ДЖЕРЕЛО: OILPOINT

Рынку электроэнергии 4 месяца. Как вы оцениваете его нынешнее состояние?

На самом деле, 4 месяца – это не так уж и много. Сейчас можно сделать вывод, что нет такого повального повышения цен, о котором сначала говорили, что будет рост в 2-3 раза. Установка прайскэпов, наверно, была правильным решением, но оно должно было носить временный характер. Решение об их продлении и понижении, которое обсуждается сейчас, может быть не самым лучшим.

Цена электроэнергии тепловых электростанций всегда связана с ценой сырья, необходимого для ее генерации. Когда электростанция работает на угольных блоках, то нынешняя достаточно высокая стоимость угля является составляющей себестоимости электроэнергии. Если прайскэпы будут понижать вручную, то топливная составляющая может не перекрываться ценой готовой продукции. Мы же не понижаем в ручном режиме цену на уголь. Возможно, на переходном периоде могут оставаться определенные ограничения, но рынок должен быть рынком.

Что касается конкуренции – сейчас мы видим, что идут провалы, понижения цены. Это говорит о том, что конкуренция есть.

Но среднесуточная цена на рынке «на сутки вперед» практически не изменилась с запуска. Остается в районе 1,5 грн за кВт-ч. 

На самом деле это не так, цена сначала упала на несколько процентов. Сейчас она находится на самой низкой точке с даты запуска рынка. Это объясняется теплой погодой, выходом с ремонта мощностей и, конечно, импортом.  Анализируя уровень цен, также нужно смотреть глубже, по часам. На ценовом графике есть провалы, нужно понимать их причины. Например, в выходные дни падает потребление энергии, но в этот момент «Гарантированный покупатель» может выйти на рынок. Он продает свой объем не смотря на падение спроса. Из-за этого идет провал цен. В ноябре цены должны еще больше понижаться, поскольку «Центрэнерго» начнет продавать до 90% своей электроэнергии на РСВ и предложение там еще увеличиться. Но профицит не всегда влияет на цену. Не в случае с нашими ценовыми ограничениями. Говорю о неправильно установленных ценовых ограничениях на разгрузку на балансирующем рынке. Зачем продавать на РСВ/ВДР, если «Укренерго» все равно выкупит по минимальной гарантированной цене на балансирующем рынке.

«Центрэнерго» уже начало продажи, цена в первый день опустилась до 1,4 грн за кВт-ч. 

В целом нужно смотреть на котировки и понимать причину и природу их формирования. У нас на ремонте были атомные блоки, если их запускают – появляется дополнительный объем как это случилось 11 ноября и «Энергоатом» вошел в систему с большими небалансами. Понятно, что основная часть энергии «Энергоатома» идет по ПСО. Но нужно понимать, что ПУПы могут завышать объемы закупок у «ГарПока» и затем перепродавать купленную по 57 коп. энергию на РСВ. В такие моменты цена может падать. Это непроверенная информация.

То есть не факт, что это происходит?

Очень странно выглядит, когда некоторые бытовые компании предлагают цену конечным потребителям ниже, чем цена по РСВ. Вопрос – где они взяли этот ресурс. На него нужно найти ответ.

Украина начала импортировать электроэнергию из Беларуси и России. Как это может влиять на цену, почему мы вообще импортируем? 

В импорте нет ничего плохого. Может быть, этот процесс введет больше конкуренции. Нужно смотреть, что с сечениями. Есть ли вообще свободные сечения и не будет ли импорт давить на нашу генерацию. Это взаимосвязанные процессы, их следует рассматривать геополитически. Сейчас в работе 12 с 15 энергоблоков АЭС, в сентябре работали 9. Поэтому импорт сейчас упал, когда внутренние цены начали падать, но вопрос конкурентоспособности тепловой генерации остается.

В АМКУ подсчитали, что в ОЭС импорт может покрывать до 14% потребности. Почему мы импортируем меньше?

Во-первых, чтобы импортировать нужен контрагент с той стороны. Если мы говорим про Беларусь – это «Белэнерго», если контрагент со стороны России – я так понимаю, это «Интер РАО». Не уверен, но возможно «Интер РАО» находится под санкциями. Поэтому чтобы подписать контракт с той стороны, нужно чтобы этому контрагенту разрешили экспорт.

С импортом нужно быть аккуратными. Если у России будет стоять геополитическая задача, условно говоря, продавать в минус – они могут себе это позволить – что за это время произойдет? Наши теплоэлектростанции будут не загружены, будут неконкурентоспособны, их будут выдавливать.

