Почему новый рынок электроэнергии запущен под Ахметова

С 1 июля в Украине заработал оптовый рынок электроэнергии — грандиозное изменение, к которому Кабмин и ключевые госорганы не подготовились.

БизнесЦензор уже сообщал о проблемах, которые мешают запуску конкурентного рынка. Среди них большая монополизация генерации, перекрестное субсидирование населения за счет промышленности и долги госшахт.

Кроме того, на рыночную цену давит увеличение мощностей зеленой генерации.

Все это привело к тому, что цена электроэнергии для предприятий, по подсчетам НЭК “Укрэнерго” выросла на 28% против роста в 6%, которые обещал Кабмин.

Это отразится на конкурентоспособности украинских предприятий при экспорте продукции и будет заложено в стоимость товаров и услуг для населения. Самый простой пример — тариф на воду для водоканалов, в себестоимости которого до 40% составляет электроэнергия.

Как работает новый рынок электроэнергии

Вся произведенная в стране электроэнергия (э/э) продается на четырех сегментах рынка в зависимости от времени прогноза.

1. Рынок двусторонних договоров (РДД) — генерация заключает договор напрямую с потребителем. Здесь э/э может продаваться долгосрочно: на неделю, на месяц, на квартал, на год.

Госкомпании “Энергоатом”, “Укргидроэнерго” и “Центрэнерго” ближайшие три месяца обязаны проводить аукционы в сегменте РДД на “Украинской энергетической бирже” (УЭБ) Алексея Дубовского, которая определена КМУ для этой цели.

Правила продажи ресурса госкомпаниями на РДД регулируются постановлением Кабмина №499 от 5 июня 2019 года.

Частные компании, такие как ДТЭК, сами решают, как им продавать ресурс на РДД. Публично они не отчитываются ни о ценах,ни об объемах продажи.

2. Рынок на сутки вперед (РДН, ринок на добу наперед). Э/э продается сегодня на завтра. Э/э закупают поставщики, которые потом перепродают э/э потребителю. За этот сегмент отвечает ГП “Оператор рынка” под руководством Владимира Евдокимова.

3. Внутрисуточный рынок (ВДР, внутрішньодобовий ринок). Э/э продается сегодня на сегодня с интервалом не менее часа. В идеале, те поставщики и потребители, которым не хватает ресурса, могу закупить его на ВДР. Этот сегмент также обслуживает ГП “Оператор рынка”.

4. Балансирующий рынок (БР). Э/э продается сейчас на сейчас с интервалом в 15 минут. В идеальном рынке, этот сегмент включается очень редко, когда наступает какой-либо форс-мажор.

Цена на э/э здесь самая высока. Когда нет ограничений, она вырастает в десятки раз за небольшие объемы э/э. В Украине за этот сегмент рынка отвечает НЭК “Укрэнерго” под руководством Всеволода Ковальчука.

В идеале этот механизм прост. Цена на каждом из сегментов формируется в зависимости от спроса и предложения и прогноза потребления.

К примеру, вы знаете, что в течении года вам понадобиться мощность не меньше 10 МВт на постоянной основе. А в пики потребления доходят до 13 МВт в час.

Покупаете мощность 10 МВт на РДД. А пики потребления до 3 МВт закрываете выходом на более короткие по прогнозу, а значит — более дорогие, сегменты рынка — РДН и ВДР.

К стоимости э/э, как товара, добавляется стоимость системных услуг: передачи, распределения, поставки, компенсации ВИЭ и вспомогательных услуг (резерв мощности).

Как усложнило рынок постановление Кабмина о ПСО

Население Украины ежегодно потребляет около 30% производимой в стране э/э. Запуск полноценного оптового рынка неминуемо привел бы к росту отпускных цен госкомпаний НАЭК “Энергоатом” и “Укргидроэнерго”.

В старой модели их тарифы на продажу искусственно занижались регулятором — Нацкомиссией по регулированию энергетики и комуслуг (НКРЭКУ).

