Забезпечення достатності генеруючих потужностей в умовах нової моделі ринку електричної енергії України

Конкурентні моделі ринків електричної енергії, як і будь-які конкурентні ринки, мають забезпечувати учасникам необхідний рівень доходу на залучені інвестиції, чим створювати стимули для інвестування у галузь.
Проте останнім часом, у багатьох країнах все частіше підіймається питання, що «чистий» ринок не забезпечує достатніх гарантій для інвесторів в нові генеруючі потужності. Так, результати оцінки рівня достатності потужностей на ринку для покриття наявного та очікуваного попиту, яку періодично проводять європейські оператори системи передачі (Transmission System operator, системний оператор (СО)), показали для деяких країн очікуваний дефіцит генеруючих потужностей, на основі чого у свій час приймались рішення щодо запровадження додаткових механізмів покриття витрат виробників на інвестування в розвиток/нове будівництво генеруючих потужностей.
Україна зараз рухається в напрямку перебудови ринку електроенергії на конкурентних засадах за моделлю прямих договорів та балансуючого ринку. Незважаючи на декларований профіцит генеруючих потужностей, проблема гарантування їх адекватності навіть на середньострокову перспективу існує, а впровадження відповідних механізмів забезпечення інвестицій в новому ринку є актуальним завданням.

1. Існуючі механізми регулювання інвестицій в генеруючі потужності

В оптовому ринку електроенергії (ОРЕ), створеному в Україні за моделлю «єдиного покупця», оптовий постачальник електроенергії (ДП «Енергоринок») купує електроенергію в усіх виробників та продає її всім постачальникам за єдиною оптовою ринковою ціною (ОРЦ), що формується відповідно до Правил ринку.
Виробники, що виробляють електричну енергію на АЕС, ГЕС (ГАЕС), ТЕЦ продають електроенергію в ОРЕ за тарифами, встановленими національною комісією, що здійснює державне регулювання у сфері енергетики та комунальних послуг (НКРЕКП), виходячи з їх собівартості та інвестиційних потреб. Інвестиційні програми цих виробників погоджуються із органом виконавчої влади, що забезпечує формування та реалізацію державної політики у сфері електроенергетики (Міненерговугілля), і можуть включати в себе, як витрати на модернізацію та реконструкцію, так і витрати на будівництво нових генеруючих потужностей. Тарифи можуть також включати складову, пов’язану із обслуговуванням та поверненням кредитних ресурсів, залучених виробниками для інвестицій за рішеннями Уряду. Чинна тарифна методологія застосовується лише до існуючих виробників і не передбачає повернення інвестицій для нових виробників.
Виробники з відновлювальних джерел енергії (ВДЕ) продають електроенергію в ОРЕ за «зеленими» тарифами, що встановлюються НКРЕ у порядку та розмірах, визначених Законом України «Про електроенергетику». Практично всі потужності цих виробників є новими і «зелені» тарифи компенсують виробникам не лише їх собівартість, але й повернення інвестицій.
Генеруючі компанії теплових електростанцій (ТЕС) працюють у ринку за ціновими заявками (на конкурентних засадах). Склад працюючих енергоблоків ТЕС визначається за принципом включення до роботи найдешевших блоків (з урахуванням мережевих та інших обмежень), а ціни продажу електроенергії в ОРЕ розраховуються відповідно до Правил ОРЕ, виходячи з платежів за електроенергію, потужність, маневреність, від’ємних платежів за невиконання графіків навантаження тощо. Механізм формування цих цін не гарантує виробникам наявність прибутку, достатнього для інвестицій в модернізацію та реконструкцію енергоблоків, оскільки рівень середньозваженого місячного тарифу ТЕС фактично є заданим (квазірегульованим) через механізм встановлення НКРЕКП прогнозованої ОРЦ.
Враховуючи критичний стан зносу генеруючого обладнання ТЕС (76% енергоблоків відпрацювало свій парковий ресурс (220 тис.год)) та необхідність його термінової реконструкції, Розпорядженням КМУ від 08.09.2004 № 648-р було запроваджено спеціальний механізм фінансового забезпечення реконструкції (модернізації) енергоблоків ТЕС. Його сутність полягає у введенні спеціального платежу (цільової надбавки на реконструкцію (модернізацію) енергоблоків), як складової ціни продажу електроенергії в ОРЕ. Перелік блоків, що підлягають реконструкції, визначається Планом реконструкції (модернізації), що затверджується Мінерерговугілля. Розмір платежів кожному енергоблоку, що реконструюється, визначається таким чином, щоб у період з моменту встановлення для нього цільової надбавки до моменту вводу реконструйованого енергоблоку в експлуатацію плюс три роки, ці платежі компенсували відповідному виробнику 80% кредитних коштів, залучених для виконання проекту реконструкції.
Наявність надбавки на реконструкцію (модернізацію) енергоблоків, з одного боку, є гарантією для банків у частині наявності джерела повернення кредиту, а з іншого, знижує фінансове навантаження на споживачів, як через відтермінування цих платежів у часі, так і через перекладання на самого виробника частки витрат (20% тіла кредиту та 100% витрат на його обслуговування). Перші надбавки були встановлені наприкінці 2007 року. Станом на 1 лютого 2015 року за цим механізмом реконструйовано 20 енергоблоків ТЕС сумарною потужністю близько 4500 МВт. Це дозволило продовжити термін експлуатації у середньому на 15 років та забезпечити приріст встановленої потужності на 324 МВт. Ще 18 енергоблоків знаходяться на різних стадіях реконструкції.

