ПРОБЛЕМА «РОТТЕРДАМ+»: З ПОГЛЯДОМ ЗА ГОРИЗОНТИ ЧИ ПОВЕРТАЮЧИСЬ У МИНУЛЕ

ФОТО: fakty.ictv.ua

Вже понад два роки тривають запеклі дебати стосовно адекватності застосування імпортного індикативу для формування ціни електроенергії отримуваної з використанням вугілля, так званої формули Роттердам плюс. Крім запеклих публічних дискусій розслідування розпочали й антикорупційні органи. Підхід і справді контроверсійним. Проте, розмірковуючи про формулу Роттердам плюс, ми віддаляємось і справді від важливого – баченням якою має бути структура енергетичних потужностей у майбутньому і яка роль вугільного сектора.

Точка відліку Роттердам

З моменту незалежності Україну і початку неоголошеної війни з Росією вугілля було єдиним енергетичним ресурсом, яким Україна була забезпечена повністю та не залежала від зовнішніх постачань. Проте, після початку збройного протистояння на Донбасі, постачання енергетичного вугілля із цього регіону, який був відповідальний з левову частку постачань ресурсу, стало під загрозою: восени 2014 р. виникла проблема постачання вугілля  та формування його запасів на енергогенераційних підприємств у межах контрольованих територій. Ситуація загострилася після початку транспортної блокади та оголошення про конфіскацію підприємств незаконними збройними формуваннями сепаратистів.

Як наслідок, виник дефіцит енергетичного вугілля і гостра потреба імпорту, скорочення обсягів генерування тепловою енергетикою та її заміщення іншими потужностями електроенергетики. Внаслідок підвищення середньої ціни вугілля, внаслідок імпорту окремої його частини за цінами вищими, аніж воно добувалось в Україні, зросла й фактична собівартість електроенергії, отримуваної із вугілля., що в умовах девальвації національної валюти, часткової невідповідності індикативної ціни вугілля реальній вартості купівель, а також тарифу на електроенергію собівартості генерації загрожувало збитковістю виробництва електроенергії.

Для обґрунтування незбитковості імпорту вугілля та генерації електроенергії, можливості прогнозування тарифів та собівартості, та, відповідно, вирішення проблеми забезпечення генерації необхідною кількістю вугілля, було запроваджено систему  встановлення індикативною ціни електроенергії, яка ґрунтується на врахуванні теоретично імпортованого вугілля з Європи – Амстердам-Роттердам- Антверпен, яка у широкому загалі стала відомою як «Роттердам плюс».

Плюси  та мінуси підходу «Роттердам +»

Зрозуміло, що застосування такого підходу фактично формує індикативну ціну та є одним із необхідний елементів запуску ринкових механізмів ціноутворення на вугільну продукцію та отримувану із неї електроенергію. Крим цього, прийняття за базу ціни вугілля його імпортні аналоги, фактично могло б виступати гарантією безперебійності постачань, у випадку, якщо внутрішні гравців, ввійшовши змову вирішили б обмежити постачання ресурсу.

Проте в житті, ситуація була дещо відмінною. Так, окремі учасники ринку, перш за все за рахунок існування вертикальної інтеграції (володіння повним циклом видобутку вугілля, виробництва із електроенергії та її подальшого збуту) отримали можливість заробляти значно вищі прибутки, внаслідок зміни підходу до ціноутворення. Проте, серед вигодонабувачів «Роттердаму+» є і особи з влади, які ведуть неформальний нагляд наді діяльністю об’єктів теплової енергетики, що перебуває у держвласності.  Іншою слабкою стороною такого підходу до ціноутворення ж і те, що кризи у постачання вугілля мали місце із антрацитовою групою, а зазначений підхід ціноутворення стосуються усіх марок вугілля. Дискусійним і досі є порівняння ціни вугілля, яке видобувається в Україні та західних аналогів за якісними характеристиками, перш за все за відповідність екологічним стандартами (перш за все вмістом сірки, вищий рівень якого означає нижчу якісь а від так і ринкові ціну).

Фактично, застосування нового імпортоорієнтованого індикативу ціни вугілля для формування тарифу на електроенергію в кінцевому рахунку підвищило рівень тарифів для населення та непобутових споживачів, адже частка генеруючих компаній ТЕС у виробництві електроенергії в 2017 р. становила 28,49 %. При цьому покращились і результати діяльності компаній теплової генерації, на відміну від інших великих гравців сектору генерації електроенергії, зокрема Енергоатому.

Порівняння динаміки обсягів прибутковості та фінансових результатів деяких енергогенераційних компаній

	обсяг генерації е/е, млн кВт год		чистий прибуток, тис грн
	2015	2016	2015	2016
ДП “НАЕК “Енергоатом”	87 840,20	81 183,50	833 805	187 126
ПАТ “ЦЕНТРЕНЕРГО”	8 422,15	9 858,36	21 856	386 867
ПАТ “ДТЕК ДНІПРОЕНЕРГО”	9 963,83	12 905,30	-4 024 248	2 284 367
ПАТ “ДОНБАСЕНЕРГО”	4 288,38	2 991,32	-190 224	-45 214
ПАТ “ДТЕК ЗАХІДЕНЕРГО”	17 260,97	14 823,28	-2 432 571	-296 693

 

Теплова генерація: врятувати будь-якою ціною?