“Энергоатом” оперирует всеми АЭС в стране. “Укргидроэнерго” — большинством ГЭС и ГАЭС. В старой модели их тарифы были одними из самых низких. Рост отпускных цен для этих компаний привел бы к повышению тарифов для потребителей.

Чтобы не допустить роста цен на э/э для населения, в последние недели перед запуском рынка правительство Владимира Гройсмана разработало сложный механизм специальных обязательство (PSO, Public Service Obligation).

Он утвержден постановлением Кабмина №483 от 5 июня, которое было обнародованоза неделю до запуска рынка.

Согласно этому механизму, “Энергоатом” продает 90% своей э/э по тарифам мая-июня 2019 года: 567 грн за МВт*ч. 75% э/э компании идут на обеспечение ресурсом населения, а 15% — на покрытие технологических затрат э/э в региональных сетях операторов систем распределения (ОСР) и магистральных сетях оператора системы передачи (ОСП — НЭК “Укрэнерго”).

“Укргидроэнерго” на нужды населения продает 20% своей э/э для населения по цене мая-июня: 640 грн/МВт*ч.

Новый монстр в рынке электроэнергии

Всю э/э для PSO по фиксированным заниженным тарифам покупает специально созданное госпредприятие “Гарантированный покупатель”, которым руководит Константин Петриковец.

Этот ресурс предприятие перепродает по еще более низкой цене (не меньше 10 грн/МВт*ч) поставщикам универсальных услуг — поставляющим компаниям, созданным облэнерго в рамках запуска розничного рынка э/э с 1 января 2019 года.

Чтобы компенсировать убытки от этой перепродажи, часть э/э Гарантированный покупатель продает на доходном сегменте рынка (РДН) по рыночной цене.

Кроме того, “Гарантированный покупатель” компенсирует разницу между рыночной ценой и зеленым тарифом для генерации из возобновляемых источников энергии (ВИЭ).

Источник этих средств заложен в тарифе на диспетчеризацию НЭК “Укрэнерго”. В июле он составил 226 грн с каждого МВт*ч. При этом весь тариф “Укрэнерго” составил 356,4 грн с каждого МВт*ч.

Другими словами, все потребители в стране, включая население, платят 22,6 копеек с каждого киловатт-часа на компенсацию разницы в тарифе для ВИЭ.

Учитывая, что часть э/э Гарантированный покупатель продает на доходных сегментах рынка, компания генерирует прибыль. Даже после вычета убытков, понесенных от выполнения обязательств по PSO.

По подсчетам “USAID Проект энергетической безопасности”, за год компания может заработать около 12 млрд грн чистой прибыли. Источник этих средств — тарифы потребителей, которые фактически платят дополнительный налог на электроэнергию.

На круглом столе, организованном парламентским Комитетом по вопросам топливно-энергетического комплекса 16 июля, представители USAID предложили убрать из тарифа “Укрэнерго” компенсацию на зеленый тариф и переложить эти затраты на прибыль “Гарантированного покупателя”.

Почему ДТЭК не хотел отложитьзапуск рынка

Как сообщал БЦ, профильные ассоциации, международные доноры (ЕБРР, Мировой банк, USAID), НКРЭКУ, НЭК “Укрэнерго” и президент Владимир Зеленский просили Кабмин отложить запуск оптового рынка э/э.

Однако Кабмин отказался перенести запуск, хотя в течении последнего года никакой подготовки к рынку правительство не вело. Из участников рынка, самым активным лоббистом его запуска был энергохолдинг ДТЭК Рината Ахметова.

ДТЭК контролирует более 80% добычи энергетического угля и около 80% выработки тепловой генерации в стране. Как известно, с 2016 года тариф для ТЭС Ахметова рассчитывался по методике НКРЭКУ, которая в народе получила название “Роттердам+”.

