АналітикаНовини

ЗіПСОваний ринок: як розібратися в купі енергетичних проблем

Оприлюднено

Початок роботи нової моделі ринку електричної енергії став приводом для публічних дискусій навколо актуальних проблем.

Перша — значний стрибок цін на електроенергію. До 1 липня так звана оптова ринкова ціна електроенергії (ОРЦ), за якою єдиний державний трейдер ДП “Енергоринок” продавав електроенергію постачальникам, становила 1618 грн за МВт·год. Нині ж, за оцінками “Укренерго”, лише вартість електроенергії як товару становить у середньому 1644 грн за МВт·год, а кінцева ціна для непобутового споживача — близько 1968 грн за МВт·год.

До цього ще додалася проблема нестачі резервів (незавантажених готових до роботи або недовантажених енергоблоків електростанцій) для балансування енергосистеми. Вона виникла через структурні та регуляторні особливості українського ринку електроенергії.

Якщо ці проблеми не буде вирішено вже найближчим часом, то на нас чекає подальше необґрунтоване подорожчання електроенергії та загострення проблем із балансуванням енергосистеми.

Як цьому можна зарадити?

Ринок без ринку

Головна проблема, що сьогодні унеможливлює цінову конкуренцію на ринку, — надвисока концентрація виробництва електроенергії в руках двох власників. Зокрема, близько 76% електроенергії виробляють лише дві компанії: державне підприємство “НАЕК “Енергоатом” (55%) і приватна “ДТЕК Енерго” (21%). Висока конкуренція серед постачальників тут не зарадить, адже їм також диктують умови виробники-монополісти.

Не сприяє розвитку конкуренції і те, що близько 55% виробленої електроенергії продається за фіксованими цінами. З них на державні НАЕК “Енергоатом” і ПрАТ “Укргідроенерго” припадають 50 і 3% відповідно. Цей обсяг, згідно з урядовою постановою про покладання спеціальних обов’язків (ПСО), купує ДП “Гарантований покупець”. Він, у свою чергу, перепродає її також за фіксованою ціною постачальникам універсальних послуг (ПУП) для потреб населення, операторам системи передачі та систем розподілу для покриття технологічних втрат у мережах.

Ще 2% загального обсягу електроенергії, яка припадає на генерацію альтернативної енергії, купує “Гарантований покупець” за високим “зеленим” тарифом.

І так триватиме до кінця 2020-го, доки зберігатиме чинність нинішній механізм покладання спецобов’язків.

Левова частка електроенергії, що торгується на ринкових майданчиках за вільними цінами, припадає на теплову генерацію з найвищою собівартістю електроенергії. При цьому з найдешевшого і найбільшого ринкового сегмента (ринку двосторонніх договорів) фактично виключений найдешевший виробник — “Енергоатом”, який 90% електроенергії продає “Гарантованому покупцю”, а залишок (10%) — на ринку на добу наперед, де ціни мають бути вищими.

Тобто для цінової конкуренції залишається лише найдорожча електроенергія, вироблена на ТЕС. А дешева атомна або виключена з вільного ринку, або ж продається на не найдешевшому сегменті — ринку на добу наперед. Це означає, що ціни на електроенергію на вільному ринку ніколи не будуть нижчими за ціну дорогої теплової генерації.

Регулювання, яке робить вигідним “покарання”

Наскільки дорого продає сьогодні електроенергію теплова генерація? Чи є у неї потенціал для зниження ціни, і взагалі, чи готова вона конкурувати? Щоб розібратися в цьому, треба подивитися, а де саме і за якою ціною прагнуть торгувати виробники електроенергії на ТЕС.

Найбільшим сегментом ринку, де відбуваються відкриті торги, є ринок на добу наперед (РДН) і внутрішньодобовий ринок (ВДР), які на сьогодні разом становлять близько 25% первинних продажів електроенергії. За даними ДП “Оператор ринку”, що забезпечує функціонування цих торгових майданчиків, уже у серпні на ринку на добу наперед спостерігався постійний дефіцит пропозицій продажу електроенергії. Причому в більшій частині енергосистеми (ОЕС України), де працюють усі види генерації (атомна, гідро-, теплова і альтернативна), він спостерігався переважно в нічні години. А в “острові Бурштинської ТЕС”, де працює лише теплова генерація та відновлювані джерела енергії, дефіцит пропозицій був майже цілодобовий.