2. Механізми забезпечення інвестицій у генеруючі потужності України в майбутній моделі ринку

Відповідно до Закону України «Про засади функціонування ринку електричної енергії» (далі – Закон) з 1 липня 2017 року в Україні повинен припинити свою роботу існуючий ОРЕ, і мають запрацювати всі складові нового ринку, зокрема ринок двосторонніх догорів, балансуючий ринок (БР) та ринок на добу наперед (РДН). Ринок допоміжних послуг, як такий, що сумісний з діючим ОРЕ, має запрацювати вже на перехідному етапі, тобто до 1 липня 2017 року. Передбачена Законом модель в основних своїх складових повністю відповідає цільовій європейській моделі та має за мету, зокрема, посилити конкуренцію між виробниками та між постачальниками електроенергії, забезпечити реальне право споживача щодо вибору постачальника, недискримінаційний доступ до електричних мереж тощо.
Новий ринок зберігає стимулювання виробників з ВДЕ шляхом створення спеціального суб’єкта – гарантованого покупця, що має закуповувати електроенергію у виробників з ВДЕ за «зеленим» тарифом та продавати її в РДН та БР, компенсуючи свої втрати через Фонд врегулювання вартісного небалансу (далі - Фонд). Таким чином, до 2030 року для виробників з ВДЕ зберігається існуючий механізм повернення залучених ними інвестицій за рахунок «зеленого» тарифу.
На 10 років Законом передбачено збереження існування тарифів ТЕЦ. Виробники на ТЕЦ мають працювати в ринку на загальних засадах, але у разі, якщо їх тарифи є більшими, ніж ринкові, вони мають право, у межах обсягів виробництва, врахованих при затвердженні тарифів, на компенсацію різниці через Фонд.
Виробники, що виробляють електричну енергію на АЕС та ГЕС, працюватимуть в ринку на загальних засадах. Однак, оскільки такі виробники мають порівняно з іншими суттєво нижчу собівартість, вони відповідно до Закону є платниками в Фонд (разом з електропередавальною компанією). При цьому, розрахунок їх платежів до Фонду має забезпечити гарантоване покриття ними експлуатаційних та капітальних витрат, виконання зобов’язань, передбачених міжнародними договорами України, ратифікованими Верховною Радою України, а також витрат, пов’язаних із забезпеченням ядерної безпеки функціонування АЕС та соціально-економічної компенсації ризику для населення, яке проживає в зоні спостереження АЕС тощо. Це вимагає існування певний час гарантованої ціни («квазітарифу») для відповідних виробників.
Таким чином, для виробників електроенергії на ТЕЦ, АЕС та ГЕС може бути збережений діючий механізм інвестування за рахунок включення відповідних сум до їх тарифів. Слід, однак, зазначити, що це не стимулює цих виробників до оптимізації інвестицій, як в частині термінів та вартості, так і в частині пошуку оптимальних технічних рішень.
Разом з тим, Закон запроваджує новий механізм інвестування, сутність якого полягає в наступному:
- системний оператор (СО), виходячи з потреби в резервах генеруючої потужності, що визначається десятирічним планом розвитку об'єднаної енергосистеми (ОЕС) України, у разі прогнозованого дефіциту потужності, має застосувати конкурсну процедуру придбання допоміжної послуги із забезпечення резервів нової та/або реконструйованої генеруючої потужності,
- конкурс з відбору постачальника цієї допоміжної послуги має проводитись відповідно до спеціального порядку, з урахуванням плану розвитку ОЕС України та визначених критеріїв,
- за результатами конкурсу, СО укладає з переможцем конкурсу договір (на підставі типового) на придбання цієї послуги (скоріш за все - за найнижчою запропонованою переможцем вартістю) протягом періоду, що визначається НКРЕКП, але не більше 10 років для проектів будівництва нових потужностей,
- після введення нової (реконструйованої) потужності в експлуатацію, СО оплачує послугу її постачальнику за зафіксованою у договорі вартістю, а у разі невиконання інвестором зобов’язань за конкурсом – умови оплати змінюються (погіршуються для інвестора) відповідно до умов договору,
- витрати СО на оплату допоміжних послуг включаються до тарифу на централізоване диспетчерське (оперативно-технологічне) управління ОЕС України.
Новий механізм є певною мірою ринковою адаптацією діючого на разі механізму цільової надбавки на реконструкцію (модернізацію) енергоблоків ТЕС, але має наступні переваги:
- новий механізм розповсюджується не лише на реконструкцію (модернізацію) існуючих, але й на будівництво нових потужностей, тобто може бути засобом залучення в ринок нових виробників, що посилюватиме конкуренцію та знижуватиме ціни,
- механізм дозволяє застосовувати його не лише для генеруючих компаній ТЕС, але й для інших виробників (крім виробників з ВДЕ, що працюють за «зеленим» тарифом),
- розмір плати за резерв нової (реконструйованої) потужності визначатиметься на конкурентних засадах і тому буде мінімальним для споживачів, але таким, що гарантуватиме наявність джерела повернення інвестицій для інвестора,
- оплата резерву нової (реконструйованої) потужності здійснюватиметься після її вводу в експлуатацію, що поруч із санкціями за невиконання інвестором умов договору створює жорсткі стимули для своєчасного виконання ним своїх зобов’язань, та, відповідно, мінімізує ризики в частині отримання необхідної потужності.