Ее суть: в тариф ТЭС закладывается стоимость угля на бирже ARA (Амстердам-Роттердам-Антверпен) за последние 12 месяцев с учетом фрахта и перевалки. Цена топлива составляет около 85% в тарифе для ТЭС.

Несмотря на то, что цена угля в тарифе была заложена по импортному паритету, большую часть угля последние 3,5 года ДТЭК добывал на собственных шахтах.

Эту методику ввел Дмитрий Вовк, возглавлявший НКРЭКУ до 2018 года. В интервью БЦ Вовк утверждал, что формульное тарифообразование может играть как в пользу тепловой генерации, так и против нее.

Например, когда цена угля на ARA растет, ТЕС получают большую маржу. Когда цена падает — несут убытки, которые компенсируют прошлыми заработками.

При этом, оптовая розничная цена (ОРЦ), от которой зависели тарифы генерации в прошлой модели рынка, должна была пересматриваться каждый квартал с учетом изменений индексов на бирже ARA.

С конца 2018 цена угля на ARA пошла вниз. За полгода цены упали вдвое: со $100 до $50 за тонну. Эти индикаторы отразились бы на тарифе ТЭС начиная со второй половины 2019 года. Тариф для тепловой генерации Ахметова по формуле “Роттердам+” должен был значительно снизится.

Источник: Platts

 

Однако правительство с 1 июля 2019 года запустило оптовый рынок электроэнергии. И тарифы для ТЭС остались на прежнем уровне.

Главными движителями скорейшего запуска рынка э/э стали премьер Владимир Гройсман, его соратник — первый вице-премьер Владимир Кистион и министр энергетики Игорь Насалик.

Почему нет конкурентного рынка

Ответ на этот вопрос сформулировал президент общественного союза “Первая энергетическая ассоциация” Василий Котко 16 июля в ходе круглого стола.

“Кабмин хитромудрым решением вывел из конкурентного рынка “Энергоатом” на 90%, “Укргидроэнерго” — на 20%. Реально, на конкурентном рынке меньше 50% э/э, — заявил Котко. — на стороне производителей свободного ценообразования нет. Легко посчитать, у кого оно есть. Оно есть сейчас у тепловой генерации”.

На каждый вид генерации, кроме ТЭС, где доминирует ДТЭК, правительство наложило ограничения.

АЭС (”Энергоатом”) — 90% генерации продают для PSO. При этом правительство обязало госкомпании не меньше 10% продавать на РДН. Таким образом, ресурс “Энергоатома” полностью зарегулирован.

ГЭС и НАЭС (”Укргидроэнрего”) — 20% генерации продают для PSO. Использование ресурс зависит от притока воды, решений Госагентства водных ресурсов и Межведомственной комиссии, которые устанавливают лимиты на пропуск воды.

ТЭС (ДТЭК — 80% генерации, госкомпания “Центрэнерго” и “Донбассэнерго” Максима Ефимова) — работают в рынке.

Теплоэлектроцентрали, ТЭЦ (крупнейший игрок — “Укртеплоэнерго” Анатолия Шкрибляка) — не рентабельны в новом рынке. НКРЭКУ и правительство рассматривают вопрос компенсации для ТЭЦ, чтобы они выполняли функцию тепловой генерации в отопительный период.

ВИЭ (около половины контролирует ДТЭК Рината Ахметова) — имеют гарантированные зеленый тариф и полный выкуп произведенных объемов э/э до 2030 года.

С учетом объемов э/э “Гарантированного покупателя” для PSO, структура генерации с 1 июля выглядит так.

Источник: расчеты БЦ

Как видно, с учетом механизма PSO, внедренного правительством, наибольшим ресурсом в сегменте свободного ценообразования,располагает тепловая генерация.

Почему выросли цены для предприятий

По расчетам НЭК “Укрэнерго”, в среднем, конечный тариф для не бытовых потребителей после 1 июля вырос на 28% — до 2 534 грн/МВт*ч без НДС.