Це означає, що теплова генерація, яка є найбільшим гравцем на вільному ринку, не поспішає брати участь у конкурентних ринкових торгах на РДН і ВДР, де закупається основна частка електроенергії.

Натомість теплові компанії прагнуть якомога більше електроенергії продати у наступному дорогому сегменті — на балансуючому ринку (БР). Серед загального обсягу заявок виробників на ньому до 70% припадає на ТЕС. Цей майданчик за своєю суттю є допоміжним і має бути найдорожчим і в рази меншим за обсягами, ніж вищезазначені. Сьогодні на ньому працюють переважно ТЕС і ГЕС. За рахунок цього сегмента здійснюються всі заходи з балансування енергосистеми, тобто вирівнювання перекосів між попитом і пропозицією електроенергії.

Балансуючий ринок можна також назвати “ринком покарання” для тих покупців, які не змогли або не встигли закупити всю необхідну електроенергію на основних торгових майданчиках.

Однак і на балансуючому ринку, незважаючи на вищі ціни, також є брак пропозиції резервів, тобто готовності енергоблоків за короткий час завантажитися або розвантажитися. Спостерігається він головним чином у нічні години, і в деякі з них сягає від 15 до 40% як в ОЕС України, так і в “острові Бурштинської ТЕС”.

Більш того, вночі попит падає. На ринку на добу наперед і на внутрішньодобовому ринку в деякі години обсяг пропозицій знижується навіть до 3% електроенергії, яка генерується енергоблоками, що працюють у цей час, а на балансуючому ринку — до 5%. Хоча, згідно із законодавством, ТЕС і ГЕС кожну годину доби зобов’язані виставляти на балансуючому ринку не менш як 10% електроенергії, яку можуть виробити енергоблоки, що працюють. І це правило вночі виконується тепловими електростанціями далеко не завжди.

Так чому ТЕС не хочуть давати пропозиції на аукціонні майданчики? Справа в тому, що і на РДН, і на БР діють цінові обмеження, які є різними в денні (з 8-ї ранку до 23-ї) і нічні (з 23-ї до 8-ї ранку) години. Вдень, коли попит великий, цінова стеля висока, а вночі, коли попит зменшується, — значно нижча.

Так от, саме нічні обмеження є невигідними для теплової генерації, яка на обох майданчиках дає левову частку пропозицій. На ринку на добу наперед уночі вони становлять 959,12 грн/МВт∙год, а на балансуючому ринку — 1,103 грн/МВт∙год. Обидві цифри є нижчими за собівартість виробництва електроенергії на ТЕС, яка становить від 1200 грн/МВт∙год. Удень ситуація краща, але ТЕС намагаються більше продати не на ринку на добу наперед з граничною ціною 2048 грн/МВт∙год, а на балансуючому, де вона майже на 300 грн вища (2356 грн/МВт∙год).

Тож висновок такий: основний гравець вільного ринку — теплова генерація — прагне продавати якнайбільше електроенергії за найвищою ціною (що цілком природно). А вночі, навпаки, продавати якнайменше, звідси і проблеми з балансуванням енергосистеми, особливо в нічні години.

Чому бракує резервів

Однією із суттєвих причин браку резервів для балансування є відсутність так званого ринку допоміжних послуг, на якому мають працювати енергоблоки, які можуть дуже швидко завантажуватися або розвантажуватися. Цей сегмент передбачає, що власники балансуючих потужностей можуть отримувати так звану плату за готовність, яка компенсує їхні витрати на резервування енергоблоків.

Однак сьогодні ринок доппослуг не працює через те, що досі ніхто не встиг пройти перевірку відповідності для участі в ньому. Так сталося тому, що галузевий регулятор — НКРЕКП — лише напередодні старту нового ринку затвердив порядок для перевірки та випробувань енергоблоків потенційних учасників ринку допоміжних послуг. Водночас, щоб провести перевірку та випробування, потрібно 3–6 місяців.

