На сьогоднішній день, енергоринок України вже 18 місяців перебуває у турбулентному режимі: відбувається аномальна зміна цін, як приклад, на початку квітня поточного року ціна в сегменті ринку доби наперед (РДН) перебувала у коридорі 1,30…1,32 грн/кВт год, а через десять днів вона зросла на 32%. Тому дана стаття має на меті дослідити природу таких стрибків і визначити ризики для національних виробників електроенергії та промислових споживачів.

 1. ОПТОВІ ЦІНИ НА ЕЛЕКТРОЕНЕРГІЮ

Поточні ціни у сегменті РДН суттєво нижчі за аналогічні котирування на ринках суміжних європейських країн, зокрема станом на квітень 2021р., середньорічна ціна в торговій зоні ОЕС Україна була на 31% нижче за оптові ціни в ЄС[1]. Аналогічна торгова ситуація спостерігалась в розрізі місяців, як приклад у січні та березні поточного року, ціна на європейському оптовому ринку були вищими за українські котирування на 26% та 29% відповідно. Така цінова різниця між енергоринком України та суміжних країн ЄС має місце з липня 2020р.

До цього моменту, ціни в Україні були вищі на 10%...35% за словацькі, що виглядало цілком логічним та, зокрема пояснювалось додатковими, на відміну від Словаччини, витратами на транспортування природного газу та вугілля для українських виробників електричної енергії. Порівнюючи ціни в сегменті РДН України та ЄС варто звернути увагу на наступне. По-перше, ціни в сегменті ринку доби наперед, наприклад у Словаччині не є показовим трендом для усіх європейських держав. По-друге, комерційні споживачі в ЄС контрактуються по фіксованій ціні на рік-два, а в окремих випадках і на три роки вперед. Тому в європейському сегменті РДН здійснюється торгівля нерозпроданими у сегменті двосторонніх договорів (ДД) залишковими обсягами електроенергії.

Навіть найбільший розрив цін[2], який відбувся у квітні минулого року, був обґрунтований ізольованістю українських торгових зон від ринків суміжних держав (рис. 1 та 2) і пояснювався зниженням котирувань[3] електроенергії в ЄС через запровадження карантинних заходів та зменшенням попиту відповідно. <

Тут доречно зауважити, що незважаючи на різницю в оптових цінах:

1. До липня 2020р. українські промислові споживачі сплачували на 30% менше, аніж аналогічні підприємства у Словаччині[4]. Таким чином, в сьогоднішніх умовах вітчизняні промисловці з точки зору вартості енергоносія перебувають у значно кращих умовах, аніж словацькі компанії.

2. 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[5].

Таким чином, довготривала ситуація із необґрунтованими цінами на оптовому енергоринку України (40 Євро/МВт*год) викликає занепокоєння з точки зору поточної фінансової спроможності вітчизняних генеруючих підприємств закуповувати паливо та проводити ремонтні роботи, адже котирування в державах ЄС (53..65 Євро/МВт*год) відображають фактичну беззбитковість виробників.

Про взаємозалежність європейських ринків, які суміжні із Україною, зокрема свідчить проведений аналіз кореляції оптових цін в Словаччині та Румунії (рис. 3).

Окрім цього, під час аналізу оптових цін електроенергії в ЄС, були визначені три цінові групи (рис. 4). 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.

Як бачимо, до жодної із цих груп, українські торгові зони не наближені, тобто вони ізольовані. Це означає, що вітчизняні генеруючі компанії обмежені в доступі до ліквідних ринків збуту, а споживач позбавлений права сплачувати за справедливою та прогнозованою ціною. Таким чином, через відсутність індикативу, суттєво зростають ризики маніпуляцій із цінами.

 2. Український ринок газу

На відміну від вітчизняного енергоринку, ціни в оптовому сегменті ринку газу України корелюються із європейськими (рис. 5). Наприклад, кон’юнктура цих ринків у І кварталі 2021р. демонструє незначну різницю в цінах, - на рівні 8%.

Подібна ситуація у роздрібному сегменті ринку газу. Українські побутові споживачі сплачують ту саму ціну блакитного палива, як домогосподарства у Польщі, Греції, Словаччині та Сербії (рис. 6).

Доречно зауважити, що з огляду на подібність структур балансу видобутку і споживання газу України та Румунії, справедлива вартість газу для вітчизняних споживачів не мала би перевищувати 6,35 грн/куб.м. Водночас, у порівнянні із країнами ЄС, тариф на доставку газу для вітчизняних домогосподарств є необґрунтованим, оскільки технічні показники вітчизняних газорозподільних мереж не відповідають умовам експлуатації європейських мереж. Також варто зауважити, що характерною особливістю газового ринку ЄС є зміна тарифу на доставку синхронно із коливанням ціни газу, який входить до структури витрат оператора трубопроводів. 

