Скільки коштуватиме квиток у новий ринок.

25 лет назад Украина получила самостоятельную государственность, начала экономические реформы, в том числе в электроэнергетической отрасли. Был создан оптовый рынок электрической энергии, который, преодолевая инерцию административно-командной экономики, прошел период становления, выстоял среди разгула незаконных схем, массовых неплатежей и отключений и выстроил собственную нормативную базу. По его окрепших плечах украинское общество сегодня реализует мечту о «зеленой», экологически чистую энергетику, поскольку именно оптовый поставщик в настоящее время обеспечивает выполнение государственных гарантий развития альтернативной электроэнергетики в Украине.


Однако полная свобода ценообразования и конкурентные принципы свободного рынка (как в других отраслях) нецелесообразны в электроэнергетике, для которой характерно состояние естественной монополии при непосредственном участии государства. С целью дальнейшего реформирования рынка электроэнергии в направлении дерегулирования и рост уровня конкуренции и свободного ценообразования в октября 2013 года Законом Украины «Об основах функционирования рынка электрической энергии Украины» основана новая модель рынка электроэнергии, которая должна обеспечить поэтапное открытие рынка, рост уровня здоровой конкуренции и прозрачное формирование ценовых сигналов и, соответственно, инвестиционных приоритетов.


Организация любого электроэнергетического пространства, независимо от того, рыночные или плановые принципы положены в его основу, будет характеризоваться двумя основными отличиями от других отраслей: 1) одновременность производства и потребления электроэнергии, и в связи с этим необходимость диспетчеризации производства в режиме реального времени; 2) учет объема производства-потребления осуществляется не до, а во время и после использования электроэнергии (в рыночных условиях - после перехода права собственности). Все электростанции работают в зависимости от команд диспетчера, приспосабливает их работу в переменных ежеминутно потребностей потребления. До реформы отрасли царил плановый командно-административный подход к управлению мощностями электростанций, ценовые сигналы отсутствовали, электроэнергия не была товаром, а финансирование потребностей отрасли осуществлялось из общего котла республиканского бюджета, выручка же от потребителей электроэнергии другим потоком поступала в бюджет, но эти два потока ни были связаны. И первая реформа отрасли преодолела этот основной изъян - электроэнергия стала товаром, покупка ее от производителей и продажа потребителям (при посредничестве 25 областных энергоснабжающих компаний) была организована на так называемом оптовом рынке электрической энергии - благодаря этому в оперативное и стратегическое управление предприятиями отрасли пришли ценовые сигналы и конкуренция. Физические процессы производства передачи и потребления электроэнергии не изменились, но вся потребленная в течение суток электрическая энергия всеми потребителями Украины учитывалась как товар, купленный оптовым покупателем - государственным предприятием «Энергорынок», по разным (в зависимости от себестоимости производства) ценам от каждой из имеющихся электростанций отдельно и тотчас продавалась этим самым оптовым покупателем для поставки потребителям - но уже по средневзвешенной для Украины цене. С целью учета изменения объемов производства-потребления в течение суток цены на оптовом рынке определялись каждый час. Энергетика стала конкурентной отраслью, ценовые сигналы открывали зеленый свет производителям, которые имели высокую рентабельность производства, образовался пока частичный, обратный экономический связь между спросом и предложением.