Сьогодні лише один із потенційних учасників — ПрАТ “Укргідроенерго” — перебуває в процесі укладання договору для проведення цих перевірок і, сподіваємося, якнайшвидше зможе стати учасником ринку допоміжних послуг.

Друга проблема, що підсилює проблему браку резервів, — відсутність достатніх запасів вугілля на складах ТЕС, які знижуються з кінця травня. До опалювального сезону, що має розпочатися в середині жовтня, залишився місяць, а майже всі ТЕС працюють без необхідних запасів вугілля на складах, що називається, “з коліс”. На 9 вересня їх сумарні запаси становили трохи більше 932 тис. т, тоді як рік тому на цей день на складах було вдвічі більше — майже 2 млн т вугілля.

Більш того, цей рівень нижчий, ніж у грудні 2014-го (953 тис. т), коли поставки вугілля з Донбасу блокувалися через початок воєнного конфлікту на Сході України, а теплова генерація була до цього взагалі не готова. Адже не було ані резервних джерел постачання, ані контрактів на імпортне вугілля, і половина ТЕС працювала на дефіцитному антрациті.

Після 9 вересня обсяг запасів почав збільшуватися, але поки що їх приріст незначний — плюс 12 тис. т станом на ранок 11 вересня (до 943 тис. т).

Від початку воєнних дій і перебоїв із постачанням вугілля минуло вже п’ять років. Частину блоків ТЕС переведено на газове вугілля, ціну електроенергії для теплової генерації майже чотири роки поспіль формували за горезвісною формулою “Роттердам+” із прив’язкою до ціни в портах Нідерландів, аби вони могли швидко налагодити закупівлі імпортного вугілля.

У новій моделі ринку теплова генерація зайняла домінуюче становище на майданчиках із вільним ціноутворенням. Адже завдяки правилам покладання спеціальних обов’язків із сегмента двосторонніх договорів, де купують основні обсяги великі споживачі, повністю виключено основного конкурента ТЕС — НАЕК “Енергоатом”, який виробляє найдешевшу електроенергію в Україні.

Та попри всі ці обставини, напередодні опалювального сезону, який має розпочатися вже за місяць, вугілля на складах ТЕС усе одно немає.

Шляхи вирішення

Чим можна зарадити в ситуації, коли дешеву електроенергію виведено з вільного ринку, а дорогу прагнуть продавати якнайдорожча, та й то не завжди?

Перше, що варто було б зробити, — створити конкурентне середовище серед виробників електроенергії. Зрозуміло, що альтернативна енергія за обсягами виробництва ще довго не зможе скласти конкуренцію традиційній генерації. Тим більше, що виробники енергії з відновлюваних джерел ще отримуватимуть фіксований високий “зелений” тариф.

Не з’явиться у нас найближчим часом і нових власників традиційної генерації. Тому треба зберегти й розширити імпорт електроенергії з Європи в “острів Бурштинської ТЕС” та відкрити його на решті території ОЕС України.

Сьогодні європейська електроенергія вільно надходить лише в “острів Бурштинської ТЕС”, який працює синхронно з ENTSO-E. У липні імпортери завели туди 171 тис. МВт∙год із Словаччини та Угорщини. В ОЕС України, яка відрізана від ENTSO-E, за той же час імпортували 104 тис. МВт∙год з Білорусі.

Наразі українське законодавство відповідно до європейських вимог і міжнародних зобов’язань дозволяє безперешкодний доступ для імпорту електроенергії з будь-якого напрямку. І ці можливості стосуються також Російської Федерації, яка є агресором щодо України. Тож якщо хтось захоче імпортувати звідти електроенергію в ОЕС України і тим самим посилити нашу енергетичну залежність від агресора, ні в кого не знайдеться законних важелів, аби перешкодити цьому. І треба сказати, в бізнес-середовищі вже є ті, хто хотів би це зробити, про що “Укренерго” вже поінформувало РНБО.

