"ЗіПСОваний" рынок: как разобраться в массе энергетических проблем

Первая - значительный скачок цен на электроэнергию. До 1 июля так называемая оптовая рыночная цена электроэнергии (ОРЦ), по которой единый государственный трейдер ГП "Энергорынок" продавал электроэнергию поставщикам, составляла 1618 грн за МВт·ч. Сегодня же, по оценкам "Укрэнерго", только стоимость электроенергии как товара составляет в среднем 1644 грн за МВт·ч, а конечная цена для небытового потребителя - около 1968 грн за МВт·ч.

К этому еще добавилась проблема нехватки резервов (незагруженных готовых к работе или недогруженных энергоблоков электростанций) для балансирования энергосистемы. Она возникла из-за структурных и регуляторных особенностей украинского рынка электроэнергии.

Если эти проблемы не будут решены уже в ближайшее время, то нас ждет дальнейшее необоснованное подорожание электроэнергии и обострение проблем с балансированием энергосистемы.

Как это можно предотвратить?

Рынок без рынка

Главная проблема, из-за которой сегодня невозможна ценовая конкуренция на рынке, - сверхвысокая концентрация производства электроэнергии в руках двух собственников. В частности, около 76% электроэнергии производят всего две компании: государственное предприятие "НАЭК "Энергоатом" (55%) и частная "ДТЭК Энерго" (21%). Высокая конкуренция среди поставщиков здесь не поможет, ведь им также диктуют условия производители-монополисты.

Не способствует развитию конкуренции и то, что около 55% произведенной электроэнергии продается по фиксированным ценам. Из них на государственные НАЭК "Энергоатом" и ЧАО "Укргидроэнерго" приходятся 50 и 3% соответственно. Этот объем, согласно правительственному постановлению о возложении специальных обязанностей (ПСО), покупает ГП "Гарантированный покупатель". Он, в свою очередь, перепродает ее также по фиксированной цене поставщикам универсальных услуг (ПУУ) для нужд населения, операторам системы передачи и систем распределения для покрытия технологических потерь в сетях.

Еще 2% общего объема электроэнергии, приходящейся на генерацию альтернативной энергии, покупает "Гарантированный покупатель" по высокому "зеленому" тарифу.

И так будет продолжаться до конца 2020-го, пока будет действовать нынешний механизм возложения спецобязательств.

Львиная доля электроэнергии, торгуемой на рыночных площадках по свободным ценам, приходится на тепловую генерацию с наивысшей себестоимостью электроэнергии. При этом из самого дешевого и самого крупного рыночного сегмента (рынка двусторонних договоров) фактически исключен наиболее дешевый производитель - "Энергоатом", который 90% электроэнергии продает "Гарантированному покупателю", а остальное (10%) - на рынке на сутки вперед, где цены должны быть более высокими.

То есть для ценовой конкуренции остается только самая дорогая электроэнергия, произведенная на ТЭС. А дешевая атомная или исключена из свободного рынка, или же продается в не самом дешевом сегменте - рынке на сутки вперед. Это значит, что цены на электроэнергию на свободном рынке никогда не будут ниже, чем цена дорогой тепловой генерации.

Регулирование, которое делает выгодным "наказание"

Насколько дорого продает сегодня электроэнергию тепловая генерация? И есть ли у нее потенциал для снижения цены, и вообще, готова ли она конкурировать? Чтобы разобраться в этом, надо посмотреть, а где именно и по какой цене хотят торговать производители электроэнергии на ТЭС.

Крупнейшим сегментом рынка, где проходят открытые торги, является рынок на сутки вперед (РСВ) и внутрисуточный рынок (ВСР), которые на сегодняшний день вместе составляют около 25% первичных продаж электроэнергии. По данным ГП "Оператор рынка", обеспечивающего функционирование этих торговых площадок, уже в августе на рынке на сутки вперед наблюдался постоянный дефицит предложений продажи электроэнергии. Причем в большей части энергосистемы (ОЭС Украины), где работают все виды генерации (атомная, гидро-, тепловая и альтернативная), он наблюдался преимущественно в ночные часы. А в "острове Бурштынской ТЭС", где работает только тепловая генерация и возобновляемые источники энергии, дефицит предложений был почти круглосуточный.

