В останній час максимальна увага експертної спільноти прикута до ситуації на ринку електричної енергії в Україні. Перші шпальти інтернет видань, популярні блогери, народні депутати та бізнесмени обговорюють наслідки впровадження ринку для промисловості, уряду та енергетичних компаній.
Реформа ринку електричної енергії базувалася на основі законодавства ЄС та успішному досвіді реалізації дерегуляції ринку природного газу в Україні, яка була виконана на декілька років раніше. І дійсно, реформи базувалися на вимогах впровадження Директив ЄС щодо відокремлення функції оператора мереж та створення вільного недискримінаційного доступу для постачальників. Водночас перші результати роботи ринку електричної енергії не свідчать про досягнення високих цілей підвищення інвестицій в електроенергетику та зміцнення енергетичної безпеки держави. Давайте поглянемо на ситуацію глибше в порівнянні.
Ринок газу
Дерегуляція ринку електричної енергії в законотворчій площині відбулася. Одночасно, вартість вугілля в Європі впала майже вдвічі, опустившись до найнижчих показників з 2016 року. За даними Міністерства енергетики та захисту довкілля України станом на 23 вересня 2019 року на складах теплової енергетики, яка використовує вугілля в якості палива, знаходиться 1203,4 тис. тонн енергетичного вугілля (358,4 т. антрациту та 845,0 тис. тонн газового вугілля відповідно). Відповідно до наявної інформації максимально можливі обсяги заповнених складів є 5500 тис. тонн, а це означає що склади наповнені на 21%. З дня відкриття ринку електричної енергії – 1 липня 2019 року сумарно запаси зменшились на 23% (-315,9 тис. тонн), у свою чергу антрациту - на 27% (-98,5 тис. тонн), а газового вугілля – на 21% (-217,4 тис. тонн)*. .
Звісно це не можна використовувати в якості прямого аргументу щодо неефективності реформи, адже ринок газу вдосконалювався останні роки, а ринок електроенергії працює лише 3 місяці. І фізична сутність природного газу як енергоносія, який можна зберігати у ПСГ більш керована і прогнозована, ніж електроенергія, яка споживається в моменті. Хоча звісно, таке порівняння наштовхує на деякі роздуми, щодо недосконалості єдиної системи координат для різних технологій та юрисдикцій.
Водночас деякі ознаки галузевої кризи в електроенергетиці присутні та дуже чутливі: представники великої промисловості блокують роботу системного оператора НЕК «Укренерго» та НКРЕКП, ДП «НАЕК «Енергоатом» через раптові зупинки енергоблоків втрачає доходи, імпорт електроенергії з Білорусі та РФ наповнює енергетичний баланс, вартість електроенергії зросла для бізнесу, шахтарі недоотримують зарплату, а виробники електроенергії з ВДЕ отримують виплати за виробництво з відстрочкою, не вирішена доля теплоелектроцентралей, ситуація з вугіллям на складах критична, а Укргідроенерго рапортує про значні збитки. Всі ці фактори – не суб’єктивна оцінка авторів, а реальне відображення інформаційного поля енергетичного ринку. Чому так багато негативу, які реальні цифри, чи є позитив від впровадження енергоринку – давайте розберемося в цій публікації.
Якісний аналіз результатів роботи енергоринку
Європейський експерт у сфері енергетики Матті Суппонен у публікації моніторингового звіту для Low Carbon Ukraine наголошує на наступних факторах, які сприяють ефективній роботі ринку електричної енергії:
- наявні декілька конкуруючих компаній генерації та роздрібних постачальників,
- достатньо ліквідні оптові ринки,
- чіткий анбандлінг операторів мереж від діяльності з виробництва, зберігання та постачання енергії,
- достатня інфраструктура електростанцій і електромереж для задоволення попиту навіть за суворих погодних умов,
- належний регуляторний нагляд у секторі.
От і спробуємо визначити чи виконуються ці опції.
До позитивних результатів роботи енергоринку у своєму звіті НКРЕКП, який було представлено на засіданні профільного комітету ВР, відносить такі чинники:
· Відокремлено діяльність з розподілу (природна монополія) від постачання (конкурентна діяльність);
· Забезпечено прозорий спосіб доступу постачальників до клієнтів на територіях природних монополістів;
· Затверджено програми відповідності ОСР, призначено уповноважені «комплаєнс офіцери»;
· Договірна кампанія для побутових та малих не побутових споживачів відбулась в автоматичному режимі (перехід від одно- до дво- договріої системи для усіх споживачів);
· Пере-/ліцензовано всіх нових суб’єктів: ОСР, постачальників;
· Забезпечено діяльність постачальників з спец. обов'язками (ПУП – для населення та дрібних споживачів, ПОН – для будь якого споживача без постачальника): методики, тарифи, налагоджена робота з купівлі-продажу е/е;
· Удосконалено механізм контролю за якістю послуг;
· На ПОН тільки 0,2% від усіх споживачів України;
· Біля 200 споживачів, приєднаних до ОСП відтепер не платять тариф за розподіл (з 1 січня зниження тарифу на ~ 7% – НФЗ, Арселлор Міттал;
· Скасовано двократну вартість е/е, яка спожита понад договірний обсяг;
· Конкурентне/прозоре ціноутворення – маржа постачальника у % від ціни товару замість адміністративно регульованої ціни
Тобто, зазначені незалежним регулятором НКРЕКП результати майже повністю відображають позитивні ознаки впровадження енергоринку від експертів із ЄС.