Також треба прискорити початок роботи ринку допоміжних послуг. Для цього “Укренерго” запропонувало регулятору встановити перехідний період, під час якого виробники електроенергії могли б тимчасово отримувати “плату за готовність” ще до того, як закінчать перевірку свого обладнання. Таким чином, вони могли б відшкодувати витрати на резервування потужностей для балансування енергосистеми, і жодного дефіциту резервів не було б.

Слід зазначити, що запуск ринку допоміжних послуг, з одного боку, дозволить вирішити проблему резервів і підвищить безпеку енергопостачання. З іншого — в умовах обмеженого спецобов’язками та ціновими порогами ринку це вплине на зростання ціни електроенергії, оскільки в її собівартості буде враховано також “плату за готовність”.

Крім того, наразі у великих виробників немає економічних стимулів продавати електроенергію за ціною, що нижча від встановлених регулятором обмежень.

Можливим виходом із цієї ситуації могло б стати спеціальне регулювання діяльності домінуючих виробників на ринку — “Енергоатому” та теплової генерації. Для цього державі необхідно створити компанію-трейдера, яка за собівартістю викуповуватиме у визначених Антимонопольним комітетом учасників певну частку виробленої ними електроенергії. А в подальшому продаватиме її на аукціонних майданчиках за ціною дещо нижче ринкової. Це знизить вплив домінуючих гравців на формування вартості електроенергії та стимулюватиме інших продавати за більш конкурентною ціною.

І нарешті про вугілля. Як показав досвід, власники вугільних ТЕС з року в рік не створюють запасів палива на своїх власних складах. Його нестача тією чи іншою мірою спостерігається останні п’ять років перед кожним опалювальним сезоном. Тому, якщо власники стратегічно важливого для країни бізнесу не можуть самостійно забезпечити передумови для безпроблемного проходження опалювального сезону, то державі варто було б замислитись над тим, хто насправді може це гарантувати. Доречно було б створити в Україні стратегічний запас вугілля, який контролювався б не приватними компаніями, а державою.

Як нова модель змінила ринок електричної енергії

З 1 липня 2019 р. в Україні розпочав роботу новий ринок електричної енергії. Що це змінило для виробників електроенергії, її споживачів та інших учасників ринку?

1. Як змінився ланцюг продажу електроенергії

У старій (попередній) моделі ринку всю електроенергію, вироблену на електростанціях будь-якого типу, скуповував єдиний державний оптовий покупець — ДП “Енергоринок”. Він її продавав обленерго, які були одночасно постачальниками й операторами систем розподілення (ОСР), тобто електромереж, якими електроенергія розподіляється від магістральних електромереж до споживачів. Обленерго продавали електроенергію споживачам.

Незалежні постачальники продавали електроенергію лише промисловим споживачам.

У новій моделі ринку виробники електроенергії отримали можливість укладати прямі договори із споживачами (зазвичай це промисловість) і постачальниками.

Обленерго розділилися на дві компанії: оператора розподільчої мережі і постачальника. Це було зроблено для того, щоб у обленерго не було можливості перешкоджати доступу до розподільчих мереж іншим постачальникам.

Великі споживачі отримали можливість купувати електроенергію напряму у генеруючих компаній. Інші непобутові споживачі та населення можуть купувати електроенергію у будь-якого постачальника (так записано у Законі “Про електричну енергію”, але для більшості споживачів це поки що теорія).

2. Як змінився механізм продажу електроенергії (сегменти ринку)

У старій моделі ринку електроенергія продавалася за двосторонніми договорами між усіма учасниками ринку.

У новій моделі ринку існує кілька ринкових сегментів для продажу електроенергії.

Ринок двосторонніх договорів (РДД) — на ньому виробники продають електроенергію великим промисловим споживачам і постачальникам. Тут закуповуються основні обсяги електроенергії, ціна встановлюється за домовленістю між продавцем і покупцем.

Ринок на добу наперед (РДН) — майданчик, на якому великі споживачі та постачальники закуповують сьогодні на завтра електроенергію, коли їм не вистачає обсягів, закуплених за двосторонніми договорами. Електроенергію продає ДП “Оператор ринку” на своїй електронній платформі, ціна формується автоматично, на основі балансу сукупного попиту та сукупної пропозиції.