Именно на усиление этой связи, открытие рынка для большего количества управляющих ценовых сигналов и, таким образом, ориентированности на инвестиционное развитие отрасли направлена ??нынешняя реформа. Ожидается появление немногих, но важных для управления системой новых ценовых сигналов, оформленных в отдельные рынки тех товаров и услуг, которые и теперь производятся и предоставляются в процессе производства-потребления каждой киловатт-часа, но до сих пор «ничего не стоили». Так, вместо одного оптового рынка предполагается поэтапное начало 4 отдельных рынков за подвидами товара: рынок двусторонних договоров; рынок вспомогательных услуг; рынок балансировки; рынок биржевой торговли «на день вперед» и «внутришньодобовий». Растет и количество участников рынка: если действующая модель включает таких участников, как 1) производители, 2) оптовый покупатель-продавец, 3) диспетчер (он же обслуживающий владелец магистральных сетей) и 4) областные поставщики (облэнерго), то после реформы из среды облэнерго выделяются местные передатчики электрической энергии, дополнительно образуется отдельное предприятие с магистральной и межгосударственной передачи электрической энергии, появляется класс трейдеров - перепродавцов-посредников. Производители представляют на рынке отдельные виды вспомогательных услуг и услуг по балансировке (компенсации неточных прогнозных заявок по объемам производства-потребления), а все участники имеют обязательную финансовую ответственность за вызванные ими небалансы (отклонение от диспетчерского графика). Становится товаром способность точно прогнозировать и оперативно управлять как производством, так и потреблением электроэнергии, открывается для конкурентной деятельности внешний рынок экспортно-импортных операций, частично конкурентная сейчас сфера обслуживания потребителей полностью открывается для конкуренции между независимыми поставщиками электроэнергии.


В перспективе действие новой модели должно обеспечить постепенную замену изношенного и неэффективного электроэнергетического оборудования новым конкурентоспособным. Потенциально возможный рост тарифов в новой модели, таким образом, связано с необходимостью строительства новых электроэнергетических мощностей, и учитывая мировые тенденции инвестиции, прежде всего, ожидаются в экологически чистые технологии (традиционная энергетика избавится приоритета). Но по некоторым позициям новая модель рынка подходит вплотную к опасному краю свободной конкуренции. Это касается тех сфер производства, где принципиально невозможно решать вопросы деятельности и развития с позиций чисто ценовой конкурентного преимущества, то есть в тех сферах, где решающими в принятии решений должны быть не ценовые, но другие сигналы - технологические («конкуренция» ТЭС, ГЭС, АЭС , ТЭЦ), социальные (ценовые льготы бытовым потребителям), экологические (участие в рынке ВИЭ) и др.


С целью создания благоприятного инвестиционного климата для новых, экологически чистых технологий преобразования энергий природы на электрическую энергию (что является приоритетом как мирового, так и украинского развития), необходимо уже на этапе разработки проекта внимательнее и тщательнее подойти к каждой нормы по ВИЭ, всех вариантов их работы на практике, последствий применения, избежать размытости и нечеткости формулировок, которые вызывают откровенное беспокойство.




В ходе обсуждения двух вновь законопроектов по реформированию рынка электроэнергии первоочередное внимание уделяется тем участкам, которые при переходе к новым механизмам конкурентного ценообразования избавляются защиты государственного регулирования (это отдельные производители, все бытовое потребление, некоторые важные потребители промышленного сектора). Новый рыночный механизм должен быть минимально рисковый и обеспечивать, кроме конкурентных ценовых сигналов, еще и паритетное равновесие, отсутствие возможных перекосов ценовой политики в отношении какой-то одной группы участников, каждая из которых имеет свои особенности и отдельную неповторимую необходимость для целостности ОЭС Украины (АЭС - базовый график , ГЭС - суточное и сезонное регулирование, ТЭС - маневренность, ТЭЦ - социальное служение поставщика тепла населенным пунктам, ВИЭ - экологическая перспектива). Кроме того, проблемными аспектами остаются низкие «социальные» цены для бытовых потребителей, риски неполных текущих платежей за потребленную электрическую энергию, а также уже накопленные миллиардные долговые обязательства (в том числе по АР Крым) и др.


Стоит ли вообще браться за реформу стратегической отрасли в такой сложный момент общественного развития, отягощенный войной, оккупацией территорий и грандиозным осложнением отношений между предприятиями, технологически, производственным циклом и экономически объединены в ЕЭС Украины, а политически и линией фронта категорически разобщены ? Стоит ли рисковать, меняя правила на ходу? Ответ даст время. Неоспоримо одно: необходимы максимальная осторожность, тестовый режим, постоянная обратная связь исполнителя реформ со всеми звеньями энергетического механизма, не помешает и консультационная помощь тех, кто такие реформы уже проводил. Действующий сегодня закон одни проблемы перехода решал только декларативно, другие же «не замечал» совсем.


