Що буде з тарифами на електроенергію та як субсидії гальмують розвиток ринку

Головна фінансова проблема, яка стоїть на заваді стабільному функціонуванню енергосистеми – це взаємна заборгованість між основними учасниками енергетичного ринку. 

Державний "Енергоатом", ключовий елемент цього процесу, почав повертати кошти у вересні 2023 року. Але на кінець року все одно залишається борг у 17 млрд грн. 

Це провокує ефект доміно: "Укренерго" винен іншим учасникам ринку 50 млрд грн, борги перед "Укренерго" складають близько 60 млрд грн, а поточна заборгованість "Укренерго" перед ДП "Гарантований покупець" щодо "зеленої" генерації складає 31,8 млрд грн. 

Також, станом на зараз борг ДП "Гарантований покупець" перед постачальниками універсальних послуг (далі – ПУП) складає 20 млрд грн. 

Чому підвищуються тарифи?

9 грудня 2023 року Національний регулятор НКРЕКП затвердив тарифи "Укренерго" на послуги з передачі електроенергії на рівні 528,57 грн/МВт-год (для підприємств "зеленої" металургії – 364,7 грн/МВт-год) та диспетчерського управління на рівні 104,57 грн/МВт-год. 

Таким чином, тариф на передачу виріс на 8,9%, а на диспетчеризацію – на 9,4% у порівнянні з другим півріччям 2023 року. Підвищення тарифів – неприємна для споживачів тенденція, яка, проте, має свої об'єктивні причини.

Вищі прайс-кепи необхідні та поступово з'являються через проведення market coupling (повної синхронізації) з ринком ЄС – тим більше, що 2023 року Україна нарешті виконала ключові технічні вимоги, необхідні для забезпечення постійного з’єднання з енергосистемою континентальної Європи. 

З 1 січня 2024 року "Укренерго" став 40-м членом "Європейської мережі операторів систем передачі електроенергії" (ENTSO-E). По суті, відбулася формалізація взаємодії, яка склалася за час повномасштабного вторгнення. І пліч-о-пліч з очевидними плюсами йдуть додаткові обов'язки та обмеження.

Оскільки наразі енергетичний ринок України фактично інтегрований в європейський, наше ціноутворення напряму залежить від сусідніх країн – Румунії, Угорщини, Словаччини та Польщі. 

Сьогодні ціна на енергію в Україні цілком відповідає середньоєвропейській. Скажімо, у січні 2024 середня ціна електроенергії періоду BASE на РДН в Україні становила 3 370,30 грн/МВт*год. Порівнюємо з європейськими сусідами: Румунія – 3616 грн/МВт*год, Словаччина – 3482 грн/МВт*год, Угорщина – 3564 грн/МВт*год.

Попри те, що ми налагодили імпортний паритет, висока волатильність ринку ЄС та пов'язана з війною нестабільність внутрішнього ринку спричиняють незбалансованість енергосистеми, яка також негативно впливає на ціни для кінцевого споживача. 

На жаль, в державі ще не з'явився стейкхолдер, який взявся б за розв'язання проблеми й привів ринок до більш сталого ціноутворення. Насамперед для цього потрібно встановити середньострокові (3-6 місяців) та довгострокові (12 місяців) бенчмарки та конкретизувати умови ціноутворення та постачання. Адже зараз маємо ситуацію, за якої весь ринок залежить від одного сегменту РДН. 

Як справи у "зеленої" енергетики?

Синхронізація з енергосистемою ЄС є хорошим економічним стимулом для розвитку ВДЕ, адже від частки "брудної" генерації в енергобалансі країни залежатиме рівень мит, якими оподатковуватиметься експорт електроенергії до Європи. Проте експорт – це про майбутнє, а що ж відбувається зараз?

Заради справедливості слід зазначити, що підвищення граничних цін з 1 липня 2023 року та можливість виходити із балансуючої групи ДП "Гарантований покупець" ознаменували помітне послаблення адміністративного тиску на ринок та зокрема дозволили компаніям вітрової енергетики переорієнтуватися на ринкову конкуренцію, базуючись на власній торговельній стратегії, та отримувати доходи, які можна порівняти з розміром "зеленого" тарифу. 

Цей сектор є більш резистентним до відсутності "зеленого" тарифу та на практичних кейсах довів, що відновлена генерація може існувати та зростати навіть за його відсутності. 

І якщо ВЕС вже можуть самостійно працювати на ринку без "зеленого" тарифу та отримувати суттєві прибутки, то становище СЕС залишається дещо складнішим через ручне регулювання ринку та прайс-кепи. 

Склалась ситуація, коли пікові та денні зони значно дешевші за нічний графік, коли працюють ВЕС та інші генерації. 

Однак тут теж є позитивні приклади, коли ринкові ціни можуть бути трохи нижчими від фіксованого тарифу, але компанії принаймні отримують "живі" гроші вчасно. Своєю чергою, рівень розрахунків ДП "Гарантований покупець" перед ВДЕ-генерацією за 2022 і 2023 роки залишається на рівні 50% та 75% відповідно.

