Олег Загнітко, Партнер ЮФ Integrites, адвокат, кандидат юридичних наук
Механізми, пов’язані з будівництвом нової генерації (систем управління попитом) та реконструкцією (модернізацією) ТЕЦ, передбачені у Законі України «Про ринок електричної енергії» - статтею 29 та п. 12 Перехідних та прикінцевих положень. Необхідність підтримки такого будівництва через особливий механізм не є очевидною. В ідеалі, на ефективному оптовому ринку, ціна продажу електроенергії повинна покривати усю собівартість, у тому числі, капітальні витрати, отже, прямі субсидії на будівництво можуть викривляти ціноутворення та перешкоджати технологічним інноваціям. Проте, як видається, не кожен «ринок» спроможний винагороджувати інновації, адже його дизайн (структура) може як сприяти конкуренції та витісненню неефективних структур, так і підтримувати status quo; або ж пригнічувати поступ технологій чи заохочувати корупцію. На ринку енергії, подібно до інших ринків, до обмежень конкуренції призводять: висока концентрація, регульовані ціни, субсидування з бюджету, наявність монополістів (домінуючих гравців), неоптимальний графік торгів, неефективна боротьба з ціновими маніпуляціями (картелями, інсайдерами тощо). Такі недоліки виправляються скасуванням перешкод та практик, які викривляють конкуренцію (дерегуляція) або ж, як тимчасові заходи, запроваджуються додаткові механізми стимулювання інвестицій у сфери, які постраждали від обмеження конкуренції на ринку.
У випадку України, різке підвищення цін на електроенергію, принаймні, для домогосподарств, є практично неминучим результатом запровадження прямих договорів між виробниками та постачальниками, тож Президент, законодавча та виконавча гілки уряду, здається, дійшли консенсусу що таке зростання повинно бути повільним, наскільки можливо, та паралельним із розділенням вертикально інтегрованих компаній й збільшенням як кількості виробників електроенергії, так і оптових покупців (торгівців та постачальників електроенергії), які могли б знижувати коливання ціни. Також на осяжний період цінові стрибки на ринку будуть обмежуватися через дефекти дизайну, наприклад, через довгі торговельні періоди (годинні проміжки замість 15-ти чи 5-хвилинних) або адміністративне стримування ціни від виробників, які займають домінуючі позиції. Оскільки ціни будуть викривленими, інвестори та банки не зможуть довіряти статистичним даним; отже, надто ризикованим буде ухвалення рішення щодо нових інвестицій у будівництво, реконструкцію та модернізацію потужностей. Відтак, виникає ризик, що старі потужності може бути закрито внаслідок амортизації чи неефективності (в Україні такі складають близько 90% потужностей генерації), а нові не побудовано через викривлені ціни. Тож уряд (в широкому розумінні), стримуючи ціни на роздрібному ринку, мусить дбати про те, щоб споживачі, просто кажучи, не залишились взагалі без джерел постачання електроенергії.
Більш розвинені та цілком лібералізовані ринки спроможні заохотити інвестиції у нову потужність завдяки створенню довгострокових цінових сигналів для інвесторів. Для цього має бути відповідним чином налаштований дизайн ринку, наприклад, шляхом запровадження коротких торговельних інтервалів (5 – 15 хвилин) та високої планки обмеження оптової ціни (до 9 000 доларів США за 1 МВт*год, як у ринку ERCOT в штаті Техас, США). Різкі коливання попиту та пропозиції, особливо в умовах великої частки ВДЕ, ефективно відображуються через волатильність оптової ціни саме завдяки вірним налаштуванням ринка. Такий ринок винагороджує інноваційних інвесторів та, у підсумку, знижує середню та середньозважену ціну на оптовому та роздрібному сегментах ринку. Відповідно, нема потреби використовувати позаринкові стимули та обмеження.
З середини 2019 року ми очікуємо запровадження внутрішньодобового (ВДР) та балансуючого ринків, оновлення ринку «на добу наперед» (РДН), при цьому діапазон оптових цін на РДН та ВДР становитиме від 10 до 50000 грн за 1 МВт-год. Але дизайн ринку та структурні недоліки, про які ми вже згадали вище, не дають змоги розраховувати на залучення інвестицій без додаткових механізмів заохочення.
Цей виклик для ОЕС України, на щастя, не є унікальним. Країни різних континентів, у тому числі практично усіх країн-членів ЄС, мають високу концентрацію виробників, страждають від викривлення ринкових сигналів внаслідок недосконалого розділення сегментів ринку електроенергії (аукціонів, РДД, РНД, ВДР, РБ та РДП); тож розвивають додаткові до ціноутворення на електроенергію механізми стимулювання інвестицій: ринок потужності, стратегічні резерви, енергетичні сертифікати, бонуси для когенерації.