Кількісний аналіз результатів роботи енергоринку
Давайте спробуємо ще застосувати цифри для аналітики наслідків перших двох місяців роботи енергоринку. Так станом на 1 вересня 2019 року кількість електропостачальників становить 552, з яких 48 компаній мають ліцензію як на постачання електроенергії, так і газу. З 1 липня 2019 року з’явилося 60 нових ліцензіатів на постачання електроенергії .
Якщо аналізувати географію ліцензіатів – 163 постачальника ліцензували свою діяльність у м. Києві., 183 у Запорізькій області, та 184 у Харківській області. Саме попит на електроенергію та наявність промислових споживачів приваблює електропостачальників до території діяльності операторів системи розподілу в цих регіонах.
ДП «Оператор ринку» відповідно до п.1.7.10 Правил ринку «на добу наперед» та внутрішньодобового ринку на власному вебсайті відкрито оприлюднює інформацію, що не є конфіденційною. Інтернет портал компанії було доповнено значною кількістю інформації, корисної для вивчення.
Міжнародні поставки електроенергії
Аналіз роботи «ринку на добу наперед» та внутрішньодобовому ринку за перші два місяці свідчить, що в Україні у день надзвичайно привабливі ціни для трейдерів-імпортерів електроенергії. Звісно, адже, середня пікова ціна в Україні (69 €/МВт·год) впродовж перших 2 місяців з моменту відкриття ринку була значно вищою, ніж у Словаччині (45 €/МВт·год), Угорщині (62 €/МВт·год) та Румунії (62 €/МВт·год). До цього додалася легальна можливість імпортувати електроенергію із Білорусії та РФ, де паливо для електростанцій дешевше, по двостороннім контрактам.
Нижче наведено 5 компаній, які законтрактували імпорт з РФ в об’ємі міждержавного перетину 1,1 ГВт на жовтень 2019 року:
- «Де Трейдинг» («Донбасенерго») - 301 МВт
- «ЕРУ Трейдинг» - 250 МВт.
- ТАС Енергія України » - 249 МВт,
- «Д.Трейдінг» (ДТЕК) - 199 МВт,
- «Юнайтед Енерджі» - 100 МВт.
Імпорту з РФ за комерційними відновлено вперше починаючі з 2015 року, нагадаємо, що тоді поставками у об’ємі 1,5 ГВт займалася державна компанія «Укрінтеренрго».
Оптові ринки
Оптові сегменти ринку електроенергії працюють у «безпечному режимі», які базуються на запровадженні цінових запобіжних лімітів - обмежень у заявках як для ринку “на добу наперед”, так і для внутрішньодобового ринку (денний price cap =2048,23 грн/Мвт.год та pricecap нічний = 959,12 грн/Мвт.год) Цінові ліміти – price caps обмежують можливий негативний вплив цін оптових сегментів ринку на ціни на електроенергію для кінцевих споживачів. Дія цих обмежень, згідно положень Закону, триватиме 9 місяців, на протязі яких споживача захищено, а потім ціна може зрости не більше ніж 300%, але наразі розглядаються різноманітні стратегії продовження їх використання.
За два місяці роботи нового ринку електричної енергії ДП «Оператор ринку» уклав 298 договорів на участь у ВДР та РДН. З них 21 виробник, 32 оператора системи розподілу, 243 постачальника, Оператор системи передачі та Гарантований покупець. У серпні 2019 року було зареєстровано 10 нових учасників ринку.
У серпні 2019 року загальний обсяг купівлі-продажу електричної енергії «на ринку на добу наперед» та внутрішньодобовому ринку склав 3 936,7 ГВт.год.
Загальний обсяг заявок на продаж на РДН в торговій зоні ОЕС України зменшився в серпні 2019 на 14,3%. В торговій зоні Бурштинського острова - зменшився на 34,89%. Обсяг заявок на продаж по ТЕС в торговій зоні ОЕС України зменшився в серпні на 40,69%, в торговій зоні Бурштинської ТЕС – зменшився на 57,57%
На РДН по ОЕС України - 3 618 ,4 ГВт.год., в острові Бурштинської ТЕС -196,98 ГВт.год. На ВДР куплено-продано електричної енергії по ОЕС України у обсязі 89,9 ГВт.год. та по Бурштинському острову – 31,4 ГВт.год. Обсяги торгів на РДН та ВДР складали в середньому 30-35% від споживання по ОЕС України. В Бурштинському острові обсяг торгів на РДН та ВДР складає в середньому 65% від споживання в Бурштинському острові.
