Міністерство енергетики та вугільної промисловості України

НЕК «Укренерго»

Науково-технічний центр електроенергетики

Огляд діяльності та економічної ефективності

лібералізованих (конкурентних) ринків

зарубіжних країн (ОЕСР, ЄС, США, Росії)

та динаміка ціноутворення на електроенергію

Підготовлено відділом

інформаційно-аналітичного

забезпечення зарубіжною інформацією

НТЦЕ НЕК «Укренерго»

Київ – 06/2013

1

ЗМІСТ

1. Основні напрями та форми реформування ринків електроенергії у світовій енергетичній сфері…………………………………………………………………. 2

2. Стан лібералізації та економічна ефективність діяльності національних ринків електроенергії країн-членів Європейського Союзу……………………………… 4

2.1. Особливості методів лібералізації ринків електроенергії в ряді країн світу,

ефективність їх роботи………………………………………………………………… 4

2.2. Законодавче та нормативно-правове регулювання діяльності ринків

електроенергії ЄС (Директиви ЄС, Третій енергетичний пакет)……………………

2.3. Тарифна та цінова політика в умовах лібералізації ринку електроенергії……

2.4. Тенденції розвитку біржової торгівлі на європейському енергетичному

ринку…………………………………………………………………………………….

2.5. Процес лібералізації енергетичного ринку в окремих країнах Європейського

Союзу…………………………………………………………………………………….

6

11

17

20

2.5.1. Великобританія…………………………………………………………………...

2.5.2. Скандинавія………………………………………………………………………

2.5.3. Німеччина…………………………………………………………………………

2.5.4. Франція……………………………………………………………………………

2.5.5. Польща……………………………………………………………………………

2.5.6. Болгарія…………………………………………………………………………...

20

23

25

28

31

34

3. США. Різнонаправленість політики штатів з реформування ринків

електроенергії…………………………………………………………………………… 37

4. Реформування електроенергетики Китаю…………………………………………. 41

5. Росія. Реформування енергоринку ………………………………………………… 46

6. Ринок електроенергії України.……………………………………………………… 59

Додаток 1. Динаміка цін на електроенергію країн ЄС та США для

промисловості з урахуванням податків…………………………………………………….

Додаток 2. Динаміка цін на електроенергію країн ЄС та США для

домогосподарств з урахуванням податків…………………………………………………

Додаток 3. Динаміка цін на електроенергію окремих країн ЄС для

домогосподарств без урахування податків……………………………………………….

Додаток 4. Динаміка цін на електроенергію окремих країн ЄС для промисловості

без урахування податків………………………………………………………………………..

Додаток 5. Ціни на електроенергію у окремих штатах США (промисловість)…..

Додаток 6. Ціни на електроенергію у окремих штатах США

(домогосподарства)……………………………………………………………………………

Додаток 7. Сравнение цен основных энергоносителей в США, Европе и России,

выраженные через $ППС и ППС ЕС………………………………………………………...

Додаток 8. Основні законодавчі і нормативні акти з питань регулювання ринків

електричної енергії в Росії……………………………………………………………………..

69

70

71

72

73

74

75

77

Джерела інформації……………………………………………………………………. 79

Окремі скорочення……………………………………………………………………... 81

2

Огляд діяльності та економічної ефективності лібералізованих

(конкурентних) ринків зарубіжних країн (ОЕСР, ЄС, США, Росії) та динаміка

ціноутворення на електроенергію

1. Основні напрями та форми реформування ринків електроенергії у

світовій енергетичній сфері.

Усвідомлення на початку 90-х р. того факту, що електроенергетична галузь

перестала бути неподільною природною монополією, поклало початок

реформуванню електроенергетики і впровадженню конкуренції в першу чергу у

сфері виробництва електроенергії, а згодом і у сфері постачання та реалізації

електроенергії.

Разом із впровадженням конкуренції на електроенергетичних ринках

залишалась невирішеною значна кількість питань, пов’язаних із незадовільним

станом електричних мереж, дефіцитом інвестиційних коштів та відсутністю

механізмів їх залучення і повернення, дії ускладнених процедур адміністративного

регулювання тарифів для різних категорій споживачів у різних регіонах тощо.

Незважаючи на різноманітність умов, що склалися до початку реформування

електроенергетики за рубежем, практично у всіх країнах цілі були ідентичними.

Основними цілями реформування є:

- зниження цін на електроенергію; - залучення інвестицій у електроенергетичну галузь; - підвищення ефективності виробництва і впровадження інновацій.

Реформування та лібералізація діяльності світових енергетичних ринків у

різних країнах провадиться з урахуванням національних особливостей. У країнах з

ринковою економікою, як правило, здійснюється послідовне реформування ринків

електроенергії з регульованою або вільною системою ціноутворення та відповідним

рівнем конкуренції, що визначає стан ефективності виробництва, передавання та

реалізації електроенергії, а також створення умов сприяння залученню інвестицій

для подальшого розвитку галузі.

На основі багаторічної практики реформування електроенергетики в країнах

світу запроваджено і діють 4 основні моделі ринку електроенергії з різним рівнем

конкуренції та системи ціноутворення.

1) Регульована природна монополія. Це – в основному вертикально-інтегровані компанії (ВІК), усі сфери діяльності яких (виробництво, передавання,

розподіл і збут електроенергії) в тій чи іншій формі регулюються державою. При

цьому сфера передавання (транспортування) електроенергії, як правило, практично

у всіх формах ринку регулюється державою.

2) Єдиний покупець (закупівельне агентство, державне підприємство) модель ринку з основами конкуренції, насамперед, незалежних (самостійних)

генеруючих компаній, які конкурують між собою за обсяги продажу електроенергії

єдиному закупівельному агентству (підприємству), в основному з вертикально-

інтегрованими формами управління передаванням, розподілу та збуту

електроенергії з безпосередньою відповідальністю за надійність та якість

електропостачання. Ціни (тарифи) на електроенергію (від закупівлі в генеруючих

3

компаній до розподілу споживачам) регулюються державою або спеціальним

регулюючим органом країни.

