo vytváření interních peněžních toků. Navrhované vyloučení vlivu přecenění aktiv a výpočet odpisů na základě nižších historických nákladových hodnot sníží peněžní příjmy ve čtvrtém regulovaném období. Navíc vyloučení vlivu přírůstku (step-up) RAB sníží peněžní příjmy plynoucí z přírůstku nákladů na kapitál plynoucích z navýšení RAB. To bude tedy mít za nezměněných podmínek nepříznivý dopad na ukazatele úvěruschopnosti, na adjICR a na RCF/Capex. ERÚ (2013b) však výslovně stanoví cíl zabezpečení dostatečných zdrojů likvidity pro regulované společnosti k zajištění jejich schopnosti financovat požadované investice. Na rozdíl od návrhu z března 2013, v němž bylo poprvé navrženo vyloučení vlivu přecenění aktiv, uvádí ERÚ (v návrhu 2013b) některá opatření ke zmírnění problému s likvidními zdroji.



ERÚ (2013b) navrhuje rozdělit RAB na „starou“ a „novou“ RAB s odlišnými odpisovými pravidly. Odpisy „staré“ RAB vycházejí ze zbývající životnosti aktiv. Od RWE Gasnet jsme zjistili, že je plánovaná cílová hodnota cca 10 let. To znamená zmirňující dopad prostřednictvím zrychlení odpisů „staré“ RAB, což může překlenout nebo zúžit mezeru mezi odpisy před a po vyloučení vlivu přecenění aktiv. Velikost tohoto účinku nejsme schopni posoudit. Upozorňujeme však, že zrychlené odpisy bývají krátkodobým řešením dlouhodobého problému s investicemi, protože erodovaná „stará“ RAB, která bude takto zhruba za deset let odepsaná, vyvolá v budoucnu riziko refinancování a to znovu v brzké budoucnosti povede k vydání nutných regulačních opatření. Jinými slovy řečeno ERÚ problém neřeší, nýbrž odsouvá do budoucna.



Dalším nástrojem navrženým ERÚ ke zmírnění dopadu nižších odpisů na peněžní prostředky je faktor zastarávání sítě. Tento faktor poskytuje společnostem dodatečné peněžní příjmy na základě jejich potřeb obnovy. Jak je však uvedeno výše, dosud není stanovena podrobná specifikace. Kromě toho prohlášení ERÚ o záměru hodnocení fungování faktoru zastarávání sítě a o možnosti zrušit tento faktor je dosti vágní. To může znovu ohrozit očekávaný pozitivní účinek faktoru na zabezpečení plánovaných investic.



Navrhovaný investiční fond má na druhé straně potenciál částečně zvrátit při prvním uplatnění dopad zrychlených odpisů a faktoru zastarávání sítě na peněžní prostředky. Proto mohou být společnosti na začátku čtvrtého regulačního období konfrontovány se zhoršením peněžních toků.



61

Docházíme k závěru, že dopad na hlavní ukazatele úvěruschopnosti Moody’s, jako je adjICR a RCF/Capex, závisí na vzájemném působení parametrů, které zvyšují a parametrů, které snižují množství peněžních prostředků a které jsou navrženy pro čtvrté regulační období, kde je výsledek dosud nejasný. Očekáváme však alespoň mírný tlak na zhoršení úvěrových ukazatelů oproti třetímu regulačnímu období. Kromě toho dlouhodobá stabilita navrhovaného regulačního rámce může být ohrožena z důvodu rychlého poklesu hodnoty „staré“ RAB v důsledku zrychlených odpisů, což může vést k dlouhodobým finančním problémům.