Это значит, что тепловая генерация, являющаяся крупнейшим игроком на свободном рынке, не спешит принимать участие в конкурентных рыночных торгах на РСВ и ВСР, где закупается основная доля электроэнергии.

Вместо этого тепловые компании хотят как можно больше электроэнергии продать в следующем дорогом сегменте - на балансирующем рынке (БР). Среди общего объема заявок производителей на нем до 70% приходится на ТЭС. Эта площадка по своей сути является вспомогательной и должна быть самой дорогой и в разы меньше по объемам, чем вышеупомянутые. Сегодня на ней работают преимущественно ТЭС и ГЭС. За счет этого сегмента осуществляются все меры по балансированию энергосистемы, то есть выравниванию перекосов между спросом и предложением электроэнергии.

Балансирующий рынок можно также назвать "рынком наказания" для тех покупателей, которые не смогли или не успели закупить всю необходимую электроэнергию на основных торговых площадках.

Однако и на балансирующем рынке, несмотря на более высокие цены, также имеет место нехватка предложения резервов, то есть готовности энергоблоков за короткое время загрузиться или разгрузиться. Наблюдается она главным образом в ночные часы, и в некоторые из них достигает от 15 до 40% как в ОЭС Украины, так и в "острове Бурштынской ТЭС".

Более того, ночью спрос падает. На рынке на сутки вперед и на внутрисуточном рынке в некоторые часы объем предложений снижается даже до 3% электроэнергии, генерируемой энергоблоками, которые работают в это время, а на балансирующем рынке - до 5%. Хотя, согласно законодательству, ТЭС и ГЭС каждый час суток обязаны выставлять на балансирующем рынке не менее 10% электроэнергии, которую могут производить работающие энергоблоки. И это правило ночью выполняется тепловыми электростанциями далеко не всегда.

Так почему ТЭС не хотят давать предложения на аукционные площадки? Дело в том, что и на РСВ, и на БР действуют ценовые ограничения, отличающиеся в дневные (с 8-ми утра до 23-х) и ночные (с 23-х до 8-ми утра) часы. Днем, когда спрос большой, ценовой потолок высокий, а ночью, когда спрос уменьшается, - значительно ниже.

Так вот, именно ночные ограничения невыгодны для тепловой генерации, которая на обеих площадках дает львиную долю предложений. На рынке на сутки вперед ночью они составляют 959,12 грн/МВт∙ч, а на балансирующем рынке - 1,103 грн/МВт∙ч. Обе цифры ниже себестоимости производства электроэнергии на ТЭС, составляющей от 1200 грн/МВт∙ч. Днем ситуация лучше, но ТЭС стараются больше продать не на рынке на сутки вперед с граничной ценой 2048 грн/МВт∙ч, а на балансирующем, где она почти на 300 грн выше (2356 грн/МВт∙ч).

Итак, вывод следующий: основной игрок свободного рынка - тепловая генерация - хочет продавать как можно больше электроэнергии по как можно более высокой цене (что вполне естественно). А ночью, наоборот, продавать как можно меньше, отсюда и проблемы с балансированием энергосистемы, особенно в ночные часы.

Почему не хватает резервов

Одной из существенных причин нехватки резервов для балансирования является отсутствие так называемого рынка вспомогательных услуг, на котором должны работать энергоблоки, которые могут очень быстро загружаться или разгружаться. Этот сегмент предполагает, что владельцы балансирующих мощностей могут получать так называемую плату за готовность, которая компенсирует их затраты на резервирование энергоблоков.

Но сегодня рынок вспомогательных услуг не работает, потому что до сих пор никто не успел пройти проверку соответствия для участия в нем. Это случилось из-за того, что отраслевой регулятор - НКРЭКУ - только накануне старта нового рынка утвердил порядок для проверки и испытаний энергоблоков потенциальных участников рынка вспомогательных услуг. Вместе с тем, чтобы провести проверку и испытания, требуется 3–6 месяцев.

