Вже майже місяць, як ринок електроенергії працює в умовах нових price cap. Це відкрило більше можливостей для імпорту дорожчої європейської електроенергії в пікові години, коли в українській енергосистемі спостерігається дефіцит. Проте зросли і ціни для українських промислових споживачів. Чому це відбувається і яких змін чекати в осінньо-зимовому періоді, розбиралась "Українська енергетика".

 

Price cap досягли мети

 

27 червня 2023 року Національна комісія, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики і комунальних послуг (НКРЕКП), прийняла постанову "Про встановлення граничних цін на ринку "на добу наперед", внутрішньодобовому ринку та балансуючому ринку". Згідно з документом, з 30 червня максимальні граничні ціни (price cap) електроенергії в сегментах ринку РДН і ВДР були підвищені:

– на 80% із 4 000 до 7 200 грн/МВт-год в години пікового навантаження з 19:00 до 23:00;
– на 40% з 4 000 до 5 600 грн/МВт-год в години максимального навантаження з 7:00 до 19:00;
– на 50% з 2 000 до 3 000 грн/МВт-год в період мінімального навантаження в енергомережі з 23:00 до 7:00.

"Одним з головних аргументів на користь збільшення price cap було створення умов для імпорту електроенергії в пікові години. При попередньому рівні встановлених обмежень у випадку виникнення в певні години дефіциту покрити його за рахунок імпорту було неможливо через те, що ціна в аналогічні години на європейському ринку була вища за українську", – нагадав в коментарі "Українській енергетиці" директор енергетичних програм центру Разумкова Володимир Омельченко.

Тепер ситуація змінилася. Якщо у квітні-червні ціни електроенергії на ринках сусідніх країн були здебільшого значно вищими за ціни в Україні, то у липні, після підвищення price cap, вони в окремі дні почали зближуватись.

"Середньодобова ціна (індекс Base РДН) є мінливою. Проте, в Україні її коливання були незначні через жорсткі верхні та нижні price cap, що обмежували можливий ціновий коридор. Впродовж квітня та першої половини травня ціна на ринках країн Східної Європи перевищувала українську", – пояснив старший аналітик DiXi Group Богдан Серебренніков.

Після запровадження НКРЕКП нових price cap з 1 липня середньодобова ціна на РДН України стала більш динамічною і наближеною до цін в країнах Східної Європи

Він зазначив, що водночас, впродовж другої половини травня і червня в окремі вихідні дні європейські ціни опускалися нижче за ціну в Україні, що пов’язано із скороченням споживання та профіцитом е/е на сусідніх ринках.

"Після запровадження НКРЕКП нових price cap з 1 липня середньодобова ціна на РДН України стала більш динамічною і наближеною до цін в країнах Східної Європи. Причому, в окремі денні години ціни в сусідніх країнах є нижчими за українську через значний виробіток е/е їхніми СЕС та профіцит, що створює сприятливі економічні передумови для імпорту е/е в Україну", – розповів Серебренніков.

Мета, з якою підвищувались цінові обмеження для сегментів ринку була досягнута. В липні імпорт електроенергії активно здійснювався. Якщо сумарно в квітні він становив 23,6 тис. МВт-год, а в травні майже подвоївся – до 43,7 тис. МВт-год, то тільки за 19 днів липня сягнув 39,5 тис. МВт-год. Цілком ймовірно, за підсумками місяця може перевищити показник червня.

 

Зворотній бік медалі

 

Як повідомив "Оператор ринку", середньозважена ціна купівлі-продажу електроенергії на ринку "на добу наперед" (РДН) за 20 днів липня зросла на 17% – до 3528,79 грн/МВт-год порівняно з аналогічним періодом червня цього року. На внутрішньодобовому ринку за аналогічний період середньозважена ціна зросла на 34% – до 3993,48 грн/МВт-год. Для порівняння "Оператор ринку" навів ціну продукту BASE на РДН у Румунії, яка в еквіваленті становила 3882,24 грн/МВт-год, у Словаччині – 3771,84 грн/МВт-год, в Угорщині – 3868,04 грн/МВт-год.

