Почему в Украине не удалось создать конкурентный энергорынок

Запуск конкурентного оптового рынка электроэнергии с 1 июля, по прогнозам большинства специалистов энергетической отрасли, должен был привести к 30%-ному росту цены киловатт-часа для промпотребителей. В своих предположениях эксперты почти не ошиблись. С 1 июля расценки на электричество возросли на 20–25%. Разница лишь в том, что никакого конкурентного рынка при этом в Украине так и не появилось. Страна получила удорожание электроэнергии для потребителей, однако ни конкуренции между производителями, ни механизма свободного ценообразования на оптовом рынке не приобрела.

Как результат – в Киеве застучали каски работников энергоемких предприятий Игоря Коломойского, который не понял смысла такой реформы. Услышав стук, в правительстве решили подкорректировать механизмы энергорынка и снизить расценки на киловатт-час для потребителей. Это снижение произойдет за счет урезания доходов государственных энергомонополистов в лице «Укргидроэнерго», «Гарантированного покупателя» и, возможно, «Энергоатома». Выбирая между интересами энергомонополистов и потребителей, команда Владимира Зеленского пошла навстречу последним.

Однако все коррективы в перераспределении отраслевых потоков носят временный характер. Для того чтобы создать по-настоящему конкурентный и эффективный рынок, правительству рано или поздно придется пойти на повышение тарифов для населения и ликвидацию перекрестных субсидий.       

Что именно не удалось?

Согласно закону «О рынке электрической энергии», свободный конкурентный рынок должен был стартовать уже с 1 июля этого года для всех без исключения генерирующих компаний. Это стало бы возможным в случае полной ликвидации перекрестного субсидирования населения промышленными потребителями, объем которого составляет 50 млрд грн, или четверть годового оборота энергорынка.

Тем не менее даже при сохранении 50-миллиардных дотаций, внедрить прозрачные механизмы в украинском энергорынке было вполне возможно уже с 1 июля. Они позволили бы НАЭК «Энергоатом», который производит 55% электроэнергии в стране, на равных конкурировать с остальными генкомпаниями во всех сегментах нового рынка. Сама же новая рыночная модель при этом не вызвала бы такого отторжения у потребителей, которое наблюдается сейчас.

Согласно первоначальным замыслам НКРЭКУ и Минэнерго, «Энергоатом» должен был компенсировать разницу между рыночной и заниженной ценой киловатт-часа для бытовых потребителей из собственных сверхдоходов. Эти сверхдоходы могли образоваться в случае свободного выхода атомной энергокомпании в реальный конкурентный рынок, что привело бы к сокращению трехразового диспаритета между ценой киловатт-часа у ТЭС и АЭС. К примеру, 1,76 грн – у тепловиков и 0,57 грн – у атомщиков по состоянию на март этого года.

Как справедливо заметил в июле президент «Энергоатома» Юрий Недашковский, атомный монополист, при условии наличия конкуренции, мог бы законтрактовать на рынке двухсторонних договоров (ДД) 30 крупнейших промышленных предприятий с объемом потребления 45 млрд киловатт-часов – это 36% общего потребления в стране. Тепловики бы конкуренции с атомщиками в этом сегменте не выдержали.

И в таком случае работникам ферросплавных заводов Коломойского не пришлось бы стучать касками об асфальт. Цена электроэнергии для самых крупных и энергоемких предприятий, по законам конкурентного рынка, была бы самой низкой в категории небытовых потребителей.

Как задушили конкуренцию?

Уже очевидно, что энергетические ведомства не сумели внедрить первоначальный план. Вероятно, основной помехой послужило апрельское решение Кабмина о повышении для госпредприятий нормы отчисления прибыли в бюджет – с 75% до 90% по итогам 2019 года.

Чтобы не раздувать доходную и прибыльную статьи атомной энергокомпании в этих условиях, НКРЭКУ и Минэнергоугля начали искать другие механизмы субсидирования населения.

В итоге Кабмин обязал «Энергоатом» и «Укргидроэнерго» продавать по 75% и 20% своего электричества госпредприятию «Гарантированный покупатель» по фиксированным средневзвешенным ценам этих производителей за предыдущие два месяца. Для атомщиков это 56,6 коп. за 1 кВт*час, для гидроэнергетиков – 67,3 коп. за 1 кВт*час. Еще по 15% электроэнергии обе компании продают оператору системы передачи (ОСП) и операторам системы распределения (ОСР) для компенсации технологических потерь тока. 