Источник: слайд из презентации НЭК “Укрэнерго”

Какие факторы повлияли на рост тарифа? Согласно презентации представителя президента в Кабмине Андрея Геруса, на рост тарифа повлияли:

1. Увеличение отпускной цены ресурса “Энергоатома” (10%, которые продаются на РДН). С 1 июля средневзвешенный тариф для АЭС составил 717,2 грн/МВт*ч против 567 грн/МВт*ч, которые были раньше.

2. Прирост средневзвешенного тарифа “Укргидроэнерго” на 40%.

3. Увеличение мощностей ВИЭ. Если в среднем за 2018 год доля ВИЭ в структуре генерации составляла 2%, то за июнь 2019 года она составила 5,5%. В среднем за 2019 год будет меньше, но значительно больше, чем годом ранее.

Напомним, средства для компенсации разницы в зеленом тарифе заложены в тариф на диспетчеризацию НЭК “Укрэнерго”.

4. Не снижение тарифа тепловой генерации, где доминирует ДТЭК.

Примечательно, что основные торги проходят на рынке на сутки вперед (РДН). Торги на внутрисуточном рынке (ВДР) происходят значительно меньше, потому что генерация не выставляет достаточного объема ресурса.

По двусторонним договорам (РДД) тепловая генерация продает э/э по цене рынка на сутки вперед (РДН). Сегмент РДД должен быть самым дешевым. Но из-за монополии этого нет.

Из-за дефицита ресурса, поставщикам и потребителям приходится “скатываться” в балансирующий рынок (РБ), где э/э на 10% дороже.

При этом, торги проходят с так называемыми прайс-кепами (Price Cap) — ограничителями, которые не дают генерации продать ресурс выше цены, определенной НКРЭКУ.

Для дневной зоны действует ограничение 2355,46 грн/МВт*ч, для ночной — 1102,99 грн/МВт*ч. Все участники рынка утверждают, что вся э/э продается впритык к ограничениям. Ее цена практически никогда не падает ниже.

Украинский профиль рынка отличается от аналогичных европейских бирж. Согласно подсчетам Андрея Геруса, в Чехии, Словакии и Венгрии в выходные дни, когда потребление заметно снижается, цена подает до 30%.

На украинском рынке этого не происходит.

Источник: слайд из презентации Андрея Геруса

Все это свидетельствует об отсутствии конкуренции и свободного ценообразования на рынке.

По словам крупнейших потребителей — “Интерпайп” Виктора Пинчука и “АрселорМиттал Кривой Рог” Лакшми Миттала, в Украине цена электроэнергии для промышленных потребителей превысила аналогичные цены в Европейском Союзе.

Как исправить действующую схему ПСО

Потенциально существует несколько альтернативных механизмов PSO, которые помогут увеличить конкуренцию на рынке.

Самый очевидный лоббирует руководитель НЭК “Укрэнерго” Всеволод Ковальчук. Он заключается в том, чтобы пустить 100% электроэнергии “Энергоатома” на сегменты рынка со свободным ценообразованием.

При этом, затраты поставщиков универсальных услуг “Энергоатом” сможет компенсировать финансовым ресурсом, а не натуральным. Это ликвидирует дефицит э/э на сегментах рынка, увеличит конкуренцию и снизит общую цену.

В свою очередь, USAID предлагает убрать из тарифа НЭК “Укрэнерго” компенсацию для ВИЭ и перенести ее на прибыль Гарантированного покупателя.

Это позволит снизить тариф для предприятий и устранить проблему продажных судов.

Сегодня постановления НРКЭКУ №954 и №955, которыми были установлены тарифы для “Укрэнерго” с 1 июля, заблокированы Окружным административным судом Киева по иску “Никопольского завода ферросплавов” (НЗФ) Игоря Коломойского.

Также НЗФ пытается заблокировать постановление НКРЭКУ №1411, которым установлен тариф для “Укрэнерго” с 1 августа.

Сергей ГОЛОВНЁВ