В Украине активно развивается «зеленая» энергетика. Как вы оцениваете развитие этой индустрии, какие с ней связаны риски? 

У нас законодательно закреплен самый большой в Европе «зеленый» тариф. В целом, ничего плохого в себе чистая энергетика не несет. Но она не создает много рабочих мест.

Есть и проблемы, связанные с ОЭС. Если светит солнце или дует ветер – ты не можешь их выключить – выработка будет продолжаться. Энергосистема работает так, что ее нужно балансировать в режиме онлайн – то, что вырабатывается, должно потребляться в эту же секунду, система должна находиться в балансе. ВИЭ не отвечают за небалансы. Общаясь с диспетчерами, мы видим, что уже есть дисбалансы, на сегодня профицит мощности около 2 ГВт в сутки . Нужно очень аккуратно относиться к введению новых мощностей. Это техническая сторона.

Касательно финансовой стороны. Деньги для выплат «зеленого» тарифа нужно у кого-то брать. Сначала их брали из тарифа «Укрэнерго». Модель изменили, теперь зеленым компенсирует «Гарантированный покупатель». Он покупает электроэнергию, в какой-то степени спекулирует ей, продавая на РВС, и выплачивает «зеленый» тариф по установленной в законе цене.

Гарантированный покупатель получает большую часть средств от продажи э/э «Энергоатома» и «Укргидроэнерго». Атомная и гидроэнергетика довольно экологичны. Почему бы не возложить оплату «зеленого» тарифа на тех, кто больше остальных загрязняет воздух – тепловую генерацию? 

У нас почему-то так исторически сложилось, что потерпевшими выходят госкомпании. Касательно возложения спецобязательств – законом действительно предусмотрено, что спецобязательства могут возлагаться на все компании.

Нужно искать баланс. Если и дальше будут бездумно вводиться в таких обьемах новые «зеленые» мощности, эта проблема будет только усугубляться. Минэкоэнерго, НКРЭКУ, «Укрэнерго» имело бы смысл смоделировать и посмотреть, к чему это может привести. Укрэнерго – с технической, другим институциям посмотреть с финансовой точки зрения. Сейчас уже все понимают, что дисбаланс есть – идут совещания, создаются рабочие группы, переговоры – правительство пытается найти выход из сложившейся ситуации. Когда они его найдут, мы узнаем об этом.

Недавно «Укрэнерго» заявили, что собираются развивать системы накопления энергии. Стоит ли им двигаться в этом направлении – не пытаться балансировать энергию от ВИЭ, а хранить ее и затем продавать?

Мне кажется, это был бы оптимальный вариант. Ночью, когда электроэнергия дешевая, «Укргадроэнерго» закачивает воду в водохранилища, используя дешевую электроэнергию «Энергоатома». При этом «УкрГидро» покрывает пики, а пики стоят намного дороже, чем база. Покрывая и продавая свою э/э на пиках они зарабатывают. Примерно та же схема может быть и здесь, если это технически возможно, у этого есть экономическое обоснование.

Украина хочет подключить свою энергосистему к европейской ENTSO–E и синхронизировать рынки. Насколько в этой системе сможет существовать наш «зеленый» тариф? Их генерация ВИЭ будет продаваться по рыночным ценам, а нашим производителям мы продолжим выплачивать дополнительные средства? 

У нас это пока законодательно закреплено. К тому же, когда вы покупаете электроэнергию, вы не видите из каких ресурсов она произведена, вы получаете готовый продукт.

Если мы подключимся. Когда мы подключимся? Бурштын уже синхронизирован и работает в энергосистеме. Тут важно другое. Насколько мы будем конкурентоспособны после синхронизации по сравнению с европейскими рынками. У нас избыточные мощности, а там дефицит. Мы теоретически можем стать нетто-экспортером, если наша электроэнергия будет дешевле, чем электроэнергия в Европе.

Существует так званый market coupling – соединение двух рынков. Например, Есть Швеция и Польша, у которых разница во времени один час, а значит у них отличаются пики, когда электроэнергия самая дорогая. Между этими двумя странами есть линия электропередачи. Это два соседних рынка, которые соединены по линии электропередачи. Есть европейская биржа – Nord Pool и есть польская биржа. Они торгуются каждый день, цена обновляется каждый час. И если в Польше электроэнергия стоит дороже, а в Швеции дешевле – она продается из Швеции в Польшу. Потом пик прошел, цена стала дешевле в Польше – они начинают продавать в Швецию.

В итоге цена электроэнергии на пиках становится ниже и в Польше, и в Швеции? 

