Новий енергоринок: які наслідки для пересічного споживача

Чого не вистачає для ефективної роботи нової системи продажу електроенергії

Запуск нового енергоринку в Україні виявив низку проблем із визначенням тарифів та незадоволенням усіх сторін від неефективної роботи системи. Так, за словами представника президента в уряді Андрія Геруса, дефіцит електроенергії на ринку на добу наперед складає 5–30%, на внутрішньодобовому ринку взагалі немає пропозиції електроенергії. З огляду на зменшення продажів атомної енергії, дефіцит зростатиме, а відтак вартість для споживачів також не стоятиме на місці.

Про те, яким чином забезпечити ефективну роботу нового ринку електроенергії та доступну ціну для споживачів, розповів Mind СЕО енергетичного провайдера ETG.UA Володимир Шведкий.

ДЖЕРЕЛО: MIND
 

Проект рішення про зменшення ціни на електроенергію (е/е) для підприємств мінімум на 10% буде підготовлений вже до кінця серпня 2019 року. Про це заявив представник президента України в Кабінеті міністрів Андрій Герус.

Крім того, представники Федерації роботодавців України заявили про складну ситуацію, в якій опинилися енерговитратні виробництва через зростання ціни на е/е на 25%, і висловили свої пропозиції для врегулювання ситуації.

Так що ж стало поштовхом до таких рішучих дій?

Про новий енергоринок

Новий енергоринок був запущений в Україні з 1 липня 2019 року. Відповідно до закону «Про ринок електроенергії», модель передбачає роботу чотирьох сегментів: ринку двосторонніх договорів, ринку «на добу вперед», внутрішньодобових і балансуючого ринків. Наразі з чотирьох ринків, які повинні бути запущені, нормально функціонує лише один – ринок «на добу вперед».

Саме собою введення нового енергоринку передбачає ринкове ціноутворення на е/е як товар. Тарифи для промислового споживача тепер складаються виходячи з попиту та пропозиції.

Чому так різко зросла ціна на електроенергію?

Основне подорожчання відбулося за рахунок виведення тарифів зі структури е/е як товару, який раніше поставлявся єдиним суб'єктом ринку ДП «Енергоринок», понад ціну. Відповідно, якщо ринок «на добу вперед» визначає ціну порядку 1,61 грн, то тарифи, які введені з 1 липня, є додатковим навантаженням до вартості електроенергії.

Перший, найспірніший тариф на сьогоднішній день – це 34 коп. за 1 кВт*год оператора системи передачі, який включає в себе:

• вартість попереднього тарифу (так званий за передачу) за обслуговування та передачу мереж – близько 7 коп. за 1 кВт*год;
• тариф за балансування, тому що оператор системи передачі НЕК «Укренерго» відповідає за балансування ринку і в нього виникають зобов'язання щодо викупу профіцитної е/е або покриття дефіцитів. І в цьому тарифі в тому числі передбачені кошти близько 5 коп. за 1 кВт*год на таку функцію;
• тариф на додаткові послуги (як системи комерційного обліку передачі);
• покриття балансу по «зеленій» енергетиці, яку теж повинен збирати оператор системи і потім фінансувати «Гарантованого покупця».

Спірним тариф вважається тому, що багато опцій зі списку вище не надаються, бо оператори системи комерційного обліку не запущені. Але тариф введений у дію.

Складнощі планування

Нова модель ринку передбачає під собою ринки, що балансують, коли фактичні свідчення не сходяться з заявленими. Ці відхилення в новій моделі ринку мають свою формулу ціноутворення. У найближчі дев'ять місяців – це до 15% зростання ціни. Після закінчення цього терміну таке зростання ціни може скласти до 300%. Тому однозначно, крім тарифу операторів системи передачі (ОСП), за фактом закриття місяця промисловість отримає ще додаткові витрати на покриття небалансів.

Погодні умови, ремонтні роботи, свята, форс-мажорні обставини – все це впливає на рівень споживання і може призвести до небалансу, що підприємствам тепер дорого коштуватиме.

Чому промисловість залишилася без атомної енергії?

Кабінет міністрів раніше обмежив вільний ринок 10% обсягу виробленої електроенергії ДП «Енергоатом». Наразі вироблення досягає 85 млрд кВт*год. Обсяги споживання промислового сектора – понад 51 млрд кВт*год. Яким чином трейдерам покривати різницю? Питання залишається відкритим.

На ринку промислових споживачів сьогодні спостерігається дефіцит дешевої атомної електроенергії. Замість неї споживач змушений купувати дорожчу енергію ТЕС.

На сьогоднішній день об'єднана енергосистема дійсно працює на межі з балансуванням: п'ять атомних блоків виведені з режиму роботи, тому говорити про зниження ціни на е/е для промислових споживачів тільки за рахунок ринкових механізмів не доводилося.

Якщо повернутися на два місяці тому, то, наприклад, теплова генерація продавала ДП «Енергоринок» свою е/е в середньому за ціною від 1,30 до 1,40 грн. Сьогодні ж ціна реалізації становить 1,60 грн. Питання: як ринок і промисловість країни можуть залишатися в собівартості виробленої продукції, якщо ми даємо додаткову маржу близько 20 коп. теплової генерації та решті генерації, яка продавала свою продукцію раніше за регульованою ціною?

Один з виходів, який бачимо ми, – це перенести сплату тарифу ОСП 34 коп. на генерацію і, можливо, до 10% збільшити верхній поріг ціни на ринку «на добу вперед». Це дозволить у загальній структурі знизити ціну приблизно на 10–15%. Все інше (знизити тарифи тощо) – це ручне регулювання, яке не призведе до нормальної роботи в умовах нової моделі ринку.

До слова, об'єктивна реальність полягає в тому, що не реформа погана, а система була не готова до нововведень. Для ефективної роботи нового енергоринку сьогодні не вистачає технічної бази, що працювала б, і програмних рішень, які, сподіваюся, скоро з'являться.