Таким образом, «Энергоатом» и «Укргидроэнерго» реализуют электроэнергию «Гарантированному покупателю» по фиксированным тарифам, а ГП продает часть их продукции на рынке на сутки вперед (РСВ) уже по средневзвешенной предельной цене 1,64 грн. за 1 кВт*час, которая соответствует оптовой цене в июне. Параллельно «Гарантированный покупатель» поставляет электричество для нужд населения поставщикам универсальных услуг (ПУУ) по заниженному тарифу, оставляя прибыль от операций на РСВ в собственном распоряжении.  

При этом тепловики стремятся продавать электричество именно в дневной зоне и часы пик (по максимальному дневному предельному тарифу), поскольку предельная цена в ночные часы не покрывает себестоимости электричества ТЭС. Недостачу ночного предложения потребителям приходится покрывать из балансирующего рынка, где предельная цена на 10% выше, чем на РСВ.

Особо раздражающим фактором в глазах потребителей стало резкое повышение (в шесть раз) с 1 июля тарифов для НЭК «Укрэнерго» – с 5,9 до 35,6 коп. за 1 кВт*час. Причина скачка – перенос в тариф на передачу тока сетями «Укрэнерго» компенсационных выплат возобновляемым источникам в виде разницы между «зеленым» тарифом и рыночной ценой.

До 1 июля компенсационные выплаты «зеленым», вместе с субсидиями для населения, а также расходами по обслуживанию энергетической инфраструктуры, учитывались в так называемой оптовой рыночной цене (ОРЦ) электричества, которая составляла в июне 1,64 коп. за 1 кВт*час.

С 1 июля на базе июньской ОРЦ был установлен средневзвешенный price cap на РСВ, хотя все дополнительные платежи по ПСО и инфраструктуре, которые входили ранее в оптовую цену, были распределены между отдельными участниками. 

Помимо повышения тарифа на передачу НЭК, причинами 25%-ного удорожания цены киловатт-часа для потребителей в июле – августе стали: рост доходов «Энергоатома» и «Укргидроэнерго» от ограниченных продаж электричества на свободном рынке, увеличение в структуре производства электроэнергии в стране доли «зеленой» генерации, продажа 3% электроэнергии на балансирующем рынке, а также рост доходов тепловых генкомпаний, которые на новом рынке продают продукцию по предельной цене 1,64 коп. за 1 кВт*час, в то время как в июне средневзвешенная цена для ТЭС составляла 1,42 коп./кВт*час.

Что происходит с ценами?

Вот как охарактеризовали ценовую ситуацию, сложившуюся на отечественном энергорынке, представители проекта Low Carbon Ukraine (LCU):

Что получили вместо рынка?

Таким образом, термин «конкурентный рынок» применительно к действующей на сегодня в Украине модели – понятие чисто условное.

Результатами первых двух месяцев реформы пока можно назвать только упразднение государственного монополизма в оптовом рынке с созданием рыночной инфраструктуры с площадками рынков двухсторонних договоров, «на сутки вперед», внутрисуточного рынка, балансирующего, а также рынка вспомогательных услуг, который пока не запущен.

То есть в Украине с 1 июля внедрен конкурентный оптовый рынок по форме, но не по содержанию. И чтобы наполнить его конкуренцией, правительству следует в первую очередь повысить расценки на электричество для населения до уровня реальной себестоимости. Однако пока повышение цены киловатт-часа для бытовых потребителей в повестке дня власти не стоит. Именно дотации населению, которое потребляет 29% электроэнергии в стране, оттягивают из свободного рынка половину объема украинского электричества.

Вот как охарактеризовал ситуацию президент Первой энергетической ассоциации Украины Василий Котко на круглом столе в Верховной Раде в середине июля, на котором рассматривались результаты работы первых двух недель нового энергорынка:

Как снизить тарифы?

Уже в первые недели после старта нового рынка участникам стало понятно, что в системе что-то не так. И основным поводом для этого послужили раздражительные сигналы о повышении энерготарифов со стороны потребителей. Наиболее активно звучали недовольные голоса ферросплавщиков и водоканалов.

Общественность быстро узнала, что расценки на киловатт-час в Украине для промпотребителей начали превышать уровень соседних европейских стран. И это в условиях фактического отсутствия конкуренции на рынке.

