Новые механизмы оптовой торговли электроэнергией с 1 июля введены в действие. Практически до самого последнего момента перед их пуском сохранялась интрига – многие ожидали переноса времени “Ч”, хотя факт отсутствия для этого голосов в парламенте был достаточно очевиден. Как бы то ни было, историческое событие в электроэнергетике произошло. Остается надеяться, что все шероховатости будут устранены со временем без критических последствий для участников рынка.
Своими ожиданиями по поводу будущей работы энергорынка с «Энергореформой» поделился вице-президент Первой энергетической ассоциации Украины, председатель Нацкомиссии регулирования электроэнергетики (2006-2007 гг.), член Нацкомиссии, осуществляющей госрегулирование в сфере энергетики (2011-2014 гг.), директор ГП “Энергорынок” (2007-2008 гг.) Александр Рогозин.
– За несколько месяцев до 1 июля начал расти ком тревожных заявлений о неготовности Украины к запуску новой модели рынка э/э и необходимости его переноса. Так или иначе, реформа стартует вовремя. Какие основные проблемы и риски, по Вашему мнению, могут возникнуть в дальнейшем, и можно ли их эффективно преодолеть уже в процессе?
– Самое опасное, на мой взгляд, если то, что написано в новых, “сырых” нормативных документах станет выполняться диспетчерами энергосистемы слепо. Это несет риск развала энергосистемы. Впрочем, диспетчерские службы, являясь консервативными структурами, скорее всего, будут делать то, что всегда, и мы, надеюсь, не потеряем целостность энергосистемы.
Мне интересно: если Правила рынка требуют предоставления финансовых гарантий, и какой-то участник рынка не сможет их обеспечить, то действительно ли, как написано в Правилах, ему автоматически будет объявлен преддефолтный статус, через 3 дня – дефолтный, и после он будет “выдворен” с рынка? Для некоторых участников рынка это – практически нереализуемый сценарий. Непонятно, будут ли все участники в состоянии выполнять установленные требования, и будут ли работать все предусмотренные механизмы, например, механизм заменены несостоятельного поставщика.
Совершенно очевидно, с моей точки зрения, ожидать на начальном этапе определенного хаоса в отношениях всеми участниками рынка. Большинство из них до сих пор до конца не понимает, как будут работать с 1 июля. Изменения в основные документы рынка внесены всего несколько дней назад и какое-то время все, наверное, будут просто разбираться, что и когда, собственно, делать…
– Формулу расчета граничных цен на биржевых сегментах откорректировали в последний момент, тепловая генерация, ратующая за рынок, кажется, уже была не рада рынку в таком исполнении…
– Если генерацию “обрезать” в доходах ниже себестоимости, как предполагалось первоначальной редакцией проекта Правил РСВ и ВСР, результатом стал бы финансовый коллапс компаний, в первую очередь тех, кто работает на импортном угле. Соответственно, к зиме, а может еще и раньше, их склады угля опустели бы, что является прямой угрозой для энергобезопасности страны.
В новой модели энергорынка не решен вопрос компенсации условно-постоянных затрат тепловой генерации, которая является ценоопределяющей. Это опасно, потому что, как будет работать рынок вспомогательных услуг, на котором хотя бы отчасти должны возмещаться эти затраты – пока непонятно, и там тоже предусмотрены ограничения. Есть сомнения, что за эти услуги вообще будет оплата с первого дня. Возникает вопрос – если на РСВ и ВСР компенсируется только топливная составляющая, то где тогда будут возмещаться условно-постоянные затраты? Если нигде, то что тогда должна делать тепловая генерация? Выводить мощности из эксплуатации? Это тоже чревато, они еще могут понадобиться…
– “Укрэнерго” уже бьет тревогу по поводу дефицита мощностей ТЭС в резерве, в частности на “Центрэнерго” была ситуация, когда все блоки находились либо в ремонте, либо без топлива…
– “Центрэнерго” можно понять, они де-факто в убытке. В феврале средний тариф был выше 2 грн. за кВт-ч, но в марте – снизился до 1,76 грн./кВт-ч, в апреле – до 1,63 грн./кВт-ч. Это ниже, чем в прошлом году. Почему? Одна из причин, вероятно, то, что при расчете оптово-рыночной цены (ОРЦ) на 2019 год, использовался прогнозный баланс, в котором была существенно занижена выработка “зеленых”. По факту, отпуск генерации из ВИЭ существенно вырос, и в мае, к примеру, достиг уже 4,4% от всего отпуска генерации в рынок. Тепловая генерация, цена продажи которой в рынок определяется по остаточному принципу, теперь работает либо в убыток, либо близко к этому.
