Перший рік ринку електроенергії

Перший рік ринку електроенергії

Вступ

Глобальне поширення гострої респіраторної хвороби COVID-19, спричиненої коронавірусом SARS-CoV-2, разом із кризовими проявами на енергетичних і сировинних ринках (а з тим – і глобальній економіці загалом) створило безпрецедентну ситуацію у світі та сформували нові виклики для України.

Складність ситуації особливо загострюється несистемним виконанням реформ за останні десять років, а також незадовільною діяльністю енергетичного блоку Уряду О.Гончарука, НКРЕКП та профільного Комітету ВР України.

Такі обставини призвели до падіння ВВП, спотворення функцій усіх сегментів енергетичної галузі, швидкої втрати фінансової ліквідності ринку електроенергії та газу, а також відходу від міжнародних зобов’язань, насамперед в рамках Угоди про асоціацію Україна-ЄС.

Діюча модель ринку електроенергії не дозволяє сподіватися на стабільний розвиток вітчизняної промисловості та врегулювання існуючих кризових явищ в українській енергетиці. Більше того, подальше її функціонування вже у найближчі місяці може повністю зруйнувати фінансову базу генеруючих компаній наслідком чого підвищиться ступінь ризику до критичного рівня в розрізі енергозабезпечення національної економіки та сприятливого інвестиційного клімату.

Тому мета даної роботи полягає в аналізі проблемних питань функціонування ринку електроенергії за період липень 2019р. по серпень 2020р. включно, а також розробці комплексу рішень для збалансованого розвитку вітчизняної промисловості та енергетичної галузі України.


 

1. Модель руху грошових коштів на ринку електроенергії України

Промислові споживачі сплачують тарифи операторам системи передачі та розподілу[1], а також ринкову ціну за електроенергію постачальникам (або самостійно купують в сегменті ДД), які купують в свою чергу в сегментах ДД, РДН, ВДР та балансуючому ринку.

За організацію купівлі-продажу електричної енергії в сегментах РДН та ВДР, а також загальне забезпечення балансу між попитом та пропозицією на ринку електричної енергії відповідає ДП «Оператор ринку»[2].

ДП НАЕК «Енергоатом»[3] продає ДП «Гарантований покупець» до 50% за ціною 1 коп. за 1 кВт*год[4] [5]. Решта електричної енергії НАЕК «Енергоатом» продає на різних сегментах ринку за формулою, яка визначає нижню межу, що відповідає її виробничій собівартості. Інші компанії, в статутному капіталі яких більше 50% акцій належить державі, здійснюють продаж електроенергії (окрім тієї, що визначається ПСО) через механізм проведення електронних аукціонів[6] на Українській енергетичній біржі[7].

Незахищена категорія споживачів купує електроенергію за неринковою фіксованою ціною в постачальників універсальних послуг, а також сплачує тарифи операторам системи передачі та розподілу. При цьому, постачальники універсальних послуг купують електроенергію в ДП «Гарантований покупець», який в свою чергу виступає хабом (без прозорої деталізації своєї діяльності[8]) та виконує наступні функції:

  1. Купує електроенергію в НАЕК «Енергоатом» та ПрАТ «Укргідроенерго» за неринковою ціною[9].
  2. Купує електроенергію в учасників ринку альтернативної енергетики за зеленим тарифом, який вище ринкових цін.
  3. Виконує операції купівлі/продажу електроенергії в сегментах РДН, ВДР та балансуючому ринку[10].

У результаті виникає дефіцит грошових коштів ДП «Гарантований покупець», компенсацію якого[11] покладено на оператора системи передачі – НЕК «Укренерго», який зокрема на балансуючому ринку здійснює купівлю/продаж електроенергії необхідної для балансування попиту та пропозиції на ринку. Водночас, ціноутворення на балансуючому ринку викривлене[12], адже прогалини у вторинному законодавстві дозволяють трейдерам демпінгувати ціну[13] значно нижче рівня собівартості теплової генерації, що разом із низькою дисципліною оплати, негативно позначається на доходах ДП«Гарантований покупець» від операцій в даному сегменті.