В ответ энергетики и их западные консультанты сосредоточились на поисках механизмов снижения тарифов. В качестве наиболее вероятных были отобраны три основных сценария решения проблемы:

1. Изменение источника компенсационных выплат «зеленой» генерации.

Как сообщал Mind, в середине июля представитель USAID Украина по вопросам энергетики Шукру Богут предложил перенести компенсационные выплаты «зеленым» из тарифа на передачу «Укрэнерго» к «Гарантированному покупателю». Предложение выглядело вполне здравым, так как к концу 2019 года прибыль «Гарантированного покупателя» должна была составить 12 млрд грн, что примерно соответствовало объему средств, заложенных в тарифе «Укрэнерго» на выполнение спецобязательств перед ВИЭ – 12, 397 млрд грн.

2. Увеличение доли продаж «Энергоатома» на свободном рынке

Смысл этой затеи состоял в увеличении товарного предложения в конкурентном сегменте рынка и создании конкуренции для тепловых генкомпаний со стороны атомщиков. В частности, выход «Энергоатома» на рынок двухсторонних договоров с ограниченной НКРЭКУ ценой для НАЭК 94,6 коп./кВт*час (на уровне ночного максимума в РСВ) мог обеспечить дешевой электроэнергией наиболее крупных и энергоемких потребителей.

Для реализации сценария Кабмин 14 июля утвердил порядок, в соответствии с которым доля «Энергоатома» в рамках ПСО снижалась до 75%. Из них 65% (вместо 75%) электричества атомщики должны были продавать «Гарантированному покупателю» для дотирования населения и еще 10% (вместо 15%) – «Укрэнерго» и операторам системы распределения (ОСР) для компенсации технологических потерь тока.

Из оставшегося 25%-ного объема 10%, как и раньше, НАЭК должен был реализовывать в соответствии с законом в РСВ, а 15% высвобождались для свободной продажи. Однако в качестве компенсации за подобную «щедрость» для НАЭК в Кабмине решили снизить цену продажи атомного киловатт-часа в рамках ПСО с 56,6 до 51,2 копеек.

Впрочем, эта правительственная инициатива со стороны участников рынка, в частности самого «Энергоатома», особой радости не вызвала, и в действие так и не вступила. «Мы не поддерживаем это. У нас высвободится только 500 МВт для свободной продажи и никакой дополнительной прибыли из этого механизма мы не извлечем», ‒ сказал Mind представитель «Энергоатома».

Следует отметить, что в летний период, когда НАЭК останавливает на планово-предупредительные ремонты и топливную перезагрузку большую часть своих энергоблоков, возможности выхода атомщиков на свободный рынок действительно более чем ограничены.

3. Снижение price cap на рынке на сутки вперед.

У этой идеи много сторонников из числа симпатиков государственных энергомонополий и поборников социальной справедливости, которые ратуют за урезание доходов ДТЭК. И наоборот, лоббисты энергохолдинга Рината Ахметова идею не поддерживают, пугая дефицитом угля и угрозой остановки ТЭС. Сценарий предусматривает повышение предельного ночного тарифа на РСВ на 10% и понижение дневного на 15–20%.

В своих аргументах поборники социальной справедливости ссылаются на тот факт, что средневзвешенная цена тепловой генерации в июне составляла 1,42 грн. за 1 кВт*час при нынешней средневзвешенной предельной цене на РСВ 1,64 грн за 1 кВт*час. Также упоминается почти двукратное снижение с осени 2018 года индекса API 2 на европейском угольном рынке.

Тем не менее цена ТЭС за один месяц не является для энергетики показательной, а сама идея снижения дневного price cap представляется неоднозначной. Наверное, перед тем как обрезать максимальный предельный тариф, следует ответить на следующие вопросы:

• Какова реальная себестоимость электроэнергии украинских ТЭС и себестоимость отечественного угля в среднем по отрасли и по каждой электростанции и шахте в отдельности?      
• Почему на протяжении последних 5 лет в Украине наблюдается падение угледобычи?
• Каких инвестиционных вложений требует восстановление основных фондов в отечественной угольной отрасли и сохранение ее конкурентоспособности?
• К каким последствиям для энергосистемы может привести снижение price cap на 10%, 15% или 20%?   

Очевидно, что для полного и всеобъемлющего ответа на поставленные вопросы команде нового президента  придется отменить либеральный энергорынок и вернуться к воссозданию централизованной планово-распределительной экономики, работающей по формуле «затраты+». При наличии частной монополии Рината Ахметова сделать это будет крайне сложно, так как ДТЭК является своеобразным «черным ящиком», где тонет вся информация о себестоимостях.    