– Какие еще “узкие” места нового рынка?
– Опять актуальна проблема поставщика последней надежды (ППН), которым на сегодня является госпредприятие “Укринтерэнерго”. Казалось бы, после изменений на розничном рынке 1 января, всем должно было стать очевидным, что при наличии практически неотключаемых неплательщиков (государственных шахт и некоторых коммунальных водоканалов), ППН логично окажется их последним убежищем, и это станет приговором для самого ППН. Так и получилось. Менее чем за полгода “Укринтерэнерго” доведено до банкротства, даже при том, что какие-то деньги Минэнергоугля удалось получить из бюджета для обеспечения расчетов угольщиков. ППН имеет более 0,5 млрд. грн. долга перед “Энергорынком”, и у него сейчас нет возможности работать по правилам в новом рынке, в частности обеспечить необходимые фингарантии. Возникает вопрос – рынок будет работать без ППН или в качестве ППН будет выбрана новая жертва?
Проблема системных неплательщиков была очевидна в 2017 году, когда принимался закон “О рынке э/э”. Уже тогда говорилось, что она не решается на уровне подзаконных актов, что нужно решить проблему кардинально, на уровне закона. Проблема осталось нерешенной, с 1 января она обострилась, а с 1 июля, думаю, заиграет новыми красками.
– А чего можно ожидать?
– Где проявится проблема? Может быть, в дополнительных неоплаченных потерях операторов системы распределения (ОСР), которые тоже в этом случае будут поставлены на грань банкротства. Если ОСР не отключат этих неплательщиков (а, к примеру, по КП “Вода Донбасса” это вряд ли возможно, так как вся Донецкая область окажется без воды), то вся потребленная должниками э/э может попасть в объем фактической покупки ОСР на рынке, который ОСР должны будут оплатить, не имея на это средств. Возможно также, что вопрос о том, кто ответственен за покупку этого объема э/э, останется “на разрыве”, перейдет в споры и иски.
Все понимали, что в этом рынке много сложностей. Скажем, проблема потребителей-неплательщиков была очевидна, но за отведенное на внедрение рынка время никто ничего не сделал, чтобы ее устранить.
– Потому что решили снять кино, а режиссера нанять забыли?
– И не только режиссера. Может быть, основная причина ситуации – в самоустранении Кабмина от координации действий по внедрению рынка. После того, как премьер Владимир Гройсман стал в апреле прошлого года главой Координационного центра, центр не собирался ни разу.
В той же Польше премьер-министр лично занимался осуществлением такой реформы. Там, кстати, принимались соответствующие кадровые решения относительно тех, кто не справлялся с поставленными задачами. А у нас кто с кого что спросил? При такой организации с самого начала не было шансов, что внедрение пойдет, как следует.
Складывается впечатление, что НЭК “Укрэнерго”, ключевой субъект нового рынка, уделяло больше времени пиару, чем внедрению рынка. В декабре прошлого года компания отрапортовала, что день в день начала предусмотренное законом тестирование платформы MMS, но реальное тестирование началось только в апреле. По-хорошему, процесс внедрения таких продуктов вообще должен занимать не менее года, с учетом необходимых доработок.
– Постановление Кабмина о возложении публичных спецобязательств (PSO) по поставке э/э для нужд населения было принято за пару недель до ввода рынка, документ явно разрабатывался в спешке, что в итоге получилось?