Окрім цього, оператор системи передачі, недоотримує кошти від учасників ринку, зокрема в частині плати за небаланси, а також постачальника останньої надії[14], який здійснює продаж електроенергії для підприємств комунальної сфери (водоканали) та вуглевидобувні підприємства[15] [16]. Оператори системи передачі та розподілу купують електроенергію, яка потрібна для покриття власних технологічних витрат на ринку за фіксованою ціною. Імпорт електроенергії з Білорусії й РФ та існуючі законодавчі обмеження значно погіршили фінансовий стан ринку за рахунок демпінгування ціни та відтоку грошового капіталу в монетарну систему іншої країни.

Описана вище модель руху грошових коштів на вітчизняному ринку електроенергії призводить до втрати фінансової ліквідності, невиконання зобов’язань перед інвесторами ринку альтернативної енергетики, банкрутування галузевих підприємств. Тобто, вже стало абсолютно очевидно, що без суттєвої корекції діючої моделі ринку, – навіть у разі досягнення домовленостей щодо зниження «зеленого» тарифу, – одночасний розвиток промислових споживачів та ВДЕ буде неможливим внаслідок наростаючого валу боргів.

 

Рис. 1 - Базова модель руху грошових коштів


2. Аналіз зовнішніх факторів впливу на ринок електроенергії України

Центром Разумкова було проведено математичний аналіз характеру зміни ціни та заборгованості в усіх секторах енергетичної галузі України та на ринках ЄС у періоді липень 2019р. – серпень 2020р. включно.

 

 

Рис. 2 - Матриця впливу зовнішніх факторів на ринок електроенергії

Були встановлені безрозмірні коефіцієнти взаємного впливу між досліджуваними сегментами, де 1 та 0,5 відповідно максимальний та середній рівень.

Таким чином, найбільше на вітчизняний ринок електричної енергії впливав фінансовий стан вугільного сектору та ВДЕ. Безрозмірні коефіцієнти склали 0,89 та 0,78 відповідно.

Національний газовий сектор мав вплив значно менший, але вище за середній рівень – безрозмірний коефіцієнт склав 0,68. Така ситуація пояснюється тим, що генеруючі потужності споживають блакитне паливо.

Варто зазначити, що рівень впливу ситуації на європейських ринках енергоносіїв був менше середнього, і склав для природного газ та електроенергії відповідно 0,2 та 0,16. Більшу частку впливу блакитного палива можливо пояснити трьома факторами. Перший – операції імпорту/експорту електроенергії здійснюються лише через Бурштинський енергоострів, які відділений від ОЕС України. Другий – здійснення імпорту електроенергії із РФ. Третє – обсяг імпортованого природного із ЄС (в тис. т. у.п) більший за обсяг імпортованої електроенергії із європейських країн.

Примітно також, що за результатами даного аналізу було встановлено середній рівень взаємного впливу газового ринку ЄС на вугільний сектор України. Безрозмірний коефіцієнт склав 0,5. Це пов’язано з двома факторами. По-перше, це свідчить про формування цін на внутрішньому ринку з точки зору паливної конкуренції. По-друге, підтверджується теза про фактичне застосування імпортного паритету.

 

 

3. Аналіз цінової ситуації на європейському та українському ринку електричної енергії

 

3.1. Аналіз цінової ситуації на європейському ринку електроенергії

Оскільки Україна є нетто-експортером електроенергії, відтак співрозмірно порівнювати оптові ціни у аналогічній торговій зоні, якою є Словаччина. Таким чином, від запровадження нового ринку електроенергії до липня 2020 р. ціни в Україні були вищі за словацькі на 10 %...35 %.

 

Рис. 3 - Порівняння оптових цін в країнах ЄС та Україні

Після настання коронокризи, станом на початок квітня 2020 р., оптова ціна на електроенергію в Україні була до 2 разів вища за котирування[17] в суміжних державах: Польщі, Румунії, Угорщині та Словаччині. Зниження котирувань електроенергії у країнах ЄС стало наслідком запровадження карантинних заходів та зменшення попиту до 20 %.

За даними 2019 р., кінцева вартість електричної енергії для промислових споживачів України становить € 0,077 кВт*год., що менше за вартість ресурсу для білоруських і російських споживачів, відповідно, на 15 % та 1 %. Водночас кінцева вартість електричної енергії для промислових споживачів України у 2 рази менша за кінцеву ціну для аналогічної категорії у країнах ЄС-28[18]. Наприклад, підприємства Словаччини у І кварталі 2020р. сплачували за електроенергію на 30% більше за українських промислових споживачів, що пояснюється високими тарифами і додатковими витратами.