5.3

WACC – návratnost nákladů na kapitál je ohrožena Náklady na kapitál představují minimální výnos, který musí společnosti vyplácet, aby přilákaly kapitál od investorů. Regulační povolené náklady na kapitál mají za cíl zajistit, aby společnost mohla krýt své očekávané potřeby financování. V tomto oddílu analyzujeme, zda současný návrh WACC předložený ERÚ umožňuje návratnost nákladů na vlastní a na cizí kapitál. Posouzení toho, zda současný návrh WACC kryje rizika podstupovaná investory do českého plynárenského distribučního odvětví, vyžaduje porovnání rizik podstupovaných společnostmi ve čtvrtém regulačním období oproti třetímu regulačnímu období. V následující části se zabýváme



ukazatelem WACC aplikovaným a navrženým ze strany ERÚ pro plynárenské distribuční společnosti ve třetím a ve čtvrtém regulačním období;



celkový vývoj rizika podstupovaného společnostmi ve čtvrtém regulačním období oproti třetímu regulačnímu období; a



pravděpodobným dopadem na náklady na vlastní a na cizí kapitál.


62

5.3.1


WACC – 3. a 4. regulační období Tabulka 14. WACC – 3. a 4. regulační období 3. regulační období (první rok)

4. regulační období (březen 2013)


4,60 %

4,49 %

4,49 %


0,40

0,50

0,35


0,62

0,674

0,54

Riziková prémie vlastního kapitálu

6,40 %

6,09 %

6,09 %

Náklady na vlastní kapitál (po zdanění)

8,54%

8,59 %

7,77 %

Dluhová prémie (implicitní)*

0,31 %

0,23 %

0,23 %

Náklady na cizí kapitál (před zdaněním)

4,91 %

4.72 %

4.72 %

Podíl cizích zdrojů k vlastnímu kapitálu

40 %

30 %

40 %

Daňová sazba

19 %

19 %

19 %

WACC (po zdanění)

6,72 %

7,6 %

6,19 %

WACC (před zdaněním)

8,29 %

8,84 %

7,65 %

Bezriziková sazba

Zdroj: Frontier na základě metodiky Moody’s *Dluhová prémie (implicitní) – ERÚ určuje náklady na cizí kapitál odkazem na údaj o celkovém cizím kapitálu. My počítáme implicitní dluhovou prémii jako náklady na cizí kapitál minus bezriziková sazba.

Tabulka 14 znázorňuje složky WACC použité v prvním roce třetího regulačního období47 a návrhy ERÚ pro čtvrté regulační období. WACC navržený ERÚ v březnu a v srpnu 2013 se navzájem lišil. ERÚ argumentoval tím, že nová opatření navrhovaná v srpnu 2013, např. faktor 47

WACC je během třetího regulačního období každoročně upravován se zřetelem na bezrizikovou sazbu a náklady na cizí kapitál, zatímco nezadlužený koeficient beta a podíl cizích zdrojů k vlastnímu kapitálu zůstává fixní. Upozorňujeme však, že tato průběžná úprava nemá vliv na následující argumenty.



63

zastarávání sítě, snižovala riziko podstupované společnostmi v porovnání s březnem 2013, což naznačuje snižování nákladů na kapitál. Následkem toho ERÚ snížil



nezadlužený koeficient beta z 0,50 na 0,35 (což je méně než hodnota použitá ve třetím regulačním období, která byla stanovena na 0,40); a



zvýšil teoretický podíl cizího kapitálu z 30 % na 40 %.

Současný návrh WACC je také nižší než WACC pro třetí regulační období (oproti hodnotě z března 2013). 5.3.2

Zvýšení rizika podstupovaného plynárenskými distribučními společnostmi ve čtvrtém regulačním období oproti třetímu regulačnímu období Analýza v oddílu 5.1 a 5.2 s ohledem na ratingové faktory Moody’s poukazuje na silné náznaky toho, že se riziko podstupované plynárenskými distribučními společnostmi ve čtvrtém regulačním období zvýšilo oproti třetímu regulačnímu období, a to z důvodu



zvýšené nejistoty, co se týče stability a předvídatelnosti regulačního režimu; a



nově navržených regulačních parametrů, které nejsou dosud specifikovány a mohou mít nepříznivý účinek na návratnost nákladů a investic a na výnosové riziko.