– Идея, похожая на реализованную в последней версии PSO, обсуждалась в рабочем порядке еще года полтора назад. Она не была поддержана в силу своих недостатков, но в самый последний момент вновь всплыла уже в виде решения Кабмина. По-моему мнению, принятый механизм не выдерживает критики.
Во-первых, он выхолостил рынок, изъяв из конкурентного сегмента половину всего объема э/э, которая должна будет торговаться по регулируемым ценам.
Во-вторых, на базе “Гарантированного покупателя” (ГП) создан по-сути мини-оптовый рынок, но без правил. ГП будет покупать-продавать чужую электроэнергию, оказывать услуги, но как осуществлять расчеты объемов, обязательств – ничем не урегулировано.
К примеру, НАЭК “Энергоатом”, обязан продавать “Гарантированному покупателю” по фиксированной цене до 75% своей годовой выработки, это около 62 млрд. кВт-ч. Так как для покрытия потребностей населения требуется около 36 млрд. кВт-ч, этот объем э/э ГП будет перепродавать поставщикам универсальных услуг (ПУУ), а остальную э/э – продавать на РСВ и ВСР и из полученной прибыли, в частности компенсировать ПУУ убытки от поставки э/э населению.
ГП купил дешево, продал дорого. Какие будут налоговые последствия? Будет прибыль или убыток? Высок риск кассовых разрывов, проблем с финансовым обеспечением, оплатой небалансов.
Конечно, такие решения надо принимать загодя. Когда они утверждаются за 2-3 недели до ввода нового рынка, причем одна версия через неделю сменяет другую – жди проблем с реализацией…
– По идее, стратегия должна была быть определена еще два года назад – если не повышаем цены для населения, значит, ищем механизм компенсации…
– В законе “О рынке э/э” написано, что к 1 июля 2019 года НКРЭКУ обязана ликвидировать перекрестное субсидирование. Все как бы на это рассчитывали, хотя понимали, что Регулятор вряд ли решится на такой шаг в преддверии выборов.
До 1 июля у Комиссии были соответствующие полномочия, с 1 июля они есть только у Кабмина. И кто теперь заставит его повысить цены для населения, если даже при прямой норме в законе это сделать “слабо”? Возможно, нужно вносить изменения в закон, опять давать НКРЭКУ эти полномочия и даже прописывать однозначный график повышения, чтобы не было желания с него “спрыгнуть”.
– Чем вообще можно пояснить такую боязнь повышать цены на э/э для населения, ведь удельный вес расходов на э/э в общей сумме жилищно-коммунальных платежей не такой большой, как, к примеру, расходов на газ и тепло. Рыночную цену на газ для населения установили, а в электроэнергетике на этом никто не настаивает…
– Уточню – цена газа для населения высокая, но не рыночная, так как регулируется Кабмином в рамках PSO. Но в газе бенефициаром повышения цен на газ для населения была конкретная структура – НАК “Нафтогаз Украины”. Было кому этот вопрос лоббировать. В электроэнергетике до сих пор прямого выгодополучателя от повышения цен для населения не было. За низкие цены для населения платили другие потребители, а энергетическим компаниям было “как бы” все равно. В новом рынке ситуация будет другая. С 1 июля за население и де-юре, и де-факто будет платить “Энергоатом” (в большей степени) и “Укргидроенерго”, на которых возложены PSO.
– Но ведь “Энергоатом” тоже не за свой счет компенсирует низкие цены для населения. 90% э/э он будет продавать по тем же ценам, что и раньше, а минимум 10% по более высоким, конкурентным…
– Но если начнут повышать цены для населения, то “Энергоатом” сможет увеличить продажи э/э по рыночным ценам. Если ему удастся продать все 62 млрд. кВт-ч не по 57 коп/кВт-ч, а, скажем, по 1,2 грн. за кВт-ч, это принесет компании дополнительных 39 млрд. грн. выручки в год. На цены на рынке это практически не повлияет, т.е. снижения цен для промышленных потребителей не будет. Но вот какую политику будет проводить по отношению к этим дополнительным доходам НАЭК “Энергоатом” государство – вопрос. Заберет весь дополнительный доход в виде налогов и дивидендов? Надеюсь, что до этого не дойдет и компании останутся средства для развития.