 

Рис. 4 - Порівняння структури кінцевої вартості електроенергії для промислових підприємств (І квартал 2020р.) у Бурштинському острові (Україна) та у Словаччині, євро/МВт * г

 

 

Рис. 5 - Порівняння кінцевих цін на електроенергію для побутових та промислових споживачів у 2019 році, євро/МВт * г

За даними 2019 р., кінцева вартість електричної енергії для побутових споживачів України складає € 0,042 кВт*год., що менше за вартість ресурсу для російських споживачів на 21 %. При цьому, вартість електроенергії в Білорусі є вищою за українську на 41 %. Водночас кінцева вартість електричної енергії для побутових споживачів України в 4 рази менша за кінцеву ціну для аналогічної категорії у країнах ЄС-28[19].

Центром Разумкова було проведено порівняння цін на електроенергію в Україні та країнах ЄС, шляхом побудови матриці взаємозв’язку. Аналіз показав, що ціни на електроенергію в Україні формуються незалежно від котирувань у країнах ЄС.

 

Рис. 6 - Матриця взаємозв`язку цін в країнах ЄС та Україні

 

Проведене дослідження дало можливість визначити три взаємопов’язані цінові групи країн. Перша група охоплює держави Прибалтики, де котирування змінюються разом із цінами у Фінляндії, Словаччині та Чехії. Друга група – це Франція і Бельгія, де ціни змінюються синхронно із котируваннями на ринках Нідерландів та Австрії. Третя група – це Румунія та Угорщина.

3.2. Порівняння поведінки учасників ринку ЄС та України

Центром Разумкова з метою здійснення короткострокового прогнозування цін на ринку електроенергії було створено індекс ділової активності «Пульс енергетики»[20], який щоденно публікується на веб-сайті razumkov.energy[О1] .

Математичний аналіз показав, що існує коефіцієнт кореляції (-0,305) між волатильністю [21] ціни та волатильністю індексу ділової активності. Це свідчить про наступне. По-перше, ділова активність на ринку електроенергії України впливає на цінову кон’юнктуру. Однак ступінь впливу не відповідає показнику на ринках ЄС, де коефіцієнт кореляції більший за 0,6. Для досягнення таких показників, архітектура українського ринку електроенергії має бути максимально наближена до європейської моделі та позбавлена адміністративного втручання.

По-друге, експертами Центру Разумкова створений індикатив, який може оцінити рівень ділової активності енергетичних ринків ЄС та України та з певною точністю зробити короткостроковий прогноз.

 

Рис. 7 - Взаємозв’язок індексу ділової активності та зміни ціни на ринку електроенергії в Україні

Експертами Центру Разумкова та фахівцями PlayTender[22] для аналізу цін на енергетичних ринках був створений відповідний аналітичний сервіс, який щоденно досліджує початкову ціну та ціну контракту для закупівель за кодом ДК 21:201509310000-5 «Електрична енергія», що сформувалась у системі ProZorro.

Аналізуючи період із І кварталу 2019 р. по серпень 2020 р. включно очевидним є зміна поведінки учасників ринку. Серед позитивів введення нового ринку слід виділити зменшення ціни конкурентних закупівель до 40 %[23], а також збільшення у 1,5 разу торгових операцій на місяць.

 

 

Рис.8 - Динаміка результатів конкурентних закупівель електроенергії у системі ProZorro

Згідно із результатами дослідження, починаючи із жовтня 2019 р. розпочалась зміна поведінки споживачів електроенергії, яка змусила постачальників боротись за ринок збуту і тим самим зменшувати вартість початкової ціни. Однак, така тенденція мала місце до травня 2020 р., коли на фоні пандемії SARS-CoV-2 виник дефіцит фінансових коштів, що обмежило дії трейдерів та постачальників відповідно і унеможливило подальше зменшення ціни. Така ситуація свідчить про існування економічних та технологічних викликів для ринку електроенергії України.