Сегодня только один из потенциальных участников - ЧАО "Укргидроэнерго" - находится в процессе заключения договора для проведения этих проверок и, надеемся, как можно быстрее сможет стать участником рынка вспомогательных услуг.

Вторая проблема, усугубляющая проблему нехватки резервов, - отсутствие достаточных запасов угля на складах ТЭС, снижающихся с конца мая. До отопительного сезона, который должен начаться в середине октября, остался месяц, а почти все ТЭС работают без необходимых запасов угля на складах, что называется, "с колес". На 9 сентября их суммарные запасы составляли немногим более 932 тыс. т, тогда как год назад в этот день на складах было вдвое больше - почти 2 млн т угля.

Более того, этот уровень ниже, чем в декабре 2014-го (953 тыс. т), когда поставки угля с Донбасса блокировались из-за начала военного конфликта на Востоке Украины, а тепловая генерация была к этому вообще не готова. Ведь не было ни резервных источников поставок, ни контрактов на импортный уголь, и половина ТЭС работала на дефицитном антраците.

После 9 сентября объем запасов начал увеличиваться, но пока их прирост незначителен - плюс 12 тыс. т по состоянию на утро 11 сентября (до 943 тыс. т).

С начала военных действий и перебоев с поставками угля прошло уже пять лет. Часть блоков ТЭС переведена на газовый уголь, цену электроэнергии для тепловой генерации почти четыре года подряд формировали по пресловутой формуле "Роттердам+" с привязкой к цене в портах Нидерландов, чтобы они могли быстро наладить закупки импортного угля.

В новой модели рынка тепловая генерация заняла доминирующее положение на площадках со свободным ценообразованием. Ведь благодаря правилам возложения специальных обязанностей из сегмента двусторонних договоров, где покупают основные объемы крупные потребители, полностью исключен основной конкурент ТЭС - НАЭК "Энергоатом", производящий самую дешевую электроэнергию в Украине.

Но несмотря на все эти обстоятельства, накануне отопительного сезона, который должен начаться уже через месяц, угля на складах ТЭС все равно нет.

Пути решения

Чем можно помочь в ситуации, когда дешевая электроэнергия выведена из свободного рынка, а дорогую хотят продавать как можно дороже, да и то не всегда?

Первое, что следовало бы сделать, - создать конкурентную среду среди производителей электроэнергии. Понятно, что альтернативная энергия по объемам производства еще долго не сможет конкурировать с традиционной генерацией. Тем более что производители энергии из возобновляемых источников еще будут получать фиксированный высокий "зеленый" тариф.

Не появятся у нас в ближайшее время и новые собственники традиционной генерации. Поэтому надо сохранить и расширить импорт электроэнергии из Европы в "остров Бурштынской ТЭС" и открыть его на остальной территории ОЭС Украины.

Сегодня европейская электроэнергия свободно поступает только в "остров Бурштынской ТЭС", работающий синхронно с ENTSO-E. В июле импортеры завели туда 171 тыс. МВт∙ч из Словакии и Венгрии. В ОЭС Украины, отрезанной от ENTSO-E, за то же время импортировали 104 тыс. МВт∙ч из Беларуси.

Сейчас украинское законодательство согласно европейским требованиям и международным обязательствам позволяет беспрепятственный доступ для импорта электроэнергии с любого направления. И эти возможности касаются также Российской Федерации, проявляющей агрессию в отношении Украины. Поэтому если кто-то захочет импортировать оттуда электроэнергию в ОЭС Украины и тем самым усилить нашу энергетическую зависимость от агрессора, ни у кого не найдется законных рычагов, чтобы воспрепятствовать этому. И надо сказать, в бизнес-среде уже есть те, кто хотел бы это сделать, о чем "Укрэнерго" уже проинформировало СНБО.