– Накануне ввода нового рынка многие, в том числе и международные эксперты, говорили о том, что структура производства э/э в Украине такова, что пока речи о широкой конкуренции быть не может, да еще и в условии отсутствия импорта…
– Так что, нам оставаться на модели оптового покупателя еще 3-5 лет, пока не интегрируемся с ENTSO-E? Это не выход. Я думаю, что даже при существующей структуре генерации, а тем более при обретении “Центрэнерго” эффективного собственника, конкуренция в новом рынке не только возможна, а неизбежна. Этому поспособствует, в частности, отсутствие в новом рынке минимально допустимого состава оборудования ТЭС, возможность реального импорта. И “Энергоатом” я бы не сбрасывал со счетов. Дайте компании работать, и она покажет результат. Так что в перспективе реально можно ожидать и снижения цен (как минимум, сдерживания, потому что остаются и объективные факторы их роста, такие как инфляция и пр.).
– Модель единого покупателя, конечно, это не полноценный рынок по нынешним европейским правилам, но она была более или менее работоспособной, а сейчас мы идем в неизвестность, которая многих пугает…
– Модель единого покупателя начала функционировать нормально где-то только с 2001 года, когда была решена проблема денежных расчетов на рынке, введена плата за маневренность, а главное – появились экономически мотивированные участники. На базе нее, кстати, тоже можно было начинать двигаться в сторону либерализации. Были предложения и ввести ответственность за небаланс для всех участников рынка, и “отпустить” ОРЦ, и допустить конкуренцию для атомной генерацию. Но этого не сделали, НКРЭКУ как-то незаметно втянулась в тотальное управление оптовой ценой э/э, и это стало удобно, привычно и не подвергаемо сомнению.
Нынешний рынок, потенциально совершенно конкурентный, уже тоже искажен, в нем предусмотрена масса ограничений. Пока это обосновывается понятной необходимостью “безопасного режима” на начальном этапе, но риск того, что такой режим нам “понравится”, с моей точки зрения, велик.
Новый рынок сложнее и чувствительнее, чем ОРЭ. В нем, скажем, нет социализации неплатежей, когда они распределяются в равных долях между участниками и все при этом остаются на плаву. В новом рынке даже 1% системной недоплаты – проблема, которая способна каскадно разрушить рынок, привести к цепи банкротств, росту цен.
Мне кажется, существует риск, что после 1 июля у власти будет искушение не проводить работу над ошибками и исправлять их, а вообще попробовать “свернуть” реформу. Особенно, если произойдет какая-то серьезная накладка, будет на что пенять, и появится политическое желание “вернуть стабильность”. Сейчас о переносе не говорят, поскольку идет избирательная кампания, но после ее завершения вопрос может возникнуть.
– И что произойдет в случае принятия закона о переносе рынка задним числом?
– Думаю, что в таком случае будет еще хуже. Проблем и рисков только добавится.
Хотелось бы, чтобы все участники рынка и другие заинтересованные лица осознали, что нужно не раскачивать лодку, а искать решение проблем. Если даже каждый платеж в новом рынке может быть оспорен, нужно ли? Не дальновиднее ли набраться терпения и искать взаимопонимание и компромисс.
Риск – вероятность перезапуска НКРЭКУ. Если вновь начнутся кадровые пертурбации, опять придут новые люди – будет потеряно время. Это проблема, которой нужно избежать. Если Комиссию и перезапускать, то, по моему мнению, только с сохранением всего существующего кадрового потенциала, в т.ч. назначенных всего год назад членов Комиссии. Чем они плохи? Их избрали по конкурсу, они достаточно компетентны, в теме, несут ответственность за свои решения. Назначат новых – те полгода будут входить в курс дела, а еще, чего доброго – менять “под себя” персонал, правила игры. Это пользы не принесет.
