Чому в Україні не вдалося створити конкурентний енергоринок

Запуск конкурентного оптового ринку електроенергії з 1 липня, за прогнозами більшості фахівців енергетичної галузі, мав призвести до 30%-го зростання ціни кіловат-години для промспоживачів. У своїх припущеннях експерти майже не помилилися. З 1 липня розцінки на електрику збільшилися на 20–25%. Різниця лише в тому, що ніякого конкурентного ринку при цьому в Україні так і не з'явилося. Країна отримала подорожчання струму для споживачів, проте ані конкуренції між виробниками, ані механізму вільного ціноутворення в оптовому ринку не набула.

Як результат – у Києві загрюкали каски працівників енергоємних підприємств Ігоря Коломойського, який не зрозумів сенсу такої реформи. Почувши грюкіт, в уряді вирішили підкоригувати механізми енергоринку і знизити розцінки на кіловат-годину для споживачів. Це зниження відбудеться за рахунок урізання доходів державних енергомонополістів у особі «Укргідроенерго», «Гарантованого покупця» і, можливо, «Енергоатому». Обираючи між інтересами енергомонополістів та їхніх споживачів, команда Володимира Зеленського пішла назустріч останнім.

Однак усі корективи в перерозподілі галузевих потоків мають тимчасовий характер. Аби створити по-справжньому конкурентний і ефективний ринок, уряду рано чи пізно доведеться піти на підвищення тарифів для населення і ліквідацію перехресних субсидій.

Що саме не вдалося?

Відповідно до закону «Про ринок електричної енергії», вільний конкурентний ринок мав стартувати вже з 1 липня цього року для всіх без винятку генеруючих компаній. Це стало б можливим у разі повної ліквідації перехресного субсидування населення промисловими споживачами, обсяг якого становить 50 млрд грн, або чверть річного обороту енергоринку.

Проте, навіть при збереженні 50-мільярдних дотацій, впровадити прозорі механізми в українському енергоринку було цілком можливо вже з 1 липня. Вони дозволили б НАЕК «Енергоатом», що виробляє 55% струму в країні, на рівних конкурувати з іншими генкомпаніями в усіх сегментах нового ринку. Сама ж нова ринкова модель при цьому не викликала б такого опору в споживачів, який спостерігається зараз.

Відповідно до початкових задумів НКРЕКП і Міненерго, «Енергоатом» мав компенсувати різницю між ринковою і заниженою ціною кіловат-години для побутових споживачів із власних надприбутків. Ці надприбутки могли утворитися в разі вільного виходу атомної енергокомпанії в реальний конкурентний ринок, що призвело б до скорочення триразового диспаритету між ціною кіловат-години у ТЕС і АЕС. Наприклад, 1,76 грн у тепловиків і 0,57 грн у атомників станом на березень цього року.

Як справедливо зауважив у липні президент «Енергоатому» Юрій Недашковський, атомний монополіст, за умови наявності конкуренції, міг би законтрактувати на ринку двосторонніх договорів (ДД) 30 найбільших промислових підприємств з обсягом споживання 45 млрд кіловат-годин – це 36% загального споживання в країні. Тепловики б конкуренції з атомниками в цьому сегменті не витримали.

І в такому випадку працівникам феросплавних заводів Коломойського не довелося б стукати касками об асфальт. Ціна електроенергії для найбільших і найенергоємніших підприємств, за законами конкурентного ринку, була б найнижчою в категорії непобутових споживачів.

Як придушили конкуренцію?

Вже очевидно, що енергетичні відомства не зуміли впровадити початковий план. Ймовірно, основною перешкодою стало квітневе рішення Кабміну про підвищення для держпідприємств норми відрахування прибутку до бюджету – з 75 до 90% за підсумками 2019 року.

Щоб не роздувати дохідну і прибуткову статті атомної енергокомпанії в цих умовах, НКРЕКП і Міненерговугілля почали шукати інші механізми субсидування населення.

Зрештою Кабмін зобов'язав «Енергоатом» і «Укргідроенерго» продавати по 75 і 20% своєї електрики держпідприємству «Гарантований покупець» за фіксованими середньозваженими цінами цих виробників за попередні два місяці. Для атомників це 56,6 коп. за 1 кВт*год, для гідроенергетиків – 67,3 коп. за 1 кВт*год. Ще по 15% електроенергії обидві компанії продають оператору системи передачі (ОСП) і операторам системи розподілу (ОСР) для компенсації технологічних втрат струму.

