Обмежений енергоринок: цінова «стеля» для інвесторів - експерт

Українська ОЕС потребує інвестицій у нові маневрені потужності

Якщо подивитися на енергоринок очима підприємця, розвиток відновлюваних джерел енергії (ВДЕ) відкриває значні можливості для інвестицій у нові напрями. Адже через особливості генерації сонячної і вітрової енергії в енергосистемі потрібні «швидкі потужності», здатні включитися, коли спадає вітер або сонячного світла стає менше та підтримувати стабільну роботу енергосистеми. Так відбувається в усьому світі, і Україна не виняток: в умовах збільшення частки ВДЕ необхідне зростання резервів маневрової потужності об’єднаної енергосистеми (ОЕС) України.

Є багато аргументів, чому потрібні саме високоманеврені потужності, але тут ідеться не про деталізацію. Найважливіше, що ринок усвідомлює цю потребу, а отже і в інвестиціях. Нещодавно, під час експертного круглого столу «Інвестиційна привабливість балансування ВДЕ» генеральний директор Директорату енергетичних ринків Ольга Буславець наголосила, що український ринок має нагальну потребу в розвиткові нової високоманевреної генерації, оскільки загальний попит на неї лише незначною мірою можуть покривати теплоелектростанції (ТЕС) та гідроелектростанції (ГЕС), у тому числі гідроакумулюючі (ГАЕС). А ще наприкінці минулого року НЕК «Укренерго» представив проект Звіту з оцінки відповідності (достатності) генеруючих потужностей, згідно з яким для стабільності енергосистеми України вже у 2021 році необхідно забезпечити понад 1 ГВт нової генерації зі швидким стартом – і це без ривка у зростанні потужностей зеленої енергетики.

Звісно, хочемо вірити, що необхідні механізми ринку запрацюють з першої спроби і матимуть необхідні ресурси законодавців, уряду та судів на підтримку. Але це нереально. Досвід різних країн показує, що кожні декілька років відбувається доналаштування механізмів: приймається пакет законодавчих, регуляторних та інших змін для вдосконалення роботи енергоринку. Приміром, країни переходять з щогодинної торгівлі, яка не приносить релевантних сигналів інвесторам, на коротші інтервали (вже запроваджені 15-хвилинні, а на деяких ринках — 5-хвилинні), оскільки впродовж 1 години – нинішнього інтервалу торгів в Україні – зміна вітру та інсоляції може відбутися кілька разів, збільшуючи або зменшуючи пропозицію; а кожен з нас встигає в цей час увімкнути та вимкнути не один і не два пристрої, істотно впливаючи на попит. Багато таких змін для України ще попереду. Тож сьогодні головне – запроваджувати зміни, щоб рухатися до найбільш ефективного ринку, який буде привабливим для інвесторів.

Максимальна ціна на РНД і ВДР: чи досить її як сигналу інвесторам?

У законі «Про ринок електроенергії» вказано, що ціни на РДН і ВДР формуються вільно в договірному порядку, тобто в процес їх формування не можна втручатися. Ця норма про вільне ціноутворення запроваджена в Законі за консенсусом усіх зацікавлених осіб, у тому числі Секретаріту Енергетичного Співтовариства, яке представляє інтереси ЄС і відображає спільне прагнення європейських країн. А зрештою, норми Закону створюють передумови для інтеграції української енергосистеми в ENTSO-E та систему енергетичних регуляторів ЄС.

Однак, за ініціативою регулятора – Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг (НКРЕКП) в Україні є цінова «стеля» у 50 гривень за 1 кіловат-годину електроенергії на оптовому ринку РДН, ВДР, а також балансуючого ринку (БР), що створює законодавчу колізію для учасників ринку (постанови №308 та № 307 від 14.03.2018, відповідно). Більше того, для РДН та ВДР встановлено навіть мінімальну ціну в 1 копійку. Але, якщо узяти до уваги ціну зупинки процесу генерації, яка може бути вищою, ніж електроенергія, продана за 0,9 копійки за 1 кВт-год, то продаж електроенергії за ціною 0 копійок за кіловат-годину чи навіть за від’ємною ціною є більш ринковим підходом, ніж спроба від НКРЕКП гарантувати покриття мінімальної собівартості (і, відповідно, запобігти ціновому демпінгу).

Обмежена кількість виробників в Україні, що постачають електроенергію за вільними цінами, хоч і провокує зловживання домінуючим становищем, але формує фінансово зрозумілу формулу для конкуренції: хочеш бути успішним, знайди можливість продавати трохи дешевше. Натомість запроваджений НКРЕКП «вузький» коридор цін стимулюватиме експлуатацію старих потужностей (зокрема, із застарілими та екологічно небезпечними технологіями) якомога довше – адже будівництво вимагає значних капітальних витрат, які відплачуються вищими цінами на енергію, принаймні, у перші роки експлуатації. Максимальна ціна в 50 гривень за кВт-год може видаватися досить високою. Але згадаймо історію - в період 01.1999-01.2019 роках гривня зазнала девальвації відносно долара США у понад 750%; тож, оскільки інвестиційний цикл електроустановки триває 20-30 років, ризик не отримати прибуток від інвестиції є досить відчутним. Додатково, обмеження для входу на ринок для нових інвесторів заохочує політичний «шантаж» наявних виробників – у час кризи, як-от низької води у річках чи загострення воєнних дій, власники потужності можуть вимагати поступок: закупівлі палива за завищеною ціною, продовження термінів експлуатації понад розумний час, підвищення норм викидів тощо. Таке, зрештою, вже ставалося неодноразово і було предметом уваги ЗМІ, особливо у 2015-2019 рр.