В серпні 2019 загальна вартість купленої-проданої електроенергії на РДН складає 7 687,7 млн.грн (з ПДВ). З них 94% по ОЕС України – 7 248,96 млн.грн (з ПДВ), та 6% по острову Бурштинської ТЕС – 438,77 млн.грн (з ПДВ). По ВДР загальна вартість – 262,42 млн.грн (з ПДВ). З них 72% по ОЕС України – 189,31 млн.грн (з ПДВ) та 28% по Бурштинському острову – 73,1 млн.грн (з ПДВ).
Вартість купленої-проданої електроенергії на РДН в серпні 2019 нижча на 10,34% та складає 7 687,7 млн.грн (з ПДВ) проти 8 574,3 млн.грн. (з ПДВ) у липні. На ВДР вартість купленої-проданої електроенергії в серпні вища на 15,15% ніж у липні 2019 та складає 262,42 млн.грн (з ПДВ).
Середньозважені ціни за липень та серпень по експертним розрахункам, на базі моніторингу НКРЕКП, виглядають наступним чином.
Але такі ціни суттєво відрізняються у кожній області, залежать від графіка споживання та потужності підключення, це усереднені дані. На додачу, знавці ринку коментують, що фінальні ціни незалежних постачальників коригуються в залежності від нарахування небалансів від ОСП, які ще не враховані для великохї кількості постачальників.
Ринок допоміжних послуг
Враховуючі те, що НКРЕКП прийняли правила сертифікації обладнання, яке зможе брати участь у регулюванні лише за 9 днів до початку нового ринку у червні 2019 року, генеруючі компанії не встигли пройти сертифікацію щодо надання допоміжних послуг. Для вирішення цієї ситуації Укренерго як оператор енергосистеми запропонувало тимчасові зміни до вторинного законодавства, але наразі дієвого рішення немає. Затримка запуску цього сегменту ринку перш за все вплинула на роботу великої гідроенергетики. Наприклад у оприлюдненому листі ПрАТ "Укргідроенерго" на адресу "НЕК "Укренерго", сказано що, диспетчери держпідприємства НЕК "Укренерго" змушують працювати компанію "Укргідроенерго" у передаварійному або аварійному режимі, не надаючи при цьому коректних команд. Наприклад, внаслідок збільшення пропозиції на оптових майданчиках ГАЕС отримували команду на закачку електроенергії вдень, та працювали на генерацію вночі, тому що теплова енергетика скорочувала виробіток у години з низькими ціновими лімітами.
Відновлювані джерела енергії
Починаючі з дати старту ринку – 1го липня на дату публікації, потужність електростанцій з відновлюваних джерел енергії в Україні зросла на 1 ГВт - з 3,6 ГВт до 4,6 ГВт (приріст 27,8%), а до кінця року прогнозується зростання встановленої потужності до 5,4ГВт.
За цей період в Україні побудовано 94 нові електростанції сонячної енергетики (792 МВт загальної встановленої потужності), 6 вітроелектростанцій (200 МВт), 3 станції з біомаси (5 МВт) та 4 малі гідроелектростанції (3 МВт). Загальна сума інвестицій у ці проекти перевищила 900 млн. євро.
Розрахункова вартість виробленої е/е з ВДЕ у 2019 році складе 28 млрд грн, що на 14 млрд більше ніж у 2018. Це означає майже двократне збільшення товарної продукції, яка оплачується через механізми ПСО.
Наразі схема оплати виробленої товарної продукції з ВДЕ недосконала, адже виплати Гарантованому покупцю з боку НЕК «Укренерго» через тариф на передачу електричної енергії було системно блоковано через рішення в судах та ставило під загрозу прогнозовану оплату продукції впродовж липня-серпня 2019 року. З одногу боку така нестабільність може налякати іноземних інвесторів від галузі, а з іншого зрозуміла занепокоєність системного оператора – адже наразі маневрових потужностей дуже не вистачає.
Висновки
Однією з головних проблем переходу від старої моделі ринку до нової є - врегулювання заборгованості, що утворилася за попередні роки. За наявною інформацією станом на вересень 2019 року незакрита заборгованість у старій моделі ринку склала 30,8 млрд грн. Для належного функціонування нової моделі необхідно вирішити питання погашення цієї заборгованості шляхом прийняття окремого закону.
Ціна більшості ТЕЦ є значно вищою за ціну на ринку електричної енергії, відповідно вони є неконкурентні на ньому. В теперішній час, враховуючі цінові обмеження, які для нічних годин (23 – 07) склали 959,12 грн/МВт∙год для ТЕЦ відпускати енергію в цей період часу стало економічно не доцільно. На графіку нижче приведено режим роботи теплоелектроцентралей, який характеризується зниженням відпуску товарної продукції в нічні години. Залишиться незрозумілим питання роботи ТЕЦ в опалювальний період, адже вони несуть функцію теплопостачання для великих міст – Київ, Харків, Суми, Чернігів та інші.