3) Конкурентний оптовий ринок електроенергії з адміністратором торговельної системи (АТС), на якому конкурують енергогенеруючі компанії (ЕГК)

та розподільчо-збутові компанії (РЗК), транспортування (передавання)

електроенергії здійснює самостійна (у більшості країн – державна) транспортно-

енергетична компанія (ТЕК). Незалежний системний оператор (СО) забезпечує

оперативно-диспечерське та режимне управління енергосистемою через

балансуючий ринок (БР) Припиняється регулювання оптових цін. Практично у всіх

країнах, де впроваджено зазначену модель енергоринку, відмічають труднощі у

взаємодіє роботи СО з АТС, що призводить до зниження надійності роботи Єдиної

(Об’єднаної) енергосистеми країни.

4) Конкурентний оптовий і роздрібний ринки електроенергії (вільний ринок) з відокремленням сфери розподілу і збуту електроенергії. Створюються

роздрібні ринки електроенергії з організацією конкуренції між збутовими

компаніями, що купують електроенергію на оптовому ринку електроенергії.

Повністю виключається регулювання оптових цін.

Перші дві моделі – це ринки електроенергії з регульованими цінами

(тарифами) – регульовані ринки, інші дві – конкурентні ринки з вільним

ціноутворення.

Процес реформування та організація роботи ринків електроенергії

продовжується в більшості розвинених країн та в країнах, що розвиваються.

Визначальним для оцінювання і прийняття тієї чи іншої системи побудови

ринку електроенергії стає ціноутворення (рівень цін, їх стабільність), рівень

інвестування в розвиток енергосистеми (систем виробництва та передавання

електроенергії, резерву потужності тощо), що визначають рівень надійності та

якості енергозабезпечення споживачів, прозорість взаємовідносин на ринку і

рівнозначність реалізації інтересів генерації та споживачів електроенергії.

Держава, як правило, оцінює ефективність тієї чи іншої моделі побудови

(реформування) енергоринку, що відповідає основним пріоритетам енергетичної

політики країни. Відповідно до цього держава посилює або послаблює регулюючі

функції. У ряді країн, де лібералізація ринку призводила до значного підвищення

цін на електроенергію та зниження надійності електропостачання, переглядалися

підходи до повноти лібералізації їх ринку та в ряді випадків переходу від однієї

моделі енергоринку до іншої або повернення до регулювання ринку. Зокрема, мало

місце повернення до регульованих ринків електроенергії (США, Франція,

Японія), а також до ринків з вертикально-інтегрованими системами управління

діяльністю компаній в ринкових умовах (Німеччина, Франція, Польща та ряд інших

країн).

У ряді країн, що перейшли на модель конкурентного ринку, знижено обсяги

або практично зупинено будівництво капіталоємних енергоблоків АЕС, ТЕС та ГЕС

через створення цінового бар’єру для входження в енергоринок інвесторів і з

розвитку нових об’єктів генерації, що призводило до нарощування дефіциту

генеруючих потужностей, зниження їх резерву та, відповідно, надійності роботи

4

енергосистеми. Це підтверджує те, що перехід до конкурентного ринку надає

преференції (зняття цінового обмеження прибутковості) лише суб’єктам генерації з

відповідним зростанням собівартості продукції споживачів електроенергії та

послідуючого зниження конкурентоспроможності їх продукції.

Уряди ряду країн світу з особливою обережністю формують законодавчу базу

цього реформування ринку електроенергії з детальним аналізом можливих

негативних наслідків для національних економіки та опрацюванням відповідних

попереджувальних заходів для недопущення зниження конкурентної спроможності

продукції країни, зниження надійності тощо. У разі збереження державного

регулювання електроенергетики в зарубіжній практиці створюються незалежні

оператори, розділяються функції технологічного і комерційного управління, в ряді

випадків зростає частка держави у власності провідних електрокомпаній.

2. Стан лібералізації та економічна ефективність діяльності національних

ринків електроенергії країн-членів Європейського Союзу.

2.1. Особливості методів лібералізації ринків електроенергії в ряді країн

світу, ефективність їх роботи.

Хоча світовий досвід щодо створення конкурентних ринків ще дуже малий –

не більше 15–20 років, все-таки слід відзначити неоднорідність здійснюваних

перетворень і неоднозначність отриманих результатів. Це певною мірою пов'язано з

відмінностями в національному устрої економіки різних країн, станом соціально-

економічного розвитку і матеріальним культурним рівнем населення,

особливостями державної економічної політики та технологічною готовністю до

реформ національних енергетичних систем. З самого початку здійснення реформ

європейської електроенергетики фахівцями відзначалася варіабельність форм

організації електроенергетичних ринків Заходу: від практично повного передавання

виробництва електроенергії в приватну власність (Англія) до збереження в

державній власності великих енергетичних об'єктів (Франція).

Ринкові перетворення електроенергетики і подальші інтеграційні процеси в

Континентальній Європі (без Скандинавії) сприяли формуванню крупних

вертикально-інтегрованих електроенергетичних компаній.

Так, у Бельгії всю електроенергетику контролюють лише дві компанії. У

Франції, Іспанії і Австрії на долю двох найбільш великих постачальників припадає

приблизно 70% ЕЕР. У Італії, Нідерландах і Німеччині два найбільш великих

постачальники володіють понад 50% електроенергетичного ринку (ЕЕР).

У 1999 р., через рік після початку лібералізації електроенергетичних ринків,

на ЕЕР Континентальної Європи працювали 13 великих вертикально-інтегрованих

компаній. У 2004 р. в результаті злиття і поглинань їх залишилося дев'ять. Нині

домінують сім енергокомпаній: EdF (Франція), Е.ОN (Німеччина), Vattenfall

(Скандинавські країни), Enel (Італія), Еndeza (Іспанія), Еlectrabel (Бельгія), та EnBW

(Франція-Німеччина).

Злиття і поглинання енергокомпаній відбуваються як на національному рівні,

так і на міжнаціональному, тому ринкова концентрація в цілому на європейському

ЕЕР зростає.

