Реформа енергоринку: як великому споживачу уникнути збитків. Алгоритм дій

Як буде влаштований новий оптовий ринок електроенергії та на чому слід акцентувати увагу крупному споживачеві, щоб не зазнати збитків

ДЖЕРЕЛО: mind

З середини 2019 року в Україні почне роботу новий реформований ринок електроенергії. Для великих (передусім промислових) споживачів він буде являти собою, за великим рахунком, біржу. І як на будь-якій біржі, на ній можна буде або отримати додатковий прибуток, або ж зазнати збитків.

Що потрібно знати великим споживачам, аби залишатися «в плюсі»? Відповідь на це питання спробували дати трейдери енергетичної компанії ДТЕК, які провели серію спеціальних тренінгів цієї осені.

Сегменти ринку

Відповідно до закону «Про ринок електричної енергії в Україні», з 1 липня 2019 року в країні почне працювати новий конкурентний енергоринок.

Коротенько нагадаємо: нинішня модель єдиного оптового покупця електрики, функції якого виконує ДП «Енергоринок», буде ліквідована. Замість неї з'явиться модель прямих двосторонніх договорів між виробниками і постачальниками або споживачами електроенергії, а також такі сегменти конкурентного ринку, як ринок «на добу вперед», внутрішньодобовий ринок, балансуючий ринок та ринок допоміжних послуг.

Різні сегменти ринку диференціюються в основному залежно від термінів поставок електроенергії.

Як свідчить практика роботи європейських енергоринків, чим коротше термін поставки, тим ширший діапазон цінових коливань. Найдорожчу електроенергію продають зазвичай на балансуючому ринку. І навпаки, менш волатильні ціни на нерегульованому ринку двосторонніх договорів, де термін поставки часто від року і більше.

Наприклад, у 2017 році на енергоринку Угорщини середня ціна мегават-години за двосторонніми контрактами на рік вперед становила 38 євро, на місяць вперед – 48, на ринку «на добу вперед» – 52 і на балансуючому ринку – 76 євро за 1 МВт*год.

Реорганізація

Всі п'ять сегментів ринку будуть створені на базі нинішніх підприємств НЕК «Укренерго» та ДП «Енергоринок» після їх реорганізації та розподілу. Зокрема, «Укренерго» перетвориться на оператора системи передачі електроенергії (ОСП), який також виконуватиме функції адміністратора комерційного обліку і адміністратора системи розрахунків.

Зі складу ДП «Енергоринок», у свою чергу, будуть виділені оператор ринку «на добу вперед» і внутрішньодобового ринку, а також гарантований покупець, який в обов'язковому порядку купуватиме всю електроенергію відновлюваних джерел (ВДЕ) та реконструйованих ТЕЦ. Сам «Енергоринок» продовжить своє існування до повного врегулювання боргів сьогоднішнього оптового ринку, загальний розмір яких становить близько 30 млрд грн.

Таким чином, функціонування майбутніх чотирьох сегментів оптового ринку забезпечуватимуть дві державні компанії в особі оператора ринку і оператора системи передачі (або, як його в Україні неофіційно називають, системного оператора). Подібна організаційна модель національних конкурентних енергоринків є загальноприйнятою в країнах ЄС.

Ринок двосторонніх договорів

На цьому ринку його учасники в особі виробників, постачальників і великих споживачів купують і продають електроенергію на вільних умовах, домовляючись між собою щодо обсягів купівлі-продажу, термінів поставки і ціни.

Умови двосторонніх договорів – це предмет домовленості двох сторін, у тому числі з фіксацією ціни електрики на довгостроковий період.

Виробник і споживач, після підписання контракту, повинні тільки відправляти погодинні графіки поставок оператору системи передачі на кожен відповідний день.

НКРЕКП не має повноважень втручатися в ціноутворення і взаємини учасників ринку двосторонніх договорів.

Виняток можуть становити тільки державні НАЕК «Енергоатом» і ПрАТ «Укргідроенерго», участь яких в ринку двосторонніх договорів може регулюватися і обмежуватися окремими правилами.