Для забезпечення роботи ТЕЦ в опалювальний період міністр енергетики та захисту довеілля О. Оржель запропонував розширити механізм ПСО та зобов’язати ДП «Гарантований покупець» купувати обсяги електроенергії яку виробляють державні ТЕЦ.
Діючий механізм суспільних обов’язків передбачає продаж державними виробниками (ГЕС та АЕС) певних обсягів по низькій ціні для забезпечення населення електричною енергією. За версією регулятора, простішим та більш прозорим механізмом суспільних обов’язків є надання зі сторони цих виробників грошової компенсації постачальникам, що постачають населенню по спеціальній ціні. Також, існує версія покладання додаткових спеціальних обов’язків на компанії-трейдерів, в площині імпорту електроенергії, а саме продавати 50% товарної продукції на оптових сегментах ринку.
Три найбільших виробники в ОЕС України виробляють 70-80% всієї електроенергії, що споживається в Україні, відповідно на ринку виробництва електроенергії можуть бути наявні домінуючі гравці. Зазначена ситуація несе суттєві ризики щодо можливості скоординованих дій таких учасників та відповідно впливу на ціни – тому логічним виглядає розукрупнення сегменту генерації та формування антимонопольної тактики на ринку електричної енергії.
Враховуючи обов’язки України щодо виконання великими ТЕС вимог Національного плану скорочення викидів, затверджених розпорядженням КМУ від 08.11.2017 № 796 в рамках гармонізації міжнародних зобов’язань України перед Енергетичнм Співтовариством, інвестиції у очистку вихідних газів можуть суттєво підвищити вартість електроенергії від ТЕС на оптових сегментах ринку. Цей парадокс варто тримати у фокусі, адже необхідність боротьби за екологію суттєво вплине на вартість електроенергії.
Найбільш актуальним для ринку виробників енергії є питання price caps - тимчасових цінових обмежень, які було введено для утримання можливих піків цін на електроенергію в перші 9 місяців роботи енергоринку. Із наближенням опалювального сезону, коли вартість палива зростає на світових ринках, керівництво галузі дало сигнали що не ініціюватиме зменшення price caps.
Але доцільно відзначити і позитивні відображення роботи нового енергоринку. За даними аналітичного огляду НТСЕУ: «За 7 місяців 2019 року загальні технологічні витрати електроенергії на її транспортування електричними мережами Міненерговугілля всіх класів напруг становили 9,0 млрд кВт·г або 9,8 % від загального відпуску електроенергії в мережу. У порівнянні із аналогічним періодом 2018 р. відбулося їх зменшення на 0,5 млрд кВт·г або на 0,4 в.п. (9,5 млрд кВт•г або 11,2 % у минулому році)». Саме завдяки новим правилам ринку, коли оператори системи розподілу (колишні обленерго) та оператор системи передачі тепер має закуповувати на власні потреби технологічні втрати в мережах з’явився мотив скорочувати цю статтю видатків.
Загалом, енергосистема такої великої держави як Україна це великий організм, який за своєю складністю нагадує людський. І розглядаючи окремі питання – потрібні фахові спеціалісти і результати обстежень - цифри. Окремо оптові ринки, окремо роздрібний, окремо виробництво електроенергії та режими споживання. Саме наявність великої кількості публічної інформації та створення ефективної аналітичної культури дозволить комплексно оцінювати результати реформ в енергетиці. Адже навіть досвідчені експерти енергетики фокусуються лише на деяких близьких їм проблемних питаннях, не маючи змогу побачити ситуацію в цілому. Напевне, враховуючі наростаючу складність системи в майбутньому для її аналізу буде залучено системи штучного інтелекту – адже тримати всі залежності в голові неможливо. Об’єми публікації та наявність відкритої інформації не дозволяють оцінити усіх аспектів роботи нового енергоринку, але автори сподіваються що деякі грані стали більш зрозумілими.
Микола Рубах
Перелік використаних джерел:
1. *За узагальненими даними сайту Kosatka Media
2. Презентація НКРЕКП РИНОК ЕЛЕКТРИЧНОЇ ЕНЕРГІЇ УКРАЇНИ: функціонування, виклики, проблеми та шляхи їх подолання. https://www.slideshare.net/NKREKP/ss-170637241
3. Low Carbon Ukraine Моніторингові звіти. https://lowcarbonukraine.com/uk/publications_uk/monitoring-reports_uk/
4. Державне підприємство «Оператор ринку» https://www.oree.com.ua/
5. інформаційно-аналітичні випуски НТСЕУ https://www.ntseu.net.ua/news/review-ntseu
6. Портал відкритих даних Data.gov.ua – НЕК «Укренерго»
https://data.gov.ua/organization/derzhavne-pidpryiemstvo-natsionalna-enerhetychna-kompaniia-ukrenerho
7. Стивен Стофт. Экономика энергосистем. Введение в проектирование рынков электроэнергии.