5

На європейському ЕЕР активізуються процеси укрупнення вертикально

інтегрованих компаній з переходом їх у потужні холдинги. З одного боку, генеруючі

компанії (ГК) об'єднуються з паливними, зокрема газовими, компаніями, з іншого –

з розподільними і збутовими. Так, у Данії, Іспанії, Португалії, Німеччини, Франції

та інших країнах сформовані ВІК, що займаються генерацією електроенергії, її

розподілом і збутом. У ряді випадків їх інтегровано з паливними компаніями.

Існують і окремі компанії з транспортування електроенергії (Англія, Іспанія,

Норвегія, Швеція, Італія, Фінляндія, Португалія, Нідерланди, Східна Австрія,

Західна Данія, Бельгія). Той чи інший вид організації транспорту електроенергії

перебуває у компетенції країн ЄС і визначається внутрішніми умовами

функціонування енергетичних систем.

Наприклад, після поділу енергокомпаній Англії та Уельсу за видами дільності

учасниками ЕЕР стали генеруючі компанії – National Power, Power Gen і British

Energy, а також мережна компанія National Grid і 12 збутових компаній. Однак

особливість роботи з передавання електроенергії призвела до необхідності

збереження вертикальної інтеграції компанії Scottish Power.

Згодом ряд генеруючих компаній взяли участь у приватизації 12 збутових

компаній і тим самим відновили вертикальну інтеграцію компаній в галузі. Завдяки

цьому сьогодні в Англії та Уельсі, об'єднаних в єдиний електроенергетичний пул,

спостерігаються найбільші досягнення у сфері розвитку конкурентних ринків: діє

спотовий ринок, на якому торгують електроенергією і потужністю, значно знижено

рівень галузевої монополізації, установлено ефективну систему тарифоутворення.

Банками та фінансуючими організаціями так само, як і власниками акцій і

менеджментом енергокомпаній, визнано, що вертикальна інтеграція служить

найкращим захистом від волатильності і циклічності ринків. Інтегровані

енергокомпанії мають менші ризики і велику інвестиційну привабливість. Разом з

тим вона посилює ринкову владу інтегрованих компаній і, відповідно, може

призвести до зниження конкуренції на ЕЕР.

Міжнародний досвід реформування електроенергетики свідчить про

неоднозначність реструктуризаційних процесів. Це проявляється в практиці

здійснення реформ, у національній специфіці галузі, у рівні розвитку промисловості,

у характері електроспоживання, у кліматичних умовах. Одним з головних висновків

аналізу світового досвіду реформ є той факт, що їх здійснення не має однакових для

всіх країн рекомендацій. Ніде, у жодному з міжнародних документів, у тому числі і

в скоригованих Європарламентом Директивах ЄС, не визначено жорстких умов

щодо вертикальної дезінтеграції як необхідного методу організації

електроенергетичного ринку, а в країнах з перехідною економікою, яка

характеризується нестабільністю та кризовими явищами, тільки великі організаційні

утворення мають змогу вижити і забезпечити потреби в електроенергії за доступною

ціною.

Практично у всіх європейських країнах існують певні перешкоди для

спорудження нових електроенергетичних об'єктів: обмежена кількість будівельних

майданчиків, дія екологічних факторів, протестні настрої і виступи населення проти

6

розширення виробничої діяльності поблизу місць проживання. Фактично такі

обмеження відіграють роль бар'єрів для вступу в ЕЕР нових учасників.

В умовах лібералізації електроенергетичних ринків особливу роль відіграє

система галузевого регулювання, спрямована, у першу чергу, на забезпечення

недискримінаційності і «прозорості» для учасників таких ринків.

Реорганізація регулювальних органів є однією з основних складових

реформування електроенергетики.

Основною функцією регуляторів (регулюючих енергетичних комісій,

системних операторів тощо) є регулювання мережних тарифів. Зокрема, згідно з

Директивою ЄС регулювальні органи є відповідальними за встановлення або

схвалення мережних тарифів до їх вступу в силу, тобто до введення в дію

методології їх розрахунку або встановлення умов і вимог для приєднання та доступу

до національних мереж, включаючи тарифи на розподіл і передавання

електроенергії. Настільки ж важливим є завдання регулятора щодо надання ліцензії

виробникам електроенергії, операторам мережі та постачальним компаніям, а також

дозволу на будівництво нових електростанцій і ліній електропередавання.

Регулятор, виступаючи повноправним арбітром під час вирішення спорів з

питань обґрунтованості тарифів і правил доступу до мережі, перш за все має

забезпечувати:

• установлення або затвердження мережних тарифів або методів їх

визначення;

• розроблення методів розрахунку цін і встановлення правил і умов надання

системних послуг;

• затвердження правил і методології приєднання та доступу до національної

мережі.

Настільки ж важливим завданням є необхідність здійснення контролю

виконання договорів і контрактів енергопостачання.

2.2. Законодавче та нормативно-правове регулювання діяльності ринків

електроенергії ЄС (Директиви ЄС, Третій енергетичний пакет).

У більшості країн ЄС понад 15 років реалізуються плани з реформування

ринків електроенергії з декларованою метою підвищення рівня конкуренції та

зниження цін на електроенергію для забезпечення конкурентоспроможності

європейської продукції на світових ринках.

Лібералізація енергетичного ринку країн-членів ЄС почалася з прийняття 26

червня 1990 р. Директиви 90/377/ЕЕС, що стосується функцій Співтовариства щодо

розвитку конкуренції та прозорості цін на електроенергію для кінцевих споживачів.

Директива зобов'язала країни-члени надавати Статистичному бюро Європейського

співтовариства відкриту інформацію щодо динаміки ринкових цін на

електроенергію, а також можливість здійснення ним контролю за ціноутворенням на

енергетичних ринках з визначенням заходів із вирівнювання цін на електроенергію

по Співтовариству в цілому.