Обмеження ціни на балансуючому ринку: чи досить її як сигналу інвесторам?

Опубліковані результати торгів від початку роботи ринку в липні підтверджують, що ціна на балансуючу енергію не опускалася нижче 0,8 грн. та не піднімалася вище 2,4 грн. за кВт-год під час торгівлі із погодинними інтервалами. Це при тому, що НКРЕКП заборонила встановлювати ціни на балансуючу енергію, які відрізняються від граничної ціни РДН більше, ніж на 15% (прикінцеві та перехідні положення Постанови №307).

Встановлений коридор цін пригнічує інвестиції у нові потужності. Високоманеврена генерація найбільше затребувана на ВДР, БР та ринку допоміжних послгу (РДП), і в цих сегментах «стеля» ціни найбільше обрізає обсяг капітальних інвестицій, а мінімальна ціна не винагороджує економію витрат на виробництво електроенергії установками, які можуть швидко і недорого зупинитися або ж перейти в режим накопичення енергії.

У Регламенті ЄС 2019/943 про внутрішній ринок електроенергії (OJ L 158, 14.6.2019, p. 54–124), ухваленому Європарламентом, Радою ЄС та Єврокомісією у травні 2019, передбачено необхідність вільного ціноутворення та видалення спотворення і перешкод для балансу ціни та пропозиції.

Чому премію за дефіцитний товар слід встановлювати у розмірі 15%? Чи, іншими словами, чому особа, відповідальна за небаланс, ризикує не такою істотною сумою? НКРЕКП не подала своїх міркувань щодо достатності того, що Регламент ЄС 2019/943 та особливий Регламент 2017/2195 називають «економічно ефективним» способом балансування та «позитивним заохоченням» для врегулювання власних небалансів. Адже «ефективне ціноутворення на обмежений ресурс підсилить реакцію учасників ринку на ринкові сигнали та їхню готовність, коли ринку це найбільш необхідно, а також убезпечує повернення собівартості (таких учасників) від оптового ринку» (п. 24 преамбули Регламенту ЄС 2019/943).

Ще один докір в бік НКРЕКП полягає в тому, що обмеження у ціноутворенні на БР та РДП встановлено, сказати б, «неукраїноцентрично». Строк, впродовж якого відбудеться «синхронізаці[я] ОЕС України з об’єднаннями енергетичних систем держав - членів Європейського Союзу» (згідно з пп. 10.1, 10.11 Правил ринку, затв. Постановою № 307) не залежить лише від України, адже рішення ухвалює міжнародна організація. Найбільша відповідальність за підготовку до інтеграції лежить в Україні на регуляторі та операторі системи передачі, але чомусь наслідки їх можливої неефективності діяльності чомусь покладено на виробників. Без сумніву, інвестори отримали цей знеохочувальний сигнал - яким би конкурентним не був ринок, це ніяк не вплине на формулу ціноутворення від НКРЕКП; від такої відсутності змін очікувано виграють найбільш неконкурентоздатні гравці, тоді як інноватори шукатимуть кращого фінансового результату за межами ОЕС України.

Ринок допоміжних послуг – чекаємо гарних новин

Ще не почато роботу РДП. За словами НЕК «Укренерго», причина затримки – НКРЕКП не завершила розгляд порядку перевірки готовності учасників РДН - але вже відомо, що до інтеграції із ENTSO-Е коливання цін на допоміжні послуги буде обмежено. Легко спрогнозувати, що кількість пропозицій ДП буде невеликою, імовірно, недостатньою, але вартість входу на ринок важко передбачити, оскільки ціноутворення фактично повторює тарифну модель.

При тому, що закон передбачає єдиний механізм обмеження ціни на ДП, а саме: примусова тарифна модель для постачальників, які є монополістами чи олігополістами (ч. 10 ст. 69). Не оприлюднюючи порогові значення, не констатуючи їх перевищення, не ухвалюючи методик для формування індивідуальних тарифів на допоміжні послуги від таких постачальників, Регулятор тим не менше, вирішив піти іншим шляхом. Годі й казати, що запровадження коридору цін для усіх учасників не має на меті використовувати ринковий механізм за прямим призначенням - створити сигнали для інвесторів та споживачів, які б допомогли їм оптимізувати виробництво й споживання відповідного товару чи послуги.