В частині реконструкції потужностей АЕС та ГЕС, новий механізм, за існуючих умов, можливо, є не набагато кращою альтернативою, аніж тарифне регулювання, доки в країні існує лише по одному виробнику в кожному класі (НАЕК «Енергоатом» та ДАК «Укргідроенерго»). Це не надає можливості отримання вигоди від запровадження конкурентного підходу до відбору постачальника послуги із забезпечення резервів нової та/або реконструйованої генеруючої потужності АЕС та ГЕС (кожному виробнику нема з ким конкурувати).
Для ТЕЦ, навпаки, новий конкурентний механізм є таким, що обіцяє кінцеві вигоди для споживачів. З одного боку, конкуренція виробників на ТЕЦ за послугу із забезпечення резервів нової та/або реконструйованої генеруючої потужності можлива не лише між собою, а і з генеруючими компаніями ТЕС, оскільки вартість будівництва (реконструкції) їх потужностей є співставною. З іншого боку, наразі собівартість виробництва електроенергії на більшості вітчизняних ТЕЦ є суттєво вищою за собівартість ТЕС, що і обумовило передбачену Законом компенсацію з Фонду втрат ТЕЦ від участі у ринку. Реконструкція таких ТЕЦ надає можливість знизити їм платежі з Фонду та перетворити їх на повністю ринкових учасників. Це посилить конкуренцію і з рештою призведе до зниження цін на ринку за рахунок витіснення більш дорогої генерації.
Для генеруючих компаній ТЕС новий механізм є безальтернативним. Теоретично, інвестиції, як в реконструкцію, так і будівництво нових потужностей могли б здійснюватись, як існуючими, так і новими учасниками ринку на власний ризик, в розрахунку на майбутні високі ринкові ціни. Але за відсутності розвинутого ф’ючерсного ринку електроенергії в інвесторів відсутні будь-які цінові орієнтири та гарантії повернення інвестицій. Навіть за наявності ф’ючерсного ринку, тривалий термін інвестицій у теплову генерацію (5-7 років для нового будівництва, 2-3 – для реконструкції) за існуючих ризиків країни (і, відповідно, високої вартості капіталу) та підвищеної волатильності цін на паливні ресурси, не дає підстав для очікування достатнього рівня інвестування за «чистих» ринкових умов. При цьому, за умови дефіциту потужностей, підвищення цін на ринку буде неминучим. Як наслідок, прибутковість виробників за рахунок споживачів суттєво зросте. Однак це не тільки не забезпечить реінвестування всього надприбутку в нові потужності, але й взагалі не гарантує інвестицій.
Відповідно до Закону, новий механізм інвестування шляхом запровадження допоміжної послуги із забезпечення резервів нової та/або реконструйованої генеруючої потужності передбачає розробку:
- плану розвитку ОЕС України (щорічно затверджується КМУ за поданням СО),
- порядку проведення конкурсу з придбання допоміжної послуги із забезпечення резервів нової та/або реконструйованої генеруючої потужності (затверджується Міненерговугілля за погодженням з НКРЕКП),
- типового договору про надання допоміжної послуги (затверджується НКРЕКП),
- рішення щодо впровадження допоміжної послуги із забезпечення резервів нової та/або реконструйованої генеруючої потужності (приймається НКРЕКП за поданням СО),
- правил ринку (затверджується НКРЕКП),
- змін до Правил ОРЕ (приймаються Радою ОРЕ, погоджуються АМК, Міненерговугілля, затверджується НКРЕКП),
- порядку та процедури встановлення тарифів для СО або внесення змін до існуючих порядку та процедури для НЕК «Укренерго» (затверджується НКРЕКП).
Оскільки ринок допоміжних послуг відповідно до Закону впроваджується вже на перехідному етапі, а план розвитку ОЕС України має затверджуватись з 2015 року, новий механізм інвестування може застосовуватись вже зараз після затвердження необхідної нормативної бази. Серед наведених вище документів ключовим є Порядок проведення конкурсу, оскільки саме зваженість конкурсних умов, відкритість процесу їх обговорення та прозорість вибору переможця забезпечує досягнення максимальної ефективності механізму. Зокрема, він має врегульовувати наступні питання:
- порядок формування конкурсної комісії (із залученням представників СО, Міненерговугілля, НКРЕКП, Мінекономіки, АМК, експертних та наукових організацій тощо);
- порядок обговорення та прийняття конкурсною комісією рішення щодо затвердження конкурсних умов, зокрема технічних (види проектного палива, мінімальний діапазон регулювання навантаження, вимоги до систем регулювання тощо), техніко-економічних (граничні витрати умовного палива на відпуск електроенергії та виробництва теплоенергії тощо), екологічних, вимог до інвестора (особливо для проектів будівництва нової потужності – підтвердження досвіду, фінансове забезпечення тощо);
- порядок обговорення та прийняття конкурсною комісією рішення щодо загальної потужності, що виставляється на конкурс, терміну придбання допоміжної послуги (затверджується НКРЕКП), можливого обмеження вартості послуги, можливого уточнення певних умов типового договору (для конкурсу на будівництво нових потужностей);
- порядок оприлюднення конкурсних умов та подання конкурсних пропозицій (окремо – технічної та фінансової (у вигляді місячної вартості послуги));
- порядок розгляду та прийняття конкурсною комісією рішення щодо кваліфікації учасників в частині виконання конкурсних умов;
- порядок подання претензій учасників щодо кваліфікації та їх розгляду конкурсною комісією;
- порядок розгляду фінансових пропозицій кваліфікованих учасників та прийняття конкурсною комісією рішення щодо переможця (переможців),
- порядок укладання між переможцем (переможцями) конкурсу та СО договору на надання допоміжної послуги із забезпечення резервів нової та/або реконструйованої генеруючої потужності, та порядок дій у разі відмови від укладання договору з СО.