Подальші заходи з регулювання діяльності систем передавання, транзиту та

процесів постачання електроенергії було закріплено Директивою 90/547/ЕЕС від 29

7

жовтня 1990 р.

Процес лібералізації ринку електроенергії продовжився з прийняттям 19

грудня 1996 р. Директиви 96/92/ЕС щодо спільних правил для внутрішнього ринку

електроенергії, яка визначила шляхи переходу до конкурентного ринку з вільним

вибором споживачем продавця електроенергії. Зазначена Директива вимагає

поступового відкриття країнами ЄС своїх ринків електричної енергії та поглиблення

рівня конкуренції на роздрібних ринках. Крім того, Директива вимагає

розмежування видів діяльності в електроенергетичному секторі та відкритого і

недискримінаційного доступу до ринку та до електричних мереж.

Основними передумовами прийняття Директиви і одночасно головними

напрямами її реалізації є:

• забезпечення загальноєвропейського ринкового простору з максимально

вільним рухом товарів, людей, послуг і капіталів;

• підвищення ефективності та надійності електропостачання і

конкурентоспроможності європейської економіки з дотриманням вимог з охорони

навколишнього середовища;

• поступове створення і вдосконалення внутрішніх електроенергетичних

ринків з тим, щоб дозволити промисловості гнучко і організовано адаптуватися до

нового середовища і максимально враховувати існуючі відмінності в організації

національних електроенергетичних систем;

• необхідність забезпечення того, щоб створені внутрішні ринки

електроенергії максимально сприяли об'єднанню і паралельній роботі систем;

• забезпечення функціонування електроенергетичних компаній в умовах

конкуренції із збереженням їхніх зобов'язань перед споживачами;

• забезпечення свободи вибору в методах проведених реформ національних

систем електроенергетики з дотриманням загальних принципів розвитку ЄС;

• забезпечення відкритості електроенергетичних ринків і доступу до них у

різних державах ЄС;

• установлення єдиних правил щодо систем виробництва, передавання і

розподілу електроенергії;

• максимальне врахування інтересів блок-станцій і незалежних виробників

електроенергії;

• з метою забезпечення надійності, безпеки та ефективності передавальної

мережі в інтересах виробників і споживачів призначення системного оператора

передавальної мережі, до обов'язків якого входять експлуатація, обслуговування та

розвиток мережі. Критеріями роботи оператора мають бути об'єктивність,

прозорість і відсутність дискримінації;

• відокремлення ВІК від інших видів діяльності для забезпечення прозорості

та недискримінаційності функцій передавання.

Останнє положення не носить обов'язкового характеру. Директива, за

вимогою відповідних національних органів Франції та Німеччини передбачає

можливість збереження ВІК з обов'язковим введенням роздільного фінансового

обліку за видами діяльності. Відповідно до цього збережено вертикально-

інтегровані енергокомпанії в Австрії, Франції, Норвегії, Фінляндії, Німеччині,

8

Швейцарії, Польщі та ряді інших країн.

У липні 2003 р. в енергетичному законодавстві ЄС було проведено корінну

реформу. Директиви щодо лібералізації ринків електроенергії – Директиву

90/547/ЕЕС та Директиву 96/92/ЕС було скасовано. З 1 липня 2004 р. набула

чинності нова, модернізована і кодифікована Директива Європейського Парламенту

та Ради 2003/54/ЄС від 26 червня 2003 р. щодо загальних правил на внутрішньому

ринку електроенергії, яка уточнювала та доповнювала попередні Директиви.

Директива 2003/54/ЄС визначає загальні правила щодо генерації, передавання

та постачання електроенергії по спільноті. У ній знайшли відображення правові

норми про організацію та функціонування енергетичного сектора економіки країн-

членів, критеріїв та умов доступу на внутрішній енергетичний ринок

Співтовариства. Згідно з Директивою країни-члени ЄС самостійно встановлюють

права та обов'язки для підприємств електропостачання і визначають доступ

виробників електроенергії на ринок на основі дозвільної або заявної системи.

Доступ споживачів до систем електропостачання країни-члени ЄС мають

забезпечувати на основі принципів недискримінації і транспарентності, у тому числі

й щодо формування тарифів, а також вживати заходів з підтримання відкритості

своїх енергетичних ринків.

Положення Директиви 2003/54/ЄС доповнюються нормами, закріпленими в

Регламенті Ради та Європейського парламенту (ЄС) N 1228/2003 від 26 червня

2003 р. про умови доступу до мереж з метою транскордонного обміну

електроенергією. Цей Регламент націлено на створення справедливих умов для

транскордонного обміну електроенергією за нормальної конкуренції і з урахуванням

регіональної специфіки в країнах-членах ЄС шляхом установлення єдиної

тарифікації в разі доступу на внутрішній ринок ЄС.

Директивою 2003/54/ЄС країнам-членам ЄС надано право створення

відповідних регулювальних органів зі спеціальними повноваженнями але без

визначення статусу їх незалежності. На засіданні Європейської Ради 8 і 9 березня

2007 р. було відзначено неефективність здійснюваних такими органами регулюючих

функцій та контролю у зв'язку з недостатністю їх повноважень і відсутністю

незалежності в прийнятті рішень.

У 2009 р. Європейським парламентом затверджено "Третій пакет"

енергетичного законодавства ЄС, покликаний забезпечити більш повну

лібералізацію енергетичного ринку, насамперед у електроенергетичному та

газовому секторах.

Третій енергетичний пакет наділив національний регулюючий орган

юридичною відокремленістю та функціональною незалежністю від будь-яких

державних, громадських, приватних осіб, ринкових інтересів, включаючи персонал і

осіб, відповідальних за управління. На країни-члени ЄС покладено обов'язок

забезпечувати національний регулюючий орган бюджетними асигнуваннями з

правом самостійного їх використання, а також достатніми кадровими та

фінансовими ресурсами для виконання ним своїх обов'язків.

Одним з ключових моментів Третього енергетичного пакету є відокремлення

діяльності з транспортування електричної енергії від інших видів діяльності

9

(виробництва, купівлі - продажу електричної енергії) та завдання щодо

вирівнювання вартості енергоресурсів на всій території ЄС, різниця в якій між

окремими регіонами досягає 30%.