Kromě toho jsme posoudili potenciální nepříznivý dopad na vybrané ukazatele úvěruschopnosti používané agenturou Moody’s, tj. na upravenou míru úrokového krytí (Adjusted Interest Coverage Rate) a poměr nerozdělených peněžních toků a investičních nákladů (Retained Cash Flow/Capex).


64


Tabulka 15. Hodnocení Frontier – Ratingové faktory ve 4. regulačním období v porovnání s 3. regulačním obdobím Faktor

Váha



15 %


10 %

A

Baa-Ba

Výnosové riziko

5%

Aa

A-Baa

adjICR

15 %

RCF/Capex

5%

Aa – A

4. regulační období (srpen 2013) Ba – B

Potenciální tlak na snížení ratingu


Jelikož faktory znázorněné v Tabulka 15 činí dohromady 50 % příslušných faktorů používaných Moody’s, lze očekávat snížení úvěrového ratingu, což se promítne

5.3.3



do nákladů na vlastní kapitál prostřednictvím zvýšení koeficientu beta; a



do nákladů na cizí kapitál prostřednictvím zvýšení dluhové prémie.

Náklady na vlastní kapitál – nezadlužený (zadlužený) beta ze třetího regulačního období jako nižší hranice Návrh ERÚ (2013b) nepopisuje způsob, jakým jsou určovány parametry WACC – zejména nezadlužený koeficient beta ve výši 0,35 použitý k výpočtu zadluženého koeficientu ve výši 0,54. V následujících odstavcích vycházíme z popisu uvedeného v návrhu ERÚ z března 2013(2013a). ERÚ navrhuje stanovit parametry WACC tak, aby WACC nebyl ovlivněn expanzivní peněžní politikou v letech 2010 až 2013. Proto ERÚ specifikuje příslušné období pro nastavení těchto parametrů, včetně nezadluženého koeficientu beta, jako období let 2005–2009. Na rozdíl of třetího regulačního období vypočetl ERÚ nezadlužený koeficient beta v březnu 2013 podle „peer group“ s použitím vertikálně integrovaných energetických společností namísto síťových společností. Z důvodu vyššího rizika vertikálně integrovaných společností to má samo o sobě za následek vyšší nezadlužený koeficient beta o hodnotě 0,5. ERÚ bohužel výslovně neuvádí nezadlužený koeficient beta pro čistě síťové společnosti na základě údajů z let 2005–2009.



65

Rozhodnutí pro třetí regulační období však může sloužit jako indikátor příslušného nezadluženého koeficientu beta pro plynárenské distribuční společnosti za období 2005–2009. ERÚ použil v roce 2009 údaje o dvacetiměsíčním nezadluženém koeficientu beta u plynárenských přenosových a distribučních společností publikované Reuters z prosince 2008. Výsledkem toho byl průměrný nezadlužený koeficient beta ve výši 0,37. Kromě toho ERÚ k posouzení náležité úrovně koeficientu porovnal nezadlužené koeficienty beta použité evropskými regulátory, výsledkem čehož byl průměrný koeficient beta pro plynárenské distribuční společnosti ve výši 0,39. Následkem toho ERÚ stanovil nezadlužený koeficient beta pro plynárenské distribuční společnosti pro třetí regulační období v hodnotě 0,40. To naznačuje, že nezadlužený koeficient beta v hodnotě 0,35 stanovený v návrhu ERÚ (2013b) a výsledný zadlužený koeficient beta v hodnotě 0,54 může být příliš nízký, protože



ERÚ uvádí, že příslušným obdobím pro stanovení parametrů WACC by mělo být období let 2005–2009. To znamená, že nezadlužený koeficient beta použitý ve třetím regulačním období může sloužit jako dobrý indikátor situace na trhu v období let 2005–2009. Příslušný nezadlužený koeficient beta činil 0,40; a



riziko podstupované investory do majetkových cenných papírů se v posledních letech zvýšilo. To by mělo mít dopad na koeficient beta, alespoň v podobě podílu na dodatečném riziku, které nelze diverzifikovat.