 

3.3. Аналіз цінової ситуації на українському ринку електроенергії

За перший рік роботи нового ринку електроенергії (липень 2019-червень 2020 р. включно) середньозважена ціна купівлі-продажу на ринку «на добу наперед» (РДН) знизилась на 23,2 % - до 1263 грн/МВт-год, на внутрішньодобовому ринку (ВДР) впала на 34,7 % - до 1189,17 грн/МВт-год.

 

Рис. 9 - Динаміка зміни середньозважених цін на електроенергію в сегменті ринку доби наперед

Однак, зменшення ціни супроводжувалось виникненням кризових явищ на ринку електроенергії. Про це свідчить проведений аналіз волатильності цін на електроенергію в сегменті РДН, який підтверджує, що починаючи із листопада 2019 р. до сьогоднішнього дня ринок працює у форсованому режимі. Така низька прогнозованість ринку електричної енергії призводить до ризиків у фінансово-господарській діяльності промислових підприємств і створює умови для врегулювання проблемних питань за рахунок підняття тарифів.


Рис. 10 - Волатильність середньозважених цін на електроенергію в сегменті РДН

Було встановлено, що період з високим степенем волатильності (листопад 2019 р. – березень 2020 р.) співпадає із перманентними змінами у нормативно-правові акти[24] та адміністративним втручанням, що спотворювало торгові операції за рахунок продажу ресурсу, який не підкріплений фактичними обсягами генерації.

Такі маніпуляції спричиняли штучне падіння цін в сегменті РДН, збільшуючи різницю із «зеленим» тарифом[25], що призводило до ризиків банкрутства підприємств теплової генерації, НАЕК «Енергоатом» та ДП «Гарантований покупець»[26].

Нівелюванню поняття конкурентного середовища та дефіциту коштів на ринку також сприяли:

-        додаткові обмеження ДП «Гарантований покупець» в заявці на ринку  доби наперед з продажу електроенергії АЕС[27];

-        застосування неринкових цінових обмежень;

-        надзвичайно жорсткі ринкові обмеження для НАЕК «Енергоатом» (зобов’язання 85 % від виробництва е/е реалізовувати за встановленими цінами);

-        відкриття доступу білоруським та російським експортерам до ринку електроенергії України[28];

-        збільшення квоти для продажу на РДН[29];

-        зменшення вдвічі тарифу на передачу[30] та оптимізація фінансових зобов’язань НЕК «Укренерго» перед учасниками ринку альтернативної енергетики[31];

-        адміністративно сформовані цінові диспропорції між ціною елекроенергії для населення та промисловості;

-        недопрацьований механізм ринку допоміжних послуг.

Як результат, усі вищенаведені чинники сприяють швидкому нарощуванню дефіциту ДП «Гарантований покупець», який за оцінками Центру Разумкова на початок 2021 р. очікується щонайменше на рівні 20 млрд. грн, а загальна заборгованість на ринку електроенергіє становитиме більше 80 млрд. грн.

Таким чином,адміністративно-політичне втручаннясформувало економічні наслідки, які полягають у зростанні фінансового навантаження на промислових споживачів, боргових зобов’язань, що призводить до суттєвого зменшення фінансової ліквідності ринку електроенергії[32]. Отже, економічні виклики спричинені відсутністю прозорого й конкурентного ринкового механізму розподілення коштів між учасниками ринку електроенергії та підтримки розвитку альтернативної енергетики, що відображається на волатильності ціни.

Наявні економічні виклики особливо загострюються технологічними проблемами: профіцитом генерації, низьким рівнем прогнозування альтернативної генерації, відсутністю чіткої відповідальності виробників ВДЕ за небаланси.  Серед основних технологічних викликів, що впливають на конкурентне середовище та ціноутворення[33], слід виокремити затримку оптимізації потужностей теплової генерації, корегування та імплементації НПСВ та проектів будівництва ГАЕС, а також високий рівень застосування частки базової генерації (більше 80 %), що в умовах зниження попиту на електроенергію та стрімкого зростання частки ВДЕ призводить до вимушеного скорочення потужностей ядерної енергетики у енергобалансі (з 50 % до 45 %). Окрім цього, невирішена проблема відповідальності за небаланси значно збільшує інвестиційні ризики та стримує інтерес учасників ринку до розв’язання основних технологічних викликів.

