Скільки коштуватиме квиток у новий ринок.

І. Історія і перспективи

25 років тому Україна здобула самостійну державність, розпочала економічні реформи, в тому числі в електроенергетичній галузі. Був створений оптовий ринок електричної енергії, який, долаючи інерцію адміністративно-командної економіки, пройшов період становлення, вистояв серед розгулу незаконних схем, масових неплатежів і відключень та вибудував власну нормативну базу. На його зміцнілих плечах українське суспільство сьогодні реалізує мрію про «зелену», екологічно чисту енергетику, оскільки саме оптовий постачальник на цей час забезпечує виконання державних гарантій розвитку альтернативної електроенергетики в Україні.

Проте повна свобода ціноутворення і конкурентні принципи вільного ринку (як у інших галузях) є недоцільними в електроенергетиці, для якої характерний стан природної монополії за безпосередньої участі держави. З метою подальшого реформування ринку електроенергії у напрямку дерегуляції і зростання рівня конкуренції та вільного ціноутворення у жовтні 2013 року Законом України «Про засади функціонування ринку електричної енергії України» започатковано нову модель ринку електричної енергії, що має забезпечити поетапне відкриття ринку, зростання рівня здорової конкуренції та прозоре формування цінових сигналів і, відповідно, інвестиційних пріоритетів.

Організація будь-якого електроенергетичного простору, не залежно від того, ринкові чи планові принципи покладені в його основу, буде характеризуватися двома основними відмінностями від інших галузей: 1) одночасність виробництва і споживання електроенергії, і в зв’язку з цим необхідність диспетчеризації виробництва в режимі реального часу; 2) облік обсягу виробництва-споживання здійснюється не до, а під час і після використання електроенергії (у ринкових умовах — після переходу права власності). Всі електростанції працюють в залежності від команд диспетчера, який пристосовує їх роботу до змінних щохвилини потреб споживання. До реформи галузі панував плановий командно-адміністративний підхід до управління потужностями електростанцій, цінові сигнали були відсутні, електроенергія не була товаром, а фінансування потреб галузі здійснювалося із загального котла республіканського бюджету, виручка ж від споживачів електроенергії іншим потоком надходила до бюджету, але ці два потоки не були пов’язані. І перша реформа галузі подолала цей основний ґандж — електроенергія стала товаром, купівля її від виробників і продаж споживачам (за посередництва 25 обласних енергопостачальних компаній) була організована на так званому оптовому ринку електричної енергії — завдяки цьому в оперативне і стратегічне управління підприємствами галузі прийшли цінові сигнали та конкуренція. Фізичні процеси виробництва передачі та споживання електроенергії не змінилися, але вся спожита протягом доби електрична енергія всіма споживачами України обліковувалася як товар, купований оптовим покупцем — державним підприємством «Енергоринок», за різними (в залежності від собівартості виробництва) цінами від кожної з наявних електростанцій окремо, і тої ж миті продавалася цим самим оптовим покупцем для постачання споживачам — але вже за середньозваженою для України ціною. З метою урахування зміни обсягів виробництва-споживання протягом доби ціни на оптовому ринку визначалися щогодини. Енергетика стала конкурентною галуззю, цінові сигнали відкривали зелене світло виробникам, які мали вищу рентабельність виробництва, утворився поки що частковий, зворотний економічний зв’язок між попитом і пропозицією.