Слід зазначити, що як і до війни в сегментах ринку РДН, ВДР, на балансуючому ринку обертається тільки п’ята частина всієї електроенергії, що продається в Україні. Майже 80% об’єму реалізується за закритими двосторонніми угодами. У той же час, показники РДН для них є певними ціновими орієнтирами – бенчмарком.

На 17% зросла середньозважена ціна купівлі-продажу електроенергії на ринку "на добу наперед" за 20 днів липня

"Підвищення price cap доволі швидко відобразилося на зростанні оптової ціни е/е, зокрема на РДН. За даними "Оператора ринку" середньомісячний індекс Base РДН зростав впродовж травня-липня. Але підвищення price cap з 1 липня практично миттєво активізувало динаміку зростання (у липні темп приросту до червня становив понад 16%)", – вказує Серебренніков.

У пікові години в липні ціни впритул наближались до верхньої межі визначеного регулятором price cap.

"Наприклад, впродовж 10-16 липня відхилення погодинних цін від price cap коливалося в межах від 0 до 83,8% і в середньому становило 29,5%. Найбільші цінові відхилення були характерні саме для денного періоду (10:00-16:00), коли спостерігається максимальний виробіток електроенергії СЕС та відповідне падіння ціни. При цьому кількість годин, коли ціни були впритул (тобто із відхиленням менше 1%) або на рівні нових price cap становило майже третину – 31,5%; на початку липня цей показник був близько 38%. Це означає, що більш ніж у третині розрахункових періодів (переважно вечірні піки) ціни могли бути вищими, але стримувалися прайс-кепами", – вказує Серебренніков.

 

Чому підскочили ціни на електроенергію

 

Припущення, що ціни зросли внаслідок імпорту електроенергії з європейського ринку, що першим спадає на думку при поверхньому аналізі наведених цифр, натомість, не відображає реального стану речей.

"Абсолютна маячня вбачати залежність підвищення цін на внутрішньому ринку після відміни price cap і під впливом імпорту. Імпорт балансує ціну тільки в бік зменшення і вже точно ніяк не в бік збільшення", – запевнив кореспондента "Української енергетики" директор Центру дослідження енергетики Олександр Харченко.

До того ж, оскільки обсяги імпорту та експорту е/е між країнами Східної Європи та Україною поки відносно незначні, зовнішня торгівля практично не впливає на внутрішню цінову кон’юнктуру в Україні.

"Ринки України та ЄС ще недостатньо інтегровані, тому поки що імпорт використовується, головним чином, для "латання дір" у дефіцитні періоди в енергосистемі", – зазначив Серебренніков.

Крім того, за його словами, імпорт, як правило, відбувається в години, коли ринкова ціна е/е в сусідніх країнах є нижчою за українську. Це може траплятися в денні години, коли виробництво е/е сонячними електростанціями (СЕС) є максимальним, або у вихідні дні, коли на європейських ринках виникає профіцит і ціна стрімко падає.

"Інколи (на європейському ринку) ціна навіть опускається до 0 чи сягає від’ємних значень. Тоді імпортувати е/е в Україну стає економічно вигідно. Такий випадок, зокрема, стався в неділю 16 липня, коли Україна імпортувала е/е впродовж всієї доби (із Словаччини, Польщі та Молдови). У той день ціна е/е в Словаччині (індекс Base РДН) була на чверть нижча за українську", – зазначив старший аналітик DiXi Group.

Підвищення price cap вивільнило накопичений потенціал для зростання цін на оптовому ринку електроенергії

То чому підскочили ціни? На думку експертів, в певній мірі ми спостерігаємо ефект відкладеного попиту – джин, який доволі довго томився в пляшці вирвався з неї, як тільки-но її відкоркували.