Также надо ускорить начало работы рынка вспомогательных услуг. Для этого "Укрэнерго" предложило регулятору установить переходный период, во время которого производители электроэнергии могли бы временно получать "плату за готовность" еще до того, как закончат проверку своего оборудования. Таким образом, они могли бы возместить затраты на резервирование мощностей для балансирования энергосистемы, и никакого дефицита резервов не было бы.

Следует отметить, что запуск рынка вспомогательных услуг, с одной стороны, позволит решить проблему резервов и повысит безопасность энергоснабжения. С другой - в условиях ограниченного спецобязательствами и ценовыми порогами рынка это повлияет на рост цены электроэнергии, поскольку в ее себестоимости будет учтена также "плата за готовность".

Кроме того, сейчас у крупных производителей нет экономических стимулов продавать электроэнергию по цене ниже установленных регулятором ограничений.

Возможным выходом из этой ситуации могло бы стать специальное регулирование деятельности доминирующих производителей на рынке - "Энергоатома" и тепловой генерации. Для этого государству необходимо создать компанию-трейдера, которая по себестоимости будет выкупать у определенных Антимонопольным комитетом участников определенную долю произведенной ими электроэнергии. А затем будет продавать ее на аукционных площадках по цене чуть ниже рыночной. Это снизит влияние доминирующих игроков на формирование стоимости электроэнергии и будет стимулировать других продавать по более конкурентной цене.

И в завершение об угле. Как показал опыт, собственники угольных ТЭС из года в год не создают запасы топлива на своих собственных складах. Его нехватка в той или иной степени наблюдается последние пять лет перед каждым отопительным сезоном. Поэтому, если владельцы стратегически важного для страны бизнеса не могут самостоятельно обеспечить предпосылки для беспроблемного прохождения отопительного сезона, то государству следовало бы задуматься над тем, кто на самом деле может это гарантировать. Уместно было бы создать в Украине стратегический запас угля, который контролировался бы не частными компаниями, а государством.

Как новая модель изменила рынок электрической энергии

С 1 июля 2019 г. в Украине заработал новый рынок электрической энергии. Что это изменило для производителей электроэнергии, ее потребителей и других участников рынка?

1. Как изменилась цепочка продажи электроэнергии

В старой (предыдущей) модели рынка все электроэнергию, произведенную на электростанциях любого типа, скупал единый государственный оптовый покупатель - ГП "Энергорынок". Он ее продавал облэнерго, бывших одновременно поставщиками и операторами систем распределения (ОСР), т.е. электросетей, по которым электроэнергия распределяется от магистральных электросетей к потребителям. Облэнерго продавали электроэнергию потребителям.

Независимые поставщики продавали электроэнергию только промышленным потребителям.

В новой модели рынка производители электроэнергии получили возможность заключать прямые договоры с потребителями (обычно это промышленность) и поставщиками.

Облэнерго разделились на две компании: оператора распределительной сети и поставщика. Это было сделано для того, чтобы облэнерго не могли препятствовать доступу к распределительным сетям другим поставщикам.

Крупные потребители получили возможность покупать электроэнергию напрямую у генерирующих компаний. Другие небытовые потребители и население могут покупать электроэнергию у любого поставщика (так записано в Законе "Об электрической энергии, но для большинства потребителей это пока теория).

2. Как изменился механизм продажи электроэнергии (сегменты рынка)

В старой модели рынка электроэнергия продавалась по двусторонним договорам между всеми участниками рынка.

В новой модели рынка существует несколько рыночных сегментов для продажи электроэнергии.

Рынок двусторонних договоров (РДД) - на нем производители продают электроэнергию крупным промышленным потребителям и поставщикам. Здесь закупаются основные объемы электроэнергии, цена устанавливается по договоренности между продавцом и покупателем.

Рынок на сутки вперед (РДН) - площадка, на которой крупные потребители и поставщики закупают сегодня на завтра электроэнергию, когда им не хватает объемов, закупленных по двусторонним договорам. Электроэнергию продает ГП "Оператор рынка" на своей электронной платформе, цена формируется автоматически на основе баланса совокупного спроса и совокупного предложения.