Таким чином, «Енергоатом» і «Укргідроенерго» реалізують електроенергію «Гарантованому покупцеві» за фіксованими тарифами, а той продає частину їхньої продукції на ринку на добу наперед (РДН) вже за середньозваженою граничною ціною 1,64 грн за 1 кВт*год, яка відповідає оптовій ціні в червні. Паралельно «ГарПок» поставляє електрику для потреб населення постачальникам універсальних послуг (ПУП) за заниженим тарифом, залишаючи прибуток від операцій на РДН у своєму розпорядженні.

При цьому тепловики прагнуть продавати електрику саме в денній зоні та в години пік (за максимальним денним граничним тарифом), оскільки гранична ціна в нічні години не покриває собівартості електрики ТЕС. Недостачу нічної пропозиції споживачам доводиться покривати з балансуючого ринку, де гранична ціна на 10% вища, ніж на РДН.

Особливо дратівливим фактором в очах споживачів стало різке підвищення (ушестеро) з 1 липня тарифів для НЕК «Укренерго» – з 5,9 до 35,6 коп. за 1 кВт*год. Причина стрибка – перенесення в тариф на передачу струму мережами «Укренерго» компенсаційних виплат поновлюваних джерел у вигляді різниці між «зеленим» тарифом і ринковою ціною.

До 1 липня компенсаційні виплати «зеленим», разом із субсидіями для населення, а також витратами з обслуговування енергетичної інфраструктури, враховувалися в так званій оптовій ринковій ціні (ОРЦ) електрики, яка становила в червні 1,64 коп. за 1 кВт*год.

З 1 липня на базі червневої ОРЦ було встановлено середньозважений price cap на РДН, хоча всі додаткові платежі за ПСО й інфраструктурою, які раніше входили до оптової ціни, були розподілені між окремими учасниками.

Крім підвищення тарифу на передачу НЕК, причинами 25%-го подорожчання кіловат-години для споживачів у липні-серпні стали: зростання доходів «Енергоатому» і «Укргідроенерго» від обмежених продажів електрики у вільному ринку, збільшення в структурі виробництва електроенергії в країні частки «зеленої» генерації, продаж 3% електроенергії на балансуючому ринку, а також зростання доходів теплових генкомпаній, які в новому ринку продають продукцію за граничною ціною 1,64 коп. за 1 кВт*год, тоді як у червні середньозважена ціна для ТЕС становила 1,42 коп./кВт*год.

Що відбувається з цінами?

Ось як охарактеризували цінову ситуацію, що склалася у вітчизняному енергоринку, представники проекту Low Carbon Ukraine (LCU):

Що отримали замість ринку?

Таким чином, термін «конкурентний ринок» стосовно наявної на сьогодні в Україні моделі – поняття суто умовне.

Результатами перших двох місяців реформи поки можна назвати лише скасування державного монополізму в оптовому ринку зі створенням ринкової інфраструктури з майданчиками ринків – двосторонніх договорів, «на добу наперед», внутрішньодобового ринку, балансуючого, а також ринку допоміжних послуг, який поки не запущений.

Тобто в Україні з 1 липня запроваджено конкурентний оптовий ринок за формою, але не за змістом. І щоб наповнити його конкуренцією, уряду слід, у першу чергу, підвищити розцінки на електрику для населення до рівня реальної собівартості. Однак поки підвищення ціни кіловат-години для побутових споживачів у порядку денному у влади не зазначено. Саме дотації населенню, яке споживає 29% електроенергії в країні, відтягують з вільного ринку половину обсягу української електрики.

Ось як охарактеризував ситуацію президент Першої енергетичної асоціації України Василь Котко в середині липня на круглому столі у Верховній Раді, на якому розглядалися результати роботи перших двох тижнів нового енергоринку:

Як знизити тарифи?

Уже в перші тижні після старту нового ринку учасникам стало зрозуміло, що в системі щось не так. І основним приводом для цього послугували дратівливі сигнали про підвищення енерготарифів з боку споживачів. Найактивніше лунали незадоволені голоси феросплавників і водоканалів.

Громадськість швидко дізналася, що розцінки на кіловат-годину в Україні для промспоживачів почали перевищувати показники сусідніх європейських країн. І це в умовах фактичної відсутності конкуренції на ринку.

