Тетяна Бойко для Цензор Реформ

Тарифи на електричну енергію для непобутових споживачів – тобто підприємств – напряму залежать від рівня ціни електроенергії на оптовому ринку. Він складається із оптово-ринкової ціни (ОРЦ) електроенергії, технологічних витрат електроенергії, тарифу на розподіл електроенергії та витрат на її постачання. При цьому, саме ОРЦ займає левову частку в кінцевій ціні. Тому її зростання практично напевне призведе до зростання кінцевого тарифу для підприємств. Як та чому це станеться – пояснимо докладніше.

З 1 липня 2017 року оптово-ринкова ціна (ОРЦ) на електричну енергію зросла з 1341,57 грн за 1 МВт*год до 1365,72 грн за 1 МВт*год (без ПДВ). Така зміна була передбачена ще постановою НКРЕКП від 23 березня 2017 року. У четвертому кварталі, згідно цього документу, вона залишиться такою ж. Середньорічна ОРЦ – 1353,66 грн за 1 МВт*год (без ПДВ). На початку ж року планувалося, що з другого кварталу і до кінця року ОРЦ знизиться до 1 263,76 грн за 1 МВт*год (без ПДВ), а середньорічна ОРЦ становитиме 1285,06 грн. У квітні лунали заяви окремих високопосадовців, що в результаті змін в енергобалансі можна буде уникнути зростання ціни протягом року. Проте, згідно існуючих документів, підстав для зниження ОРЦ немає.

Електроенергетичний баланс

Оптово-ринкова ціна електроенергії формується на підставі річного прогнозного енергетичного балансу, який затверджує Міненерго.

3 березня 2017 року Міністерство енергетики та вугільної галузі внесло зміни до енергобалансу у зв’язку із запровадженням надзвичайних заходів в енергетиці. Вони передбачали збільшення обсягу виробництва електроенергії АЕС на 889 млн кВт*год, зменшення обсягу виробництва електроенергії ГК ТЕС на 1 454 млн кВт*год., зменшення обсягу виробництва електроенергії теплоелектроцентралями (ТЕЦ), блокстанціями на 440 млн кВт*год, збільшення обсягу виробництва електроенергії ГЕС на 2 124 млн кВт*год.

Загалом, частка ТЕС (виробників, які працюють за ціновими заявками) збільшилася на 3%,  ТЕЦ – на 4% , частка ГЕС – на 24%, частка атомної енергії зросла на 1%.

25 травня внесені чергові зміни, але вони не значні, тому не призвели до перегляду ОРЦ. Нагадаємо, що вона переглядається щоквартально за 5 днів до початку розрахункового кварталу за умови, якщо показники, що використовуються при розрахунку, призводять до зміни річної прогнозованої ринкової ціни більше ніж на 5 %.

У публічному доступі відсутня інформація щодо фактичних обсягів генерації за 6 місяців, тому важко сказати, наскільки точними є прогнозні показники. Згідно даних, оприлюднених на офіційному сайті Мінерговугілля, протягом перших чотирьох місяців фактична частка найбільшої за обсягом і найдешевшої атомної електроенергії була вищою на 3,6% від запланованої, дорогої електроенергії ТЕЦ – меншою на 18,6%.

Тарифи

Величезне значення має тариф кожного виду генерації. Їх встановлює Національний регулятор у сфері енергетики і комунальних послуг – НКРЕКП.

У березні тариф НАЕК “Енергоатом” збільшився на 2% – з 468,95 грн/МВт (через підвищення витрат на поточні і капітальні ремонти обладнання) до 478,6 грн/МВт. Тариф ГЕС зменшився на 17% – з 665,71 грн/МВт до 550,2 грн/МВт. Також знизилася ціна найдорожчої генерації – “зеленої”. Тариф ВДЕ зменшився на 8% – з 4893,52 грн/МВт до 4485,18 грн/МВт.

Проте значно зросли тарифи ТЕЦ і ТЕС. Ціна ТЕЦ піднялася на 17% – з 1739,86 грн/МВт до 1922,99 грн/МВт. Тариф виробників, які працюють за ціновими заявками (ТЕС), збільшився з 1319,21 грн до 1455,45 грн, або на 10%.

Зупинимося детальніше на ціні електроенергії, виробленої ТЕС і ТЕЦ.

Нижче наведено інфографіку, де докладніше подано розрахунок ціни продажу електроенергії, генерованої ТЕС, в ОРЕ.