Поточний дефіцит акумулюючих та маневрових потужностей знаходиться на рівні щонайменше 0,2 ГВт та 2 ГВт відповідно[34], за відсутності дієвого механізму їх створення. Разом із вище перерахованими технологічними викликами стримується плановий розвиток сектору альтернативної енергетики та ускладнює виконання цільових показників Енергетичної стратегії України до 2035 р.

Зменшення обсягів споживання також мало вплив на цінову ситуацію. Порівняно з аналогічним періодом минулого року, у травні місяці 2020 р. відбулось скорочення споживання електричної енергії на 4,9 %, а у квітні, ще на 11 % менше за показники попереднього місяця[35].

 

 

Рис. 11 - Динаміка споживання електроенергії в Україні, млн. кВт* год

 

За рахунок відносно теплої погоди під час опалювального сезону 2019-2020 рр. та запровадження карантинних заходів, у поточному році відбудеться прогнозовано, порівняно із 2019 р.[36], зменшення річного попиту на електроенергію (споживання брутто) на 9 % до 136,7 млрд. кВт*год.

Аналіз показує, що в липні 2020 р., порівняно із минулим роком, відбулось збільшення споживання електроенергії на фоні послаблення карантинних обмежень. Таким чином, за результатами серпня поточного року обсяги споживання на 1 % перевищили показники 2019 р.

Даний фактор, разом із зміною моделі покладання спеціальних обов’язків[37] призвів до того, що з 01 вересня 2020 р. відбулось зростання  середньозважених цін в сегментах РДН і ВДР на 15 % та 21 % до рівня 1500 і 1467 грн/кВт*год (без ПДВ).

Одночасно з цим, із 01 серпня 2020 р. відбулось зростання тарифу на послуги з передачі електричної енергії до 240,23 грн/МВт×год[38], а також тарифу на послуги з диспетчерського (оперативно-технологічного) управління до 24,75 грн/МВт×год (без урахування податку на додану вартість).

Дане підвищення негативно впливає на конкурентоспроможність вітчизняної промисловості та розвиток українського бізнесу, однак НКРЕКП було змушено прийняти таке рішення через фактичний брак коштів у НЕК«Укренерго»[39], що зокрема є наслідком адміністративних втручань про які було сказано вище.

Отже, з 01 вересня 2020 р., порівняно із серпнем минулого року, кінцева ціна на електроенергію зросте на 7 % для споживачів 1 класу напруги при приєднанні до мережі ОСР (з АСКОЕ). Водночас, якщо порівнювати із періодом до запровадження нової моделі ринку, ціни для усіх категорій споживачів у вересні поточного року зростуть більше ніж на 10 %...25 %.

 

 

‘для 1 класу напруги при приєднанні до  мережі ОСП, з АСКОЕ

для 1 класу напруги при приєднанні до  мережі ОСР, з АСКОЕ

для 2 класу напруги при приєднанні до  мережі ОСР, по профілю

 

до нової моделі

нова модель

08.2019

09.2020

до нової моделі

нова модель

 

08.2019

09.2020

до нової моделі

нова модель

08.2019

09.2020

Електроенергія

1466,7

1525,0

1525,0

1572,1

1466,7

1615,0

1502,0

1572,1

1618,0

1735,0

1735,0

1572,1

Тариф ОСР

0,0

0,0

0,0

0.0

120,4

120,4

77,4

77.4

636,3

636,3

514,3

653.80

Тариф на передачу

0,0

347,4

312,2

240.23

0,0

347,4

312,2

240,23

0,0

347,4

312,2

240,23

Тариф на диспетчеризацію

0,0

8,9

8,9

24.75

0,0

8,9

8,9

24,75

0,0

8,9

8,9

24,75

Всього

1466,7

1881,3

1846,1

1837,1

1587,1

2091,7

1900,5

1914,5

2254,3

2727,6

2570,4

2490,9

Зростання

 

28,3%

25,9%

25,3%

 

31,7%

19,7%

20,6%

 

21%

14%

10,5%

Рис. 12 - Порівняння ціни електричної енергії до та після запровадження нової моделі ринку, гривень/МВт*год (без ПДВ)

 

Підсумовуючи наведене вище, для врегулювання економічних і технологічних викликів ринку електроенергії, а також створення сприятливих умов для розвитку вітчизняної промисловості та бізнесу слід розробити відповідну стратегію.