Третій енергетичний пакет забезпечуватиме можливість усіх європейських

громадян скористатись перевагами, які надає прозорий і конкурентний

енергетичний ринок, а саме: вільний вибір споживачами постачальників, більш

конкурентні ціни, безпека постачання енергоресурсів.

Сьогодні першорядне значення в регулюванні електроенергетики має

Директива 2009/72/EC Європейського Парламенту та Ради від 13 липня 2009 р.

щодо загальних правил для внутрішнього ринку електроенергії, яка скасовує

Директиву 2003/54/EC, а також Регламент ЄС №714/2009 Європейського

парламенту і Ради від 13 липня 2009 р. про умови доступу до мережі

транскордонного обміну електроенергією, який скасовує Регламент ЄС №

1228/2003. Положення зазначених документів спрямовано не тільки на сталий

розвиток внутрішнього електроенергетичного ринку, але й на гармонізацію

спільного функціонування вже існуючих національних електроенергетичних ринків.

Директивою 2009/72/EC було встановлено загальні правила виробництва,

передавання, розподілу та збуту електроенергії з урахуванням захисту інтересів

споживачів і з метою підвищення конкурентоспроможності та інтеграції

електроенергетичних ринків країн Євросоюзу, регламентовано засади організації та

функціонування електроенергетичного сектора, відносини у сфері забезпечення

відкритого доступу на ринок, а також публічні процедури, які застосовуються під

час проведення тендерів.

З метою досягнення зазначених цілей нова Директива передбачає:

- відділити функції підприємств з видобування та продажу енергоресурсів від

функцій з транспортування, що уможливить лібералізацію ринків електроенергії;

- посилити транскордонну торгівлю у сфері енергетики;

- створити більш ефективні національні регуляторні органи;

- сприяти транскордонному співробітництву та інвестуванню;

- сприяти більшій прозорості діяльності енергетичних компаній;

- створити незалежного системного оператора та незалежного оператора

транспортування.

Директивою 2009/72/ЕС було створено більш гнучкі умови щодо збереження

та створення ефективно діючих ВІК у країнах-членах ЄС. За варіанту, що дозволяє

збереження власності на мережні активи компаній, застосовуються відповідні

стандарти поділу.

Заснований поза структурою ВІК і належним чином сертифікований

незалежний системний оператор вирішують усі питання поточного управління

мережної структури (питання доступу третьої сторони, планування інвестицій,

ремонтні роботи), яка залишається у власності ВІК.

У Директиві 2009/72/EC було відзначено необхідність підвищення рівня

незалежності національних регуляторів, у тому числі шляхом включення до їх

ведення повноважень, пов'язаних із затвердженням тарифів або методології

розрахунку тарифів на основі пропозицій оператора системи передачі (transmission

10

system operator) або оператора системи розподілу (distribution system operator) або на

основі пропозицій, погоджених зазначеними операторами і користувачами мережі.

Директиву та Регламент Третього енергетичного пакету прийнято спільним

рішенням Європейського парламенту та Ради ЄС, але їх юридична природа є

неоднорідною. Директиву адресовано країнам-членам і вона має бути

імплементованою в національні законодавства у встановлений термін. Директива є

обов'язковою для країн-членів ЄС щодо терміну і кінцевого результату, при цьому

форми і методи досягнення результату залишено на рішення країн-членів.

Регламент Європейського Парламенту і Ради, на відміну від директиви, є

актом загального характеру, адресованим усім суб'єктам права ЄС (не тільки

країнам-членам) і наділеним прямою дією (не вимагає актів імплементації до

національного законодавства). Ці властивості надають Регламенту прав

національного законодавства.

Перенесення Третього пакету на національні основи не означає закінчення

нормотворчої активності у сфері європейської енергетики. Третій пакет передбачає

в подальшому прийняття дванадцяти підзаконних актів (керівних вказівок і

відповідних мережних кодексів), що регулюють найважливіші аспекти

транскордонного транспортування енергії всередині ЄС, у тому числі правила

під'єднання до мереж, доступу третіх осіб, інформаційного обміну, розподілу

пропускної здатності, управління перевантаженістю системи, прозорості,

балансування та тарифоутворення.

Директиви та Регламенти (щодо електричного та газового секторів) Третього

пакету визначають такі правові інструменти інтеграції електроенергетичних і

газових ринків країн-членів ЄС:

- відкриття ринків (market opening): надання покупцям права вільного вибору

постачальника електроенергії і газу. З 1 липня 2007 р. усім покупцям ЄС надано

таке право;

- доступ третіх осіб до систем транспортування енергії та газу (third parties

access): в обов'язковому порядку оператори мають надавати послуги з підключення

до мереж і з транспортування енергії на недискримінаційних, прозорих умовах будь-

яким особам, у тому числі конкуруючим виробникам і постачальникам, які не є

дочірніми підприємствами;

- заснування незалежних національних регулювальних органів (National

Regulatory Authorities, NRAs): створення в кожній країні-члені ЄС незалежного від

органів влади та інших структур енергетичного регулятора, наділеного широкими

повноваженнями у сфері тарифоутворення, сертифікації, а також істотними

контрольно-наглядовими функціями;

- створення мереж співпраці операторів систем транспортування

електроенергії і газу (European Network of Transmission System Operators for

electricity and for gas, ENTSO-E; ENTSO-G): ці мережі дозволяють налагоджувати

горизонтальну взаємодію між системними операторами країн-членів, націлену на

розроблення мережних кодексів і загальноєвропейського 10-річного плану

мережного розвитку;

11

- створення Агентства співпраці енергетичних регуляторів – ACER (Agency for

the Cooperation of Energy Regulators): це Агентство займається розробленням

керівних вказівок, що лежать в основі мережних кодексів, і в ряді випадків має

право приймати обов'язкові рішення з питань транскордонного транспортування

електроенергії;

- централізований розвиток європейської системи транспортування

електроенергії: Третім пакетом введено необхідність формування

загальноєвропейського 10-річного плану мережного розвитку, який має

оновлюватися кожні два роки і служити орієнтиром для розроблення національних

планів мережного розвитку, які мають обов'язковий характер.

