Треба віддати належне нинішньому ринку електроенергії: попри свої вади, він мав багато позитивних сторін - блискуче впорався з подоланням кризи неплатежів 1990-х, продемонстрував непогану пристосованість для регулювання енергосистеми та зрозуміле, хоч і недосконале ціноутворення.
Але енергоринки практично всіх сусідніх держав уже давно перейшли на більш досконалі моделі, а наш оптовий ринок електроенергії продовжував існування у тому ж стані, переживши собі подібних більш як на десять років.
Скандал навколо формули "Роттердам+" висвітлив причини такого довголіття, - український ринок електроенергії був добре пристосований до балансування інтересів енергоолігархів із владою (чи провладними олігархами), оскільки досягнуті домовленості легко реалізовувалися в рамках його механізмів.
Та нарешті до нас наближається знакова подія, яку поки що не завжди помічають у каламутній воді передвиборних дискусій навколо газової тематики.
1 липня цього року має розпочати роботу ринок двосторонніх контрактів. Ця модель є різновидом моделі вільного доступу до мереж, за якої кожен споживач має можливість сам обирати собі постачальника (виробника) електроенергії на основі їх цінових пропозицій. Така модель використовується в більшості розвинених країн світу, добре пристосована для створення конкурентного середовища, але доволі складна для учасників ринку, потребує від них значних додаткових витрат на забезпечення його функціонування.
В Україні готуються йти таким шляхом ще з 2001 р., після прийняття Концепції реформування ринку електроенергії. Але аналіз уже зробленого, а також напрацьованих планів реформ свідчить, що з 1 липня для українських енергетиків і споживачів можуть настати складні часи.
Численні цінові прогнози, які останнім часом наводились у ЗМІ та на дискусійних майданчиках (автори теж робили відповідні розрахунки в рамках проектних досліджень), свідчать, що запланована трансформація ринку призведе щонайменше до дворазового збільшення середніх цін на електроенергію (в експертному середовищі говорять і про триразове підвищення), а для населення це зростання може бути ще більшим (на ринках єдиного споживача населення, як правило, купує електроенергію відсотків на 15–20 дорожче порівняно з промисловістю, програючи їй конкурентну боротьбу за доступ до виробників з більш привабливими цінами та маючи вищі витрати на доставку).
Атомна та гідрогенерація (для них ціни сьогодні утримуються на відносно низькому рівні), швидше за все, практично з початку роботи ринку підтягнуть свої ціни до рівня теплових електростанцій (ТЕС), тобто піднімуть їх у 3–3,5 разу. При цьому за нинішньої монопольної структури виробництва електроенергії (компанія ДТЕК, НАЕК "Енергоатом" і ПрАТ "Укргідроенерго" в сумі виробляють майже 80% електроенергії) у основних компаній-виробників фактично буде відсутня мотивація до скорочення витрат і відповідного зниження цін.
Однак ключовим фактором цінової спіралі в енергетиці та економіці загалом може стати подальший незбалансований розвиток відновлюваної енергетики, оскільки:
- електроенергія, вироблена з використанням відновлюваних джерел енергії, яка має гарантований збут, заміщує дешевшу енергію, вироблену на атомних і теплових електростанціях;
- ціна електроенергії, виробленої з використанням відновлюваних джерел, прив'язана до курсу євро, і підвищення його курсу призводить до зростання для вітчизняних споживачів цін на цю електроенергію у гривні;
- зниження виробництва на традиційних генеруючих потужностях веде до збільшення умовно-постійних витрат на виробництво кіловат-години електроенергії;
- збільшуватиметься знос обладнання в традиційній енергетиці через погіршення умов її роботи.
Вітрові (ВЕС) та сонячні (СЕС) електростанції належать до генерації з негарантованою потужністю (ЕНП). Їх особливістю є можливість швидкої непрогнозованої зміни потужності під впливом погодних факторів, які можуть мати короткостроковий характер - коливання потужності та довгострокові відхилення від очікуваного рівня - похибки прогнозу. Ці коливання та похибки необхідно компенсувати зміною режимів роботи традиційної генерації, що зумовлює необхідність підвищити маневрові можливості енергосистеми країни, які і на сьогодні є недостатніми.