Саме на посилення цього зв’язку, відкриття ринку для більшої кількості управляючих цінових сигналів і, таким чином, орієнтованості на інвестиційний розвиток галузі спрямована теперішня реформа. Очікується поява небагатьох, але важливих для керування системою нових цінових сигналів, оформлених в окремі ринки тих товарів та послуг, які й тепер виробляються і надаються в процесі виробництва-споживання кожної кіловат-години, але досі «нічого не коштували». Так, замість одного оптового ринку передбачається поетапне започаткування 4 окремих ринків за підвидами товару: ринок двосторонніх договорів; ринок допоміжних послуг; ринок балансування; ринок біржової торгівлі «на день наперед» і «внутрішньодобовий». Зростає і кількість учасників ринку: якщо діюча модель включає таких учасників, як 1) виробники, 2) оптовий покупець-продавець, 3) диспетчер (він же обслуговуючий власник магістральних мереж) та 4) обласні постачальники (обленерго), то після реформи із середовища обленерго виокремлюються місцеві передавачі електричної енергії, додатково утворюється окреме підприємство з магістральної та міждержавної передачі електричної енергії, з’являється клас трейдерів — перепродавців-посередників. Виробники представляють на ринку окремі види допоміжних послуг та послуг з балансування (компенсації неточних прогнозних заявок щодо обсягів виробництва-споживання), а всі учасники мають обов’язкову фінансову відповідальність за спричинені ними небаланси (відхилення від диспетчерського графіка). Стає товаром здатність точно прогнозувати та оперативно керувати як виробництвом, так і споживанням електроенергії, відкривається для конкурентної діяльності зовнішній ринок експортно-імпортних операцій, частково конкурентна нині сфера обслуговування споживачів повністю відкривається для конкуренції між незалежними постачальниками електроенергії.

У перспективі дія нової моделі має забезпечити поступову заміну зношеного та неефективного електроенергетичного обладнання новим конкурентоспроможним. Потенційно можливе зростання тарифів у новій моделі, таким чином, пов’язане з необхідністю будівництва нових електроенергетичних потужностей, і з огляду на світові тенденції інвестиції, перш за все, очікуються в екологічно чисті технології (традиційна енергетика позбудеться пріоритету). Але в деяких позиціях нова модель ринку підходить упритул до небезпечного краю вільної конкуренції. Це стосується тих сфер виробництва, де принципово неможливо вирішувати питання діяльності та розвитку з позицій суто цінової конкурентної переваги, тобто в тих сферах, де вирішальними в прийнятті рішень мають бути не цінові, але інші сигнали — технологічні («конкуренція» ТЕС, ГЕС, АЕС, ТЕЦ), соціальні (цінові пільги побутовим споживачам), екологічні (участь у ринку ВДЕ) тощо.

З метою створення сприятливого інвестиційного клімату для новітніх, екологічно чистих технологій перетворення енергій природи на електричну енергію (що є пріоритетом як світового, так і українського розвитку), необхідно вже на етапі розробки проекту уважніше і прискіпливіше підійти до кожної норми щодо ВДЕ, всіх варіантів їх роботи на практиці, наслідків застосування, уникнути розмитості й нечіткості формулювань, що викликають відверте занепокоєння.

ІІ. Альтернативна енергетика — зберегти пріоритет для інвестицій!

У ході обговорення двох новостворених законопроектів щодо реформування ринку електроенергії першочергова увага приділяється тим ділянкам, які при переході до нових механізмів конкурентного ціноутворення позбуваються захисту державного регулювання (це окремі виробники, все побутове споживання, деякі стратегічно важливі споживачі промислового сектору). Новий ринковий механізм має бути мінімально ризиковий і забезпечувати, крім конкурентних цінових сигналів, ще й паритетну рівновагу, відсутність можливих перекосів цінової політики стосовно якоїсь однієї групи учасників, кожна з яких має свої особливості й окрему неповторну необхідність для цілісності ОЕС України (АЕС — базовий графік, ГЕС — добове та сезонне регулювання, ТЕС — маневреність, ТЕЦ — соціальне служіння постачальника тепла населеним пунктам, ВДЕ — екологічна перспектива). Крім того, проблемними аспектами залишаються низькі «соціальні» ціни для побутових споживачів, ризики неповних поточних платежів за спожиту електричну енергію, а також вже накопичені мільярдні боргові зобов’язання (у тому числі по АР Крим) тощо.