Висновки

1. В умовах конкурентних ринків електроенергії забезпечення достатності генеруючих потужностей (і, відповідно, надійності постачання, рівня конкуренції та прийнятності ринкових цін) є актуальною задачею. Для нових ринків та/або високих ризиках країни інвестування, спеціальні механізми, що гарантують необхідні інвестиції в генерацію, є необхідними.
2. За всі інвестиції на всіх ринках в кінцевому підсумку сплачують споживачі. Для таких критично важливих і специфічних ринків, як ринок електроенергії, необхідним є створення умов (механізмів), щоб необхідні та своєчасні інвестиції досягались за мінімально можливих цін для споживачів.
3. Механізм гарантування інвестицій в генеруючі потужності, передбачений Законом України «Про засади функціонування ринку електричної енергії» для нового ринку шляхом запровадження допоміжної послуги із забезпечення резервів нової та/або реконструйованої генеруючої потужності є таким, що дозволяє досягти ефективного результату за умови забезпечення прозорої та відкритої конкурсної процедури відбору постачальнику послуги.
4. Новий механізм перш за все є доцільним для виробників на ТЕС і ТЕЦ. Для ТЕЦ, зокрема, він надає можливість вирішення застарілої проблеми їх неефективності шляхом глибокій реконструкції та перетворення на повноцінних ринкових гравців. Як механізм залучення в ринок нових учасників (при будівництві нових потужностей) він є також засобом для поступового розмивання існуючої на ринку електроенергії олігополії, що має позитивно відобразитись на рівні конкуренції та цінах.
5. Новий механізм є частиною ринку допоміжних послуг і таким чином може застосовуватись вже зараз після затвердження необхідної нормативної бази. Розробку останньої треба починати негайно. Це потрібно, як з огляду на необхідність переходу він існуючого неконкурентного механізму фінансування реконструкції (модернізації) енергоблоків ТЕС до нового конкурентного, так і нагальності вирішення проблеми існування в майбутньому ринку діючих неекономічних ТЕЦ. Є також підстави вважати, що існуючий в Україні профіцит потужностей є не таким міцним, як це вважається, і що будівництво нових потужностей є перспективою найближчих років.

Олександр Рогозін