Для потребителя в новом рынке будет важно правильное планирование потребления, коммерческий учет и другие факторы, что позволит сэкономить и нивелировать общий рост тарифов.
Энергетические рынки Украины переживают этап трансформации. Что это означает для государства, трейдеров и потребителей, издание “Деловая столица” обсудило с директором-основателем компании Expro Consulting Геннадием Кобалем.
– Как перенос сроков запуска “Северного потока-2” на вторую половину 2020 г. усилит наши переговорные позиции с Газпромом относительно нового контракта на транзит? На какие объемы прокачки мы можем рассчитывать?
– Сейчас мы качаем около 90 млрд куб. м в год, и это комфортный для Украины объем, он позволяет ГТС функционировать нормально. Но этот контракт заканчивается с 1 января 2020 г. и главный вопрос – какие будут объемы прокачек с нового года. Если это будет 50-60 млрд куб. м, тогда все нормально – Украину такой сценарий устраивает. Но если будет меньше, тогда возникают проблемы эффективности функционирования ГТС, будет значительное удорожание транзита: чем меньше газа будет прокачиваться (особенно, если менее 50 млрд куб. м), тем дороже транспортировка каждого куба газа, в геометрической прогрессии. Тогда Украине нужно будет не только менять ценовую политику, но и перестраивать систему полностью.
– А при нынешних тарифах рентабельность транзита падает до нуля когда – на 50 или 40 млрд куб. м?
– Все, что выше 50 млрд, вполне комфортно, а менее 50 млрд – уже необходимо предпринимать какие-то шаги. Но россияне хотят, чтобы мы подписали с ними транзитное соглашение на год или полгода, и если соглашаться с этим, то вопрос заполнения транзитным газом нашей ГТС останется не решенным. А нам интересен 10-летний контракт, даже при условии привлечения иностранных операторов, поскольку он гарантирует нам газ, без которого наша ГТС никому не будет нужна.
– Чья переговорная позиция сильнее – Газпрома или Украины?
– Конечно, позиция “Газпрома” – у них есть газ, и есть обходные маршруты. И здесь уже не экономика играет роль, а чисто политическая позиция. Если у России будет желание не поставлять через Украину газ, им будет проще сделать это, чем нам уговорить их продолжить транзит. Газпром остается ресурсодержателем, и он диктует условия. Он построил морскую часть газопровода в Турцию (“Турецкий поток”), и убрал часть транзита через Украину. Первую линию “Северного потока-2” построил – еще часть транзита забрал.
Если достроят вторую линию – на долю нашей ГТС останется 20 млрд куб. м, а этого мало. Тогда роль нашей ГТС сведется к балансировке поставок, например, если нужно будет дополнительно зимой прокачать в Европу 5-10 млрд куб. м. Но наша ГТС – большая, и ее поддержка в рабочем состоянии требует больших денег. Чтобы газопроводы работали, в них должно быть много газа. Если газа не будет, придется часть газопроводов выводить из эксплуатации.
– Россияне нарастили поставки сжиженного газа в Европу. Начали они с не очень впечатляющих объемов, но они увеличиваются. Это для усиления переговорной позиции? Ведь в таком режиме, даже не достроив “Северный поток-2”, в январе они могут оставить нашу трубу без газа.
– Сжиженным газом занимается частная компания “Новатэк”, проект Ямал СПГ. Частный проект, который ориентирован на заработок олигархов в первую очередь, там меньше политики и нет Газпрома. Ямал СПГ и Северный поток -2 это разные проекты, даже можно сказать, конкурирующие.
Для Украины основная угроза исходит от проекта “Северный поток-2”, который отберет ресурс из нашей ГТС. Что касается Ямал СПГ, то там другая ресурсная база, этот газ через Украину не будет транспортироваться.
Сейчас идет глобальная борьба за европейский рынок, который остается самым крупным газовым рынком в мире в денежном измерении. В Европе высокая цена на газ, все хотят поставлять сюда газ. Если Россия вдруг перекроет газ, включатся другие игроки – Катар, США и другие. Газа в Европе сейчас с избытком, а потребление не растет, поэтому и цена падает.
– В мае Кабмин предложил модель анбандлинга “Нафтогаза Украины”, согласно которой ГТС передается в управление независимому оператору. Но “Нафтогаз” считает, что это может ослабить позицию Украины в международном арбитраже, так как Россия может требовать снижения транзитного тарифа. Такая модель анбандлинга выгодна Украине, или нужна была другая?
– Если абстрагироваться от идей “Нафтогаза” и стокгольмского процесса, и говорить о привлечении европейского оператора к управлению ГТС, то вывод такой: чтобы сделать ГТС интереснее, ее нужно передавать не в управление, а в собственность, поскольку тогда компания-собственник сможет принимать важные решения самостоятельно. Какой консорциум будет инвестировать в модернизацию ГТС, если она не является его собственностью? Очевидно, что для инвестора интересно получить в собственность – 50%+1 акцию.
– По законодательству, если я не ошибаюсь, можно только 49%…
– Значит надо менять законодательство. И уже много раз собирались это делать. Будет новый парламент, надеюсь будут решения. А консорциумы пока только консультационные: у европейских фирм спрашивают, интересно ли им, они отвечают да. На данном этапе движения дальше пока нет. Впрочем, предложение правительства более интересно для инвесторов, чем предложение “Нафтогаза”.