Двосторонні контракти є довгостроковими і укладаються між учасниками, як правило, на термін від одного місяця до одного року. При цьому волатильність цін за договорами теж безпосередньо залежить від терміну поставки – чим він коротший, тим волатильність вище, і навпаки.

У середньому історична волатильність в країнах ЄС при укладанні двосторонніх договорів на поставку електроенергії терміном на рік становить до 10%, на квартал – до 25%, на місяць – до 50–60%. Для порівняння: на ринку «на добу вперед» цей показник досягає 80%.

До переваг довгострокових контрактів як для виробників, так і для постачальників і споживачів, можна віднести наступні:

• зниження ризиків від цінових коливань на електроенергію;
• точне планування доходів і витрат;
• точне прогнозування рівня собівартості продукції.

Зазвичай у країнах ЄС генеруючі компанії та великі промислові споживачі продають або купують за двосторонніми контрактами до 80% електроенергії.

«На добу вперед» і внутрішньодобовий ринок

Це організовані сегменти ринку, на яких визначається єдина ціна для споживача і продавця електроенергії на наступну добу (окремо на кожну годину) за принципом маржинального ціноутворення. Крім того, на внутрішньодобових торгах відбувається купівля-продаж електроенергії, найбільш близька до моменту поставки.

Власне кажучи, прообраз цієї моделі й сьогодні успішно працює на українському енергоринку. Зокрема, постачальники електроенергії купують її у ДП «Енергоринок» погодинним графіком на добу вперед. Різниця лише в тому, що якщо зараз ціни на продукцію генкомпаній встановлюються або регулюються НКРЕКП, то з 1 липня 2019 року діятиме виключно ринковий принцип ціноутворення.

Ціна на ринку «на добу вперед» розраховується одночасно для кожної години доби по всім заявкам і пропозиціям.

Принцип ціноутворення простий: по кожній годині доби формуються криві попиту і пропозиції. Перетин цих кривих визначає рівноважну ціну – єдину ціну закриття для всіх, за якою у цю конкретну годину продаватиметься електрика.

Джерело: ДТЕК

Такий самий принцип ціноутворення зараз діє на українському оптовому ринку для теплових генкомпаній – єдина ціна для всіх визначається за кінцевим замикаючим енергоблоком, який пройшов конкурентний відбір. В Україні її ще називають ціною відсікання.

У цьому сегменті ринку його учасники вже не торгують електроенергією безпосередньо. Уся електрику купується і продається виключно через оператора ринку, який є центральним контрагентом по всіх угодах купівлі-продажу.

Основні ризики для великих споживачів під час роботи на ринку «на добу вперед»:

• складність планування витрат і прибутковості на довгостроковий період;
• існує ймовірність незадоволення заявки на покупку електроенергії – відповідно останнім ринком, де можна буде купити електроенергію, буде балансуючий ринок. Внутрішньодобовий рідко володіє достатньою ліквідністю;
• можливі сценарії роботи в збиток в періоди високих цін.

Балансуючий ринок

У цьому сегменті відбувається торгівля так званими небалансами. На балансуючий ринок виходять ті його учасники, у яких або виник дефіцит електроенергії, або з'явилися її надлишки. Попит на дефіцитну електрику, за командою оператора системи передачі, покривають виробники, а також споживачі з керованим навантаженням на платній основі.

Потреба в балансуванні попиту і пропозиції виникає внаслідок неможливості точного, 100-процентного, прогнозування виробництва і споживання струму. По-перше, допускають помилки в прогнозуванні добового графіка енергоспоживання споживачі та постачальники. По-друге, непередбачувані ситуації можуть виникати у виробників, коли вони не в змозі забезпечити законтрактовані обсяги поставки електрики.

Ціна електроенергії на балансуючому ринку, як правило, завжди вище, ніж «на добу вперед», а сам ринок характеризується періодично виникаючими різкими ціновими сплесками. Наприклад, у грудні 2017 року в Польщі при середній ціні небалансу 171 злотих за 1 МВт*год максимальна ціна небалансу складала 1500 злотих, перевищивши середній рівень на 777%.