– Если заглянуть далеко вперед, и предположить, что рано или поздно основные организационные проблемы рынка будут решены, можно ли прогнозировать, что через год-два у нас все же появится полноценный европейский рынок э/э?
– Думаю, не нужно ждать, что проблемы рассосутся сами собой. Надо подавать законопроект о ликвидации перекрестного субсидирования в электроэнергетике, чтобы вернуть в конкурентный рынок все объемы э/э. Есть много других наработанных изменений, которые стоит внести в закон “О рынке э/э”. Надо вносить изменения в налоговое законодательство, чтобы избежать излишнего налогообложения у тех, кто оказывает PSO. Нужно, наконец, приватизировать “Центрэнерго”.
Нужно мониторить ситуацию и оперативно вносить изменения в рыночные документы. Если через 3 месяца мы увидим, что на рынке участники ведут себя адекватно, вероятно, нужно будет снять или смягчить ценовые ограничения. Ведь если не будет действительно рыночной цены, никто не будет вести себя рыночным образом… У поставщиков тоже не будет полноценной конкуренции, если генерация будет “зажата”.
В новом рынке крупные потребители будут реально выигрывать за счет того, что маржа поставщика для них будет минимальна. Это наблюдается уже сейчас. По мере усиления конкуренции между генерацией, потребители получат новые возможности…
– За всей этой шумихой вокруг готовности участников рынка работать по новым правилам, все как-то забыли о стратегических глобальных задачах, которые стоят перед отраслью, и, собственно, являются главной целью рынка – перспективы модернизации, роста качества услуг…
– В законе предусмотрен механизм PSO для строительства генерирующих мощностей/управления спросом, хотя соответствующее решение Кабмином еще не принято. Так что, если ситуация в стране потребует строительства новой генерации для обеспечения баланса, механизм решения задачи есть. Это важно, потому что даже на развитых рынках привлечение долгосрочных инвестиций в генерацию только в расчете на рыночную цену практически не встречается.
Серьезных проблем с инвестициями в систему передачи, я думаю, нет и сейчас. Включение Регулятором необходимых средств в тариф НЭК “Укрэнерго” было и остается только вопросом наличия убедительного обоснования.
Что касается распределительных сетей, их недоинвестирование, я считаю, действительно, одной из самых серьезных, “запущенных” проблем. Суммы инвестиций в эти сети “в гривне” остались такими же, как 5-6 лет тому назад, то есть в “железе” объемы снизились минимум в 2 раза. При таком уровне капвложений качество энергоснабжения не может быть не то, что улучшено, оно не может даже поддерживаться на существующем уровне. Инвестиции надо увеличивать в разы, постепенно, конечно. Единственный известный механизм для этого – стимулирующее регулирование (включая RAB-методологию). Возврат на капитал (ROR), регулируемая база активов (RAB) – стандартные элементы тарифной методологии, давно используемой в мире, и не только в развитых странах. Без них инвестиции в сети – неэффективны и приводят к высоким тарифам для потребителей. Что же касается собственно стимулирующего регулирования – это лишь включение в формулы тарифообразования дополнительных стимулов для снижения операционных затрат и потерь, повышения качества услуг, увеличения эффективности инвестиций. Оно само по себе приводит вообще не к росту тарифов, а к их снижению.
Нормативная база для внедрения стимулирующего регулирования принята еще в 2013 году. В процессе ее наработки не один год велись ожесточенные дебаты, в нее вносили изменения, но перспективы внедрения так и остались перспективами. Вместе с тем, внедрение стимулирующего регулирования изначально задумывалось до начала реформы рынка, чтобы потребители успели почувствовать эффект от повышения качества энергоснабжения, который возможен лишь на 2-3 год после начала внедрения, когда инвестиции начнут давать отдачу. Но внедрение из года в год откладывалось, и, соответственно, откладывалось улучшение энергоснабжения. Последнее обещание от НКРЭКУ – пуск стимулирующего регулирования с 1 января 2020 г. (Reform.energy/Энергетика Украины и мира)