Чи варто взагалі братися за реформу стратегічної галузі в такий складний момент суспільного розвитку, обтяжений війною, окупацією територій і грандіозним ускладненням стосунків між підприємствами, які технологічно, виробничим циклом і економічно об’єднані в ЄЕС України, а політично й лінією фронту категорично роз’єднані? Чи варто ризикувати, змінюючи правила на ходу? Відповідь дасть час. Незаперечне одне: необхідні максимальна обережність, тестовий режим, постійний зворотний зв’язок виконавця реформ з усіма ланками енергетичного механізму, не завадить і консультаційна допомога тих, хто такі реформи вже проводив. Чинний на сьогодні закон одні проблеми переходу вирішував лише декларативно, інші ж «не помічав» зовсім.

Якщо говорити про лише один із численних проблемних аспектів запуску нової моделі ринку — участі в ньому виробників з відновлюваних джерел енергії (ВДЕ), то основними назвемо такі питання: 1) механізм фінансування визначених законодавством державних гарантій закупівлі в ринкових умовах виробленої ВДЕ електроенергії за «зеленими» тарифами, це, скажімо, базове питання; 2) участь у балансуючому ринку ВДЕ, які технологічно є непіддатними ефективній диспетчеризації (це переважно вітрові, сонячні електростанції, об’єкти малої гідроенергетики).

Вирішення базового (1) питання намічене і в чинному Законі України «Про засади функціонування ринку електричної енергії України» та в обох нових законопроектах у близьких інваріантах, що передбачають покладення обов’язку на якогось з учасників нового ринку (виробника, постачальника передавача чи іншого гарантованого покупця) купувати у ВДЕ за «зеленим» тарифом електричну енергію. Компенсація різниці в тарифах покладається або безпосередньо на споживачів, або на когось із учасників ринку (виробники, передавачі), що в кінцевому підсумку відображається все ж на тих же таки споживачах електричної енергії, які (у випадку законопроекту, розробленого МПЕ) сплачують в складі роздрібної ціни тариф на передачу, до складу якого має входити компенсаційний платіж гарантованому покупцю «зеленої» електроенергії. Але не можна не зазначити, що в такому ключовому для розвитку сектору ВДЕ питанні, як фінансування витрат гарантованого покупця на закупівлю «зеленої» електроенергії, прозорий механізм (алгоритм, порядок), обсяги та джерела фінансування мають бути чітко визначені в законі, оскільки застосовані в законопроекті відсилання до повноважень інших органів (КМУ, регулятора) щодо врегулювання відповідних питань створюють додаткові ризики непрогнозованості їх рішень і знижують інвестиційну привабливість сектору.

* На жаль, ми вже маємо один яскравий приклад задекларованого у законі, але не реалізованого досі права на компенсацію збитків від постачання електричної енергії, спожитої на рівні екологічної броні.

Більшості запущених на сьогодні проектів в галузі альтернативної енергетики доведеться стикнутися з новими реаліями ще до завершення періоду окупності первинних вкладень. І норми закону нічого їм не гарантують, крім загального положення про те, що «все буде»... а скільки, в які періоди, від кого, і чи будуть джерела, і чи в достатньому обсязі —вирішать інші й потім! З легкістю можна передбачити, що брак коштів на зелену енергію буде не єдиною і не головною системною фінансовою проблемою запуску та функціонування нової моделі ринку. За таких умов, нечітке визначення законом обсягів, термінів, джерел і відповідальності за невиконання обов’язку з фінансування витрат на зелену електроенергетику — дуже легко може спричинити «залишковий», меншовартісний підхід до питання у тих, кому воно випаде як неприємний додатковий тягар у безлічі складних соціально небезпечних фінансових питань нового ринку.

Заручниками такої невизначеності виявиться переважна більшість ВДЕ. Мало того, такі виробники будуть обтяжені фінансовою відповідальністю за спричинені ними небаланси. Отут уже дійсно не поскупилися автори проекту й на конкретику, й на зафіксовані законопроектом відсотки та цифри сплати — хоча, на відміну від інших видів виробництва електричної енергії, у ВДЕ найменш прогнозований виробіток, бо залежить від природних та кліматичних факторів!

