Ексклюзивне інтерв'ю генерального директора АТ "Оператор ринку" Олександра Гавви агентству "Інтерфакс-Україна" про те, як об'єднання українського спотового ринку електроенергії з ринком ЄС збільшить конкуренцію та знизить ціни на електроенергію
Текст: Олег Кільницький
– Ми маємо результати роботи на ринку "на добу наперед" (РДН) і внутрідобовому ринку (ВДР) за липень після підвищення НКРЕКП максимальних price caps відповідно на 50-80%. Як змінилася поведінка гравців після підвищення граничних тарифів на електроенергію на спотовому ринку і які висновки в цілому можна зробити за цей перший місяць дії нових price caps?
– Як відомо, за підсумками липня середньозважена ціна електричної енергії на РДН зросла на 23,5% порівняно з червнем і, зрозуміло, що вплив підвищених прайс-кепів тут є.
З огляду на збільшення регулятором верхніх та зменшення нижніх price caps варто відзначити відповідне збільшення волатильності ціни по більшості годин доби. Особливо це видно на прикладі вихідних днів.
В той же час внаслідок скасування регулятором нижніх мінімальних рівнів прайс-кепів ціни по деяких нічних годинах у деякі дні просідали до низького рівня – в діапазоні 347,00 грн/МВт-год – 600 грн/МВт-год.
Водночас є декілька позитивних моментів і декілька питань, що ми маємо з цим робити. Сама поведінка гравців після підвищення граничних тарифів майже не змінилася. Як вони діяли до, так вони продовжують діяти і після.
Зрозуміло, що вони вибудовують свої заявки, виходячи з двох параметрів: максимальна гранична ціна і обсягконкуренції, який досягається на РДН.
Ми бачимо, що у вихідні дні ціна може просідати, так само по деяких днях може просідати ніч. Чому так відбувається? Тому що в ці години набагато менший попит, відповідно, пропозиції достатньо багато і вона не може реалізуватись на ринку.
Про що це свідчить?
Для того, аби досягнути більш об̛̛̛єктивної і справедливої ціни, нам потрібно збільшувати на ринку конкуренцію.
Немає сенсу поринати у безкінечні дискусії, який прайс-кеп ми маємо встановити в кожну окрему годину, кого він задовольнить, а кого – ні, говорити, а чи правильною є ціна ввечері на рівні 7200 грн/МВт-год і чи має бути ціна в цей день 6000 грн/МВт-год, а в інший – 8000 грн/МВт-год і так далі залежно від того, який характер енергетичного обладнання ми задіємо.
Правильно зробити так, щоб у нас у будь-який день у разі дефіциту була максимальна пропозиція е/е і максимальний попит на неї у разі, якщо ми маємо профіцит.
У ті години, коли ціна падає до 560 грн/МВт-год або до 347 грн/МВт-год, що, в принципі, не є достатньою ціною для, наприклад, теплової генерації, яка виробляє е/е у цю годину, у нас має бути додатковий попит. І цей попит може формуватися насамперед за рахунок експортного потенціалу.
І навпаки: коли ми говоримо про те, що ціна у більшості днів на вечірні години досягає 7200 грн/МВт-год, ми повинні мати додаткову пропозицію, по суті, імпортний паритет, який би відрегулював ціну.
Тому наш головний акцент, який ми робимо, виходячи з нових прайс-кепів, полягає у тому, що Україна має розвивати свої експортно-імпортні зв'язки з європейськими країнами і спрощувати процедуру експорту/імпорту.
Одним із варіантів такого спрощення і є market coupling як єдиний прозорий механізм торгівлі е/е в ЄС, до якого має шанс долучитися Україна, вже починаючи з наступного року.
Власне, market coupling, який націлений на максимізацію конкуренції і мінімізацію цін в загальноєвропейських масштабах – це і є альтернатива державному регулюванню на внутрішніх ринках.
Ми можемо знижувати тиск регуляторних органів, максимально відкриваючи ринок і підвищуючи конкуренцію за рахунок експорту/імпорту. Зрештою це працюватиме на зниження ціни.