Docházíme k závěru, že nezadlužený koeficient beta ve výši 0,40 a výsledný zadlužený koeficient beta ve výši 0,62 použitý ve třetím regulačním období by měl být použít jako výchozí hranice pro čtvrté regulační období. K umožnění návratnosti nákladů je nutno stanovit určitou marži k této hodnotě, která bude krýt zvýšení rizika ve čtvrtém regulačním období oproti třetímu regulačnímu období. Horní rozpětí koeficientu beta se zahrnutím této marže lze odvodit z nezadluženého koeficientu beta stanoveného ze strany ERÚ (2013a). Tento nezadlužený koeficient beta ve výši 0,50 byl odvozen z tohoto údaje u integrovaných energetických společností a zachycuje systémově vyšší riziko než u čistě síťových společností. Nižší rozpětí může být jednoduše odvozeno od průměru 0,40 a 0,50. To předpokládá stanovit pro čtvrté regulační období nezadlužený koeficient beta v rozmezí 0,45 až 0,50 a zadlužený koeficient beta v rozmezí 0,69 až 0,70. To odráží fakt, že riziko pro plynárenské distribuční společnosti se od roku 2010 nesnížilo (ale ve skutečnosti naopak zvýšilo). Nižší hodnota může ohrozit návratnost nákladů a investic u nákladů na vlastní kapitál.


66

5.3.4


Náklady na cizí kapitál – krátkodobá zadluženost oproti dlouhodobému závazku investovat do sítí ERÚ nevypočítává náklady na cizí kapitál pomocí bezrizikové sazby plus dluhová prémie. Namísto toho používá údaje České národní banky, zejména úrokové sazby stanovené pro nefinanční společnosti nad rámec 30 mil. Kč fixované na dobu jeden až pět let. Ve třetím regulačním období ERÚ každoročně upravoval náklady na cizí kapitál na základě průměru příslušné úrokové sazby za jeden rok. Pro čtvrté regulační období ERÚ navrhuje fixovat náklady na cizí kapitál pro celé období a použít měsíční průměry za období let 2005 až 2009. ERÚ stanoví období let 2005–2009 také jako příslušné období pro nastavení nákladů na cizí kapitál. Proto tržní prostředí pro stanovení nákladů na cizí kapitál pro třetí a pro čtvrté období pokrývá podobný časový úsek. Ve čtvrtém regulačním období klesá (implicitní)dluhová prémie z 0,31 % na 0,23 %, což naznačuje snížení rizika pro dlužníky. To je však v protikladu k pravděpodobnému tlaku na snižování úvěrového ratingu z důvodů zvyšování rizik. Platí tedy stejný argument jako pro koeficient beta. Jelikož se riziko pro plynárenské distribuční společnosti nesnížilo, měla by být použita (implicitní) dluhová prémie o hodnotě 0,31 % jako výchozí bod pro dluhovou prémii pro čtvrté regulační období. V souladu s náklady na cizí kapitál je nutno rovněž stanovit marži k dluhové prémii, která by kryla zvýšené riziko ve čtvrtém regulačním období oproti třetímu regulačnímu období. V následujících bodech se zabýváme potenciálním rozpětím této dluhové prémie zvýšené o marži. V oddílu 4.1.3 jsme uvedli, že Ofgem také používá celkový údaj o nákladech na cizí kapitál. Avšak k zachycení dlouhodobého charakteru investic do energetických sítí používá Ofgem dva indexy firemních dluhopisů se splatností více než deset let. Použití firemních dluhopisů s více než desetiletou splatností je rovněž v souladu s výpočtem dluhové prémie ve Francii. Podobný přístup používají i jiné evropské země, např. Nizozemsko a Rakousko. Toto naznačuje, že implicitní dluhová prémie v prvním roce RIIO-GD1 činí 0,90 %, což je značně vyšší hodnota, kterou aplikuje a navrhuje ERÚ (0,31 % respektive 0,23 %). Rozdíl spočívá hlavně v neobvyklém použití krátkodobých úrokových sazeb (1–5 let), které ERÚ používá při určování povolených nákladů na cizí kapitál. Používání krátkodobých úrokových sazeb ke stanovení nákladů na cizí kapitál se zdá být českým specifikem. Od RWE Gasnet jsme se však dozvěděli, že na aplikaci krátkodobých úrokových sazeb je třeba pohlížet z historické perspektivy. Tento přístup byl součástí „regulačního balíčku“ pro třetí regulační období sjednaného mezi ERÚ a společnostmi, který zahrnoval