8. USAID проект енергетичної безпеки – сторінка Facebook https://m.facebook.com/usaidesp/photos/a.968743216652816/1127207587473044/
Ринок газу
Дерегуляція ринку електричної енергії в законотворчій площині відбулася. Одночасно, вартість вугілля в Європі впала майже вдвічі, опустившись до найнижчих показників з 2016 року. За даними Міністерства енергетики та захисту довкілля України станом на 23 вересня 2019 року на складах теплової енергетики, яка використовує вугілля в якості палива, знаходиться 1203,4 тис. тонн енергетичного вугілля (358,4 т. антрациту та 845,0 тис. тонн газового вугілля відповідно). Відповідно до наявної інформації максимально можливі обсяги заповнених складів є 5500 тис. тонн, а це означає що склади наповнені на 21%. З дня відкриття ринку електричної енергії – 1 липня 2019 року сумарно запаси зменшились на 23% (-315,9 тис. тонн), у свою чергу антрациту - на 27% (-98,5 тис. тонн), а газового вугілля – на 21% (-217,4 тис. тонн)*. .
Звісно це не можна використовувати в якості прямого аргументу щодо неефективності реформи, адже ринок газу вдосконалювався останні роки, а ринок електроенергії працює лише 3 місяці. І фізична сутність природного газу як енергоносія, який можна зберігати у ПСГ більш керована і прогнозована, ніж електроенергія, яка споживається в моменті. Хоча звісно, таке порівняння наштовхує на деякі роздуми, щодо недосконалості єдиної системи координат для різних технологій та юрисдикцій.
Водночас деякі ознаки галузевої кризи в електроенергетиці присутні та дуже чутливі: представники великої промисловості блокують роботу системного оператора НЕК «Укренерго» та НКРЕКП, ДП «НАЕК «Енергоатом» через раптові зупинки енергоблоків втрачає доходи, імпорт електроенергії з Білорусі та РФ наповнює енергетичний баланс, вартість електроенергії зросла для бізнесу, шахтарі недоотримують зарплату, а виробники електроенергії з ВДЕ отримують виплати за виробництво з відстрочкою, не вирішена доля теплоелектроцентралей, ситуація з вугіллям на складах критична, а Укргідроенерго рапортує про значні збитки. Всі ці фактори – не суб’єктивна оцінка авторів, а реальне відображення інформаційного поля енергетичного ринку. Чому так багато негативу, які реальні цифри, чи є позитив від впровадження енергоринку – давайте розберемося в цій публікації.
Якісний аналіз результатів роботи енергоринку
Європейський експерт у сфері енергетики Матті Суппонен у публікації моніторингового звіту для Low Carbon Ukraine наголошує на наступних факторах, які сприяють ефективній роботі ринку електричної енергії:
- наявні декілька конкуруючих компаній генерації та роздрібних постачальників,
- достатньо ліквідні оптові ринки,
- чіткий анбандлінг операторів мереж від діяльності з виробництва, зберігання та постачання енергії,
- достатня інфраструктура електростанцій і електромереж для задоволення попиту навіть за суворих погодних умов,
- належний регуляторний нагляд у секторі.
От і спробуємо визначити чи виконуються ці опції.
До позитивних результатів роботи енергоринку у своєму звіті НКРЕКП, який було представлено на засіданні профільного комітету ВР, відносить такі чинники:
· Відокремлено діяльність з розподілу (природна монополія) від постачання (конкурентна діяльність);
· Забезпечено прозорий спосіб доступу постачальників до клієнтів на територіях природних монополістів;
· Затверджено програми відповідності ОСР, призначено уповноважені «комплаєнс офіцери»;
· Договірна кампанія для побутових та малих не побутових споживачів відбулась в автоматичному режимі (перехід від одно- до дво- договріої системи для усіх споживачів);
· Пере-/ліцензовано всіх нових суб’єктів: ОСР, постачальників;
· Забезпечено діяльність постачальників з спец. обов'язками (ПУП – для населення та дрібних споживачів, ПОН – для будь якого споживача без постачальника): методики, тарифи, налагоджена робота з купівлі-продажу е/е;
· Удосконалено механізм контролю за якістю послуг;
· На ПОН тільки 0,2% від усіх споживачів України;
· Біля 200 споживачів, приєднаних до ОСП відтепер не платять тариф за розподіл (з 1 січня зниження тарифу на ~ 7% – НФЗ, Арселлор Міттал;
· Скасовано двократну вартість е/е, яка спожита понад договірний обсяг;
· Конкурентне/прозоре ціноутворення – маржа постачальника у % від ціни товару замість адміністративно регульованої ціни
Тобто, зазначені незалежним регулятором НКРЕКП результати майже повністю відображають позитивні ознаки впровадження енергоринку від експертів із ЄС.