Говорячи про фінансування інфраструктури, варто також звернути увагу, що НКРЕКП застосовує різні регуляторні підходи для суб’єктів ринків електроенергії та природного газу. Тобто, для операторів систем розподілу електроенергії при встановленні тарифу застосовується методика RAB-регулювання, а тариф для операторів газорозподільних мереж визначається за принципом «Витрати+». Таким чином, має місце дисбаланс в алгоритмі розподілу коштів для фінансування об’єктів критичної інфраструктури[6]. 

3. ЛІКВІДНІСТЬ ЕНЕРГОРИНКУ УКРАЇНИ

Фінансова дієздатність ринку електроенергії оцінювалась шляхом розрахунку коефіцієнту миттєвої ліквідності, тобто співвідношення наявних грошових коштів до існуючих зобов’язань (рис. 7).

Аналіз показав, що на початок квітня 2021р. вітчизняний енергоринок вже більше року характеризується низькою платоспроможністю, що лише ініціює збільшення заборгованості (рис. 8).

Варто нагадати, що ринок електроенергії розпочав втрачати свою ліквідність у лютому-березні 2020р., на фоні інерційного впливу адміністративно-політичного втручання та пандемії COVID-19, що призвела до зміни структури споживання[7] і виробництва[8].

Однак, основним джерелом швидкого зменшення фінансової ліквідності стали все ж таки перманентні зміни у нормативно-правові акти[9] та адміністративне втручання (НКРЕКП вносила 29 разів зміни до Правил ринку за крайні 12 місяців, детальніше рис. 9), що прямо не забороняло спотворювати торгові операції.

Це cпровокувало маніпуляції на ринку електроенергії, від яких виграла лише певна група трейдерів та постачальників. Така кон’юнктура призвела до того, що генеруючі компанії, більшість з яких є державні, продавали електроенергію по заниженим цінам, часто нижче собівартості, а маржиналість була зосереджена авторами маніпуляцій на власних рахунках. Внаслідок цього було спричинено недофінансування енерготехнічного сектору, що відобразилось на аварійності або несвоєчасному проведені регламентних робіт.

Цілком очевидно, що така ситуація на енергоринку – це виклик для національної безпеки України, адже блокує будь-які можливості галузі розвиватись відповідно до світових трендів[10], загрожує втраті глобальних ринків збуту для національного товаровиробника[11] та погіршення макроекономічних показників нашої держави на фоні нещодавніх заяв Міжнародного валютного фонду[12]. Розв’язання вищезазначених проблем залежить від прозорої регуляторної політики у відповідності до європейських принципів.

3.1. Волатильність та ручне регулювання цін

Аналіз цін на електроенергію у європейських країнах в сегменті ринку доби наперед показав, що середньостатистичний рівень волатильності за 30 діб складає до 40%[13] і це за умови повністю лібералізованої моделі ринку та відсутності перехресного субсидіювання.

Натомість в Україні, особливо з листопада 2019р. і до нині спостерігається різка зміна цін в сегменті ринку доби наперед. При цьому рівень місячної волатильності[14] знаходиться у достатньо широкому діапазоні 57%...120%. Мали місце окремі випадки, коли ціна в сегменті РДН за кілька днів збільшувалась/зменшувалась майже вдвічі. Вцілому такі ознаки не характерні ринковим реаліям, навіть в умовах перехресного субсидіювання.

Щодо аномальної природи таких стрибків насамперед свідчить той факт, що траєкторія волотильності протягом року не підтверджується апробованими на практиці підходами: ефект кластерізації[15]; ефект повернення до середнього значення[16]; ефект левериджу[17]; ефект розподілення[18]; ефект пам’яті волотильності[19]; вплив екзогенних та ендогенних факторів[20]; принцип кореляції обсягу торгів та волатильності[21].

Серед причин такої аномальної цінової кон’юнктури є нівелюванню поняття конкурентного середовища та дефіцит коштів на енергоринку (рис. 7 та 8). Це явище має місце, зокрема через застосування неринкових цінових обмежень (у т.ч. для НАЕК «Енергоатом»); відкриття доступу білоруським та російським експортерам до ринку електроенергії України[22]; цінові диспропорції між ціною електроенергії для населення та промисловості; недопрацьований механізм ринку допоміжних послуг.

Вищенаведений висновок доводить математичний аналіз степені впливу параметрів на середньозважену ціну електроенергії (рис. 10), який продемонстрував, що збурюючим фактором для енергоринку є імпорт електроенергії.