Однако если представители президентской команды действительно располагают достаточной оценочной информацией, подтверждающей, что price capе завышен, снижать его безусловно нужно.

Последнее промежуточное решение

Впрочем, 21 августа правительство на своем заседании утвердило еще один – четвертый – сценарий снижения тарифов, который, по словам представителя президента в Кабмине Андрея Геруса, позволит удешевить киловатт-час для небытовых абонентов на 21 коп. или на 10–11%.

Суть нововведения в том, что компенсационные выплаты «зеленой» генерации будет теперь перенесены из тарифов «Укрэнерго» не на доходы «Гарантированного покупателя», как ранее планировалось, а на «Энергоатом» и «Укргидроэнерго». С этой целью обязательства продажи электроэнергии в рамках ПСО для гидроэнергетиков увеличили с 20% до 30%. У «Энергоатома» ПСО будет составлять 90%, как и раньше. Разница, по словам министра энергетики Игоря Насалика, лишь в том, что 15% по компенсации потерь тока из 90% передадут от НАЭК к «Гарантированному покупателю».

По словам Андрея Геруса, НКРЭКУ, в результате такого сценария, сможет снизить тариф на передачу «Укрэнерго» с 32 коп. до 11 коп. за 1 кВт-час.

Возможная дата введения нового порядка – 1 сентября.

В свою очередь данное правительственное решение вызвало очередную волну негодования со стороны поборников социальной справедливости на предмет «дотирования Ахметова за счет убытков государства», хотя «Энергоатом» от внедрения этого механизма ничего не выиграет и не проиграет. Речь идет лишь о внутреннем перераспределении потоков между государственными монополиями. И если кому-то и стоит возмущаться по поводу утвержденного 21 августа решения, так это «Укргидроэнерго». У гидроэнергетиков могут возникнуть проблемы с выполнением ПСО вследствие ограниченных возможностей работы ГЭС в базовом режиме.

Каковы стратегические задачи?

Все перечисленные меры так или иначе носят временный промежуточный характер. Чтобы запустить ценосдерживающие механизмы в энергорынке на прочной и долгосрочной основе, нужно реализовать следующие шаги стратегического характера:

1. Повысить тарифы для населения до экономически обоснованного уровня и ликвидировать систему перекрестного субсидирования.    
2. Внедрить аукционы по сооружению ВИЭ и высокоманевренных источников для балансирования энергосистемы.
3. Запустить в Украине полноценный конкурентный рынок электроэнергии с минимальным административным вмешательством в процессы ценообразования.
4. Интегрировать украинскую энергосистему с европейской ENTSO-E и обеспечить возможность экспортно-импортных перетоков на уровне 2,1 МВт мощности с последующим возможным увеличением до 4 МВт.

Каким должен быть настоящий рынок?

Самой лучшей иллюстрацией для понимания, какой оптовый рынок электроэнергии следует создать в Украине, могут послужить модели наиболее современных конкурентных рынков мира. К таковым, в частности, относят рынок штата Техас ERCOT, австралийский NEM, а также межгосударственные региональные рынки в ЕС.

Об особенностях этих рынков вкратце рассказал директор по развитию бизнеса финской Wärtsilä Energy в Восточной Европе Игорь Петрик на круглом столе «Инвестиционная привлекательность балансирования ВИЭ в Украине» 23 июля в Киеве. Как следовало из презентации Петрика, техасский ERCOT является фактически рынком без ценовых ограничений, что позволяет максимально быстро привлекать инвесторов под сооружение новых мощностей и возвращать инвестиции. 

Европа идет тем же путем, что и Техас. В мае этого года ЕС принял новую «Модель рынка электроэнергии» (Electricity Market Design), которая с 1 января 2020 года вводит новые современные принципы функционирования. Это, в частности, внедрение ответственности всех участников рынков за небалансы, содействие свободному ценообразованию, отмена ценовых ограничений, сокращение периода урегулирования небалансов на суточном и внутрисуточном рынках до 15 минут, а также введение более жестких правил для механизмов поддержания мощности.

Украине же на данном этапе крайне важно как можно чаще обращать внимание на работу развитых конкурентных энергорынков в мире и не погрязнуть окончательно во внутренних распрях на предмет дележа денег в административной квазирыночной модели.