povolené odpisy na základě přeceněných aktiv; a





67

náklady na cizí kapitál stanovené na základě krátkodobých úrokových sazeb.

Upozorňujeme však, že pokud by nebylo žádného „regulačního balíčku“, měly by náklady na cizí kapitál vycházet z dlouhodobých úrokových sazeb v souladu s nejlepší evropskou praxí. Použití příslušných tržních údajů z období okolo roku 2009 umožňuje použít jako proxy veličinu příslušné náklady na cizí kapitál pro třetí a čtvrté regulační období stanovené na základě příslušné



bezrizikové sazby; plus



dluhové prémie.

OXERA (2011)48 vypočetla dluhové prémie pro rok 2009 v rozmezí 0,70 % až 1,30 % na základě obchodovaných dluhopisů energetických společností se splatností zhruba deset let a úvěrovým ratingem A nebo blízko této hodnoty. S ohledem na bezrizikové sazby použité pro třetí regulační období a navržené pro čtvrté regulační období to implikuje dlouhodobé náklady na cizí kapitál



pro třetí regulační období v rozmezí 5,30 % až 5,9 % a



pro čtvrté regulační období v rozmezí 5,19 % až 5,79 %.

Docházíme k závěru, že způsob, jakým ERÚ v současné době stanoví náklady na cizí kapitál na základě krátkodobé úrokové sazby, je v rozporu s dlouhodobým horizontem investic do sítí a s nejlepší praxí evropských regulátorů. Proto celková úroveň „regulačních“ nákladů na cizí kapitál může být nižší než „tržní“ náklady na cizí kapitál, což naznačuje, že zajištění návratnosti nákladů na cizí kapitál vyžaduje podstatně vyšší dluhovou prémii než navrhovaných 0,23 %, a sice v rozmezí 0,70 % až 1,30%. Vedle toho může ERÚ zvážit zahrnutí nákladů na získávání cizího kapitálu do dluhové prémie, zejména jestliže mohou společnosti očekávat rostoucí potřebu cizího kapitálu z důvodu budoucího zvyšování investic. OXERA (2011)49 uvedla, že náklady na emisi dluhových cenných papírů se v roce 2009 pohybovaly v rozmezí 0,10 % až 0,20 %.

48

OXERA, Cost of capital for GTS: annual estimates from 2006 onwards, Zpráva zpracovaná pro NMa, květen 2011.

49

OXERA, Cost of capital for GTS: annual estimates from 2006 onwards, Zpráva zpracovaná pro NMa, květen 2011.


68

5.4


Hlavní zjištění – Regulace a riziko pro české plynárenské distribuční společnosti

    