Це питання — за зовнішньої малозначимості — насправді несе потенційну загрозу зведення нанівець взагалі всієї системи державної підтримки відновлюваної енергетики (особливо вітро-, геліо- та малій гідрогенерації). Законопроект, що так скромно обмежився лише загальними фразами в частині гарантій державної підтримки ВДЕ, стосовно оплати за спричинені ними небаланси, «приємно» дивує чіткістю і недвозначністю вимог: 1) відсоток відшкодування ВДЕ вартості їх небалансів гарантованому покупцю становить: до 31 грудня 2018 року — 0%; з 1 січня 2019 року — 50%; з 1 січня 2020 року — 100%; 2) допустиме безоплатне відхилення від прогнозованих погодинних обсягів для ВЕС — на рівні всього лише 10% від визначених добовим графіком, для СЕС — 5%, і лише до 2025 року, для інших типів альтернативного виробництва зовсім не передбачається.
Поза увагою законопроекту залишається мала гідрогенерація, яка, з огляду на величину сукупної встановленої потужності, значно менш розвинена в Україні, попри надзвичайний потенціал. Обсяг виробітку малих ГЕС так само залежить від сезонних коливань природно-кліматичних умов, як вітрових та геліостанцій, і тому їх участь у ринку з умовою 100-відсоткової оплати небалансів переводить їх у зону підвищеного ризику. Гідропотенціал малих річок в Україні використовується лише на 5%. А за умови запровадження таких недружніх правил здійснення діяльності з екологічно чистого виробництва електричної енергії з енергії води перспективи розвитку підгалузі під великим питанням.

Крім того, не ясно, як кореспондуватиме норма щодо 10% або 5% допустимого відхилення від добового графіка — із обчисленням (за результатами місяця) фактичного обсягу відпуску електричної енергії, за вирахуванням обсягу витрат електричної енергії на власні потреби в електричній енергії відповідного об’єкта електроенергетики. Добовий графік включатиме ці власні потреби чи ні?.. І як визначатиметься «вартість його небалансу» («його» — це ВДЕ. — Авт.) у випадку сплати гарантованим покупцем вартості небалансу -2%, утвореного внаслідок накладення двох небалансів по всій балансуючій групі: ВЕС -9% та СЕС +7% (ВЕС не платить, а СЕС має сплатити: +7%, +2% чи -2%)? Врешті, чи мав законодавець на увазі застосування норми закону аналогічно до практики європейських країн встановлення допустимих граничних відхилень фактичного обсягу генерації від планового, за перевищення якого виробник компенсує небаланс в обсязі понад визначений розмір граничного відхилення (тобто сплачує лише за різницю між фактично допущеним і допустимим відхиленням). Чи за перевищення встановленої межі у 10% та 5% настає обов’язок сплачувати за весь обсяг відхилення (без віднімання дозволеного до відхилення обсягу). Враховуючи непродуманість у деталях створюваної такою «конкретикою» ситуації для ВДЕ, наслідки її практичного застосування для учасників ринку — альтернативників можуть виявитися небезпечно непрогнозованими, залежними від довільних трактувань*.

* Зокрема, не зрозуміло, що власне мали автори законопроекту на увазі під визначенням «відхилення фактичних обсягів відпуску електричної енергії такого виробника від його добового графіка» — враховуючи об’єктивно обґрунтовану сучасну практику надання диспетчеру загальнодобового прогнозу виробництва ВДЕ, можна припустити, що саме відхилення від такого загальнодобового прогнозу виробітку і вважатиметься небалансом ВДЕ. Водночас гарантований покупець на балансуючому ринку відповідатиме, звичайно, за погодинні, а не загальнодобові небаланси. Таким чином, виникають вкрай небезпечні для ВДЕ ризики — якщо протягом певних годин доби він мав небаланси з протилежним значенням + та -, такі, наприклад, +50% -100% +30% -20%, +15 і, хоч як намагався, та як бачимо, не ввійшов у дозволені 10% на добу в цілому — то що він платить(?) вартість 25% загальнодобового небалансу, чи, може(!), оскільки не вклався у дозволені 10%, то платить усі спричинені ним погодинні небаланси за кожну годину (усі ці +50%, -100%, +30%,-20%, +15, бо ж гарантований покупець ТАК розраховуватиметься за небаланси).