Кількісний аналіз результатів роботи енергоринку
Давайте спробуємо ще застосувати цифри для аналітики наслідків перших двох місяців роботи енергоринку. Так станом на 1 вересня 2019 року кількість електропостачальників становить 552, з яких 48 компаній мають ліцензію як на постачання електроенергії, так і газу. З 1 липня 2019 року з’явилося 60 нових ліцензіатів на постачання електроенергії .
Якщо аналізувати географію ліцензіатів – 163 постачальника ліцензували свою діяльність у м. Києві., 183 у Запорізькій області, та 184 у Харківській області. Саме попит на електроенергію та наявність промислових споживачів приваблює електропостачальників до території діяльності операторів системи розподілу в цих регіонах.
ДП «Оператор ринку» відповідно до п.1.7.10 Правил ринку «на добу наперед» та внутрішньодобового ринку на власному вебсайті відкрито оприлюднює інформацію, що не є конфіденційною. Інтернет портал компанії було доповнено значною кількістю інформації, корисної для вивчення.
Міжнародні поставки електроенергії
Аналіз роботи «ринку на добу наперед» та внутрішньодобовому ринку за перші два місяці свідчить, що в Україні у день надзвичайно привабливі ціни для трейдерів-імпортерів електроенергії. Звісно, адже, середня пікова ціна в Україні (69 €/МВт·год) впродовж перших 2 місяців з моменту відкриття ринку була значно вищою, ніж у Словаччині (45 €/МВт·год), Угорщині (62 €/МВт·год) та Румунії (62 €/МВт·год). До цього додалася легальна можливість імпортувати електроенергію із Білорусії та РФ, де паливо для електростанцій дешевше, по двостороннім контрактам.
Нижче наведено 5 компаній, які законтрактували імпорт з РФ в об’ємі міждержавного перетину 1,1 ГВт на жовтень 2019 року:
- «Де Трейдинг» («Донбасенерго») - 301 МВт
- «ЕРУ Трейдинг» - 250 МВт.
- ТАС Енергія України » - 249 МВт,
- «Д.Трейдінг» (ДТЕК) - 199 МВт,
- «Юнайтед Енерджі» - 100 МВт.
Імпорту з РФ за комерційними відновлено вперше починаючі з 2015 року, нагадаємо, що тоді поставками у об’ємі 1,5 ГВт займалася державна компанія «Укрінтеренрго».
Оптові ринки
Оптові сегменти ринку електроенергії працюють у «безпечному режимі», які базуються на запровадженні цінових запобіжних лімітів - обмежень у заявках як для ринку “на добу наперед”, так і для внутрішньодобового ринку (денний price cap =2048,23 грн/Мвт.год та pricecap нічний = 959,12 грн/Мвт.год) Цінові ліміти – price caps обмежують можливий негативний вплив цін оптових сегментів ринку на ціни на електроенергію для кінцевих споживачів. Дія цих обмежень, згідно положень Закону, триватиме 9 місяців, на протязі яких споживача захищено, а потім ціна може зрости не більше ніж 300%, але наразі розглядаються різноманітні стратегії продовження їх використання.
За два місяці роботи нового ринку електричної енергії ДП «Оператор ринку» уклав 298 договорів на участь у ВДР та РДН. З них 21 виробник, 32 оператора системи розподілу, 243 постачальника, Оператор системи передачі та Гарантований покупець. У серпні 2019 року було зареєстровано 10 нових учасників ринку.
У серпні 2019 року загальний обсяг купівлі-продажу електричної енергії «на ринку на добу наперед» та внутрішньодобовому ринку склав 3 936,7 ГВт.год.
Загальний обсяг заявок на продаж на РДН в торговій зоні ОЕС України зменшився в серпні 2019 на 14,3%. В торговій зоні Бурштинського острова - зменшився на 34,89%. Обсяг заявок на продаж по ТЕС в торговій зоні ОЕС України зменшився в серпні на 40,69%, в торговій зоні Бурштинської ТЕС – зменшився на 57,57%
На РДН по ОЕС України - 3 618 ,4 ГВт.год., в острові Бурштинської ТЕС -196,98 ГВт.год. На ВДР куплено-продано електричної енергії по ОЕС України у обсязі 89,9 ГВт.год. та по Бурштинському острову – 31,4 ГВт.год. Обсяги торгів на РДН та ВДР складали в середньому 30-35% від споживання по ОЕС України. В Бурштинському острові обсяг торгів на РДН та ВДР складає в середньому 65% від споживання в Бурштинському острові.