Kroky ERÚ a návrh regulačního rámce ze srpna 2013 lze klasifikovat jako nekonzistentní aplikaci regulačního rámce pro třetí regulační období a jako významnou změnu v porovnání s třetím regulačním obdobím. Toto spolu s jinými faktory naznačuje zvýšení rizika podstupovaného plynárenskými distribučními v porovnání s třetím regulačním obdobím v roce 2010. Úroveň nezadluženého (zadluženého) koeficientu beta a dluhové prémie ve čtvrtém regulačním období by měla být vyšší než údaje za třetí regulační období. Návratnost nákladů pro investory do majetkových cenných papírů naznačuje, že nezadlužený koeficient beta by se měl pohybovat v rozmezí 0,45-0,50 a odpovídající zadlužený koeficient beta v rozmezí 0,69-0,77. Návratnost nákladů pro investory do dluhových cenných papírů vyžaduje přechod na dlouhodobější úrokové sazby v souladu s nejlepší evropskou praxí, což má za následek podstatně vyšší dluhovou prémii v rozmezí 0,70 % až 1,30 % v porovnání s prémií navrženou pro čtvrté regulační období. Upravený koeficient beta a dluhová prémie jsou v souladu s příslušnými hodnotami ve Velké Británii, Německu a Francii, které mají vyšší rating, zejména co seč týče stability a předvídatelnosti regulačního režimu.



6

69

Závěr Naše analýza zjišťuje, že opatření ERÚ během třetího regulačního období a návrh na čtvrté regulační období vydaný v srpnu 2013 ovlivnil stabilitu investičního a regulačního prostředí pro síťové energetické společnosti v ČR. Docházíme k závěru, že to mělo za následek zvýšení rizika podstupovaného plynárenskými distribučními společnostmi v porovnání se začátkem třetího regulačního období v roce 2010. Umožnění návratnosti nákladů na kapitál vyžaduje, aby příslušné parametry, jejichž prostřednictvím se toto zvýšené riziko promítá do WACC – do koeficientu beta a do dluhové prémie – byly nastaveny na základě níže nastíněných zásad.





Náklady na vlastní kapitál – Úroveň nezadluženého a zadluženého koeficientu beta ve třetím regulačním období by měla sloužit jako výchozí bod pro čtvrté regulační období. Aby bylo možno získat v rámci návratnosti určitou marži k této hodnotě, která by kryla zvýšení rizika ve čtvrtém regulačním období oproti třetímu regulačnímu období, měl by se nezadlužený koeficient beta pohybovat ve čtvrtém regulačním období v rozmezí 0,45-0,50 a zadlužený koeficient beta v rozmezí 0,69-0,77. V porovnání s příslušnými hodnotami ve Velké Británii, Německu a Francii a se zřetelem na vyšší rating, zejména co se týče důležitého faktoru stability a předvídatelnosti regulačního režimu ve všech třech zemích, se tato nižší hranice jeví jako přiměřený nezadlužený a nezadlužený koeficient beta upravený o riziko (Tabulka 16) se zřetelem na nízký teoretický podíl cizích zdrojů k vlastnímu kapitálu (40 %), navržený ERÚ, v porovnání s Velkou Británií (65 %), Německem (60 %) a Francií (50 %). Náklady na cizí kapitál – Riziko podstupované investory poskytujícími dluhový kapitál ve čtvrtém regulačním období oproti třetímu regulačnímu období se nesnížilo (ale naopak zvýšilo). To naznačuje, že by implicitní dluhová prémie z třetího regulačního období měla sloužit jako výchozí hodnota pro čtvrté regulační období. Objevili jsme dále systémový problém ve způsobu, jakým ERÚ v současné době stanoví náklady na cizí kapitál. ERÚ je stanoví na základě krátkodobé úrokové sazby (1-5 let), což je v rozporu s dlouhodobým horizontem financování a investic do energetických soustav a s nejlepší praxí evropských regulátorů (výrazně nad 5 let). Proto celková úroveň „regulačních“ nákladů na cizí kapitál může být nižší než „tržní“ náklady na cizí kapitál. Proto by úprava: a. dluhové prémie měla být stanovena nikoli na základě krátkodobé, nýbrž na základě dlouhodobější úrokové sazby. Z toho vyplývá značně vyšší dluhová prémie v rozpětí 0,70 % až 1,30 %, která více odpovídá