Незважаючи на подібність механізмів підтримки реконструкції (модернізації) ТЕЦ та будівництва нових потужностей (систем управління), існує низка розбіжностей між ними і ми наводимо невеликий аналіз порівняння на слайдах внизу.
Підтримка ко-генерації
Державну підтримку модернізації теплоелектроцентралей (ТЕЦ), яким треба виробляти тепло понад усе, а вже другорядно - електроенергію, фактично задумано як субсидію для відновлення систем централізованого теплопостачання. Закон зобов’язує всіх учасників ринку фінансувати оператора системи передачі, а того - покривати від’ємну різницю між ринковою ціною на електроенергію, виробленою під час попиту на тепло, та її розрахунковою ціною (собівартість + фіксована норма прибутку) - на кожну мегават-годину електроенергії, вироблену ТЕЦ. Оскільки ТЕЦ виконують важливу соціальну роль із забезпечення населених пунктів теплом, вони фактично мають статус вимушених генераторів, що працюють навіть за умови низької (чи відсутньої) рентабельності. Підвищення ефективності та конкурентоздатності ТЕЦ на ринках електроенергії завдяки реконструкції є достатнім виправданням стимулів.
Однак у схему закладено дві істотні суперечності:
Модернізація та реконструкція як такі не включають нове будівництво для когенерації теплової й електричної енергії, принаймні, в традиційному контексті законодавства як про енергетику, так і про містобудування. Але ж таке будівництво часто є кращою альтернативою для підвищення ефективності ТЕЦ, як у синергії з наявними технологіями, так і на заміну їм. Наприклад, будівництво маневрених блоків газопоршневих (такі в Україні зараз відсутні) чи газотурбінних станцій на додаток до існуючих паросилових блоків могло б сприяти заощадженню палива у літній період, коли потрібно надавати лише гарячу воду і виробляти значно менше тепла, ніж взимку. Тож зараз населення міст має влітку 1-2 місяці перерву без постачання гарячої води; в нашому під’їзді багатоквартирного будинку (м. Київ) вона тривала якісь 6 з 12 місяців 2018 року. Однією з основних причин такої перерви є змушений простій великих ко-генераційних блоків ТЕЦ, бо вони несуть величезні збитки від роботи на неповному навантаженні. Як не підвищуй ефективність наявних технологій когенерації, споживання тепла влітку не виросте, навпаки, воно навіть падатиме в перспективі за рахунок теплозбереження в будинках та теплотрасах, децентралізації систем підігріву (сонячного, газового тощо). Реконструкція в цьому контексті стосується лише «покращення» старих блоків, тоді як нове будівництво може бути дешевшим та швидшим. Відповідно, закон та правозастосовну практику слід розширити, зберігаючи критерії для надання допомоги;
Ефективність розподілу тепла залежить не лише від виробництва тепла, але й від його транспортування – і то у рівній, якщо не більшій частці. Товарне виробництво тепла та послуги з його транспортування підупадають розділенню, подібному до розділення на ринках газу та електроенергії, а саме: трубопровідна система, яка доставляє тепло та є монополістом, має бути окремою юридичною особою, нейтральною (незалежною в управлінні) від суб’єктів господарювання-виробників тепла, що можуть конкурувати між собою; крім того, незалежну діяльність вестимуть і постачальники теплової енергії, які купуватимуть його у виробників та продаватимуть споживачам. Отже, законодавство повинно зумовлювати допомогу та її розподіл також ефективністю доставки тепла, адже високий ККД під час виробництва може і не вплинути на якість опалення й гарячого водопостачання споживачів. Натомість, оскільки закон пов’язує спеціальну доплату лише з електроенергією, така допомога або гальмуватиме реформу (відповідно до законодавства та практик країн ЄС), або може не позначатися на поліпшенні систем доставки тепла.
