Оптовий ринок електроенергії потребує технічних та інституційних удосконалень - USAID
Оптовий ринок електричної енергії працює в "безпечному режимі", який повинен тривати до завершення основних технічних та інституційних удосконалень, - Шукру Богут, старший радник з питань енергетики USAID Україна
З 1 липня 2019 року в Україні змінилась модель роботи оптового ринку електроенергії. Запуску ринку передувала тривала дискусія та поради відкласти впровадження ринку. Відтермінувати ринок фактично мав повноваження лише парламент, який не встиг цього зробити через розгляд поправок до Виборчого кодексу.
В результаті, ринок запустили в "безпечному" режимі. "Українська енергетика" попросила Шукру Богута, старшого радника з питань енергетики USAID Україна, оцінити старт нового ринку електроенергії та вказати шляхи переходу до дійсно конкурентної моделі ринку.
- Першого липня відбулось відкриття оптового ринку електричної енергії. Наскільки відрізняється нова модель від попередньої?
Два місяці оптовий ринок електроенергії в Україні працює за новими правилами відповідно Закону про ринок електроенергії, прийнятого ВРУ у 2017 р. на виконання вимог третього енергетичного пакету ЄС. Попередня модель оптового ринку електроенергії України (ОРЕ) будувалася за принципом «єдиного покупця» в оптовому сегменті, через ДП «Енергоринок». У цій моделі всі виробники та постачальники укладали з ДП «Енергоринок» договори на придбання та продаж електроенергії, в яких «Енергоринок» виконував функції оптового постачальника електроенергії.
Виходячи з прогнозного балансу електроенергії Міненерговугілля, НКРЕКП затвердила тарифи на постачання електроенергії для виробників, а також прогноз оптової ринкової ціни на електроенергію. Таким чином, виробники відпускали електроенергію, вироблену ДП «Енергоринок» за тарифами, встановленими НКРЕКП. Відповідно, ціни регулювались як в оптовому, так і в роздрібному сегментах за допомогою рішень НКРЕКП за погодженням з учасниками ринку.
Згідно з правилами оптового ринку, оптова ринкова ціна (ОРЦ) електроенергії визначалася як середньозважена ціна придбання електроенергії у всіх виробників, що продають електроенергію на ОРЕ, з урахуванням тарифу на передачу, вартості операцій на ринку та додаткових витрат (таких як компенсації за теплоелектроцентралі (ТЕЦ) та для певних категорій споживачів, включаючи домогосподарства) тощо.
- Яким чином забезпечувалась конкурентна модель ринку електричної енергії? Які основні складові?
Відповідно до Закону про ринок електроенергії (Закон), метою якого є виконання вимог третього енергетичного пакету ЄС, було здійснено двоетапний процес реформування: (1) Відкриття роздрібного ринку (з 1 січня 2019 р.) шляхом анбандлінгу інтегрованої дистрибуції і компаній-постачальників (тобто Обленерго), а також введення Постачальника останньої надії (ПОН), та (2) Відкриття оптового ринку (з 1 липня 2019 р.) шляхом запровадження організованих сегментів торгівлі (тобто ринку на добу наперед, внутрішньодобового ринку, балансуючого ринку та ринку допоміжних послуг). Нова модель ринку електроенергії представлена нижче:
Правила проведення аукціонів для державної генерації (а саме електронні аукціони, як зазначено в законі) були встановлені Кабінетом Міністрів (КМУ). Українська енергетична біржа (УЕБ) була тимчасово призначена організатором аукціонів на три місяці до обрання постійного торгівельного майданчику через тендерний процес, який повинен бути завершений до 1 жовтня 2019 року.
Постачальники універсальних послуг (ПУПи), які були створені в результаті анбандлінгу Обленерго, забезпечують електроенергією побутових споживачів та непобутових споживачів потужністю менше 50 кВт за тарифами, регульованими НКРЕКП. Крім того, протягом 2-річного тимчасового періоду, починаючи з відкриття роздрібного ринку, ПУПи будуть постачати електроенергію за регульованими тарифами бюджетним підприємствам та споживачам потужністю менше 150 кВт.
Відповідно, конкурентні постачальники обслуговують всіх інших споживачів на ринку. Тарифи на електроенергію для споживачів електроенергії, окрім непобутових споживачів, відшкодовують витрати. Для побутових споживачів КМУ запровадив механізм спеціальних обов’язків (ПСО) відповідно до Закону про ринок електроенергії 2017 року, і це дозволило тарифам для побутових споживачів залишитися незмінними після відкриття оптового ринку 1 липня.
Відповідно, державне підприємство «Гарантований покупець», що відповідає за портфель генерації ВДЕ за «зеленим» тарифом згідно із Законом, отримало завдання забезпечити недорогу електроенергію для ПУП, щоб забезпечити компенсацію споживання побутовими споживачами. Цей механізм докладно описаний нижче.
- Відкриття ринку критикували і продовжують це робити різні організації. Зокрема, приводом для цього стали ціни для промислових споживачів. Як ви оцінюєте ситуацію з цінами загалом для споживачів, в т.ч. побутових?