2.3. Тарифна та цінова політика в умовах лібералізації ринку

електроенергії.

Аналіз систем тарифів на електроенергію розвинених країн показує, що в їх

основу перед початком лібералізації (дерегулювання) енергетичних ринків було

покладено такі вимоги:

- відшкодування реальних витрат на виробництво, передавання і розподіл електроенергії, зниження вартості електроенергії для споживачів при визначенні

економічно обґрунтованого прибутку для енергетичних компаній, залучення

інвестицій в розвиток галузі;

- стимулювання споживачів до енергозберігальних режимів електроспоживання в інтересах роботи енергосистеми та зниження дефіциту

потужності;

- забезпечення охорони навколишнього середовища і створення умов для поліпшення екологічної обстановки.

У промислово розвинених країнах широко використовуються три основні

концепції формування тарифних ставок:

1. Тариф розраховується виходячи з необхідного доходу, достатнього для

покриття витрат протягом періоду експлуатації енергоджерела та утворення певного

прибутку.

2. На основі розрахунку короткострокових граничних (маржинальних) витрат

установлюються диференційовані за часом тарифи (добові, сезонні), що

відображають зміну навантаження, і пов'язані з цим витрати енергокомпаній на

маневрування, що дає змогу збалансовувати попит і пропозиції на ринку

електроенергії.

3. Ціна на електроенергію встановлюється на основі довгострокових

граничних витрат із урахуванням витрат на розвиток електрогенеруючих

потужностей та інфраструктури енергосистеми.

Тарифи, побудовані за цією концепцією, використовуються у Франції,

Швейцарії та деяких інших країнах. Перевагою таких тарифів є їхня стабільність у

часі. Їх доцільно застосовувати також у разі потреби покриття дефіциту потужності

в енергосистемі.

Практично у всіх країнах тарифи диференціюються за періодами часу, що

припускає відносно гнучкий облік змін поточних витрат протягом пікових,

12

напівпікових і нічних періодів роботи енергосистеми. Слід зазначити, що в ряді

країн у разі, коли неможливо здійснити диференційований облік за зонами доби,

активно застосовується диференціація за більш тривалими періодами – робочими та

вихідними днями, а також тарифними сезонами року.

Можна виділити такі найбільш характерні для більшості розвинених країн

види тарифів на електроенергію, як добові; сезонні; тарифи за категоріями

споживачів (промисловий, сільськогосподарський, побутовий тощо); тарифи за

рівнем надійності електропостачання (для споживачів, які погоджуються на перерви

в електропостачанні чи на відповідне зниження обсягу електроспоживання в періоди

максимальних навантажень), а також соціально орієнтовані тарифи.

Основними тарифними системами в більшості країн є:

1. Одноставкова – зазвичай застосовується в побутовому і частково

промисловому секторах. При цьому можна встановлювати (за згодою сторін) як

єдину постійну ставку на 1 кВт∙год використаної електроенергії, незалежно від

обсягу споживання енергії, або ступінчасту ставку, розмір якої змінюється

пропорційно від обсягу електроспоживання.

2. Двоставкова – використовується як для побутових (Франція), так і

промислових споживачів. Основна ставка залежить від значення приєднаної

потужності, додаткова – забезпечує оплату фактично спожитої енергії. Така система

тарифів сьогодні для більшості країн стала базовою.

3. Триставкова – споживач платить за загальний обсяг використаної

електроенергії, за обсяги її споживання під час пікових навантажень енергосистеми і

за приєднану потужність.

В окремих країнах, залежно від місцевих умов, встановлюються різні ставки

на зимові і літні місяці. Крім того розрізняються ставки на години малого (з 22 до 6

год), повного (з 6 до 22 год, за винятком часу пікового навантаження) і пікового

навантажень.

Останнім часом багато країн активно застосовують так звані тарифи

реального часу (США, Великобританія, Фінляндія), що дає змогу

енергопостачальним організаціям щогодини відслідковувати обстановку на ринку

електроенергії.

Роздрібні та оптові ціни на електроенергію практично на всіх ринках зростали

більш високими темпами протягом усього періоду після початку лібералізації ЕЕР.

При цьому найвищі ціни спостерігалися в тих сегментах ринку, де генеруючі

потужності й зовнішні мережні електричні зв'язки було обмежено. Ціни зростали й

на тих ЕЕР, які було пов'язано з суміжними ринками лініями електропередавання з

достатньою пропускною здатністю. Це зростання в більшості випадків не пов'язано

з проявом ринкової влади генеруючих компаній. Аналіз європейського ЕЕР

свідчить, що у сформованій ринковій структурі великі ГК мають можливість

вилучати потужність і підвищувати ціни на електроенергію. Наприклад, у Німеччині

великі генеруючі компанії можуть легко впливати на рівень цін на ЕЕР зміною

числа годин використання потужності їхніх електростанцій.

У Німеччині протягом ряду років різниця між оптовими цінами на

електроенергію й короткостроковими граничними витратами на її генерацію

13

постійно збільшувалася, досягаючи максимуму в пікові години, причиною цього

вважаються прояви ринкової влади ГК.

Італійський ЕЕР крім того, що має слабкі електричні зв'язки з європейським

ринком, має також недостатньо розвинуту внутрішню мережну інфраструктуру, що

призводить до його сегментації в години максимальних навантажень і перетікань по

міжсистемних лініях. Тому домінуюча компанія Enel має можливість установлювати

ціну на ринку протягом 30% часу. У зазначених умовах в окремих сегментах ЕЕР

більш дрібні компанії можуть виступати як домінуючі. Так. компанія Endeza

установлює ціну протягом 17% часу, а Edison – протягом 15%. Відповідно до

розрахунків Italian market індекс Лернера, що характеризує відносне перевищення

ринкової ціни над граничними витратами й тим самим вказує на прояв ринкової

влади, для італійського ЕЕР є досить високим.