Подальше зростання в енергосистемі ЕНП загострить застарілі проблеми балансування енергосистеми, які в перспективі можна вирішувати в такий спосіб:
- підвищення маневрових можливостей існуючих вугільних електростанцій і подальший розвиток гідроенергетики;
- впровадження спеціалізованих технологій для підвищення маневрових можливостей енергосистеми - високоманеврових електростанцій зі швидким стартом, спеціалізованих систем підтримки та регулювання частоти і потужності, систем переносу потужності ВЕС і СЕС, а також систем використання їх потужності в спеціалізованих виробництвах, тобто без впливу на роботу енергосистеми;
- обмеження потужності АЕС та/або ЕНП.
На жаль, нова модель енергоринку ускладнить реалізацію всіх цих заходів.
Балансування енергосистеми та формування її перспективної структури за цієї моделі здійснюється на ринкових засадах, через що зростають ризики інвестицій у будівництві (реконструкції) електростанцій, які не мають преференцій при участі у роботі ринку за нової моделі. Тому без додаткових гарантій інвестиції в розвиток традиційної генерації виглядають малоймовірними.
При цьому обмеження потужності АЕС або ЕНП суперечать ідеології нової моделі ринку електроенергії, за якої резервування потужностей, необхідних для балансування, оплачують споживачі, а сам процес балансування - суб'єкти, які порушили баланс (тобто баланс має формуватися за рахунок рішень суб'єктів, а не адміністрування). Для ЕНП на законодавчому рівні гарантовано компенсацію втраченої вигоди при обмеженні їх потужності, тобто відшкодування вартості не виробленої ними електроенергії, що очевидно здійснюватиметься за рахунок споживачів, бо інших джерел не передбачено.
Обмеження потужності АЕС можливе виключно за рахунок купівлі допоміжних послуг за дуже високими цінами, які компенсують ТЕС і ГЕС збитки від продажу електроенергії за цінами нижчими, ніж у АЕС (тільки так можна "витиснути" потужності АЕС з ринку ТЕС і ГЕС за ціновими пропозиціями).
Тобто обмеження потужності АЕС та/або ЕНП супроводжуватиметься зростанням цін на електроенергію.
За нової моделі ускладнюється реалізація й іншого напряму вирішення проблем з регулюванням енергосистеми, які супроводжують інтенсивний розвиток ВЕС і СЕС, - підвищення маневрових можливостей існуючих ТЕС і подальшого розвитку гідроенергетики, а також упровадження спеціалізованих технологій для підвищення маневрових можливостей енергосистеми.
До того ж модернізація ТЕС має здійснюватися відповідно до Національного плану зниження викидів від великих спалювальних установок. Власне, йдеться про перехід України до низьковуглецевої енергетики. У цьому плані систематизовано плани електрогенеруючих компаній щодо реконструкції існуючих потужностей у тепловій генерації, термінів виведення їх з експлуатації та можливості їх роботи у перспективі з урахуванням екологічних обмежень, а також нового будівництва. Також у документі визначено зобов'язання щодо встановлення газоочисного обладнання по окремих генеруючих потужностях і щодо можливого часу роботи без встановлення такого обладнання. Реалізація плану потребуватиме фінансування в обсязі 15–20 млрд дол.
Якщо існуюча модель оптового ринку електроенергії передбачала можливість надання інвестиційних надбавок на виконання заходів з розвитку генерації Об'єднаної енергетичної системи України (ОЕС), що виступало гарантією повернення кредитів і відшкодування власних коштів, вкладених у реалізацію відповідних проектів, зокрема проектів з реконструкції ТЕС і ГЕС, нового будівництва, впровадження заходів із зниження негативного впливу на довкілля тощо, то нова модель не передбачає таких джерел гарантій інвестування. Джерела фінансування зазначеного Національного плану, за нової моделі ринку, прямо не визначені.
Слід зазначити, що джерелом фінансування заходів з розвитку традиційної енергетики, зокрема реконструкції (модернізації) ТЕС, яка передбачає і приведення екологічних показників до нормативних вимог, і впровадження спеціалізованих технологій для підвищення маневрових можливостей енергосистеми, є передбачена законодавством можливість Оператору систем передачі ініціювати проведення конкурсів на придбання послуг з розвитку генеруючих потужностей і заходів з управління попитом для забезпечення балансової надійності за відсутності зацікавленості інвесторів у реалізації відповідних проектів. При цьому інвестори, які виграють конкурс, отримають гарантії часткового повернення інвестицій. На жаль, важко сказати, коли цей механізм запрацює, оскільки нормативно-правове забезпечення проведення цих конкурсів поки що розробляється.