У відповідь енергетики та їхні західні консультанти зосередилися на пошуках механізмів зниження тарифів. Як найбільш імовірні були відібрані три основні сценарії вирішення проблеми:

1. Зміна джерела компенсаційних виплат «зеленої» генерації

Як повідомляв Mind, у середині липня представник USAID Україна з питань енергетики Шукру Богут запропонував перенести компенсаційні виплати «зеленим» з тарифу на передачу «Укренерго» до «Гарантованого покупця». Пропозиція виглядала цілком слушною, оскільки до кінця 2019 року прибуток «ГарПока» мав скласти 12 млрд грн, що приблизно відповідало обсягом коштів, закладених у тарифі «Укренерго» на виконання спецзобов’язань перед ВДЕ – 12,397 млрд грн.

2. Збільшення частки продажів «Енергоатому» у вільному ринку

Сенс цього задуму полягав у збільшенні товарної пропозиції в конкурентному сегменті ринку і створенні конкуренції для теплових генкомпаній з боку атомників. Зокрема, вихід «Енергоатому» на ринок двосторонніх договорів з обмеженою НКРЕКП ціною для НАЕК 94,6 коп./КВт*год (на рівні нічного максимуму в РДН) міг забезпечити дешевою електроенергією найбільших і енергоємних споживачів.

Для реалізації сценарію Кабмін 14 липня затвердив порядок, відповідно до якого частка «Енергоатому» в рамках ПСО знижувалася до 75%. З них 65% (замість 75%) електрики атомники повинні були продавати «ГарПоку» для дотування населення і ще 10% (замість 15%) – «Укренерго» і операторам системи розподілу (ОСР) для компенсації технологічних втрат струму.

А із залишків 25%-го обсягу 10%, як і раніше, НАЕК мав реалізовувати, відповідно до закону, в РДН, а 15% звільнялися для вільного продажу. Однак як компенсація за подібну «щедрість» для НАЕК у Кабміні вирішили знизити ціну продажу атомного кіловата в рамках ПСО з 56,6 до 51,2 копійок.

Втім, ця урядова ініціатива з боку учасників ринку – в тому числі, самого «Енергоатому» – особливої ​​радості не викликала, і чинності так і не набрала. «Ми не підтримуємо це. У нас вивільниться лише 500 МВт для вільного продажу, і ніякого додаткового прибутку з цього механізму ми не витягнемо», – сказав Mind представник «Енергоатому».

Слід зазначити, що в літній період, коли НАЕК зупиняє на планово-попереджувальні ремонти і паливне перезавантаження більшість своїх енергоблоків, можливості виходу атомників на вільний ринок дійсно більш ніж обмежені.

3. Зниження price cap на ринку на добу наперед

У цієї ідеї багато прихильників з числа симпатиків державних енергомонополій і поборників соціальної справедливості, які ратують за урізання доходів ДТЕК. І навпаки, лобісти енергохолдингу Ріната Ахметова ідею не підтримують, лякаючи дефіцитом вугілля і загрозою зупинки ТЕС. Сценарій передбачає підвищення граничного нічного тарифу в РДН на 10%, зі зниженням денного на 15–20%.

У своїх аргументах поборники соціальної справедливості посилаються на той факт, що середньозважена ціна теплової генерації в червні становила 1,42 грн за 1 кВт*год за нинішньої середньозваженої граничної ціни в РДН 1,64 грн за 1 кВт*год. Також згадується майже дворазове зниження з осені 2018 року індексу API 2 на європейському вугільному ринку.

Проте ціна ТЕС за один місяць не є для енергетики показовою, а сама ідея зниження денного price cap бачиться неоднозначною. Напевно, перед тим як обрізати максимальний граничний тариф, слід відповісти на наступні питання:

• Якою є реальна собівартість електроенергії українських ТЕС і собівартість вітчизняного вугілля в середньому по галузі і по кожній електростанції та шахті окремо?
• Чому протягом останніх п’яти років в Україні спостерігається падіння вуглевидобутку?
• Яких інвестиційних вкладень вимагає відновлення основних фондів у вітчизняній вугільній галузі і збереження її конкурентоспроможності?
• До яких наслідків для енергосистеми може призвести зниження price cap на 10, 15 або 20%?

Очевидно, що для повної і всеосяжної відповіді на поставлені питання команді нового президента країни доведеться скасувати ліберальний енергоринок і повернутися до відтворення централізованої планово-розподільної економіки, що працює за формулою «витрати +». При наявності приватної монополії Ріната Ахметова зробити це буде вкрай складно, оскільки ДТЕК є своєрідною «чорною скринькою», де зникає вся інформація про собівартість.