Динаміка ціноутворення в країнах ЄС в умовах реформування ринків

електроенергії. Статистичною службою ЄС (Eurostat) та Регіональною асоціацією

органів регулювання енергетики (ERRA) наводиться динаміка цін і тарифів на

енергетичних ринках країн-членів ЄС та країн СНГ (додатки 1-4).

В опублікованій у травні 2013 р. роботі Інституту проблем природних

монополій Росії (ІППМ) «Аналитический доклад «Анализ результатов реформы

электроэнергетики и предложений по росту ее эффективности» відзначено, що в

більшості країн-членів ЄС енергетичні ринки яких лібералізовано, ціни (тарифи) на

електроенергію зросли.

В цілому по країнах ЄС за останні десять років для промисловості ціни значно

зросли. Так, у Великобританії – у 2,5 раза, у Німеччині – у 2 рази, у той час як у

Франції з регульованим ринком – в 1,4 раза а в цілому по країнах ЄС в 1,5 раза (рис.

1).

Рис 1. Порівняння цін на електроенергію для промислових споживачів з

урахуванням податків, дол/кВт·год Джерело: розрахунки ІППМ Росії, (мовою оригіналу)

14

Аналогічні тенденції мають місце і в динаміці зростання тарифів на

електроенергію для населення (рис 2). З рисунка наглядно видно, що за період

останніх десяти років темпи зростання цін в країнах Євросоюзу становили у

середньому 5-7% на рік. У цілому в країнах-членах ЄС ціни зросли в 1,8 раза, лише

у Великобританії – у 2,1 раза, а в Німеччині – в 1,8 раза. Одночасно у Франції, де за

рішенням Уряду країни збережено державне регулювання цін і лібералізаційні

процеси віднесено на більш віддалену перспективу, протягом зазначеного періоду

ціни на електроенергію для населення практично не зазнали змін. Рис 2. Порівняння цін на електроенергію для домогосподарств з

урахуванням податків, дол/кВт·год Джерело ІППМ Росії, (мовою оригіналу)

У ряді країн, що перейшли на модель дерегульованого ринку, крім більш

високих темпів зростання цін, практично зупинено будівництво капіталоємних

енергоблоків електростанцій через створення цінового бар'єру для входження в

енергоринок інвесторів і нових суб'єктів генерації, що призводить до нарощування

дефіциту генерувальних потужностей і зниження їх резерву. При цьому, за

результатами аналізу реформування енергетичних ринків, перехід до

конкурентного ринку надає преференції (зняття цінового обмеження

прибутковості) лише суб'єктам генерації з підвищенням цін для споживачів

електроенергії з відповідним зростанням собівартості продукції та економіки в

цілому.

Російським ІППМ у квітні 2013 р. підготовлено та опубліковано аналітичну

роботу щодо адекватного порівняння цін на електроенергію й основні енергоносії в

Росії, США і ЄС із урахуванням паритету купівельної спроможності (ПКС).

15

Значення вартості 1$ ПКС у національних валютах щорічно публікуються в

Євростаті й Росстаті (у 2012 р. 1 ПКС ЄС=1,296 $).

У роботі ІППМ наведено порівняння середньої ціни на електроенергію для

промислових підприємств за 2012 р. у деяких країнах ЄС, США й Росії:

Рис. 3. Ціна електроенергії в першому півріччі 2012 р. в ПКС за 1 кВт·год (без

ПДВ та інших податків на електроенергію) для промислових споживачів 500-2000

МВт•год в Росії (менше 750 кВА), Болгарії (в 2012 і 2013 рр.), у країнах ЄС та

США. Джерело: ІППМ Росії

Зокрема відмічено, що більш низька ціна електроенергії в США порівняно з

ЄС і Росією пояснюється тим, що в цій країні ціни на природний газ і на вугілля для

теплових станцій з урахуванням $ПКС є майже у два рази меншими. При цьому

враховувавалось, що в собівартості виробництва електроенергії вартість

енергоносіїв на вугільних ТЕС становить 50-70%, а на газових – 60-80%.

Крім того, у «старих» країнах ЄС (ЄС 15) і в США регулювальні органи

жорстко обмежували зростання вартості електроенергії, відслідковуючи норму

прибутку в електроенергетичній галузі (у середньому - 5%, максимум – 10%).

У цілому високу вартість електроенергії для кінцевих споживачів у країнах

Європи обумовлено високою часткою імпортного палива для електростанцій,

відповідними стимулюючими мірами у кожній із країн щодо розвитку

альтернативної енергетики, а також різними системами оподатковування.

0

0,05

0,1

0,15

0,2

0,25

16

Рис. 4 Ціни на електроенергію для промислових споживачів з обсягом споживання

від 500 МВт/год до 2000 МВт/год за 2012 рік,євро/кВт·год. Джерело: Євростат, “Electricity and natural gas price statistics.”, лютий 2013

У базі Евростату представлено кінцеві ціни (без ПДВ та інших спеціальних

податків) на електроенергію для домашніх господарств за 1 кВт∙год у євро. При

цьому вартість електроенергії для населення наприклад, у Болгарії, Німеччині,

Польщі тощо є нижчою, ніж в інших країнах ЄС. Разом з тим із урахуванням

перерахунку по ПКС-ЄС ціна електроенергії в цих країнах становиться вищою,

середнього її значення по країнах ЄС (рис. 5). Для співставлення на цьому рисунку

наведено також рівень середньої заробітної плати.

Рис 5. Ціна електроенергії для населення (домогосподарств із споживанням

електроенергії від 2500 до 5000 кВт·год на рік) у різних країнах у ПКС за 1 кВт·год

(без ПДВ та спеціальних податків на електроенергію) в першому півріччі 2012 р.

та середня заробітна плата Джерело: ІППМ Росії, Євростат.