У ході громадського обговорення не раз звучало посилання авторів проекту на практику Європейського енергетичного співтовариства з урегулювання зазначених та подібних питань. Але було б вкрай нерозумно проігнорувати особливості України, зокрема при визначенні термінів і величини допустимої неточності прогнозів виробітку ВЕС, СЕС та МГЕС. Має бути враховане кардинальне відставання у наявній матеріальній та науково-технологічній базі вітчизняної метеорологічної інфраструктури*.

*На сьогодні через застарілість системи метеорологічного прогнозування в Україні практично недоступним є точне прогнозування природних явищ. Похибка прогнозів Гідрометеоцентру України становить понад 25%(!). Методи прогнозування, звичайно, удосконалюються з часом, але слід зазначити, що і складова некерованого техногенного впливу на погодні та кліматичні фактори стрімко посилюється, зводячи почасти нанівець зусилля метеорологів. На жаль, мусимо визнати, що у видимій перспективі атмосферні та гідрологічні явища (від яких майже повністю залежить вітро-, сонячна та гідрогенерація в Україні), залишаться мало прогнозованими і непередбачуваними.

Слід у зв’язку з розглянутим вище питанням звернути увагу на те, що за світовою практикою, як правило, фінансова відповідальність виробників електроенергії з відновлюваних джерел виникає лише у випадку, якщо частка ВДЕ у загальному обсязі виробництва електроенергії країни перевищує 10%. Це і зрозуміло — вплив доволі значної частки виробництва і спричинених нею небалансів і відчутніший, і дорожчий для системи, і тому, безперечно, вимагає стимулюючого регулювання, зокрема шляхом сплати за небаланси. І все ж, навіть в таких умовах, у Європі практикується пом’якшення фінансової відповідальності шляхом вищезгаданої практики встановлення допустимих граничних відхилень фактичного обсягу генерації від планового (tolerance margіn). А в Україні частка всієї відновлюваної генерації ледве сягає 2%, вплив її небалансів на систему зовсім незначний. За таких умов і враховуючи слабку інфраструктуру метеорологічних спостережень та прогнозів, для уникнення створення додаткових ризиків для молодої, фінансово та ресурсно несформованої підгалузі відновлюваної енергетики (ВЕ) допустима величина tolerance margіn має бути встановлена на реально досяжному для українських виробників рівні*. Незаперечним, на думку спеціалістів, є і те, що допустиме відхилення має поширюватися і на роботу МГЕС, особливо у перехідний період становлення та закріплення ВДЕ на новому ринку.

* Для цього і призначений пілотний режим підготовчого періоду, за результатами якого досить нескладно визначити реально досяжні показники точності прогнозування виробітку ВДЕ, закріпити нормами закону України tolerance margіn не від показників стелі, а у саме такій величині, або з незначним стимулюючим перевищенням.

У світі і Європі дана проблема не ігнорується, тим більше, що відсоток виробленої з ВДЕ електроенергії там вищий, а, отже, і вплив на енергетичну систему суттєвіший, і ціна питання небалансів та фінансової відповідальності за них більша. Побіжний огляд способів урегулювання питання показує різноманітність підходів і способів, єдине, що їх всі об’єднує, — ніде ВДЕ не залишаються сам на сам з проблемою, тим чи іншим способом, гуртом чи делеговано суспільство бере на себе тягар її врегулювання. У деяких країнах Європи, де частка ВДЕ в загальному виробітку сягає від 10% аж до 50%, взагалі відсутня відповідальність ВДЕ за небаланси (Португалія, Хорватія, Франція, Греція, Чехія). Європа про свої паростки екологічно чистого виробництва турбується і плекає їх, в ми ставимо у жорсткі умови: «виживе—не виживе»...

Як буде в Україні, чи дослухається законодавець до думки спеціалістів, що частково викладена в цій статті, чи забезпечить нормальне входження у новий ринок альтернативної енергетики — покаже час, сподіватимемося на краще.

Купити біопаливо