– Існує твердження з боку представників НКРЕКП, що РДН в Україні занадто концентрований, тому повне і різке скасування price caps може призвести до зростання ціни е/е в рази. Чи поділяєте ви таку думку?
– На нашу думку, якби відбулося повне скасування прайс-кепів, збільшення ціни становило б орієнтовно 10%. Якщо на ринку існують прайс-кепи, то для ціни це буде індикативом, особливо в період зимового дефіциту.
І це зрозуміло, оскільки будь-яка генеруюча компанія, чи то державна чи приватна зацікавлена, насамперед, отримати прибуток, особливо в умовах війни і мільярдних втрат внаслідок знищення ворогом енергетичної інфраструктури. Зросуміло, що в цьому випадку у виробника не буде жодного бажання укладати довгостроковий контракт за ціною, яка нижче, ніж прайс-кепи. І навпаки, споживач, знаючи максимум, не погодиться на якусь сталу цифру завчасно.
Ми очікували, що за нових прайс-кепів зростання ціни на нашому РДН не перевищить 10%, але по факту за липень ціна зросла на 23,5% порівняно з червнем. Перш за все це відбулося через недостатність імпорту електроенергії в усі години, коли ціна в Україні була вища за європейську.
Тому питання надмірної концентрації на вітчизняному спотовому ринку стравді існує, але як ми будемо його вирішувати? Ми маємо говорити про механізми, які на ринку електроенергії дозволяють цю концентрацію зменшити.
Прайс-кепи – це не вихід, треба відпрацьовувати інші інструменти.
І саме виключно у разі зменшення концентрації ми отримаємо правильну ринкову ціну, якою б вона не була. Ми отримаємо ціну, яка дасть змогу і споживачам е/е нормально виробляти свої товари, і самим виробникам реалізовувати якісь плани по побудові нових генеруючих потужностей, що теж має сенс.
– Чи є якісь орієнтовні терміни реалізації "дорожньої карти" щодо запровадження market coupling в Україні? Які найближчі кроки потрібно зробити у цьому контексті? На якій стадії перебуває розробка законопроектів про внесення відповідних змін в закон "Про ринок електроенергії", Податковий та Митний кодекси?
– Відповідно до правил Європейського Союзу, транскордонна торгівля можлива лише між державами-членами ЄС. Проте Україна, завдяки проведеній Міністерством енергетики роботі, має шанс долучитися до об̛єднаного спотового ринку Європи як договірна сторона Енергетичного співтовариства. У грудні 2022 року вступив в дію Регламент ЄС 2015/1222 САСМ, належна імплементація якого дасть можливість запустити market coupling у тестовому режимі вже в найближчій перспективі.
Крім змін в нормативні документи, які формують правила роботи ринку електричної енергії України, АТ "Оператор ринку" має бути визнано НКРЕКП як номінований оператор ринку.
Роботу українського оператора ринку е/е спрощує той факт, що АТ з першого дня роботи працює за європейськими стандартами спотового ринку. Проведення market coupling з державами південно-східної Європи ми задекларували у 2020 році у стратегічному плані розвитку, що був затверджений Кабінетом міністрів України. Наш торговельний майданчик наближений до механізму, що застосовувався словацьким оператором ринку ОКТЕ, а усі бізнес-процеси відповідають статусу номінованого оператора ринку. Саме тому нещодавно "Оператор ринку" дістав підтримку усіх європейських операторів на те, щоб на підготовчий період стати спостерігачем у Комітеті NEMO. Це європейська структура, яка керує європейським об'єднаним ринком.
До слова скажу: згоду на статус спостерігача NEMO дали усі номіновані оператори ринку (NEMO), а також усі оператори системи передачі (TSO) європейських держав. Статус спостерігачів в NEMO дає змогу нашій компанії розпочати технічну підготовку для об'єднання спотових ринків України та Європи та більш детально вивчити роботу SDAC і SIDC EUROPE.