Окрім цього, для зменшення волатильності ціни в сегменті РДН і його впливу на фінансово-господарську діяльність учасників ринку електроенергії варто збільшити частку контрактів у сегменті двосторонніх договорів. Досягненню такої мети також сприятиме створення окремої торгової площадки для сегменту роздрібного ринку енергоресурсів, де постачальник і споживач здійснюватимуть торгові операції напряму, без посередників[40].

 

4. Висновки

4.1. Ціни на електроенергію в Україні формуються незалежно від котирувань у країнах ЄС.

4.2. Після запровадження нового ринку електроенергії до липня 2020 р. оптові ціни в Україні були вищі за словацькі на 10 %...35 %. Однак, починаючи із серпня поточного року, котирування в Словаччині порівняно із вітчизняним ринком зросли на 19 %.

4.3. Кінцева вартість електричної енергії для промислових споживачів України становить € 0,077 кВт*год., що менше за вартість ресурсу для білоруських і російських споживачів, відповідно, на 15 % та 1 %. Водночас кінцева вартість електричної енергії для промислових споживачів України у 2 рази менша за кінцеву ціну для аналогічної категорії у країнах ЄС-28 .

4.4. Найбільше на формування оптової ціни електричної енергії в Україні впливав фінансовий стан вугільного сектору та ВДЕ, а також меншою мірою котирування на природний газ.

4.5. Запровадження нової моделі ринку електричної енергії сприяло тому, що починаючи із жовтня 2019 р. розпочалась зміна поведінки споживачів електроенергії, яка змусила постачальників боротись за ринок збуту і тим самим зменшувати вартість початкової ціни. Однак, така тенденція мала місце до травня 2020 р., коли на фоні пандемії SARS-CoV-2 виник дефіцит фінансових коштів, що обмежило дії трейдерів та постачальників відповідно і унеможливило подальше зменшення ціни.

4.6. Ділова активність на ринку електроенергії України впливає на цінову кон’юнктуру. Однак, ступінь впливу не відповідає показникам ліквідних ринків ЄС. Тому, архітектура українського ринку електроенергії має бути максимально наближена до європейської моделі та позбавлена адміністративного втручання.

4.7. Поширення короновірусної хвороби SARS-CoV-2 призвело до падіння обсягів споживання та проявила негативні наслідки адміністративного втручання в енергетичну галузь, що відобразились у втраті фінансової ліквідності ринку електроенергії через швидке наростання заборгованості та низьку платоспроможність.

4.8. На початок 2021 р. очікується дефіцит коштів ДП «Гарантований покупець» щонайменше на рівні  20 млрд. грн, а загальна заборгованість на ринку електроенергіє становитиме більше 80 млрд.грн.

4.9. Проведений аналіз волатильності цін на електроенергію в сегменті РДН, показав, що починаючи із листопада 2019 р. до сьогоднішнього дня ринок працює у форсованому режимі. Такі обставини створюють передумови для врегулювання проблемних питань за рахунок підняття тарифів на передачу і розподіл електроенергії.

4.10. Починаючи із 01 вересня 2020 р., порівняно із серпнем минулого року, кінцева ціна на електроенергію зросте на 7 % для споживачів 1 класу напруги при приєднанні до мережі ОСР (з АСКОЕ). Водночас, якщо порівнювати із періодом до запровадження нової моделі ринку, ціни для усіх категорій споживачів у вересні поточного року більше на 10 %...25 %.

4.11. Нова модель покладання спеціальних обов’язків (ПКМУ від 05.08.2020 № 694) не передбачає запобіжних механізмів в частині перепродажу електроенергії виробленої атомною генерацією, що призводить до ризиків справедливого формування ціни.

Тому врегульовувати проблемні питання ринку електричної енергії пропонується шляхом чіткого виконання положень ЗУ «Про ринок електричної енергії», ліквідації нормативно-правових умов для маніпуляцій, а також реалізації комплексної стратегії сталого розвитку енергетичної галузі та вітчизняної промисловості, що наведена у роботі.

Окрім цього, для зменшення волатильності ціни в сегменті РДН і його впливу на фінансово-господарську діяльність учасників ринку електроенергії варто збільшити частку контрактів у сегменті двосторонніх договорів. Досягненню такої мети також сприятиме створення окремої торгової площадки для сегменту роздрібного ринку енергоресурсів, де постачальник і споживач здійснюватимуть торгові операції напряму, без посередників.