Если говорить о только один из многочисленных проблемных аспектов запуска новой модели рынка - участия в нем производителей из возобновляемых источников энергии (ВИЭ), то основными назовем следующие вопросы: 1) механизм финансирования определенных законодательством государственных гарантий закупки в рыночных условиях произведенной ВИЭ электроэнергии за «зелеными »тарифам, это, скажем, базовый вопрос; 2) участие в балансирующем рынке ВИЭ, технологически является неподдающиеся эффективной диспетчеризации (это преимущественно ветровые, солнечные электростанции, объекты малой гидроэнергетики).


Решение базового (1) вопросу намечено и в действующем Законе Украины «Об основах функционирования рынка электрической энергии Украины» и в обоих новых законопроектах в близких инвариантах, предусматривающие возложение обязанности на какого из участников нового рынка (производителя, поставщика передатчика или иного гарантированного покупателя) покупать в ВИЭ по «зеленому» тарифу электрическую энергию. Компенсация разницы в тарифах возлагается или непосредственно на потребителей, или на кого-то из участников рынка (производители, передатчики), что в конечном итоге отражается все же на тех же потребителях электрической энергии, которые (в случае законопроекта, разработанного МПЭ) платят в составе розничной цены тариф на передачу, в состав которого должны входить компенсационный платеж гарантированном покупателю «зеленой» электроэнергии. Но нельзя не отметить, что в таком ключевом для развития сектора ВИЭ вопросе, как финансирование расходов гарантированного покупателя на закупку «зеленой» электроэнергии, прозрачный механизм (алгоритм, порядок), объемы и источники финансирования должны быть четко определены в законе, поскольку применены в законопроекте отсылки к полномочиям других органов (КМУ, регулятора) по урегулированию соответствующих вопросов создают дополнительные риски непрогнозированности их решений и снижают инвестиционную привлекательность сектора.


* К сожалению, мы уже имеем один яркий пример задекларированного в законе, но не реализованного до сих пор права на компенсацию убытков от поставок электрической энергии, потребленной на уровне экологической брони.


Большинству запущенных на сегодня проектов в области альтернативной энергетики придется столкнуться с новыми реалиями еще до завершения периода окупаемости первоначальных вложений. И нормы закона ничего им не гарантируют, кроме общего положения о том, что «все будет» ... а сколько, в какие периоды, от кого, и будут источники, и в достаточном объеме -виришать другие и потом! С легкостью можно предположить, что недостаток средств на зеленую энергию будет не единственной и не главной системной финансовой проблемой запуска и функционирования новой модели рынка. При таких условиях, нечеткое определение законом объемов, сроков, источников и ответственности за невыполнение обязанности по финансированию расходов на зеленую электроэнергетику - очень легко может привести к «остаточный», второсортный подход к вопросу у тех, кому оно выпадет как неприятный дополнительное бремя во множестве сложных социально опасных финансовых вопросов нового рынка.


Заложниками такой неопределенности окажется подавляющее большинство ВИЭ. Мало того, такие производители будут обременены финансовой ответственностью за доставленные ими небалансы. Тут уж действительно не поскупились авторы проекта и на конкретику, и на зафиксированные законопроектом проценты и цифры оплаты - хотя, в отличие от других видов производства электрической энергии, в ВИЭ наименее прогнозируемый выработок, потому зависит от природных и климатических факторов!


Этот вопрос - по внешней малозначимости - на самом деле несет потенциальную угрозу аннулирования вообще всей системы государственной поддержки возобновляемой энергетики (особенно ветро-, гелио- и малой гидрогенерации). Законопроект, так скромно ограничился лишь общими фразами в части гарантий государственной поддержки ВИЭ, по оплате за доставленные ими небалансы, «приятно» удивляет четкостью и недвусмысленностью требований: 1) процент возмещения ВИЭ стоимости их небалансов гарантированном покупателю составляет: до 31 декабря 2018 - 0%; с 1 января 2019 - 50%; с 1 января 2020 - 100%; 2) допустимо бесплатное отклонения от прогнозируемых почасовых объемов для ВЭС - на уровне всего лишь 10% от определенных суточным графиком, для СЭС - 5%, и только к 2025 году, для других типов альтернативного производства совсем не предвидится.