Водночас, розмови про «Роттердам +», дуже імовірно, незабаром можуть увійти у небуття. З 1 липня 2019 року, згідно із планами, має запрацювати нова модель ринку електроенергії (щоправда, вже зараз очевидним є запізнення старту нового ринку щонайменше на 6-12 місяців). Нова модель передбачає відмову від регуляторного тарифоутворення і переходу до біржової торгівлі, яка власне визначатиме ціну електроенергії.

Водночас, відмова від Ротердам + не означатиме зниження ціни електроенергії. Очікувано, теплова генерація матиме найвищу ціну (не враховуючи енергії з відновлюваних ресурсів) і в умовах ринку, інші сегменти генерації з нижчою собівартістю теж підвищуватимуть ціну продажу енергії. Факт імпорту вугілля, необхідність модернізації теплових електростанцій, роль і частка теплової генерації на ринку не сприятимуть зниженні ціни цієї генерації. Ціна електроенергії у майбутньому визначатиметься структурою енергогенераційних потужностей (в тому числі й теплової енергетики), вартістю енергетичних технологій та характеристиками їх експлуатації.

За даними  Енергетичної інформаційної агенції США, ціна вугільної генерації (у випадку будівництва та запуску нового енергогенераційного об’єкта, без урахування пільг) є вищою ніж з використанням біомаси, вітрової наземної, геотермальної, гідрогенерації. Одним і варіантів відходу від теплової генерації є використання можливостей зберігання електроенергії (виробленої дешевими технологіями) та подальшим маневруванням  та покриттям піків енергоспоживання впродовж доби. . В умовах все ще потужного атомно-промислового сектору, з існуючими планами та перспективами його розвитку, порівняно недорога атомна енергію може акумулюватися для покриття пікового енергоспоживання.

Водночас, слід розуміти, що будівництво та подальша експлуатація нових енерго­генераційних об’єктів може виявитись менш конкурентоспрожним порівняно із подальшим використанням існуючих потужностей теплової генерації (з одночасною їх модернізацією).

Серед актуальних тенденцій у багатьох розвинених країнах є поступова відмова від використання вугілля (передусім внаслідок високих рівні забруднення довкілля при використанні вугілля). У 2017 р. глобальний попит на вугілля скоротився на 4,2 % порівняно із 2014[1]. Водночас протягом цього періоду споживання вугілля суттєво зростало в Індії та деяких інших азіатських країнах. З іншого боку, Китай із серйозними екологічними проблемами є наглядним прикладом наслідків забезпечення вугіллям економічного зростання.

За нинішніми прогнозами частка вугілля в енергетичному міксі у 2022 р впаде до26 % порівняно із 27 % у 2016 (на фоні прогнозу росту енергоспоживання). Суттєве скорочення вугільної генерації передбачене і чинною енергетичною стратегією до 2035 року (з 30,4 % у загальному первинному постачання енергоносіїв у 2015 р. до 12,5 % у 2035).

 

Тарифні побажання без розуміння майбутнього електроенергетики України?

Нарікаючи на половинчастість «Роттердаму +»  та говорячи про необхідність нового підходу, слід зазирнути у майбутнє глибше аніж тарифи на наступний календарний рік. Турбуючись про ціну електроенергії у майбутньому, слід зрозуміти опції бажану структуру генераційних потужностей і дати відповіді на кілька важливих запитань.

• Чи й далі ми повинні цілком підтримувати вугільну генерацію не маючи жодних гарантій стосовно майбутнього самозабезпечення електростанцій вугіллям?
• Чи потрібною буде нам саме така кількість та загальна встановлена потужність теплових електростанцій які діють сьогодні в Україні чи можливо через 10 чи 20 років частина цих потужностей виявиться зайвою і сплата завищеного тарифу для підтримки та оновлення цих станцій не є доцільною?
• Чи не доцільніше сьогодні міркувати та планувати розвиток інших технологій та рішень, які будуть позбавлені проблеми загроз перебоїв іноземного постачання енергоносіїв, зокрема і технологій акумуляції електроенергії (як традиційних, як от ГАЕС так і новітніх)? Чи все ж існуюча теплова генерація виявиться більш економічно доцільною?
• Наскільки підтримка та розвиток вугільної генерації корелює із міркуваннями захисту довкілля та запобігання змінам клімату (а саме такий офіційний курс взяла і Україна)?

Відповіді на ці питання неможливі без бачення сценаріїв розвитку економіки та обсягів енергоспоживання, порівняння цін енергетичних технологій, порівняння варіантів будівництва нових об’єктів чи модернізації вже існуючих. Інвестування коштів у теплову генерацію (що нерозривно пов’язане із ціною теплової генерації у майбутньому) , повинно бути тісно спареним із усвідомленням потреб у цих потужностях та зіставленням доцільності їх використання порівняно із існуючими та перспективними технологіями.

Саме тому важливо вже сьогодні розробити сценарії можливого енергоспоживання в Україні на найближчі десятиліття, запропонувати варіанти оновлення потужностей генерації електроенергії в Україні (з конкретними варіантами балансів потужностей), виходячи перш за все із економічних, екологічних та безпекових міркувань (рівень залежності країни від зовнішніх постачальників ресурсів за різних сценарії розвитку енергетичного сектора), а розробка інструментів стимулювання окремих секторів енергетики сьогодні повинні ґрунтуватися на стратегічному баченні розвитку електроенергетичного сектору.

 

 

[1] https://www.iea.org/coal2017/