[1] Встановлюються відповідними постановами НКРЕКП

[2] Вартість послуг ДП «Оператор ринку» визначається Постановою НКРЕКП від 13.12.2019р. №2770

[3] Продаж електроенергії НАЕК «Енергоатом» здійснюється в обсягах, необхідних для задоволення потреб побутових споживачів в торговій зоні «ОЕС України».

[4] Постановою Уряду України від 05 серпня 2020р. №694 визначено, що Енергоатом та Укргідроенерго мають продавати електроенергію на всіх сегментах ринку е/е по ціні не нижче покриття собівартості у кожному місяці.

[5] Умови ПСО станом на 01 липня 2020р. вимагали продажу НАЕК «Енергоатом» та ПрАТ «Укргідроенерго» за ринковою ціною 65% та 35% обсягів відповідно.

[6] Постанова Кабінету Міністрів України від 05.06.2019р. №499

[7] Наказ Міненерговугілля від 21.06.2019р. №270

[8] Відсутня форма звітності товарного та грошового руху ДП «Гарантований покупець» в розрізі доби

[9] Покладання спеціальних обов’язків, які затверджені Постановою Кабінету Міністрів України від 09 грудня 2019р. №1003. Режим доступу - https://www.kmu.gov.ua/npas/presennya-zmin-do-polozhennya-pr-a1003

[10] Порядок та механізм роботи балансуючого ринку визначено Правилами ринку, які затверджені Постановою НКРЕКП від 14.03.2018р. №307

[11] Компенсація збитків ДП «Гарантований покупець» (Постанова НКРЕКП від 10.12.2019р. №2668); Виконання обов’язків по збільшенню частки ВДЕ (Постанова НКРЕКП від 26.04.2019р. №641); Компенсація небалансів.

[12] Незважаючи на цінові обмеження (суперечать європейський практиці), які були регламентовані НКРЕКП в положеннях розділу X Правил ринку в частині того, що до синхронізації ОЕС України з ENTSO-E учасники ринку у своїх заявках на балансуючу електричну енергію зобов'язані вказувати ціну не менше 70 % від ціни на РДН на цей розрахунковий період та не більше 115 % від встановленого обмеження ціни на РДН на цей розрахунковий період.

[13] Це відбувається за рахунок укладення договорів на поставку обсягів електроенергії вище можливих між трейдерами та державними підприємствами сегменту теплової генерації. Після цього трейдери надають підвищену заявку на РДН, яка не виконується і переходить до ВДР, і згодом перетворюється в небаланси. Це спонукає НЕК «Укренерго» надати диспетчерську вказівку тепловій генерації обмежити обсяг виробництва.

[14] Розпорядженням Кабінету Міністрів України від 12 грудня 2018 року № 1023-р Державне підприємство зовнішньоекономічної діяльності «Укрінтеренерго» визначено постачальником «останньої надії» на період з 1 січня 2019 року до 1 січня 2021 року.

[15] Надходження коштів залежить від розрахунків за спожите вугілля тепловою генерацією

[16] Дана категорія споживачів має досить низьку дисципліну оплати, що безумовно позначається на фінансовому стані ПОН та недоотримання коштів для оператора системи передачі.

[17] Оптова ціна формується внаслідок торгових сесій на електронних біржах та не враховує витрат на постачання та оподаткування.

[18] Використані статистичні дані стосовно ЄС за 2019 р. Станом на 1 квітня 2020 р., ця різниця, за попередніми оцінками, скоротилася до 5-10 %, але фактичне підтвердження може бути лише наприкінці травня після публікації Eurostat.

[19] Див. п.18 та дослідження Центру Разумкова: «Енергетика: виклики та ініціативи». Режим доступу- https://razumkov.energy/meny/research/energetika-ukra%D1%97ni-vikliki-ta-%D1%96n%D1%96cz%D1%96ativi.html  

[20] Ділова активність оцінюється за десятибальною шкалою з наступним градієнтом (0…2 - низький рівень; 2,1…5,1 – середній рівень; 5,2…10,0 - високий рівень).