Внутрисуточный рынок (ВСР) - площадка, на которой крупные потребители и поставщики покупают у генерации или других поставщиков сегодня на сегодня электроэнергию, которой им не хватило на предыдущих площадках. Торги проводит ГП "Оператор рынка" на своей электронной платформе, цена формируется в процессе открытых торгов.

Балансирующий рынок (БР) - площадка, на которой системный оператор (НЭК "Укрэнерго") закупает электроэнергию для быстрого балансирования энергосистемы, если кто-то из участников рынка не выполняет заявленные графики поставки и производства электроэнергии. Цена определяется по предложениям производителей электроэнергии, участвующих в балансирующем рынке.

Рынок вспомогательных услуг (РВУ) - площадка, на которой системный оператор (НЭК "Укрэнерго") закупает у производителей электроэнергии услуги по срочному балансированию энергосистемы: быстрое увеличение (загрузка энергоблоков) или уменьшение (разгрузки энергоблоков) производства электроэнергии. Услуги по разгрузке также могут закупаться у крупных потребителей, которые могут быстро прекратить потребление электроэнергии, чтобы уменьшить общий спрос на нее в энергосистеме.

3. Как формируется цена электроэнергии

В старой модели рынка электроэнергия покупалась и продавалась по тарифам, установленным НКРЭКУ.

В новой модели рынка для небытовых потребителей цену электроэнергии формирует рынок. А именно - цена электроэнергии как товара формируется в зависимости от объемов, которые участники рынка закупают на разных сегментах рынка: рынке двусторонних договоров, рынке на сутки вперед, внутрисуточном рынке, балансирующем рынке и рынке вспомогательных услуг.

Также в счете потребителя к цене электроэнергии как товара добавляются тарифы на передачу электроэнергии и диспетчеризацию (в пользу оператора системы передачи - НЭК "Укрэнерго"), тариф на распределение (в пользу оператора системы распределения), плата за услуги независимого поставщика или поставщика универсальной услуги.

4. Как поставляется электроэнергия населению

В старой модели рынка население покупало электроэнергию исключительно у облэнерго по двусторонним договорам.

В новой модели рынка население может покупать электроэнергию у любого независимого поставщика по свободным ценам или у поставщика универсальной услуги (ПУУ).

Поставщик универсальной услуги покупает электроэнергию у ГП "Гарантированный покупатель" по льготной цене, устанавливаемой правительством, и перепродает ее населению также по фиксированной цене (сегодня - 90 коп. за киловатт при потреблении до 100 кВт, 1,68 грн - более 100 кВт).

В свою очередь, "Гарантированный покупатель" покупает дешевую электроэнергию для поставщиков универсальной услуги по фиксированной цене у НАЭК "Энергоатом" и ЧАО "Укргидроэнерго".

5. Возможности, которых не было при старой модели рынка и которые появились в новой

В старой модели рынка не было никаких условий для создания конкуренции, предотвращающей необоснованное повышение цен и способствующей улучшению услуг энергоснабжения. А именно:

- конкуренция между производителями была невозможной, поскольку всю электроэнергию у них скупал единый государственный оптовый покупатель по тарифам, установленным НКРЭКУ;

- крупные потребители имели ограниченный выбор поставщиков, поскольку облэнерго, пользуясь своим положением (одновременно контролировали распределительные сети и были поставщиками), под разными предлогами не пускали в распределительные сети независимых поставщиков, конкурировали с ними;

- бытовые потребители вообще не имели возможности сменить поставщика электроэнергии.

В новой модели энергорынка созданы механизмы работы, способствующие развитию конкуренции на рынке при условии достаточного количества крупных, средних и малых производителей электроэнергии, поставщиков, а также открытия свободного импорта электроэнергии на всем рынке. Это достигается благодаря тому, что потребители и поставщики имеют широкий выбор источников для покупки электроэнергии и могут свободно и быстро менять их.