Факт маніпулятивного впливу імпорту електроенергії (в торгову зону ОЕС України) підтверджується шляхом математичного аналізу відкритих даних НКРЕКП та Оператора ринку (рис. 10), який демонструє наявністьвисокої степені кореляції між наявністю імпорту та активністю постачальників в сегменті внутрішньодобового ринку (+0,71) і зміною структури продажів підприємствами теплової генерації (-0,76) в бік зменшення ціни відпуску. Отже, незважаючи на обсяги поставок електроенергії із Білорусі та РФ, сам факт імпорту формує цінові сигнали (рис. 11) через зростання активності постачальників.

Така ситуація має місце, оскільки енергоринок України немає індикативу ціни через ізольованість від торгових зон сусідніх європейських держав.

3.2. Вплив суміжних секторів галузі на енергоринок України

Математичний аналіз характеру зміни цін та ліквідності енергоринку України залежно від кон’юнктури суміжних секторів енергетичної галузі (рис. 12) продемонстрував наступне.

1. Найбільше на вітчизняний ринок електричної енергії впливав фінансовий стан вугільного сектору та ВДЕ. Безрозмірні коефіцієнти кореляції склали 0,89 та 0,78 відповідно[23]. Це підтверджує тезу про втрату фінансової ліквідності енергоринку через борги перед виробниками електроенергії із альтернативних джерел (рис. 7 та 8). Також це вказує на збитковість підприємств теплової генерації та вуглевидобувних компаній.

2. Національний газовий сектор мав вплив значно менший, але достатній – безрозмірний коефіцієнт склав 0,68. Така ситуація пояснюється тим, що окремі генеруючі компанії споживають блакитне паливо.

3. Існує взаємопов’язаність між європейським газовим ринком та вугільним сектором України. Безрозмірний коефіцієнт склав 0,5. Такий результат пояснюється наступним чином. По-перше, це свідчить про формування ціни вугілля (на внутрішньому ринку) з точки зору паливної конкуренції із ціною природного газу, яка залежить від кон’юнктури на хабах ЄС (рис. 5). 

4. МІНІМАЛЬНА ЦІНА ВИЖИВАННЯ УКРАЇНСЬКОГО ВИРОБНИКА ЕЛЕКТРОЕНЕРГІЇ 

4.1. Атомна генерація

Аналіз фінансово-господарської діяльності вітчизняних генеруючих компаній свідчить про те, що у найбільш скрутному становищі опинився НАЕК«Енергоатом».

Така ситуація має місце через те, що собівартість виробництва електроенергії атомними станціями складає близько 0,9 грн/кВт год, і для того аби компенсувати витрати на виконання функцій у рамках ПСО (50% обсягу генерації продається населенню за 0,15 грн/кВт год) необхідно збувати залишок у вільний ринок за ціною не менше 1,33 грн/кВт год (рис. 13). Фактично, це є обґрунтованою найменшою ціною на оптовому ринку електроенергії України, до моменту його синхронізації із торговими зонами суміжних європейських держав.

Цілком очікувано, що дотримання НАЕК «Енергоатом» такої торгової стратегії призведе до зменшення аномальних коливання цін та суттєво зменшить кількість зловживань.

4.2. Теплова генерація

ТЕС та ТЕЦ для виробництва електроенергії використовують вугілля та природний газ. Проаналізуємо рівень беззбитковості таких генеруючих компаній, на прикладі Київської ТЕЦ-5 та ТЕЦ-6 (потужність 1200 МВт), які є найбільш енергоефективними. Отже, у 2020р. дані підприємства отримали 8 млн. грн прибутку (у тому числі через аномально низькі ціни природного газу) і задекларували 970 млн. грн «інших доходів», що ймовірно є субвенцією від міського бюджету.

Однак, в поточному році, ціни на природний газ зростатимуть, і через це середньорічна собівартість виробництва електроенергії збільшиться до 1,55 грн/кВт*год. Якщо припустити, що надалі матиме місце штучне стримування цін на оптовому ринку (наприклад, 1,32 грн/кВт*год), то це суттєво збільшить фінансове навантаження на бюджет міста Києва у частині субвенцій та призводитиме до подальшої втрати ліквідності енергоринку України (рис. 7).

Подібна ситуація спостерігається на інших підприємствах теплової генерації, де собівартість електроенергії складає щонайменше 1,49 грн/кВт*год, що при ціні збуту 1,41 грн/кВт*год [24] призводить до зростання заборгованості за спожите вугілля і газ перед українськими шахтарями (рис. 8) та НАК «Нафтогаз України» [25] відповідно.