Конкурс на нові та модернізовані потужності за статтею 29 Закону
Що ж до підтримки створення систем управління попитом та будівництва нової генерації, цей механізм має створити умови для входу на ринок нових виробників електроенергії та зменшити комерційний ризик, який існує за високої концентрації на ринку, де домінуючі учасники можуть тривалий період тримати ціну, невигідну для нового невеликого гравця. Потужності наявних в Україні виробників електроенергії побудовано давно, і амортизаційна складова в собівартості їх товарів та послуг є значно меншою порівняно з видатками нових інвесторів. Отже, навіть за меншої ефективності застарілих технологій (більших витрат на паливо, за викиди у довкілля тощо) наявні потужності можуть задовольняти базовий попит за нижчою ціною – таким чином, блокуючи вхід для нових учасників. Проблема в тому, що власник наявних потужностей має право вивести їх з експлуатації у будь-який момент постійно чи тимчасово, натомість будівництво нового об’єкту забирає від 3-5 років для теплової генерації, до 10-15 років для АЕС та ГАЕС. Між закриттям старої потужності та запуском нової споживачі відчуватимуть дефіцит електроенергії – у підвищених цінах та, що значно гірше, у відключеннях та аварійних ситуаціях.
Інший бік проблеми – фізична неспроможність задовольнити наявними потужностями зростаючу потребу у новітній технології балансування змінної потужності відновлюваних джерел енергії та надання швидкісного резерву, так само як і управляння попитом чи накопичення енергії вітру і сонця. Себто, собівартість продукції наявних потужностей, висока чи низька, не знижує можливі аварійні стани та відключення електроенергії у споживачів.
Стаття 29 Закону «Про ринок електричної енергії» передбачає проведення конкурсів / аукціонів для інвесторів, щоб виправити недостатність пропозиції генеруючої потужності в такий спосіб, який не повинен залежати від означених недоліків ринку. Однак стаття 29 та оприлюднений проект Порядку проведення відповідних конкурсів мають кілька ключових недоліків, що можуть завадити вчасному будівництву.
«Ваги й противаги» регуляторного середовища не збалансовано в Законі – адже граничну ціну й рішення про конкурс ухвалює КМ України, а джерело погашення боргу перед інвестором затверджують НКРЕКП, орган місцевого самоврядування, інші юридичні та фізичні особи – таким чином, ризик того, що незалежний регулятор чи інші надавачі стимулів для інвестора не погодяться з Урядом, може завадити залученню інвесторів чи обмежити фінансування такого проекту;
Проект Порядку наголошує на ціновому критерії відбору інвестора, ігноруючи системний підхід до пропозиції, адже ціна та якість часто є прямо залежними. Крім того, як показує іноземний досвід, переможець цінового конкурсу має мотив відкладати будівництво в очікуванні кращої кон’юнктури на товари, послуги та технології: в результаті, ОЕС України може не лише не отримати вчасно потрібну потужність, але й витратити додаткові ресурси на судові спори, повторні аукціони тощо;
Проект Порядку обходить вимоги до інновацій та охорони довкілля, встановлені законом, що ускладнює доступ нових дорожчих, але потрібніших та ефективніших технологій на ринок України;
Проект Порядку містить низку техніко-юридичних неточностей, умисних чи помилкових, які ускладнюють допуск до конкурсу іноземних інвесторів на користь вітчизняних учасників ринку, тобто консервують та посилюють високу концентрацією галузі, з усіма її негативними наслідками, описаними вище у статті.
Зрештою, проект Порядку встановлює прямо пропорційний зв’язок між кількістю електроенергії, проданої інвестором на конкурентних засадах та сплатою субсидії інвестору за створення нових потужностей. Невизначеність майбутніх доходів перешкоджатиме залученню нових інвестицій та банківському фінансуванню, але сприятиме чинним гравцям, які, домінуючи на ринку, будуватимуть нові потужності виключно на заміну старих. Ця стратегія допоможе їм отримувати чи не подвійну ціну за свою електроенергію (ринкова ціна + компенсація за конкурсом). Це концептуально невірний підхід, адже компенсаторний механізм, яким є аукціон, покликано виправити викривлення попиту та пропозиції на ринку енергії та аж ніяк не може бути залежним від результатів його роботи. Крім того, такий підхід заохочує споживання електроенергії замість оптимального використання (виробник, отже, може створювати штучний попит шляхом демпінгу), він також виключає використання альтернативних технологій управління навантаженням, які не виробляють додаткову енергію, а знижують / пересувають попит на неї. Натомість, перевірений іноземною практикою принцип пов’язує виплату компенсацій із готовністю такого об’єкта надавати послуги / виробляти енергію за наперед визначеною собівартістю, такий принцип й варто було б застосувати як основу для подібних конкурсів.
Отже, Закон та проект Порядку має бути доповнений низкою уточнень, щоб механізм залучення та повернення інвестицій, як мінімум, був прозорий і недискримінаційний та не створював перешкод для конкуренції, як максимум, відповідав критеріям Комісії ЄС, яка погоджує подібні механізми для урядів країн-учасниць.
Порівняння механізмів підтримки
будівництва, реконструкції та модернізації за Законом