Да, когда энергосистема объединена это так и работает. Рынки становятся более гибкими и динамичными. Системные риски также снижаются. Если поломался блок энергостанции, можно компенсировать дефицит.

Существует проект превращения Украины в Восточно-Европейский газовый хаб. Возможно ли создать в нашей стране полноценный международный газовый рынок?

Мы находимся в очень выгодном географическом положении в Европе, с теми преимуществами о которых я говорил выше: большим сечением трубы, газовыми хранилищами и прочим. Мы сами добываем, частично импортируем.

Одна из составляющих хорошего хаба – это ликвидная торговля. Это означает, что, если вам нужен газ вы всегда можете выйти на рынок и купить его. Или если у вас излишек – можете продать по рыночной цене. Третьим энергопакетом было создано агентство ACER (Agency for the Cooperation of Energy Regulators) – это энергетический надрегулятор. У нас есть НКРЭ, у других стран свои регуляторы. ACER способствует сотрудничеству между регуляторами и каждый год делает исследование рынков, которые говорят о ликвидности тех или иных хабов.

В неразвитых рынках молекула газа от добытчика до конечного потребителя идет напрямую, или через пару посредников. В развитых рынках эта молекула может пройти через десяток посредников. В этом и есть суть ликвидности хабов. Количество таких переходов газовой молекулы из рук в руки до попадания к конечному потребителю измеряется индексом Churn Rate.

На европейском рынке много хабов, одним из самых ликвидных считается хаб TTF.

Откуда появляется ликвидность хабов? 

Это интересный вопрос, который никак не доходит до «Укртрансгаза». Когда Оператор ГТС балансирует систему, ему постоянно нужен газ или у него появляются излишки. Когда ему нужен газ, у нас оператор по привычке объявляет тендер на Прозорро, с сумасшедшими лотами в миллиардах, на которые никто не может выйти. В итоге покупает в основном у «Нафтогаза». Это не совсем правильно, когда материнская компания продает своей дочерней компании.

Прозорро сильно замедляет этот процесс?            

Прозорро – это вообще большой риск. Результаты тендера можно обжаловать, отменить в АМКУ, в суде.

Есть определенные перекосы в нашей Украинской модели. Они связаны с тем, что, когда Оператор покупает газ на Прозорро, у него идет задержка цены условно на месяц. Например, была цена 8 000 – они эту цену закрепили и опубликовали. Но после этого цена опустилась до 5 000. Трейдеры смотрят, что продать где-то дороже 5 000 – 5100 они не смогут. И они специально вгоняют «Укртрансгаз» в небалансы. Продают ему газ по 8 000, потому что он сам опубликовал такую маржинальную цену. Это происходит не из-за того, что оператор не понимает, что цена на рынке 5000, а потому что он закупил его на Прозорро. Нигде в мире такие системы не предназначены для того, чтобы на них Оператор ГТС закупал газ. Проблемы, которые это несет – это прямые убытки «Укртрансгаза».

Как это работает в Европе?

В ЕС есть регламент 312, который говорит, как работать на таком рынке. Там предусмотрено несколько механизмов. Есть услуга балансирования и есть торговля стандартизированными продуктами. Когда Оператору ГТС нужен газ, он выставляет заявку на биржу и все участники рынка это видят. За лот начинается торговля. Газ оператору продают тот трейдер, добытчик или импортер, который предложит более выгодную цену. Эта торговля идет постоянно, даже почасово.

Торговля происходит в анонимном режиме. Оператор ГТС не знает у кого он будет покупать газ. Но при этом он должен за этот газ рассчитаться. Но наш Оператор ГТС не сильно привык рассчитываться. Мы поэтому сделали модель с эксроу счетами, которая гарантирует стопроцентную оплату.

Почему глобальные компании – Shell, Chevron и ExxonMobil – в первой половине года отказались от участия в аукционах на добычу по СРП?

На самом деле, в больших компаниях очень долго и бюрократично принимаются решения. Срок, который дается на принятие решений, он должен быть максимально длинным, нужно проводить роад шоу. Снимаю шляпу перед Ассоциацией газодобывающих компаний, они сделали колоссальную работу по привлечению на наш рынок добытчиков из других стран.

К нам сейчас пришла только словацкая Nafta, они выиграли один конкурс. 

Да, через нас. Мы их привлекли. Если уж говорить совсем откровенно, многим компаниям, которые смотрели на наши участки, забраковали их геологи. Сказали, что 80% того, что было выставлено – это шлак. Им предлагали то, что их не заинтересовало.

ДТЕК пытался закупить на энергетической бирже уголь по ценам Роттердам+. Они не смогли этого сделать. Почему? Цена действительно была низкой? 