Слід зауважити, що часу на зволікання в української енергетики немає. Без упровадження вже в найближчій перспективі спеціалізованих технологій для підвищення маневрових можливостей енергосистеми забезпечити балансову надійність у певні періоди часу буде неможливо.
Якщо ж механізми приведення викидів забруднювачів у повітря в тепловій енергетиці до нормативних значень не почнуть працювати цього року, то зобов'язання щодо виведення з роботи енергоблоків на ТЕС і ТЕЦ виникнуть уже найближчими роками. А це зробить проблемним не тільки балансування енергосистеми, а й стабільне енергозабезпечення країни.
Таким чином, нова модель енергоринку при інтенсивному розвитку "зеленої" енергетики поставить перед українською енергетикою проблеми, перспективи вирішення яких поки що незрозумілі.
Високі темпи розвитку електроенергії, виробленої на відновлюваних джерелах, є по суті впровадженням низьковуглецевої політики ЄС в Україні. Цікаво, що перехід на європейські ціни на газ (імпортний паритет) також є елементом політики низьковуглецевого розвитку, оскільки попит на газ там значно завищений через зобов'язання по скороченню викидів і необхідність регулювати енергосистеми з великими обсягами відновлюваної енергетики (газова теплова генерація є меншим забруднювачем відносно вугільної та має кращі маневрові характеристики). Цікаво, що формування конкурентного ринку газу зіштовхнулося із проблемами, близькими до тих, що маємо на енергоринку.
Трансформація газового ринку згідно з європейською цільовою моделлю зайшла у глухий кут через його монопольну структуру. Через НАК "Нафтогаз України" та постачальні компанії (підприємства, афілійовані з облгазами, 70% яких належать олігархічній групі Фірташа) за схемою спеціальних обов'язків населенню та підприємствам теплокомуненерго постачається більш як половина спожитого в Україні газу. При цьому уряд практично не вживає заходів із демонополізації ринку, зводячи реформи до підвищення ціни на газ.
Коли в 2016 р. у засобах масової інформації йшла дискусія з приводу підвищення цін на газ, і багато експертів говорили про невиправданість цього кроку (на свердловинах "Укргазвидобування" собівартість становила 30–40 дол. за тисячу кубометрів, а деякі фахівці називали 15–
20 дол.), видобувні компанії просили дати їм попрацювати з такими цінами, не підвищуючи рентної плати, щоб мати змогу вкласти необхідні кошти у видобуток.
Відтоді минуло вже фактично три роки. Видобувні компанії отримали величезні кошти. Наприклад, за даними, які наводились у ЗМІ в 2018 р., компанія "Укргазвидобування" отримала близько 45 млрд грн інвестиційних коштів, або майже 1,7 млрд дол., збільшивши при цьому видобуток лише на 1,3% (загалом у країні видобуток зріс на 2,4%). Тобто високі ціни на газ самі по собі не гарантують високої інвестиційної активності. Видобувні компанії в умовах непрозорого монопольного ринку демонструють неефективність капітальних витрат, а зовнішні інвестори у видобувну сферу не поспішають.
Таким чином, дорогі електроенергія та газ (розрахунки свідчать, що реалізація нинішньої енергетичної політики пріоритетного розвитку відновлюваної енергетики, закріплена, зокрема, в Енергетичній стратегії до 2035 р., призведе до зростання цін на електроенергію в 2035 р. на 30–50%) стануть фактором деіндустріалізації країни.
Це матиме негативний вплив або на формування ВВП країни, та/або на рівень інфляції, бо зростання цін на електроенергію зумовлює або зниження валових доходів при збереженні цін на продукцію, товари і послуги їх виробниками, або зростання цін при збереженні валових доходів виробників на існуючому рівні.
Зниження можливості кінцевих споживачів - домогосподарств та установ бюджетної сфери - купувати продукцію, товари та послуги через зростання цін на електроенергію призводить до зменшення попиту на них на внутрішньому ринку, що справляє додатковий негативний вплив на розвиток економіки та формування ВВП України. При цьому поглиблення енергетичної бідності супроводжуватиметься накопиченням споживачами боргів.
Звичайно, безвихідних ситуацій не існує. Тому будемо сподіватися, що через кілька років усе викладене в статті сприйматиметься просто як опис негативних сценаріїв напередодні масштабних і в подальшому успішних реформ в енергетиці.