В серпні 2019 загальна вартість купленої-проданої електроенергії на РДН складає 7 687,7 млн.грн (з ПДВ). З них 94% по ОЕС України – 7 248,96 млн.грн (з ПДВ), та 6% по острову Бурштинської ТЕС – 438,77 млн.грн (з ПДВ). По ВДР загальна вартість – 262,42 млн.грн (з ПДВ). З них 72% по ОЕС України – 189,31 млн.грн (з ПДВ) та 28% по Бурштинському острову – 73,1 млн.грн (з ПДВ).
Вартість купленої-проданої електроенергії на РДН в серпні 2019 нижча на 10,34% та складає 7 687,7 млн.грн (з ПДВ) проти 8 574,3 млн.грн. (з ПДВ) у липні. На ВДР вартість купленої-проданої електроенергії в серпні вища на 15,15% ніж у липні 2019 та складає 262,42 млн.грн (з ПДВ).
Середньозважені ціни за липень та серпень по експертним розрахункам, на базі моніторингу НКРЕКП, виглядають наступним чином.
Але такі ціни суттєво відрізняються у кожній області, залежать від графіка споживання та потужності підключення, це усереднені дані. На додачу, знавці ринку коментують, що фінальні ціни незалежних постачальників коригуються в залежності від нарахування небалансів від ОСП, які ще не враховані для великохї кількості постачальників.
Ринок допоміжних послуг
Враховуючі те, що НКРЕКП прийняли правила сертифікації обладнання, яке зможе брати участь у регулюванні лише за 9 днів до початку нового ринку у червні 2019 року, генеруючі компанії не встигли пройти сертифікацію щодо надання допоміжних послуг. Для вирішення цієї ситуації Укренерго як оператор енергосистеми запропонувало тимчасові зміни до вторинного законодавства, але наразі дієвого рішення немає. Затримка запуску цього сегменту ринку перш за все вплинула на роботу великої гідроенергетики. Наприклад у оприлюдненому листі ПрАТ "Укргідроенерго" на адресу "НЕК "Укренерго", сказано що, диспетчери держпідприємства НЕК "Укренерго" змушують працювати компанію "Укргідроенерго" у передаварійному або аварійному режимі, не надаючи при цьому коректних команд. Наприклад, внаслідок збільшення пропозиції на оптових майданчиках ГАЕС отримували команду на закачку електроенергії вдень, та працювали на генерацію вночі, тому що теплова енергетика скорочувала виробіток у години з низькими ціновими лімітами.
Відновлювані джерела енергії
Починаючі з дати старту ринку – 1го липня на дату публікації, потужність електростанцій з відновлюваних джерел енергії в Україні зросла на 1 ГВт - з 3,6 ГВт до 4,6 ГВт (приріст 27,8%), а до кінця року прогнозується зростання встановленої потужності до 5,4ГВт.
За цей період в Україні побудовано 94 нові електростанції сонячної енергетики (792 МВт загальної встановленої потужності), 6 вітроелектростанцій (200 МВт), 3 станції з біомаси (5 МВт) та 4 малі гідроелектростанції (3 МВт). Загальна сума інвестицій у ці проекти перевищила 900 млн. євро.
Розрахункова вартість виробленої е/е з ВДЕ у 2019 році складе 28 млрд грн, що на 14 млрд більше ніж у 2018. Це означає майже двократне збільшення товарної продукції, яка оплачується через механізми ПСО.
Наразі схема оплати виробленої товарної продукції з ВДЕ недосконала, адже виплати Гарантованому покупцю з боку НЕК «Укренерго» через тариф на передачу електричної енергії було системно блоковано через рішення в судах та ставило під загрозу прогнозовану оплату продукції впродовж липня-серпня 2019 року. З одногу боку така нестабільність може налякати іноземних інвесторів від галузі, а з іншого зрозуміла занепокоєність системного оператора – адже наразі маневрових потужностей дуже не вистачає.
Висновки
Однією з головних проблем переходу від старої моделі ринку до нової є - врегулювання заборгованості, що утворилася за попередні роки. За наявною інформацією станом на вересень 2019 року незакрита заборгованість у старій моделі ринку склала 30,8 млрд грн. Для належного функціонування нової моделі необхідно вирішити питання погашення цієї заборгованості шляхом прийняття окремого закону.
Ціна більшості ТЕЦ є значно вищою за ціну на ринку електричної енергії, відповідно вони є неконкурентні на ньому. В теперішній час, враховуючі цінові обмеження, які для нічних годин (23 – 07) склали 959,12 грн/МВт∙год для ТЕЦ відпускати енергію в цей період часу стало економічно не доцільно. На графіку нижче приведено режим роботи теплоелектроцентралей, який характеризується зниженням відпуску товарної продукції в нічні години. Залишиться незрозумілим питання роботи ТЕЦ в опалювальний період, адже вони несуть функцію теплопостачання для великих міст – Київ, Харків, Суми, Чернігів та інші.
Для забезпечення роботи ТЕЦ в опалювальний період міністр енергетики та захисту довеілля О. Оржель запропонував розширити механізм ПСО та зобов’язати ДП «Гарантований покупець» купувати обсяги електроенергії яку виробляють державні ТЕЦ.