Щоденна оцінка індексу дозволяє дати уявлення інвесторам та учасникам ринку про вплив політики та державного регулювання на активність ринків, знайти взаємозв’язок між політичним впливом та діловою активністю, а також проаналізувати динаміку в сегментах ринків енергетики та комунальних послуг. Враховуючи євроінтеграційні прагнення України, найближчим часом щоденний індекс поповниться даними про ділову активність енергетичних ринків ЄС. Маємо надію, що «Пульс енергетики» стимулюватиме чиновників до більш якісної роботи, а інвесторам дозволить краще відчути ділове середовище куди вкладаються кошти.

[21] Показник, який характеризує коливання часових рядів. 

[22] https://playtender.com.ua/

[23] Наприклад, у січні 2019р. середньозважена ціна контракту складала 2,92 грн/кВт год (з ПДВ), що на 48% менше за показники січня 2020р., коли середньозважена ціна контракту складала 1,91 грн/кВт год (з ПДВ). Водночас, середньозважена ціна угоди в серпні 2020р. складала 2,0 грн/кВт год (з ПДВ).

[24] Постанова НКРЕКП від 26.11.2019р. №2485

[25] Більше ніж у 2,5 рази

[26] Центр Разумкова провів аналіз усіх торгових операцій в сегменті ринку доби наперед за 25.05.2020р. та встановив, що більше 70% лотів не підкріплені фактичним ресурсом генеруючих компаній. За оцінками експертів, лише за одну добу такі маніпуляції призводять до збитків НАЕК «Енергоатом» та ДП «Гарантований покупець» відповідно 6 та 12 млн.грн.

[27] Постанова Кабінету Міністрів України від 21.08.2019р. №803 «Про внесення змін до Положення про покладення спеціальних обов’язків на учасників ринку електричної енергії для забезпечення загальносуспільних інтересів у процесі функціонування ринку електричної енергії». Дане рішення заклало фундамент для збиткової роботи ДП «Гарантований покупець», який розпочав подавати заявки на продаж собі у збиток.

[28] Закон України від 18.09.2019р. №107-XI «Про внесення змін до деяких законів України у сфері використання ядерної енергії».

[29] Закон України від 04.12.2019р. №330-XI «Про внесення змін до ЗУ «Про ринок електричної енергії».

[30] Постанови НКРЕКП від 30.08.2019р. №1781.

[31] Постанова НКРЕКП від 11.02.2019р. №730. Таким рішенням було затверджено зменшення майже на 1,7 млрд грн (27%) обсягу фінансових зобов’язань Укренерго по сплаті компенсації на відшкодування «зеленого» тарифу перед ДП «Гарантований покупець». 

[32] До економічних викликів також слід віднести згортання інвестиційних проектів.

[33] Діючі цінові обмеження на балансуючому ринку та ринку допоміжних послуг впливають на достатнє застосування маневрових потужностей.

[34] Звіт НЕК «Укренерго» з оцінки (достатності) генеруючих потужностей-2019. Режим доступу - https://ua.energy/wp-content/uploads/2020/03/Zvit-z-otsinky-vidpovidnosti-dostatnosti-generuyuchyh-potuzhnostej-2019.pdf

[36] За даними Мінекоенерго України, за 12 місяців 2019 р. електроспоживання (брутто) склало 150 237,1 млн. кВт*год, що на 2 977,3 млн. кВт*год, або на 1,9 % менше ніж за 12 місяців 2018 р. Режим доступу - http://mpe.kmu.gov.ua/minugol/control/uk/publish/article?art_id=245436954&cat_id=245183225

[37] Постанова КМУ від 05 серпня 2020 р. № 694 (разом із змінами від 19.08.2020).

[38] Постанова НКРЕКП від 11.07.2020 № 1329

[39] Лист від 17.06.2020 № 01/21629, щодо необхідності перегляду тарифів на послуги з передачі електричної енергії та послуги з диспетчерського (оперативно-технологічного) управління у зв’язку із дефіцитом коштів, що виник за окремими складовими витрат структури тарифів. Зокрема, за статтями «витрати на виконання спеціальних обов’язків для забезпечення загальносуспільних інтересів, у тому числі із забезпечення збільшення частки виробництва електричної енергії з альтернативних джерел», «витрати на придбання допоміжних послуг».

[40] Центром Разумкова розроблений відповідний проект, а також отримано Патент України

Поділитись