4.3. Вуглевидобувний сектор

У першому кварталі 2021р. собівартість товарного вугілля, яке видобуте державними шахтами, склало 3,93 тис.грн за одну тону. Якщо уявити, що вугілля за такою ціною буде придбано генеруючими компаніями, тоді розрахункова ціна відпуску електроенергії щонайменше становитиме близько 2,4 грн/кВт*год. Існуючий рівень цін у сегменті РДН, навіть в момент досягнення максимального цінового обмеження (2,05 грн/кВт*год) не прокриють собівартість електроенергії, яка згенерована із вугілля видобутого на державних шахтах. Саме тому, має місце факт щорічного зростання дотацій для державних вуглевидобувних підприємств, які у 2020р. становили 5 млрд. грн. У поточному році, державні вуглевидобувні підприємства можуть заявити про потребу 6 млрд.грн субсидій.

Отже, поточний рівень цін на вітчизняному енергоринку не покриває виробничу вартість вугілля, що призводить до збільшення запиту на дотації із державного бюджету та, відповідно, зменшує асигнування коштів на соціальні програми Уряду України.

4.4. Кон’юнктура глобальних ринків газу та вугілля

Численні дослідження Центру Разумкова[26] вказують на те, що глобальна кліматична політика впливає на вектори кредитної політики міжнародних фінансових організацій. Через це зменшується обсяг капіталу, який готовий бути мобілізований для підтримки проектів у нафтогазовій та вуглевидобувній галузях, що відповідно збільшує інвестиційні ризики та впливає на здорожчення кінцевої вартості викопних ресурсів.

Як приклад, нещодавно Урядом Великобританії було ухвалено концепцію «North Sea transition deal» [27], яка поступово призводитиме до зростання вартості природного газу на майданчику NBP та відповідно на інших європейських хабах. Це безумовно впливатиме на удорожчання викопного палива для генеруючих компаній України (див. пункт 3.2).

4.5. Ризики штучних цін на електроенергію

Вітчизняні виробники електроенергії, найперше НАЕК «Енергоатом», несуть колосальні збитки через штучні ціни на ринку, що призводить до браку фінансів, і, відповідно економії коштів за рахунок оптимізації програм усіх видів ремонтів. Варто зазначити, що усі суб’єкти енергоринку України за підсумком 2020р. задекларували збитки, а загальна заборгованість зросла до 50 млрд. грн.

Натомість, у суміжних країнах ЄС, завдяки індикативному ціноутворенню, мають можливість розвиватись виробники та промислові споживачі одночасно.

Тому уникнути ймовірного блекауту цілком можливо, але для цього необхідно ліквідувати маніпуляції із цінами на енергоринку та створити умови для формування індикативної ціни, зокрема шляхом синхронізації ОЕС України із ENTSO-E.

5. ВИСНОВКИ

1. На сьогоднішній день, енергоринок України продовжує характеризуватись високою концентрацією, обмеженою конкуренцією та маніпуляціями. Внаслідок цього відбувається дисбаланс, - виробники отримують збитки, а постачальники – надприбутки.

2. Розрахунок волатильності цін в сегменті РДН, який був проведений за методикою Європейської Комісії, продемонстрував степінь аномальних коливань. Факт зловживань на вітчизняному енергоринку також був підтверджений під час багатофакторного аналізу цінової кон’юнктури.

3. Проведений математичний аналіз дає підстави стверджувати, що втрата ліквідності енергоринку має місце через цінові маніпуляції, які були спричинені численними змінами до нормативно-правової бази; суттєвою різницею між цінами в кожному із сегментів; покладанням спеціальних обов’язків; відсутністю ринку допоміжних послуг, зволіканням із запровадження дієвого механізму моніторингу та штрафів.

4. Комплекс описаних вище обставин призводить до поступового банкрутства оператора системи передачі НЕК «Укренерго», НАЕК«Енергоатом» та інших генеруючих компаній, а також до згортання сектору ВДЕ.

5. Втрата фінансової спроможності енергогенеруючих компаній, з огляду на глобальну кліматичну політику та введення Carbon Border Adjustment Mechanism[28], загрожує нашій державі ізоляцією від глобальних ринків збуту. Це може вплинути на політичний курс України, а також позначитись на рецесії національної економіки.

6. Якщо дефекти ринку не будуть виправлені у найближчі місяці, то слід очікувати зростання ризиків щодо стабільного енергозабезпечення економіки України у середньостроковій перспективі через швидке зменшення фінансових можливостей у виробників електроенергії та операторів інфраструктури. Також на невизначений термін буде перенесена перспектива інтеграції ОЕС України із ENTSO-E, - єдиного інструменту інсталювати ліквідний енергоринок в нашій державі. Як наслідок, це призведе не тільки до багатомільярдних втрат вітчизняної економіки, але й до збільшення піддатливості енергосистеми до можливих збурень з боку РФ.

7. Перш за все, врегулювати ситуацію необхідно шляхом запровадження системного моніторингу операцій на ринку, відповідно до Регламенту 2011/1227/ЄС[29] (Щодо цілісності та прозорості оптового ринку).