Однак якщо представники президентської команди справді мають у своєму розпорядженні достатньо оціночної інформації, яка підтверджує, що price cap завищено, знижувати його безумовно потрібно.

Останнє проміжне рішення

Втім, 21 серпня уряд на своєму засіданні затвердив ще один – четвертий – сценарій зниження тарифів, який, за словами представника президента в Кабміні Андрія Геруса, дозволить здешевити кіловат-годину для непобутових абонентів на 21 коп., або на 10–11%.

Суть нововведення в тому, що компенсаційні виплати «зеленій» генерації тепер буде перенесено з тарифів «Укренерго» не на доходи «Гарантованого покупця», як раніше планувалося, а на «Енергоатом» і «Укргідроенерго». З цією метою зобов'язання продажу електроенергії в рамках ПСО для гідроенергетиків збільшили з 20 до 30%. У «Енергоатому» ПСО становитиме 90%, як і раніше. Різниця, за словами міністра енергетики Ігоря Насалика, лише в тому, що 15% з компенсації втрат струму з 90% передадуть від НАЕК до «ГарПока».

За словами Андрія Геруса, НКРЕКП, у результаті такого сценарію, зможе знизити тариф на передачу «Укренерго» з 32 до 11 коп. за 1 кВт*год. Можлива дата введення нового порядку – 1 вересня.

У свою чергу, це урядове рішення викликало чергову хвилю обурення з боку поборників соціальної справедливості на предмет «дотування Ахметова за рахунок збитків держави», хоча «Енергоатом» від впровадження цього механізму нічого не виграє і не програє. Йдеться лише про внутрішній перерозподіл потоків між державними монополіями. І якщо комусь і варто обурюватися з приводу затвердженого 21 серпня рішення, то це «Укргідроенерго». У гідроенергетиків можуть виникнути проблеми з виконанням ПСО внаслідок обмежених можливостей роботи ГЕС у базовому режимі.

Якими є стратегічні завдання?

Усі перераховані заходи, так чи інакше, носять тимчасовий проміжний характер. Щоб запустити ціностримуючі механізми в енергоринку на міцній і довгостроковій основі, слід реалізувати наступні кроки стратегічного характеру:

1. Підвищити тарифи для населення до економічно обґрунтованого рівня і ліквідувати систему перехресного субсидування.
2. Впровадити аукціони зі спорудження ВДЕ і високоманеврових джерел для балансування енергосистеми.
3. Запустити в Україні повноцінний конкурентний ринок електроенергії з мінімальним адміністративним втручанням у процеси ціноутворення.
4. Інтегрувати українську енергосистему з європейською ENTSO-E і забезпечити можливість експортно-імпортних перетоків на рівні 2,1 МВт потужності з подальшим можливим збільшенням до 4 МВт.

Яким має бути справжній ринок?

Найкращою ілюстрацією для розуміння, який оптовий ринок електроенергії слід створити в Україні, можуть слугувати моделі найсучасніших конкурентних ринків світу. До таких, зокрема, відносять ринок штату Техас ERCOT, австралійський NEM, а також міждержавні регіональні ринки в ЄС.

Про особливості цих ринків коротко розповів директор з розвитку бізнесу фінської Wärtsilä Energy у Східній Європі Ігор Петрик на круглому столі «Інвестиційна привабливість балансування ВДЕ в Україні» 23 липня в Києві. Як випливало з презентації Петрика, техаський ERCOT є фактично ринком без цінових обмежень, що дозволяє максимально швидко залучати інвесторів під спорудження нових потужностей і повертати інвестиції.

Європа йде тим самим шляхом, що і Техас. У травні цього року ЄС ухвалив нову «Модель ринку електроенергії» (Electricity Market Design), яка з 1 січня 2020 року вводить нові сучасні принципи функціонування. Це, зокрема, впровадження відповідальності всіх учасників ринків за небаланси, сприяння вільному ціноутворенню, скасування цінових обмежень, скорочення періоду врегулювання небалансів на добовому і внутрішньодобовому ринках до 15 хвилин, а також введення жорсткіших правил для механізмів підтримки потужності.

Україні ж на даному етапі вкрай важливо якомога частіше звертати увагу на роботу розвинених конкурентних енергоринків світу і не загрузнути остаточно у внутрішніх чварах стосовно перерозподілу грошей в адміністративній квазіринковій моделі.