Тому в майбутньому я вбачаю ще масовіший вихід компаній у секторі ВДЕ з-під "протекції" ДП "Гарантований покупець" у вільне плавання. У будь-якому разі, інвестори в зелену енергетику мають отримати гроші за вироблену електроенергію в повному обсязі, бо втрата довіри не дасть змогу державі отримати нові обсяги грошових вливань під час повоєнної відбудови.

Попри деякі проблеми, можна констатувати, що інвестиції у ВДЕ – шлях до виграшу. ETG давно працює у цьому напрямку, і вже у 2025 році наша компанія планує забезпечити 100% портфеля клієнтів МСБ зеленою генерацією. 

Щобільше, наразі ми близькі до реалізації унікального для вітчизняних трейдерів кейсу, коли енергія ВДЕ без підтримки "зеленого" тарифу буде постачатися безпосередньо на портфель клієнтів. 

Все це – завдяки нашим проєктам сонячних та вітрових електростанцій, які вже запущені або увійдіть в експлуатацію найближчим часом. Флагманом серед них виступає "Сонячне Місто" – СЕС загальною потужністю 55 МВт, розташована в місті Жовті Води Дніпропетровської області.

Чи потрібні нам ПСО? 

Ще однією проблемою ринку електроенергії в Україні залишаються так звані ПСО для населення і підприємств. Понад 100 тисяч споживачів МСБ залишаються на постачанні ПСО. Це 4,5 млрд кВт годин в рік. 

За нашим аналізом, 50% часу 2023 року фіксовані ціни ПСО для МСБ були вищими за ринкові. Відповідно в цей період споживачі переплачували енергозбутовим компаніям. 

Решту часу, другі 50% року, ціна була нижчою за ринкову. І, якщо порівняти тарифи, держава втрачає близько 2,3 млрд грн в рік на субсидії, які не мають ані економічної, ані практичної доцільності.

Також ускладнює ситуацію той факт, що на ринку постачання зібралося понад 5,5 тис. компаній, які використовують ПОН (Постачальник останньої надії), не завжди маючи право на це. А це додатково створює фінансове навантаження на державу. 

Очевидно, що в такій моделі зовсім не враховано інтереси незалежних постачальників, адже споживачів закріплюють за монополістами, які надають послуги за штучно заниженими тарифами.

Як не дивно, ці факти не стали на заваді планам із запровадження імпортного ПСО – коли задля забезпечення балансової надійності "Укренерго" буде зобов'язане субсидіювати імпортерів електроенергії власним коштом. 

Навіть поверхневе дослідження дозволяє зробити висновок, що механізм імпортного ПСО ще більше посилить боргову кризу. Крім того, нові фінансові зобов’язання "Укренерго" подадуть хибний сигнал міжнародним грантодавцям та кредиторам, які вважатимуть, що все налагодилося і зовнішня підтримка вже не потрібна. Що робити? 

Тут знову працює універсальна порада розширити прайс-кепи, що у порівнянні з обіцянкою субсидій стане набагато потужнішим стимулом для заходу імпортерів на наш ринок. 

Як наслідок, вітчизняні компанії зможуть перекривати частину споживання електроенергії завдяки імпорту й убезпечать себе від можливих відключень. До того, ПСО для населення також є сенс трансформувати – від забезпечення низької ціни багатим і бідним до надання грошових адресних субсидій винятково малозабезпеченим.

На боротьбу з такими недоліками ПСО, як маніпуляції та недобросовісна конкуренція, покликане і прийняття важливого для енергосектору Закону "Про внесення змін до деяких законів України щодо запобігання зловживанням на оптових енергетичних ринках" (так званий REMIT). Але щоб він запрацював на повну силу, нам потрібен незалежний від влади та політичних впливів Регулятор.

Взаємодія незалежних трейдерів і держави – не опція, а необхідність

Так склалося в нашій державі, що будь-яке ПСО призводить до непрозорих дій окремих гравців, і як наслідок – утворення заборгованості та неправомірних дій. Ринок постачання природного газу це показав, коли у 2020 році зменшена кількість ПСО сприяло збільшенню прозорості та ефективності ринку. 

Отже, держава може або далі гратися з ПСО, або нарешті переходити до справжніх реформ і робити ринок ринком. Нещодавнє підвищення тарифів і підготовка законодавчої бази свідчать радше про інший курс. Це означає, з одного боку, подальше зростання річних тарифів, а з іншого – більшу стабільність та адекватність енергосистеми й шанс позбутися завдяки цьому внутрішніх боргів.

Ринкові механізми вже не перший рік підтверджують на ринку енергоресурсів свою ефективність – як в економічній доцільності для споживача, прозорості ринку для нових гравців та інвесторів, так і відсутністю додаткових фінансових навантажень для держави.

На ринках електроенергії та газу все ще відсутні стейкхолдери, які б будували разом з державою стратегічні переваги на ринку. Ці переваги могли б реалізуватися в бенчмарках на довгострокових цінах, що забезпечить хеджування ризику для підприємців та споживачів від різких коливань цін, надасть додаткову фінансову стабільність для джерел генерації за рахунок прогнозу цін та збалансує фінансовий механізм між усіма суб’єктами ринку електроенергії та природного газу.