Наша "дорожня карта" на шляху до market coupling має такий вигляд: РЕГЛАМЕНТ ЄС 2015/1222 CACM надав право Україні об'єднати спотовий ринок з європейським як договірній стороні Енергетичного співтовариства. Ми отримали шасть місяців на імплементацію та внесення деяких змін в чинне законодавство (закон про ринок електричної енергії, Податковий та Митний кодекси). Після змін в нормативній базі з боку НКРЕКП "Оператор ринку" укладе договори з європейськими NEMO та TSO та має бути визначено торгового агента для оптимізації ПДВ.
Наразі є відповідний законопроект, який враховує побажання Енергетичного співтовариства. Він перебуває на розгляді в Міністерстві енергетики, має бути розісланий на погодження центральним органам виконавчої влади, а згодом представлений парламентарям.
Що стосується самого "Оператора ринку", то ми готові до нового виклику як організаційно, так і технічно. Разом з Міненерго працюємо над тим, щоб Україна стала частиною об'єднаного спотового ринку Європи вже в найближчій перспективі. Market coupling дасть змогу зміцнити українську енергосистему та посилить енергонезалежність ЄС. Це є нашою стратегією win-win.
– Що змінить у роботі "Оператора ринку" реалізація норм закону про REMIT?
– Роль "Оператора ринку" за умови імплементації REMIT не змінюється, оскільки функцію спостереження за роботою учасників ринків було впроваджено ще на старті роботи оператора ринку і вона дала змогу запобігати маніпулюванням.
Відтак, для нас функціонально нічого не змінюється.
В той же час, згідно з REMIT, впроваджуються чіткіші визначення, що саме вважається маніпуляцією, і "Оператор ринку" на основі критеріїв визначення типів маніпулювання ринком, виписаних НКРЕКП, сигналізуватиме про них регулятору.
Загалом у Європі визначено два напрями маніпулювання. Один з них – це маніпулювання ринком шляхом подання неправдивих сигналів, що вводять в оману, та/або встановлення ціни на штучному рівні. Другий напрям – це маніпулювання ринком шляхом використання фіктивних механізмів або будь-яких інших видів шахрайства.
Кожен з цих напрямів має чітко виписані види маніпуляцій – їх доволі багато.
На основі європейської досвіду ми почали розробляти алгоритми, які автоматично виявлятимуть такі маніпуляції в торговій системі і видаватимуть результати НКРЕКП.
– Як працюватиме механізм Retail energy platform (REP), який ви нещодавно запровадили на своїй платформі для невеликих споживачів?
– Retail energy platform – це наше нове IT-напрацювання, платформа для роздрібної торгівлі енергоресурсами.
За даними соціологічних досліджень, лише 50% малого бізнесу в Україні знає про право обирати постачальника е/е на вигідних для себе умовах. Підприємці з регіонів можуть купувати е/е дешевше, і REP їм у цьому допоможе. Це місце, де постачальник має змогу запропонувати свої умови та ціну постачання е/е, а споживач – знайти для себе вигідну пропозицію.
На платформі вже зареєстровано 75 постачальників, для кожного виписано умови співпраці, на яких вони готові працювати зі споживачем. Дія ліцензії на право провадження господарської діяльності з постачання е/е споживачу поширюється на всю територію України і споживач за наявності відповідної пропозиції електропостачальника може купити е/е у того, хто пропонує найнижчу ціну, – незалежно від місця розташування електропостачальника і самого споживача.
Пекарні, молокозаводи, кав̛'ярні, ресторани, медзаклади, агровиробники, банки, будівельники, виробники морозива… Будь-який вид малого бізнесу, що споживає від 50 до 100 тис. кВт-год в місяць, має унікальну можливість знайти на REP постачальника, котрий пропонує нижчу ціну та має гарантовані обсяги поставки.
Однак на цьому наші плани не завершуються – ми плануємо подальший якісний розвиток REP.
Варто розуміти, що це стартовий проект. Це не якесь офіційне доручення уряду нам щось розробити, щоб потім відзвітувати. Більшість речей ми робимо з власного розуміння.
Ще одна річ, яка нас стимулювала для запуску цього проекту, – це наша внутрішня експертиза. Ми розуміємо, як працює верхній оптовий сегмент ринку, як на ньому торгується е/е, хто є основними гравцями. І ми можемо цими знаннями ділитися.