"Насправді, підвищення price cap вивільнило накопичений потенціал для зростання цін. В Україні досить дорога теплова генерація на яку припадає 20-25%. Рентабельна ціна продажу електроенергії виробленої з вугілля складає не менше 4 тис. грн/МВт-год. При попередніх price cap вугільна генерація працювала зі збитками. Також в Україні задіяні і газові блоки, виробництво на яких також недешеве", – каже Омельченко.

"Значний стрибок ціни, який зараз спостерігаємо, відбувається через те, що обмежені попередніми ще більш низькими price cap ціни вже давно не відповідають реальності, особливо якщо врахувати потреби в інвестиціях, які значно зросли після фізичних ушкоджень російськими атаками. Не варто забувати і про тягар PSO, який несе переважно атомна генерація. Цю ситуацію можна порівняти з пляшкою, в якій під високим тиском накопичується пар – пляшку відкрили і рвонуло", – погоджується Харченко.

Обмежені попередніми ще більш низькими price cap ціни вже давно не відповідали реальності

За словами Омельченко, ще одним фактором підвищення ціни є зростання попиту на електроенергію, що відобразилось у збільшенні обсягів торгів на РДН. За даними "Оператора ринку", обсяг торгів електричною енергією на ринку "на добу наперед" за 20 днів липня 2023 року становив 1,123 млн МВт-год. У порівнянні з таким же періодом червня 2023 року обсяг торгів на РДН за 20 днів липня збільшився на 26,38%, пропозиція виросла на 17,3%, попит на 14,37%.

"Можу припустити, що це пов'язано з поступовим відновленням економіки, що до того ж співпало з літньої спекою, коли зросло використання кондиціонерів, відбулось збільшення потужностей холодильників на складах, в торгцентрах", – каже Омельченко.

Навіть якщо електроенергія імпортується в години найвигідніших цін на європейському ринку, в Україні вона продається по ціні ринку

Експерт зазначає, що навіть якщо електроенергія імпортується в години найвигідніших цін на європейському ринку, в Україні вона продається по ціні ринку.

"При значному дефіциті (що спостерігається в Україні в години пікового споживання, – УЕ) і є основним рушієм імпорту, ціна визначається не виробником, а споживачем. Споживач згоден купувати електроенергію по ціні ринку в Україні. У пікові години у нас виникає суттєвий дефіцит і між промисловими споживачами починається серйозне змагання за електроенергію", – каже Омельченко.

Зміни ринкової ціни впливають поки що тільки на великих промислових споживачів, в інтересах яких переважно і здійснюється комерційний імпорт електроенергії. Для населення України події на оптовому ринку лишаються непомітними, оскільки побутовий споживач захищений механізмом PSO, завдяки якому з червня платить за спожиту е/е 2,64 грн/кВт-год.

"В Україні є коло промислових споживачів, собівартість яких найбільше чутлива до ціни електроенергії. Це виробники феросплавів, металургічні комбінати, титано-магнієва, хімічна (мінеральна добрива) промисловість. Вони і є споживачами імпортної електроенергії", – зазначає Харченко.

 

Скільки будемо імпортувати взимку і по якій ціні

 

За словами експертів, потреба в імпорті електроенергії на внутрішньому ринку України виникла через значні ушкодження, яких зазнала українська енергетична система внаслідок цілеспрямованих ударів по ній з боку рф. До війни українська генерація могла виробляти більше е/е, ніж споживав внутрішній ринок і перетини з європейськими державами розглядались більше для експорту.

"Наразі спостерігаємо зростання об’ємів імпорту електроенергії через суто фізичну потребу – на жаль, українська генерація не може покривати потребу в повній мірі і в окремі години виникає певний дефіцит. Він виникає в енергосистемі в певні години – переважно в години пік, як через пошкодження, яких зазнала генерація, так і по причині проведення ремонтної кампанії, на час якої зупинилась низка блоків теплової і атомної генерації. Це абсолютно необхідно для мінімізації наслідків пошкоджень і підготовки до опалювального сезону", – каже Харченко.