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

0

0,05

0,1

0,15

0,2

0,25

євр

о П

КС

євр

о П

КС

/кВ

т г

од

Ціна електроенергії евро ПКС/кВт•год, 2012 р. Середня заробітна плата евро ПКС, 2010 р.

ціна податки

17

Ціна на електроенергію для населення (рис 5) в розвинених країнах

(Великобританія, Німеччина, Франція, Скандинаські країни) за умови врахування

ПКС менша ніж в країнах, що розвиваються (Румунія, Болгарія, Литва тощо), а

також Росії. Характер співвідношення ціни на електроенергію і середньої величини

заробітної плати, відображає стан соціально-економічного розвитку країни та вплив

вартості електроенергії на рівень добробут населення.

З урахуванням національних систем оподаткування нижче наведено

співвідношення цін на електроенергію та податки для домогосподарств:

Рис. 6. Ціни на електроенергію для домогосподарств з обсягом споживанням

від 2500 кВт·год до 5000 кВт·год 2012 р. (з податками та ПДВ), євро/кВт·год Джерело: Євростат, “Electricity and natural gas price statistics.”, лютий 2013

2.4. Тенденції розвитку біржової торгівлі на європейському

енергетичному ринку.

Одним з підсумків десятиліття лібералізації європейського ринку

електроенергії стали поява та розвиток діяльності енергетичних бірж, які залучають

широке коло учасників – енергогенеруючі та енергопостачальні компанії,

споживачів електроенергії, трейдерів, фінансових установ тощо.

Необхідно звернути увагу на два проблемних питання в організації роботи

біржі – високий рівень затрат на їх організацію та функціонування, а також значні

коливання цін на спотових ринках, які в більшості випадків не відповідають

фактичним затратам генерації (за часами доби та сезонами року) і головне – не

стимулюють розвиток енергосистеми. Спотові ціни відображають лише змінні

витрати виробників, що призводить до необхідності запровадження додаткової

плати за потужність, ринку платних послуг (підтримка резерву, частоти, напруги

тощо) та ринку потужності, що значно ускладнює організацію ринкової торгівлі

електроенергією та надає додаткові вигоди лише генерації.

В Європі базовим елементом ринку є торгівля на добу вперед. Ціна

встановлюється на добу вперед у точці, де перетинаються пропозиція та попит. Ця

ціна податки ПДВ

18

ціна зазвичай є відліковою для таких фінансових продуктів, як ф'ючерсні та

форвардні контракти. Торгівля відбувається як через енергетичні біржі, так і

безпосередньо. На деяких біржах також існують внутрішньодобові та балансуючі

ринки.

У 2001 р. було створено французьку енергетичну біржу Powernext у Парижі, у

2002 р. відбулося злиття двох німецьких енергетичних бірж у Лейпцігу й

Франкфурті в біржу EEX (European Energy Exchange). У 2008 р. Powernext і EEX на

паритетних умовах (по 50% власності) створили біржу EPEX Spot (European Power

Exchange). До новоствореної біржі її засновники передали свої сегменти торгівлі

електроенергією на ринку Spot.

Біржа EPEX Spot є однією з провідних енергетичних європейських бірж, яка

забезпечує спотову торгівлю електроенергією на об'єднаному ринку Німеччини,

Австрії, Франції й Швейцарії.

Біржа EPEX Spot займається торгівлею електроенергії на ринку "на добу

вперед" (spot) і внутріденному ринку (intraday) у Франції, Німеччині/Австрії

(вважається єдиним ринком) і Швейцарії. Ці країни споживають 30-40%

електроенергії в ЄС. Ринок EPEX Spot охоплює близько 40% споживання

електроенергії інтегрованого ринку ЄС.

Німецька біржа EEX працює на фінансових ринках енергоносіїв і супутніх

товарів – торгівля ф'ючерсами на електроенергію, газ, вугілля, квотами на викиди

вуглекислого газу. За обсягом й оборотом торгів EEX є провідною біржею в

Західній Європі. На французькій біржі Powernext торгують, зокрема, ф'ючерсами на

електроенергію для хеджування ризиків від одного місяця до трьох років.

Біржа EEX також є власником клірингового дому ECC (European Commodity

Clearing), що не тільки здійснює клірингові розрахунки між учасниками EPEX Spot,

але й надає клірингові послуги іншим біржам у Європі – зокрема, APX-ENDEX

(голландсько-британська енергетична біржа) і Belpex (бельгійська енергетична

біржа). Членами клірингового дому ECC є провідні європейські банки – ABN AMRO

Clearing Bank, Barclays Bank, Bayerische Landesbank, BHF-BANK, BNP Paribas, Credit

Suisse, Deutsche Bank, Goldman Sachs International, J.P. Morgan, KELER CCP, KfW

Bankengruppe, Merrill Lynch International, MF Global, Newedge Group, Nordea Bank,

UBS.

У 2010 р. у Німеччині було прийнято закон, відповідно до якого вся

електроенергія, вироблена поновлюваними джерелами, має продаватися через

біржу. Для інших генеруючих компаній жодних зобов'язань із продажу

електроенергії на біржі не встановлено.

Найважливішим критерієм визначення ціни є рівень ліквідності ринку - чим

вищою є ліквідність, тим нижчими є ціни. Сьогодні німецький ринок у три рази

ліквідніший, ніж французький, тому ціни на біржі Франції бувають вищими, ніж на

біржі Німеччини. На західноєвропейських ринках ціна електроенергії визначається

не стільки видом генерації й собівартістю, скільки обсягом ринку й кількістю його

учасників.

Порядок роботи енергобіржі. На EPEX Spot визначається три ціни – по

Франції, Німеччині/Австрії й Швейцарії. Наприклад, на 01.02.11 р. базисна ціна у

19

Франції становила EUR 58.48 за 1 МВт∙год електроенергії, у Німеччині/Австрії –

EUR 55.55 за 1 МВт∙год, у Швейцарії – EUR 59.75 за 1 МВт∙год. У 2011 р. на EPEX

Spot було введено новий біржовий індекс ELIX, що являє собою середньозважену

ціну на цих трьох ринках.

Обсяг прод