Внутрішньодобовий ринок (ВДР) — майданчик, на якому великі споживачі та постачальники купують у генерації або інших постачальників сьогодні на сьогодні електроенергію, якої їм не вистачило на попередніх майданчиках. Торги проводить ДП “Оператор ринку” на своїй електронній платформі, ціна формується в процесі відкритих торгів.

Балансуючий ринок (БР) — майданчик, на якому системний оператор (НЕК “Укренерго”) закуповує електроенергію для швидкого балансування енергосистеми, якщо хтось із учасників ринку не виконує заявлених графіків постачання та виробництва електроенергії. Ціна визначається за пропозиціями виробників електроенергії, які беруть участь у балансуючому ринку.

Ринок допоміжних послуг (РДД)— майданчик, на якому системний оператор (НЕК “Укренерго”) закуповує у виробників електроенергії послуги з термінового балансування енергосистеми: швидке збільшення (завантаження енергоблоків) або зменшення (розвантаження енергоблоків) виробництва електроенергії. Послуги з розвантаження також можуть закуповуватися у великих споживачів, які можуть швидко припиняти споживання електроенергії, щоб зменшити загальний попит на неї в енергосистемі.

3. Як формується ціна на електроенергію

У старій моделі ринку електроенергія купувалася та продавалася за тарифами, встановленими НКРЕКП.

У новій моделі ринку для непобутових споживачів ціну електроенергії формує ринок. А саме — ціна електроенергії як товару формується залежно від обсягів, які учасники ринку закуповують на різних сегментах ринку: ринку двосторонніх договорів, ринку на добу наперед, внутрішньодобовому ринку, балансуючому ринку та ринку допоміжних послуг.

Також у рахунку споживача до ціни електроенергії як товару додаються тарифи на передачу електроенергії та диспетчеризацію (на користь оператора системи передачі — НЕК “Укренерго”), тариф на розподілення (на користь оператора системи розподілення), плата за послуги незалежного постачальника або постачальника універсальної послуги.

4. Як постачається електроенергія населенню

У старій моделі ринку населення купувало електроенергію виключно у обленерго за двосторонніми договорами.

У новій моделі ринку населення може купувати електроенергію у будь-якого незалежного постачальника за вільними цінами або у постачальника універсальної послуги (ПУП).

Постачальник універсальної послуги купує електроенергію у ДП “Гарантований покупець” за пільговою ціною, яку встановлює уряд, і перепродає її населенню також за фіксованою ціною (сьогодні — 90 коп. за кіловат при споживанні до 100 кВт, 1,68 грн — понад 100 кВт).

У свою чергу, “Гарантований покупець” купує дешеву електроенергію для постачальників універсальної послуги за фіксованою ціною у НАЕК “Енергоатом” і ПрАТ “Укргідроенерго”.

5. Можливості, яких не було при старій моделі ринку і які з’явилися в новій

У старій моделі ринку не було жодних умов для створення конкуренції, яка запобігала б необґрунтованому підвищенню цін і сприяла покращенню послуг енергопостачання. А саме:

— конкуренція між виробниками була неможливою, оскільки всю електроенергію у них скуповував єдиний державний оптовий покупець за тарифами, встановленими НКРЕКП;

— великі споживачі мали обмежений вибір постачальників, оскільки обленерго, користуючись своїм становищем (одночасно контролювали розподільчі мережі і були постачальниками), під різними приводами не пускали в розподільчі мережі незалежних постачальників, які конкурували з ними;

— побутові споживачі взагалі не мали можливості змінити постачальника електроенергії.

У новій моделі енергоринку створено механізми роботи, які сприяють розвитку конкуренції на ринку за умови достатньої кількості великих, середніх і малих виробників електроенергії, постачальників, а також відкриття вільного імпорту електроенергії на всьому ринку. Це досягається завдяки тому, що споживачі та постачальники мають широкий вибір джерел для купівлі електроенергії та можуть вільно і швидко змінювати їх.

Джерело: https://dt.ua