Об’єми імпорту електроенергії зростають через те, що українська генерація не може покривати потребу в повній мірі і в окремі години виникає певний дефіцит

Імпорт, завдяки якому мінімізуються наслідки дефіциту, і можливості його збільшити восени-взимку залежатиме від двох факторів: ціни і технологічних можливостей.

"Збільшення price cap, звісно, покращило економічні можливості для імпорту. Проте, навіть підвищені граничні ціни не завжди дозволяють імпортувати, оскільки в окремі періоди ціни на сусідніх ринках є вищими за прайс-кепи в Україні", – каже Серебренніков.

До того ж, за його словами, після літа на європейських ринках очікується ще більше зростання ціни.

"Найбільш ймовірно цей тренд буде загальним і стосуватиметься також інших країн Східної Європи, з яких Україна може імпортувати е/е, зокрема, Словаччини. Враховуючи цей фактор, восени Регулятор може стикнутися з необхідністю знову підвищити price cap аби забезпечити ціновий паритет та економічну можливість для імпорт е/е, що буде необхідний для збалансування енергосистеми та надійності електропостачання секторів економіки", – прогнозує старший аналітик Dixi Group.

"Цілком ймовірно, що НКРЕКП може переглянути верхній запобіжник в бік збільшення, наприклад, підняти його до 8,5 тис. грн чи вище. Чому? Бо взимку може виникнути ситуація, коли буде потрібно імпортувати електроенергію, а це буде неможливо, оскільки ціна в Європі буде більше ніж в Україні. І все одно це буде все ще дешевше за ціну електроенергії, яка виробляється генераторами", – погоджується Омельченко.

 

Варіант без обмежень

 

На думку експертів, регулятор також міг би зробити і революційний крок – взагалі відмінити цінові обмеження. Варто нагадати, що в червні комісія була буквально в одному кроці від такого рішення. Проте в останній момент на це не наважилась і запровадила діючі цінові обмеження.

"Я вважаю, що принаймні верхній price cap ми могли б вже відмінити, тому що навіть якщо ціна і підскочить, вона все одно буде унормована попитом. Та і виробникам електроенергії не буде вигідно продавати менші обсяги зате по великій ціні. Буде по аналогії з паливним ринком – допоки діяли граничні ціни, був дефіцит. Як тільки їх відмінили все збалансувалось – і ціни і співвідношення попит/пропозиція", – говорить Омельченко.

Принаймні верхній price cap ми могли б вже відмінити, тому що навіть якщо ціна і підскочить, вона все одно буде унормована попитом

Експерт нагадав, що Енергетичне Співтовариство рекомендує Україні впровадити регламент Європейського Союзу щодо price cap. У відповідності до нього встановлені обмеження не мають здійснювати вплив на ринок.

"Оскільки price cap встановлювались на низькому рівні, все відбувалось навпаки. І у нас не тільки конкуренція формує ціну – але формує ціну, але і цінові обмеження. За європейською методологією ціну має формувати тільки ринок, а price cap лишається адміністративним ресурсом", – каже Омельченко.

Він зазначає, що у ЄС регулюється тільки верхній запобіжник, який встановлено на рівні 3-4 тис євро. Такий рівень ціни практично ніколи не досягається, таким чином це досить умовний інструмент". До речі, на відміну від України, нижня межа в ЄС взагалі не регулюється тому в години профіциту ціна може падати до нуля чи навіть до від’ємних значень.

"Ми не можемо такого допустити, бо в такому разі виникнуть проблеми через діюче податкове законодавство і вимоги бухгалтерського обліку. Це вимагає додаткових змін", – вказав Омельченко.