Závěr

70


příslušným hodnotám užívaným ve Velké Británii a ve Francii. Kromě toho by ERÚ měl zvážit, zda zahrnout do dluhové prémie i náklady na získávání cizího kapitálu v rozmezí 0,10 % až 0,20 % (Tabulka 16). Tabulka 16. Regulace a riziko a dopad nákladů na kapitál 3. regulační období (2010–2014)


Velká Británie (2013–21)

Německo (2013–17)

Francie (2012– 15)

Aa – A *

Ba – B*

Aaa**

A**

Aa**


A*

Baa–Ba*

A**

Baa**

A**

Výnosové riziko

Aa*

A-Baa*

Aaa**

A**

Aa**

Potenciální tlak na snižování*

-

-

-


adjICR a RCF/Capex


0,40

0,35

0,38

0,39

0,46


0,62

0,54

0,9

0,79

0,76

Dluhová prémie (implicitní)

0,31 %

0,23 %

0,90 %

na

0,60 %

Úpravy Frontier

3. regulační období (2010–2014)


Nezadlužený koeficient beta (upravený o riziko)

0,45-0,50


0,69-0,77

(upravený o riziko)

Dluhová prémie

0,70 %-1,30 %

0,70 %-1,30 %

(delší úrokové období)

Náklady na získávání cizího kapitálu

0,10 % - 0,20 %

Zdroj: Frontier na základě metodiky Moody’s, Moody’s * Hodnocení Frontier ** Hodnocení Moody’s

Bude-li ERÚ nadále trvat na změně regulačního rámce ve čtvrtém regulačním období, zejména co se týče vyloučení vlivu přecenění aktiv, potom by měl

Závěr


71

alespoň používat propracovanější logiku, která bere výslovně v úvahu tyto zásady:







Vyvarování se retroaktivních zásahů – Regulační orgány a regulované společnosti opakovaně hrají interakční hru, v jejímž rámci se pravidelně scházejí, aby se dohodly na nových povolených nákladech a na pobídkových mechanismech, které budou platit v příštím období. Ale čím širší možnosti si regulátor sám uděluje k přezkoumání parametrů a k následně „změně pravidel hry“, tím nejasnější jsou odměny za úsilí věnované síti, a tím si jsou investoři méně jistí očekávanou návratností svých investic. Proto je klíčovým faktorem důvěryhodnost regulátora, což rovněž znamená vyvarovat se retroaktivních zásahů. Specifikace regulačního rámce – Současný návrh ERÚ pro čtvrté regulační období zavádí různé nové regulační změny a regulační nástroje, například faktor využití sítě. Úroveň specifikace je však nízká, což překáží společnostem při hodnocení konkrétního dopadu na jejich náklady a/nebo výnosy. Za účelem zvýšení předvídatelnosti pro společnosti i pro investory by měl ERÚ předložit co možná nejdříve podrobný popis, který může být přetlumočen do obchodních plánů společností. Transparentní rozhodovací pravidla – Za účelem zajištění co možná nejvyšší regulační závaznosti a stability by ERÚ měl vycházet ve všech svých nových opatřeních vyhlášených v rozhodnutí pro čtvrté regulační období z transparentních rozhodovacích pravidel, která jsou předem známá regulovaných společnostem. To znamená, že regulované společnosti musí předem vědět, jaké chování bude mít za následek aplikaci opatření ze strany ERÚ. To se týká například oznámených auditů efektivního využívání finančních prostředků z faktoru zastarávání sítě.