Побутові споживачі не побачили зростання цін на електроенергію завдяки ПСО, колинедорога електроенергія виділяється постачальникам універсальних послуг (ПУП), які обслуговують побутових споживачів. У поточній версії ПСО передбачено, що Гарантований покупець (ГП) купує до 75% генерації «Енергоатома» і до 20% генерації «Укргідро» через електронні аукціони з ціновими обмеженнями (відповідно 567 грн/МВт⋅год та 674 грн/МВт⋅год). ГП продає електроенергію ПУПу за цінами, що є достатньо низькими, щоб тарифи для побутових споживачів залишалися такими ж, як вони були до відкриття ОРЕ.
Поточна постанова про ПСО передбачає, що оператори мережі (тобто, ОСП та оператори систем розподілу – ОСР) купують до 15% генерації «Енергоатома» безпосередньо на електронних аукціонах з тими ж ціновими обмеженнями, щоб покрити 80% своїх технічних втрат недорогою електроенергією.
До відкриття ОРЕ в Україні 1 липня 2019 року регульована оптова ціна електроенергії включала компенсацію за відновлювані джерела енергії (ВДЕ). Після запуску ОРЕ, відповідно до Закону про ринок електроенергії, зі змінами, внесеними Законом про аукціони, тарифи на передачу, що застосовуються до всіх споживачів, тепер включають витрати на ВДЕ. Ринок на добу наперед (РДН) визначає індикативну ціну оптового ринку.
Отже, механізм підтримки ВДЕ працює таким чином. Гарантований покупець (ГП) купує всю електроенергію, вироблену з ВДЕ за «зеленим» тарифом, продає цю генерацію на РДН та одержує доходи, хоча й менші, ніж витрати у зв’язку з платежами за «зеленим» тарифом.
Оскільки «зелений» тариф вище, ніж ціни РДН, ГП повинен оплатити різницю через спеціальний збір у тарифі на передачу, який стягується оператором системи передачі (ОСП). Ця схема призвела до значного зростання цін для деяких груп споживачів, особливо великих промислових споживачів, підключених до мережі ОСП.
Зараз ОРЕ працює в "безпечному режимі", який повинен тривати до завершення основних технічних та інституційних удосконалень. Концепція безпечного режиму була запропонована USAID Проектом Енергетичної Безпеки (ESP) та базується на комплексній фінансовій моделі. Мета безпечного режиму – сприяння відкриттю оптового ринку, з одночасним уникнення можливих технічних та фінансових збоїв.
Наприклад, безпечний режим врегульовує питання високої концентрації ринку в сегменті виробництва електроенергії, неготовності системи комерційного обліку та учасників ринку, впливу відкриття ринку на ціни для споживачів тощо. Коротко кажучи, він складається з ряду компонентів, запроваджених органами прийняття рішень:
- Створення централізованого ринку двосторонніх договорів (РДД) для впровадження електронних аукціонів;
- Спеціальні електронні аукціони державних виробників електроенергії для впровадження механізму ПСО з метою збереження тарифів для побутових споживачів без змін (прийнята КМУ Постанова про ПСО призначила Гарантованого покупця виконувати цю функцію та купувати недорогу електроенергію від державних виробників атомної та гідро-енергії для продажу ПУПам для споживання домогосподарств. Слід зазначити, що пропозиція щодо безпечного режиму передбачала проведення спеціальних аукціонів, але не передбачала створення нового механізму одного покупця);
- Введення цінових обмежень для торгів на ринку на добу наперед, внутрішньодобовому ринку та балансуючому ринку електроенергії як гарантії для уникнення різкого зростання оптових цін через високу ринкову концентрацію та відсутність ринкового досвіду учасників;
- Продовження надання допоміжних послуг виробниками електроенергії до моменту їхньої сертифікації відповідно до правил;
- Зміна періоду розрахунків на балансуючому ринку з щоденних на щомісячні через ненадійні дані обліку (НКРЕКП частково реалізувала цю пропозицію та змінила розрахунковий період на 10-денний, враховуючи деякі обмеження ІТ).
Починаючи з відкриття ринку, ESP щодня проводить моніторинг оптового ринку та оцінює його результати разом з аналізом впливу на оптовий сегмент та кінцевих споживачів. Після цьогоаналіз та рекомендації щодо вирішення питань передаються органам прийняття рішень, а також місцевим та міжнародним зацікавленим сторонам.
Хорошим прикладом цього є усунення наслідків цінового впливу на споживачів та недостатності коштів для Гарантованого покупця з метою виплати виробникам ВДЕ за чинною схемою «зеленого» тарифу. У цьому контексті фінансова модель була вдосконалена для імітації проникнення ВДЕ, ПСО, мережевих тарифів, а також сценаріїв розбивки виробництва та споживання до 2030 року разом із ціновим впливом на всі групи споживачів.
В результаті ESP запропонував пом'якшувальні заходи для зменшення цінового впливу на споживачів та запропонував плавний перехід до несубсидованих цін для побутових споживачів шляхом консультацій з органами прийняття рішень. З іншого боку, за результатами оцінки першого місяця роботи оптового ринку USAID ESP також розробляє зміни до правил ринку та формування ціни у координації з НКРЕКП, ОСП та Оператором ринку.