Нижня межа в ЄС взагалі не регулюється тому в години профіциту ціна може падати до нуля чи навіть до від’ємних значень

"Особисто я був і лишаюсь прибічником повної відміни price cap. Я не кажу, що ризики їх відміни відсутні, вони є і вимагають від регулятора важкої роботи по збалансуванню ринку регуляторними засобами, але не ціновими обмеженнями. Якщо у вас змова постачальників і продавців – застосовуйте штрафи, вводьте зовнішнє управління. Антимонопольний комітет може застосовувати широку палітру інструментів. Підвищення цін для особливо чуттєвих споживачів може бути компенсовано адресними субсидіями, як це відбувається на європейському ринку", – додає Харченко.

Він відзначив, що якби price cap були відмінені, виробники "зеленої" енергії вже давно б відмовились від послуг Держпідприємства "Гарантований покупець", а більшість – від "зеленого" тарифу, який і так виплачується доволі нерегулярно. Їм було б вигідно продавати електроенергію за ринковою ціною. Ще одним позитивним наслідком відміни price cap могло б бути збільшення числа трейдерів, зацікавлених працювати у напрямку і відповідно зростання конкуренції.

"У напрямку імпорту в Україні працюють лічені трейдери, тоді як в Європі – десятки компаній. Так відбувається саме через те, що українських ринок затиснутий price cap і тією спотвореною моделлю, яке через це існує. Наш ринок прогнозований і на ньому не має можливостей грати на різниці ціни в певні години. Така ситуація для розвитку напрямку не є позитивною – до нас ніхто не хоче приходити, оскільки можна працювати на європейському ринку", – говорить Харченко.

Водночас, експерти підкреслили, що до такого кроку, як відміна price cap слід підходити дуже виважено і ґрунтовно. Потрібно вдосконалити систему регулювання з боку НКРЕКП, покращити програмні продукти, унеможливити маніпуляції ринком і ціною.

 

Вплив технічних обмежень мінімальний

 

Що стосується технічних можливостей для імпорту: наприкінці червня ENTSO-E збільшила обсяги пропускної спроможності міждержавних інтерконекторів для імпорту е/е в Україну та Молдову з 1050 до 1200 МВт. При цьому використовується лише половина цих потужностей.

"У липні максимальна фактична величина сумарного імпорту е/е в Україну була на рівні 660 МВт (це сталося 16 липня впродовж 12:00-16:00). В інші дні липня імпорт був помітно меншим. Отже, поки що найвищий рівень використання максимально дозволеної величини імпорту Україною становив трохи більше половини, 55%", – повідомив старший аналітик DiXi Group.

Впродовж квітня-липня 2023 року е/е переважно імпортувалася із Словаччини, на другому місці – Молдова. Також 16 липня перший раз відбувся імпорт з Польщі по новій міждержавній лінії Хмельницька АЕС – Жешув, яка була запущена в роботу у травні.

У липні максимальна фактична величина сумарного імпорту е/е в Україну була на рівні 660 МВт

"Імпорт з Польщі поки є мінімальним. Він відбувся єдиний раз – 16 липня впродовж 19:00-23:00 рівним графіком 200 МВт. Таким чином, всього було імпортовано в Україну 800 МВт-год. Низький імпорт з Польщі пояснюється тим, що ціни у Польщі є одними з найвищих серед країн Східної Європи і переважно перевищують українські. Звісно, цінова кон’юнктура ринків е/е є волатильною і змінюється кожної години. Разом з тим, загалом, впродовж 1-17 липня польський добовий індекс Base РДН перевищував український на 10-87%, окрім 2 та 3 липня, коли він був нижчим, відповідно, на 38% та 8%", – повідомив Серебренніков.

Тож для розширення географії і відповідно можливостей імпорту потрібні серйозні регуляторні зміни. Зокрема, необхідно запровадити двосторонні аукціони з розподілу пропускної спроможності за участю оператора системи передачі електроенергії України, а саме "Укренерго" і країн-контрагентів. Також долучитись до європейської аукціонної платформи JAO, де проводить аукціони більшість операторів системи передачі сусідніх країн. Для цього необхідно внесення змін в українське законодавство. І це також домашнє завдання для регулятора.

Альона Манжело, спеціально для "Української енергетики"