Діючий механізм суспільних обов’язків передбачає продаж державними виробниками (ГЕС та АЕС) певних обсягів по низькій ціні для забезпечення населення електричною енергією. За версією регулятора, простішим та більш прозорим механізмом суспільних обов’язків є надання зі сторони цих виробників грошової компенсації постачальникам, що постачають населенню по спеціальній ціні. Також, існує версія покладання додаткових спеціальних обов’язків на компанії-трейдерів, в площині імпорту електроенергії, а саме продавати 50% товарної продукції на оптових сегментах ринку.
Три найбільших виробники в ОЕС України виробляють 70-80% всієї електроенергії, що споживається в Україні, відповідно на ринку виробництва електроенергії можуть бути наявні домінуючі гравці. Зазначена ситуація несе суттєві ризики щодо можливості скоординованих дій таких учасників та відповідно впливу на ціни – тому логічним виглядає розукрупнення сегменту генерації та формування антимонопольної тактики на ринку електричної енергії.
Враховуючи обов’язки України щодо виконання великими ТЕС вимог Національного плану скорочення викидів, затверджених розпорядженням КМУ від 08.11.2017 № 796 в рамках гармонізації міжнародних зобов’язань України перед Енергетичнм Співтовариством, інвестиції у очистку вихідних газів можуть суттєво підвищити вартість електроенергії від ТЕС на оптових сегментах ринку. Цей парадокс варто тримати у фокусі, адже необхідність боротьби за екологію суттєво вплине на вартість електроенергії.
Найбільш актуальним для ринку виробників енергії є питання price caps - тимчасових цінових обмежень, які було введено для утримання можливих піків цін на електроенергію в перші 9 місяців роботи енергоринку. Із наближенням опалювального сезону, коли вартість палива зростає на світових ринках, керівництво галузі дало сигнали що не ініціюватиме зменшення price caps.
Але доцільно відзначити і позитивні відображення роботи нового енергоринку. За даними аналітичного огляду НТСЕУ: «За 7 місяців 2019 року загальні технологічні витрати електроенергії на її транспортування електричними мережами Міненерговугілля всіх класів напруг становили 9,0 млрд кВт·г або 9,8 % від загального відпуску електроенергії в мережу. У порівнянні із аналогічним періодом 2018 р. відбулося їх зменшення на 0,5 млрд кВт·г або на 0,4 в.п. (9,5 млрд кВт•г або 11,2 % у минулому році)». Саме завдяки новим правилам ринку, коли оператори системи розподілу (колишні обленерго) та оператор системи передачі тепер має закуповувати на власні потреби технологічні втрати в мережах з’явився мотив скорочувати цю статтю видатків.
Загалом, енергосистема такої великої держави як Україна це великий організм, який за своєю складністю нагадує людський. І розглядаючи окремі питання – потрібні фахові спеціалісти і результати обстежень - цифри. Окремо оптові ринки, окремо роздрібний, окремо виробництво електроенергії та режими споживання. Саме наявність великої кількості публічної інформації та створення ефективної аналітичної культури дозволить комплексно оцінювати результати реформ в енергетиці. Адже навіть досвідчені експерти енергетики фокусуються лише на деяких близьких їм проблемних питаннях, не маючи змогу побачити ситуацію в цілому. Напевне, враховуючі наростаючу складність системи в майбутньому для її аналізу буде залучено системи штучного інтелекту – адже тримати всі залежності в голові неможливо. Об’єми публікації та наявність відкритої інформації не дозволяють оцінити усіх аспектів роботи нового енергоринку, але автори сподіваються що деякі грані стали більш зрозумілими.
Микола Рубах
Перелік використаних джерел:
1. *За узагальненими даними сайту Kosatka Media
2. Презентація НКРЕКП РИНОК ЕЛЕКТРИЧНОЇ ЕНЕРГІЇ УКРАЇНИ: функціонування, виклики, проблеми та шляхи їх подолання. https://www.slideshare.net/NKREKP/ss-170637241
3. Low Carbon Ukraine Моніторингові звіти. https://lowcarbonukraine.com/uk/publications_uk/monitoring-reports_uk/
4. Державне підприємство «Оператор ринку» https://www.oree.com.ua/
5. інформаційно-аналітичні випуски НТСЕУ https://www.ntseu.net.ua/news/review-ntseu
6. Портал відкритих даних Data.gov.ua – НЕК «Укренерго»
https://data.gov.ua/organization/derzhavne-pidpryiemstvo-natsionalna-enerhetychna-kompaniia-ukrenerho
7. Стивен Стофт. Экономика энергосистем. Введение в проектирование рынков электроэнергии.
8. USAID проект енергетичної безпеки – сторінка Facebook https://m.facebook.com/usaidesp/photos/a.968743216652816/1127207587473044/
Поділитися