Незважаючи на зменшення прогнозного обсягу електроенергії, виробленої ТЕС, її ціна зросла. Як бачимо, відбулося це за рахунок зростання прогнозованої вартості палива на 8,32% та в першу чергу – подорожчання вартості вугілля з транспортуванням на 8,73%.

Вартість вугілля при розрахунку оптово-ринкової ціни електроенергії не залежить від марки вугілля (нагадаємо, в результаті блокади припинилися поставки вугілля антрацитової групи, тому підприємства теплової генерації купують це вугілля за кордоном). Вугілля марки Г добувається в Україні державними і приватними компаніями (частка ДТЕК – понад 70%).

Індекс ціни на європейській біржі Api2 збільшився на 16,93% – з 56,48 дол. до 66,04 дол. за тонну, майже на 16% (з 8,52 до 9,84 дол.) зросла ціна доставки.

Незважаючи на несуттєве зменшення ціни перевалки, у результаті ціна вугілля (без транспортування по Україні) збільшилася на 28,79% і склала 2234 грн/тонну. Варто зауважити, що рекомендована Міненерго вугілля закупівельна ціна вугілля марки Г з державних шахт після затвердження ОРЦ у березні була збільшена і становить 2000 грн/тонну.

Повна інформація про вартість вугілля з приватних шахт відсутня у публічному доступі. Згідно прогнозного балансу вугільної продукції, у 2017 році планується використати на виробництво електроенергії 28 444,4 тисяч тонн вугілля, з них: газового (Г) та довгополуменевого (Д) – 18491 тисяч тонн, антрациту (АШ) та пісного (П) – 9953,5 тисяч тонн. Чи співпадуть прогнозні розрахунки з фактичними – можна буде побачити лише вкінці року.

Повертаючись до ціни електроенергії, виробленої ТЕС, варто зазначити, що вона зросла на 10% – з 1319,22 грн до 1455,46 грн/МВт, не зважаючи на зменшення запланованої норми прибутковості ТЕС з майже 5% до 4%.

Ціна електричної енергії, виробленої ТЕЦ, також залежить від вартості вугілля, обчисленого за формулою “ціна на біржі+доставка+перевалка”. При цьому ціна на біржі обраховувалася не як середньомісячна за останні 12 місяців (як для ТЕС), а як середньомісячна ф’ючерсна ціна майбутніх 6-ти місяців, тобто 70,48 дол. за тонну. Таким чином, завдяки зростанню вартості паливної складової, ціна електроенергії ТЕЦ зросла з 1739,86 грн/МВт до 1922,99 грн/МВт.

Вартість електроенергії обчислюється як добуток запланованого обсягу виробництва, запланованому в електроенергетичному балансі, на відповідний тариф. Отже, в результаті зазначених змін, збільшилася вартість електроенергії від виробників, які працюють за ціновими заявками (ТЕС) – на 7% (з 59,48 млрд грн до 63, 69 млрд грн), ТЕЦ – на 7% (з 17,35 млрд грн до 18,49 млрд грн), атомної – на 3% (36,48 млрд грн до 37,85 млрд грн), ГЕС – на 2% (з 5,81 млрд грн до 5,94 млрд грн).

Зменшилася вартість електроенергії з альтернативних джерел на 8% – з 8,76 млрд грн до 8,07 млрд грн.

Інші складові ОРЦ

Окрім вартості основних видів генерації електроенергії, на оптово-ринкову ціну також впливають наступні чинники: передача електричної енергії магістральними та міждержавними електромережами, кошторис витрат ДП “Енергоринок”, прогнозний обсяг дотацій для компенсації втрат від здійснення постачання електричної енергії за регульованим тарифом, прогнозований обсяг акцизного податку, та два додаткових платежі виробникам, які працюють за ціновими заявками (ТЕС), – на реконструкцію та модернізацію енергетичного обладнання та на виконання законодавчих актів і урядових рішень, погашення безнадійного боргу

Найсуттєвіше зростання продемонстрували показники обсягу дотацій для компенсації втрат від постачання за регульованим тарифом – на 11% (різниця між вартістю електроенергії для непобутових споживачів і населення) та додаткового платежу виробникам, які працюють за ціновими заявками, на виконання законодавчих актів та урядових рішень та погашення безнадійного боргу, що зріс в тисячі разів.

Куди і як теплова генерація витрачає ці 216,6 млн грн, а також 598,9 млн грн на модернізацію – це предмет окремого моніторингу.

Тетяна Бойко для Цензор Реформ