Крім того, ми володіємо високою експертизою в цілому по нормативних актах, які регулюють енергетичний сектор. Тому хотіли б це перетворити в щось, що буде корисним для споживача, і ми маємо план розвитку цієї платформи.
Паралельно з цим плануємо започаткувати вебінари про те, як працює роздрібний ринок е/е, аби всі споживачі могли в доступний для них спосіб зрозуміти, що ж зрештою відбувається на ринку, як можна змінити постачальника, як можна від цього виграти як у ціні е/е, коли постачальник пропонуватими її дешевше, так і в умовах її оплати або співпраці з постачальником. Тому що постачальник може, наприклад, брати на себе взаємодію з оператором системи розподілу, брати на себе взаємодію щодо відключень, невідключень, ремонтів ліній, комерційний облік і все, що стосується енергетичних питань.
І, навпаки, споживач за бажанням може вирішувати всі ці питання самостійно, наприклад, самостійно платити за розподіл електроенергії для того, аби отримати постачальника з найдешевшою пропозицією е/е, без жодних інших додаткових сервісів, які, безумовно, будуть її робити дорожчою.
– Які ще додаткові платформи та інструменти ви плануєте запровадити і в які терміни?
– Нашою головною перевагою бізнес вважає прозору роботу в режимі 24/7, оперативні щоденні розрахунки між продавцями і покупцями е/е, а також достатньо якісну комунікацію та розгорнуту аналітику про роботу РДН і ВДР.
Ми пройшли шлях корпоратизації й запропонували для бізнесу нові IT-рішення: запровадили нові торгові продукти – блочні, гнучкі та зв'язані блочні заявки, автоматизували і цифровізували усі бізнес-процеси. Додатково впроваджено гнучку та зв̛̛ язану блочну заявки, які Агентство з питань співробітництва енергетичних регуляторів (ACER) наприкінці 2020 року рекомендувало впровадити європейським операторам ринку.
За допомогою власного програмного комплексу ETS/UA ми перейшли на оформлення актів купівлі-продажу е/е на РДН та на ВДР, а також актів приймання-передачі наданих послуг в електронному вигляді. Також розширено функціонал використання рахунків ЕСКРОУ з його поширенням на декілька банків та наданням можливості учаснику самостійно додавати рахунки і виставляти пріоритетність щодо їх використання.
Як власник кваліфікованого надавача електронних довірчих послуг АЦСК ринку е/е АТ "Оператор ринку" є єдиною енергетичною компанією України, уповноваженою видавати електронні підписи.
Амбітними завданнями "Оператора ринку" є проведення неттінгу на РДН і ВДР з подальшим переходом до здійснення клірингу й на інших товарних ринках, збір та агрегація даних за міжнародними стандартами REMIT, торгівля сертифікатами походження е/е.
Новим викликом для компанії є об̛'єднання спотового ринку е/е України з глобальним ринком Європейського Союзу. Він пов̛'заний з адаптацією Регламенту Комісії (ЄС) 2015/1222, який Рада міністрів Енергетичного співтовариства впровадила 15 грудня 2022 року. Відповідно до цього документу, Україна, як країна Енергетичного співтовариства і країни ЄС зобов̛ язані об̛'єднати спотову торгівлю е/е до 2024 року.
– Якими недоліками відрізняється РДН в Україні порівняно з РДН європейських країн? Чи має якісь переваги?
– Філософія роботи РДН в Україні така сама, як і в Європі. На РДН купівля-продаж е/е здійснюється на наступну добу за днем проведення торгів. Ціна на цьому сегменті ринку визначається за принципом граничного ціноутворення із забезпеченням мінімізації ціни та максимізації обсягів торгівлі. Жоден учасник не бачить заявлені ціни та обсяги купівлі/продажу е/е іншими учасниками. Така технологія торгів на РДН сприяє розвитку конкуренції.
В Україні РДН фінансово працює навіть краще, ніж у Європі. У нас розрахунки відбуваються щодня, в тому числі у вихідні дні, тоді як у Європі компанії, що продали е/е, мають чекати платіжного дня. У нас впроваджені ЕСКРОУ-рахунки, і це наше вирішення проблематики заборгованості.