Да, действительно было проведено несколько торговых сессий, которые ничем не закончились. Тут нужно смотреть на условия оплаты. А они были следующими: ты мне привези, положи уголь на склад, а я с тобой рассчитаюсь через 30 дней. Здесь есть определенные валютные риски. Можно импортировать, привезти уголь, а в это время курс доллара вырастет и трейдер получит эти расходы.

К тому же я не могу сказать, что рынок угля у нас является конкурентным, ликвидным и так далее, в отличие от других рынков. Более того, Антимонопольный комитет пару лет назад давал рекомендации торговать углем через биржу, но эти рекомендации не очень хорошо выполняются.

В Европе угольная генерация несет убытки, использовать газ и ВИЭ выгоднее. Почему европейские компании не продают уголь в Украину? 

Многие его продают в Украину, та же Польша. Все ведь зависит от цены на станции. На рынке угля как правило заключаются долгосрочные контракты, они обычно расписаны на год-два вперед. Если появился сиюминутный дефицит, то здесь не как с газом на спотовых рынках, когда его можно закачать на следующий же день после покупки. Нужно найти где купить ресурс – с углем это не просто. Но в целом он продается и мы его покупаем в том числе.

Андрей Герус предлагает продать государственную часть «Центрэнерго» вместе с государственными шахтами. Насколько это привлекательное предложение для иностранных инвесторов? 

Вопрос дискуссионный. Я слышал разные точки зрения, такая модель имеет право на жизнь. Но инвестор сам решит, где ему выгоднее и дешевле покупать уголь. Если ему хотят дать в довесок неликвид, где себестоимость добычи угля 4000, а его рыночная цена 2500, тогда произойдет уменьшение стоимости актива «Центрэнерго». Это может ограничить круг потенциальных инвесторов.

Может, с точки зрения государства – это правильно, но где гарантии, что покупатель «Центрэнерго» завтра не закроет эти шахты? Если я эффективный собственник, я буду покупать уголь там, где он дешевле, а не там, где себестоимость добычи 4000.

Сама идея приватизации шахт давно обсуждается. Но у нас рынок находится в ручном регулировании. Вы знаете, как на государственных шахтах устанавливается цена на уголь? Собирается комиссия, которая дает рекомендованную цену. Я не знаю, как они ее определяют. Раньше весь уголь выкупали по модели единого пула и потом продавали на «Центрэнерго», «ДТЭК» и другим.

В Парламенте должен выступить глава АМКУ. Он должен рассказать, почему на рынке нефтепродуктов практически отсутствует конкуренция. Так сказано в пояснении к постановлению парламента. Как вы оцениваете состояние конкуренции в этом сегменте?

Дай Бог, чтобы все рынки были такими конкурентными, как рынок нефтепродуктов. Это высоко конкурентный рынок. Да, есть узкие места, которые нужно со стороны государства поднастроить.

О низкой конкуренции могло бы говорить малое количество компаний на рынке, но у нас много компаний. На нашей бирже аккредитовано больше 200 участников на секции нефтепродуктов. Они конкурируют между собой в рознице, в опте. Я бы не говорил, что у нас нет конкуренции. Она есть. Если ставить вопрос так, достаточна ли она или можно сделать еще что-то – наверно, можно сделать что-то еще.

По мнению Геруса и Наталухи, реализация законов о рынке электроэнергии и рынке газа также тормозятся. Как улучшить ситуацию?

Если сравнивать рынок электроэнергии с рынком газа, то в некоторых сегментах на рынке газа уже рыночное ценообразование, хотя есть определенные перекосы с «Укртрансгазом». Технологически рынок электроэнергии на старте заработал лучше. Но там есть ценовые ограничения, что делают его менее рыночным.

Приведу пример польского рынка электроэнергии. Там были манипуляции, хоть это и европейский рынок. Большой концерн продавал более дешевые блоки по прямым контрактам, а более дорогие выставлял на РСВ, что тянуло за собой цену. Когда государство, энергорегулятор, это увидело, они приняли нормативный акт и обязали 100% выработки продавать через биржевые контракты.

Хорошо это или плохо? Наверно, это перегиб. Наши рекомендации АМКУ не такие жесткие, это скорее послание рынку о том, что пора становиться прозрачнее. Нужно иметь определенную роад мэп и постепенно работать над улучшениями. Но уже сейчас рынок намного более конкурентный, чем 10 лет назад.

Страны, которые построили качественные рынки – они постоянно их усовершенствовали. Поляки или другие европейцы много раз изменяли законодательство, убирали перекосы и шероховатости. Нам нужно эволюционировать.