Обмеження ціни – успішні критерії

На тему формування ціни на ринку можна довго сперечатися. Але якщо відсутність інвестицій ставить під загрозу осучаснення виробничого обладнання, то від поступового а то й обвального занепаду якості електроенергії та переривання постачання, постраждають, зрештою, і споживачі.

Дійсно, є низка світових прикладів, коли регулятор встановлює певні цінові «стелі», і цей досвід може бути цілком виправданий. У європейському законодавстві, яке керується перш за все принципами вільного ціноутворення і конкуренції, утримання цінових максимумів ще донедавна толерувалося. У Німеччині свого часу з урахуванням політичних чинників, рівень оптової ціни був обмежений 1,5 євро за 1 кВт-год (можливо, звідси й український аналог у 50 грн.). Але відомо, що у результаті обмежень приватні інвестиції були недостатніми для надійного енергопостачання, а дефіцит капіталовкладень покривався за рахунок публічних (державних та міждержавних) коштів.

Цікавий досвід Техасу, де раніше цінове обмеження становило близько 2 доларів США за 1 кВТ-год, що спричиняло брак виробництва для врегулювання негативного сальдо електроенергії. В результаті дослідження, було рекомендовано підняти максимальну ціну, яка зараз становить 9 доларів. Причому, хоч ціна на високому рівні подеколи утримується досить довго, але середньозважена ціна є нижчою, ніж в Україні. Стрибки до «стелі» зафіксовані лише у кількох торговельних періодах січня 2019 року, тоді ж довший період ціна сягала близько 600 доларів (це понад 150 тисяч гривень за нижчим курсом середини літа 2019 року), але самої зміни правил цього виявилося досить, щоб ще 2016 року відкрити шлюз інвестицій приватного сектора у маневрені потужності, - це збільшило конкуренцію та зрушило униз ціни на енергію.

Після встановлення НКРЕКП у суперечливий спосіб цінової «стелі» на ринку України, його учасники слідкуватимуть, наскільки це обмежує їхні інтереси. Поки що в Україні торги на ринку електроенергії відбуваються досить спокійно, без значних цінових перепадів. Але в разі несприятливої ситуації, коли окремі компанії досягнуть верхньої межі і понесуть збитки від обмеження, вони матимуть привід оскаржувати цю ситуацію в судовому порядку. Питання не лише в тому, яка зі сторін права чи якими мотивами вони керуються, а й у тому, що в разі законодавчої колізії судовий позов лише одного з учасників може блокувати стабільність усього ринку і стримувати інвестиції у галузь в цілому.

Судова процедура в Україні є недосконалою і переривала ринкові процеси й з менш змістовних приводів. А в нашому випадку є як мінімум декілька чинників, що всупереч закону спотворюють ринок. По-перше, ідеться про зазначені обмеження цін. По-друге, ігноруючи вимоги ч. 3 Розділу XVII закону, НКРЕКП не зняла перехресного субсидіювання до початку роботи ринку – роздрібні ціни для всіх категорій споживачів досі утримуються на рівні попереднього року. Відповідно, рівень можливої оплати за спожиту енергію заморожено й постачальники не можуть запропонувати більшу ціну, ніж зможуть зібрати грошей з домогосподарств. По-третє, не працює ринок допоміжних послуг, який впливає як на ціну, так і якість електроенергії; відсутність цілого сегменту ринку (НЕК «Укренерго» отримує допоміжні послуги безоплатно) є ще одним негативним чинником, який розмиває сигнали попиту.

Зрештою, Верховна Рада України може дослухатися до іноземного досвіду та дозволити регулятору встановлювати ціновий максимум на оптовому ринку електроенергії. Однак розсуд НКРЕКП у цьому питанні не може бути абсолютним. Регулятор повинен із кожним новим тимчасовим обмеженням (як-от «коридор цін» на час обкатки нового для всіх алгоритму роботи ринку) щораз компенсувати такі обмеження, знімаючи нові перешкоди для інвестицій: зменшувати торговельні інтервали, збільшувати можливу амплітуду торгів та спрощувати доступ нових учасників. Для цього, зокрема, обов’язковою має бути адміністративна процедура з розгляду коментарів щодо запроваджених обмежень від учасників ринку – інвесторів (виробників), споживачів чи владних органів - під час публічного обговорення запропонованих змін. Регулятор повинен надавати обґрунтування своєї позиції , а також завжди передбачати строк для скасування обмежень ринку. Зрештою, як слушно зазначено ЄС у Пакеті Чистої Енергії: «для вільного ціноутворення на брак [(негативне сальдо) електроенергії] вирішальним є убезпечити усунення адміністративних та прихованих цінових обмежень. Після втілення в структурі ринку, короткострокові ринки та ціноутворення на брак [електроенергії] допоможуть прибрати інші чинники, які спотворюють ринки, такі як механізми потужності, для забезпечення безпеки постачання».

Раніше ми писали, що у «чисту» енергетику та енергоефективність України за останні 5 років інвестовано 3,3 млрд. євро.

Читайте також про те, як мав би працювати новий ринок електроенергії.