Висновок з цієї історії простий: на балансуючому ринку, без крайньої на те потреби, електроенергію краще не купувати.

Ринок допоміжних послуг

На цьому ринку можуть надаватися послуги з:

• регулювання частоти і активної потужності, підтримки потужності та енергії в об'єднаній енергосистемі (ОЕС) України;
• підтримки параметрів надійності та якості електроенергії в ОЕС України, а саме: послуги регулювання напруги та реактивної потужності та послуги з відновлення енергосистеми після системних аварій.

Найуніверсальнішим учасником, який може забезпечувати поставки електроенергії по всіх сегментах енергоринку, а також надавати повний спектр допоміжних послуг, є ПрАТ «Укргідроенерго». Перші три гідроагрегати Дністровської ГАЕС цієї компанії загальною потужністю 1 ГВт можуть бути запущені в роботу протягом 2–3 хвилин, що істотно знижує ризики системної аварії в ОЕС.

Як діяти споживачеві на конкурентному ринку

Перше. Тим великим споживачам, які мають намір купувати електроенергію безпосередньо на ринку, минаючи посередників, слід у першу чергу навчитися максимально точно прораховувати графіки свого енергоспоживання. В іншому випадку їм доведеться, рано чи пізно, докуповувати електрику на балансуючому ринку за найвищими цінами.

У країнах ЄС багато великих споживачі використовують спеціальні програми, які дозволяють спрогнозувати графіки своїх навантажень до 0,5%.

Друге. На майбутньому ринку у виграші опиняться ті споживачі, які зможуть варіювати своє виробничє навантаження, а значить, використовувати гнучкі графіки енергоспоживання. Ліквідувати дефіцит електроенергії в мережі можна двома способами: завантажувати додаткові генеруючі потужності або знижувати енергоспоживання. У цьому випадку ті споживачі, які зможуть зменшувати своє навантаження без відчутних виробничих втрат, зароблятимуть додатковий дохід на ринку допоміжних послуг.

Третє. Слід скласти оптимальний портфель договорів з постачальниками з розбивкою за термінами поставок. Тобто спочатку законтрактувати базовий обсяг споживання терміном на півроку або рік. За нею йдуть місячні контракти з уточненими графіком енергоспоживання в короткостроковому періоді. І вже потім продавати надлишки або докуповувати дефіцит на ринку «на добу вперед», а також виходити на балансуючий ринок.

Під час одного з семінарів представники енергохолдингу ДТЕК запропонували покроковий алгоритм дій споживача при роботі в різних сегментах ринку. Коротенько він виглядає так:

• Прогноз річного споживання електроенергії з сезонною розбивкою.
• Визначення базового рівня споживання протягом доби.
• Висновок форвардного контракту з постачальником на базовий обсяг споживання (близько 80%).
• Більш точне визначення споживання за місяць до поставки.
• Визначення другої частини базового рівня споживання.
• Визначення відкритої позиції для покупки електроенергії, що залишилася, на ринку «на добу вперед» (РДВ) або на внутрішньодобовому ринку (ВДР).
• Продаж надлишків електрики на ринку РДВ або ВДР.
• Зіставлення фактичного обсягу споживання з законтрактованим.
• Формування платежів за небаланси.

Джерело: ДТЕК

Однак перш ніж пускатися у вільне плавання і ставати прямим учасником оптового ринку, споживачеві слід зважити, а чи варта гра свічок? Адже гра на енергоринку несе за собою додаткові адміністративні та фінансові витрати, а також ризики внаслідок прийняття неправильних рішень. Наприклад, великим інфраструктурним компаніям безпосередньо купувати електроенергію на оптовому ринку невигідно – для цього знадобиться обзавестися відповідними точками обліку в кожній області.

Чи не краще вибрати собі агрегованого професійного трейдера, якщо такий є на прикметі? Таке саме питання можна адресувати і всім іншим споживачам, кожен з яких має свої індивідуальні технологічні характеристики.