Новый энергорынок: каковы последствия для рядового потребителя

Запуск нового энергорынка в Украине выявил ряд проблем с определением тарифов и привел к недовольству всех сторон от неэффективной работы системы. Так, по словам представителя президента в правительстве Андрея Геруса, дефицит электроэнергии на рынке на сутки вперед составляет 5–30%, на внутрисуточном рынке вообще нет предложения электроенергии. Учитывая уменьшение продаж атомной энергии, дефицит будет расти, а значит, стоимость для потребителей – тоже не будет стоять на месте.

О том, каким образом обеспечить эффективную работу нового рынка электроэнергии и доступную цену для потребителей, рассказал Mind СЕО энергетического провайдера ETG.UA Владимир Шведкий.

Проект решения об уменьшении цены на электроэнергию для предприятий минимум на 10% будет подготовлен уже к концу августа 2019 года. Об этом заявил представитель президента Украины в Кабинете министров Андрей Герус.

Кроме того, представители Федерации работодателей Украины заявили о сложной ситуации, в которой оказались энергозатратные производства из-за роста цены на э/э на 25%, и высказали свои предложения для урегулирования ситуации.

Так что же послужило толчком к таким решительным действиям?

О новом энергорынке

Новый энергорынок был запущен в Украине с 1 июля 2019 года. Согласно закону «О рынке электроэнергии», модель предусматривает работу четырех сегментов: рынка двусторонних договоров, рынка «на сутки вперед», внутрисуточного и балансирующего рынков.На текущий момент из четырех рынков, которые должны быть запущены, нормально функционирует всего один – рынок «на сутки вперед».

Само по себе введение нового энергорынка подразумевает рыночное ценообразование на э/э как товар. Тарифы для промышленного потребителя теперь складываются исходя из спроса и предложения.

Почему так резко выросла цена на электроэнергию?

Основное подорожание произошло за счет выведения тарифов из структуры э/э как товара, который раньше поставлялся единым субъектом рынка ДП «Энергорынок», сверх цены. Соответственно, если рынок «на сутки вперед» определяет цену порядка 1,61 грн, то тарифы, которые введены с 1 июля, являются дополнительной нагрузкой к стоимости электроэнергии.

Первый, самый спорный тариф на сегодняшний день – это 34 коп. за 1 кВт/час оператора системы передачи, который включает в себя:

• стоимость предыдущего тарифа (т. н. за передачу) за обслуживание и передачу сетей – порядка 7 коп. за 1 кВт/час;
• тариф за балансирование, потому что оператор системы передачи НЭК «Укрэнерго» отвечает за балансировку рынка и у него возникают обязательства по выкупу профицитной э/э либо покрытию дефицитов. И в этом тарифе в том числе предусмотрены средства порядка 5 коп. за 1 кВт/час на такую функцию;
• тариф на дополнительные услуги (как системы коммерческого учета передачи);
• покрытие баланса по «зеленой» энергетике, которую тоже должен собирать оператор системы и потом финансировать «Гарантированного покупателя».

Спорным тариф считается потому, что многие опции из перечня выше не предоставляются, так как операторы системы коммерческого учета не запущены. Но тариф введен в действие.

Сложности планирования

Новая модель рынка подразумевает под собой рынки балансирующие, когда фактические показания не сходятся с заявленными. Эти отклонения в новой модели рынка имеют свою формулу ценообразования. В ближайшие 9 месяцев это – до 15% роста цены. По истечению этого срока такой рост цены может составить до 300%. Поэтому однозначно, кроме тарифа операторов системы передачи (ОСП), по факту закрытия месяца промышленность получит еще дополнительно сверх затраты на покрытие небалансов.

Погодные условия, ремонтные работы, праздники, форс-мажорные обстоятельства – все это влияет на уровень потребления и может привести к небалансам, которые предприятиям теперь будут дорого стоить.

Почему промышленность осталась без атомной энергии?

Кабинет министров ранее ограничил свободный рынок 10% объема производимой электроэнергии ГП «Энергоатом». На сегодняшний момент выработка достигает 85 млрд кВт/час. Объемы потребления промышленного сектора – более 51 млрд кВт/час. Каким образом трейдерам покрывать разницу? Вопрос остается открытым.

На рынке промышленных потребителей сегодня наблюдается дефицит дешевой атомной электроэнергии. Вместо нее потребитель вынужден покупать более дорогую энергию ТЭС.

На сегодняшний день объединенная энергосистема действительно работает на грани с балансированием: 5 атомных блоков выведены из режима работы, поэтому говорить о снижении цены на э/э для промышленных потребителей только за счет рыночных механизмов не приходилось.

Если вернуться на два месяца назад, то, например, тепловая генерация продавала ГП «Энергорынок» свою э/э в среднем по цене от 1,30 грн до 1,40 грн. Сегодня же цена реализации составляет 1,60 грн. Вопрос: как рынок и промышленность страны могут оставаться в себестоимости производимой продукции, если мы даем дополнительную маржу порядка 20 коп. тепловой генерации и остальной генерации, которая продавала свою продукцию ранее по регулируемой цене?

Один из выходов, который видим мы, – это перенести уплату тарифа ОСП 34 коп. на генерацию и, возможно, до 10% увеличить верхний порог цены на рынке «на сутки вперед». Это позволит в общей структуре понизить цену примерно на 10–15%. Все остальное (понизить тарифы и т. п.) – это ручное регулирование, которое не приведет к нормальной работе в условиях новой модели рынка.

К слову, объективная реальность заключается в том, что не реформа плохая, а система была не готова к нововведениям. Для эффективной работы нового энергорынка сегодня не хватает работающей технической базы и программных решений, которые, надеюсь, скоро появятся.