Без внимания законопроекта остается имела гидрогенерация, которая, учитывая величину совокупной установленной мощности, значительно менее развита в Украине, несмотря на чрезвычайный потенциал. Объем выработки малых ГЭС так же зависит от сезонных колебаний природно-климатических условий, как ветровых и гелиостанций, и поэтому их участие в рынке с условием 100-процентной оплаты небалансов переводит их в зону повышенного риска. Гидропотенциал малых рек в Украине используется лишь на 5%. А при условии введения таких недружественных правил осуществления деятельности по экологически чистого производства электроэнергии из энергии воды перспективы развития подотрасли под большим вопросом.


Кроме того, не ясно, как кореспондуватиме норма о 10% или 5% допустимого отклонения от суточного графика - с вычислением (по результатам месяца) фактического объема отпуска электрической энергии, за вычетом объема расходов электрической энергии на собственные нужды в электрической энергии соответствующего объекта электроэнергетики. Суточный график включать эти собственные нужды или нет? .. И как будет определяться «стоимость его небаланса» («его» - это ВИЭ. - Авт.) В случае уплаты гарантированным покупателем стоимости небаланса -2%, образованного в результате наложения двух небалансов по всей балансирующей группе: ВЭС 9% и СЭС + 7% (ВЭС не платит, а СЭС оплатить: + 7%, + 2% или -2%)? Наконец, имел законодатель подразумевает применение нормы закона аналогично практике европейских стран установления допустимых предельных отклонений фактического объема генерации от планового, за превышение которого производитель компенсирует небаланс в объеме более определенный размер предельного отклонения (т.е. платит только за разницу между фактически допущенным и допустимым отклонением ). Или за превышение установленного предела в 10% и 5% наступает обязанность платить за весь объем отклонения (без вычитания разрешенного к отклонению объема). Учитывая непродуманность в деталях создаваемой такой «конкретикой» ситуации для ВИЭ, последствия ее практического применения для участников рынка - альтернативщиков могут оказаться опасно непредсказуемыми, зависящими от произвольных трактовок *.


* В частности, не понятно, что собственно имели авторы законопроекта в виду под понятием «отклонение фактических объемов отпуска электрической энергии такого производителя от его суточного графика» - учитывая объективно обоснованную современную практику предоставления диспетчеру общее ежесуточное прогноза производства ВИЭ, можно предположить, что именно отклонения от такого общее ежесуточное прогноза выработки и считаться небаланса ВИЭ. В то же время гарантированный покупатель на балансирующем рынке отвечать, конечно, за почасовые, а не загальнодобови небалансы. Таким образом, возникают крайне опасные для ВИЭ риски - если в течение определенных часов дня он имел небалансы с противоположным значением + и - такие, например, + 50% -100% + 30% -20%, +15 и, как ни старался, и как видим, не вошел в разрешенные 10% в сутки в целом - то что он платит (?) стоимость 25% общее ежесуточное небаланса, а может (!), поскольку не уложился в разрешенные 10%, то платит все вызванные им почасовые небалансы за каждый час (все эти + 50%, -100%, + 30% - 20%, 15, так как гарантированный покупатель ТАК рассчитываться за небалансы).


В ходе общественного обсуждения не раз звучало ссылки авторов проекта на практику Европейского энергетического сообщества по урегулированию указанных и подобных вопросов. Но было бы крайне глупо проигнорировать особенности Украины, в частности при определении сроков и величины допустимой неточности прогнозов выработки ВЭС, СЭС и МГЭС. Должно быть учтено кардинальное отставание в имеющейся материальной и научно-технологической базе отечественной метеорологической инфраструктуры *.


* В настоящее время из-за изношенности системы метеорологического прогнозирования в Украине практически недоступным является точное прогнозирование природных явлений. Погрешность прогнозов Гидрометеоцентра Украины составляет более 25% (!).