У свою чергу додаткова ліквідність, що з’явиться завдяки впровадженню market coupling, дасть нашому ринку можливість розвиватися. Тому market coupling нам вигідний. Він потрібен для підсилення фундаментальних факторів, що впливають на ціноутворення на ринку. Він позитивно вплине як на виробників, так і на покупців е/е, наш спотовий ринок стане більш конкурентним. І це те, що пропонує Міністерство енергетики України.
Ключовий тезис полягає у тому, що РДН в Україні працює так само, як він працює в Європі. А тому нам важливо ці ринки об'єднати і зробити це якомога швидше, щоб отримати від цього плюси як у вигляді зростання конкуренції, так і у вигляді можливого збільшення експорту електроенергії, який буде відбуватися більш ефективно, ніж він відбувається зараз.
По суті, різниця між нашими ринками зараз виключно в прайс-кепах, які відрізняються в Європі і в нас. І ми говоримо про те, що вони мають бути однакові. Це єдиний правильний шлях. Якщо в Європі встановлені прайс-кепи на максимальному рівні EUR4 тис. і мінімальному "мінус" EUR500, то, скоріше за все, вони такими мають бути і в Україні. А якщо у нас постають питання про зловживання з боку якихось окремих гравців, то ми можемо застосовувати до них ті самі європейські практики або механізми, які вже є в Україні.
Наприклад, для деяких виробників е/е, що отримують наддоходи, можна передбачити сплату частини їх доходів у вигляді сплати податків в бюджет.
Для України застосовується інша річ, називається вона акциз, який зараз платить кожен виробник. Зараз цей акциз встановлено на рівні сталої величини, 3% від обсягу проданої електричної енергії.
Ми можемо говорити про те, що якщо ціна електроенергії, яку в реальності отримує виробник в Україні в умовах дефіциту або внаслідок використання ним його домінуючого становища, буде зависокою, то акциз можна зробити динамічним. Тобто зобов̛'язати виробника сплачувати у вигляді акцизу в бюджет різницю між тією ціною, що була б справедливою для цього виробника, і тією, котру формує ринок. А вже отримані кошти правильно було б направляти на тих споживачів, які потребують підтримки, і говорити, що якщо для споживача ціна зависока, ми маємо йому як держава якось допомагати.
Для багатьох виробників товарів ціна е/е – це критична величина. Особливо, коли ми говоримо про малий бізнес.
Однак не всі споживачі потребують низької ціни на е/е. Для багатьох з них ціна е/е насправді не є критичною величиною, а просто є їхнім сподіванням отримати додаткову вигоду. Йдеться про споживачів, які, наприклад, конкурують своєю продукцією на європейському ринку, де споживачі сплачують європейську ціну е/е.
– Яка доля е/е в Україні реалізується через РДН і наскільки ця доля співставна з РДН європейських країн? Якою оптимальною вона має бути?
– У поточному році на РДН акцептується близько 20% від загального обсягу споживання е/е в Україні.
Можна для прикладу порівняти обсяги торгів на РДН в Україні з країнами, де є конкуренція на організацію торгів е/е на РДН.
Значний обсяг торгів на спотовому ринку у таких країнах, як Німеччина та Франція, спричинений тим, що споживачі хеджують ціновий ризик через фінансові деривативні контракти. Тому в таких країнах існування конкурентних NEMO (номінованих операторів ринку) є виправданим.
Однак у тих країнах, де немає достатнього рівня ліквідності фінансового ринку для хеджування цінового ризику, споживачі (та інші учасники ринку) використовують форвардні контракти, що забезпечують постачання е/е за визначеною на момент укладання контракту ціною. Наслідком цього є відносно невеликі обсяги торгівлі на РДН, який використовується виключно для зменшення небалансу е/е, що і обумовлює призначення монопольного NEMO та затвердження йому тарифу. Відповідно обсяги торгів на РДН Угорщини та Чехії близькі до обсягів РДН в Україні.