Závěr


7

73

Reference            

Archer, S., H., The regulatory effects on cost of capital in electric utilities. Public Utilities Fortnightly, 26. 2. 1989, str. 36-9. Burkhard, Regulatory risk and the cost of capital. Determinants and implications for rate ‘regulation. Springer Berlin- Heidelberg 2010. Komise pro hospodářskou soutěž, Stanovení cen pro společnost Phoenix Natural Gas Limited, listopad 2012. CRE, Návrh tarifů CRE z 28. února 2008 pro použití u veřejných plynárenských distribučních sítí, 2008. CRE, Jednání francouzské Energetické regulační komise ze dne 28. února 2012 o formulování rozhodnutí o vyrovnávacím tarifu pro použití u veřejných plynárenských distribučních sítí GrDF, 2012. Dubin, J., A., a Navarro, P., Regulatory climate and the cost of capital V: regulatory reform and public utilities, red. Michael A. Crew, Boston/Dordrecht/Londýn 1982, 141-66. ERÚ (2009), Závěrečná zpráva o metodice Energetického regulačního úřadu o metodice regulace III. regulačního období, včetně základních parametrů regulačního vzorce a stanovení cen v odvětví elektroenergetiky a plynárenství, str. 16, prosinec 2009 ERÚ (2013a), METODIKA REGULACE IV. REGULAČNÍHO OBDOBÍ PRO ODVĚTVÍ PLYNÁRENSTVÍ, březen 2013. ERÚ (2013b), AKTUALIZOVANÁ: METODIKA REGULACE IV. REGULAČNÍHO OBDOBÍ PRO ODVĚTVÍ PLYNÁRENSTVÍ, srpen 2013. Frontier Economics (2008), Ermittlung des Zuschlages zur Abdeckung netzbetriebsspezifischer Wagnisse im Bereich Strom und Gas, zpráva pro Bundesnetzagentur, 2008. Frontier Economics (2011), Wissenschaftliches Gutachten zurErmittlung des Zuschlages zurAbdeckung netzbetriebsspezifischerunternehmerischer Wagnisse imBereich Gas, zpráva pro Bundesnetzagentur, 2011. Gandolfi, Jenkinson a Mayer, 1996. Regulation and the cost of capital, pracovní studie, School of Management Studies, Oxfordská universita.

Reference

74

   


Guthrie, G. (2006), ‘Regulating infrastructure: the impact of risk and investment’, Journal of Economic Literature XLIV, 925–972. Moody’s Investors Service, Rating Methodology – Regulated Electric and Gas Networks, 2009. Moody’s (2010), RPI-X@20: A Welcome Review of the UK Regulatory Framework but a Step Change Could Raise Credit Risk, zvláštní komentář, červenec 2010. Moody’s (2013), UK Gas Distribution Networks: Transition to RIIO Is Credit Neutral, zvláštní komentář, srpen 2013.



Moody’s, Credit Opinion: HSE Netz AG, srpen 2013



Moody’s, Credit Opinion: TIGF SA, srpen 2013.



Ofgem, RIIO Handbook, 2010.

  

Parker, D. (2003), Performance, risk and strategy in privatised, regulated industries: The UK’s experience, International Journal of Public Sector Management 16(1), 75 – 100. Trout, R., R., 1979, The regulatory factor and electric utility common stock investment values.’ Public Utilities Fortnightly, 22. 11. 1979, str. 28-31. Wright, S., Mason, R., Miles, D. (2003), A study into certain aspects of the cost of capital for regulated utilities in the U.K., zpráva Smith & Co. Ltd. pro OFT hospodářské regulátory ve Velké Británii.

Reference

Společnost Frontier Economics Limited in Europe je členem sítě Frontier Economics, kterou tvoří samostatné společnosti sesadlem v Evropě (Brusel, Kolín nad Rýnem, Londýn a Madrid) a v Austrálii (Melbourne a Sydney). Společnosti jsou samostatně vlastněné a právní závazky uzavřené kteroukoli z nich neukládají závazky jižným společnostem vsítí. Všechna stanoviska vyjádřená v tomto dokumentu jsou stanovisky Frontier Economics Limited.

FRONTIER ECONOMICS EUROPE BRUSEL| KOLÍN NAD RÝNEM| LONDÝN| MADRID

Frontier Economics Ltd

Tel. +44 (0)20 7031 7000

71 High Holborn

Fax. +44 (0)20 7031 7001

London

WC1V 6DA

www.frontier-economics.com

Dopad regulačních režimů na vážené průměrné náklady na kapitál (WACC)

Recommend Documents