– И как насчет того, что “Нафтогаз” аргументирует это ослаблением наших позиций в международном арбитраже, якобы из-за этого Москва сможет требовать пересмотра тарифов на транзит?
– У нас уже есть два решения Стокгольмского арбитража, и они не выполняются. Чем может навредить анбандлинг, ссылаясь на то, что сейчас идут разборки в Стокгольме. Как только разборки закончатся и примут решение. Но после этого окажется, что будет новый процесс, новое решение. Первое решение по анбандлингу было принято 15 месяцев назад, за это время уже можно было сделать намного больше. Ведь выделяется не только ГТС – магистральные газопроводы, в отдельную структуру будут выделены и подземные хранилища. Там процесс идет, формируется команда из сотрудников “Укртрансгаза”. Будет отдельная компания с главным офисом во Львове и представительство в Киеве.
В любом случае, до конца года анбандинг состоится.
– Весной цены на газ в Европе по сравнению с прошлой осенью снизились вдвое, благодаря чему даже для населения газ немного подешевел. Но котировки не всегда будут на таком низком уровне, цена на газ может и повыситься. По вашим прогнозам, когда это может случиться?
– Классическая ситуация на рынке газа: летом, когда потребление низкое, цена снижается, зимой потребление растет -растет цена. Но так бывает не всегда. И отопительный сезон прошлого года показал, что бывают и другие тенденции и много факторов, влияющих на ситуацию. Первый фактор – ситуация на европейском рынке, его насыщение. Потребление газа в Европе не растет, предложения стало больше за счет сжиженного газа, появилось несколько крупных поставщиков: первый – с российского Ямала, а второй – Катар. США пока не включились и поставляют в Европу незначительную долю газа. Но так будет не всегда. США больше ориентированы на азиатский рынок, но там ситуация меняется. США добывают больше всех газа в мире: ресурс у них есть, добыча растет, а премиальных, интересных рынков – не так уж много. В США газ дешевый, его много, инфраструктура готова. И несмотря на снижение цен в Европе, его рентабельность для поставщиков остается высокой. Поэтому битва за Европу среди поставщиков газа набирает обороты.
– То есть основания для значительного повышения цен на газ в Европе нет?
– Нет. Более того, на конец отопительного сезона в Германии, это крупнейший рынок, подземные хранилища были заполнены на 50%. Это очень много для такого периода. Сейчас, на начало лета ПХГ в Германии уже заполнены на 75%.
И Украина тоже закачивает очень много газа. Сейчас в украинских подземных газовых хранилищах больше 12 млрд куб. м. В планах Нафтогаза закачать к зиме 20 млрд куб. м. Это вполне реально, но Нафтогазу катастрофически не хватает средств.
– “Укргаздобыча” (УГД) провалила план по увеличению до 2020 г. добычи газа до 20 млрд куб. м. При этом в компании отчитывались, что рента, себестоимость, операционные затраты и налог на прибыль составляли чуть более 3 тыс. грн. на 1 тыс. куб м. А “Нафтогаз” покупал у ее газ почти по 5 тыс. грн. Значит, УГД получила огромные деньги на инвестиции? Можете предположить, куда эти деньги подевались?
– Программа увеличения добычи была очень оптимистическая. Предполагалось, что не возникнет никаких сложностей, что все будет работать в идеальных условиях. Но это госкомпания – весь бюрократизм там сохранился, и принятие любого решения требует в разы больше усилий, чем в частной компании. Государственная компания инертная, в ней любые радикальные изменения быстро не делаются.
Сейчас ситуация улучшилась, компания получила больше денег для инвестиций, они приобрели оборудование, но это потребовало много времени. Ведь чтобы его купить, нужно провести тендер. И если частная компания это может сделать за три месяца, то у УГД это заняло два года. Первую приобретенную буровую установку они получили в конце 2018 г., а работа над этим началась еще в 2015 г. В итоге УГД купила 20 буровых установок, но начали бурить скважины только 6 из них, остальные – еще не бурят.
– Сколько лет понадобится, чтобы УГД увеличила добычу газа с 15 до 20 млрд куб м?
– Это вопрос не только времени, тут много факторов. Например, ресурсной базы. Чтобы добывать, надо откуда-то его добывать, а чтобы этот газ найти, нужно заниматься разведкой. УГД при той ресурсной базе, что есть сейчас, может увеличить добычу до 17 млрд куб м. Но, чтобы говорить о 20 млрд куб. м, нужно находить новые месторождения, получать новые участки, исследовать их. Только при освоении новых месторождений будет шанс выйти на 20 млрд.
УГД объясняет невыполнение программы увеличения добычи тем, что они не получили новые участки. Эти участки в Полтавской области, на передачу которых облсовет не дал согласия.
УГД фактически заложила в программу добычу на месторождениях, которых у нее еще не было. В частной компании такого бы не произошло – нельзя планировать добычу на участках, которых у тебя нет. Сейчас ситуация немного поменялась: УГД получила несколько новых площадей, купила два участка на аукционах, она подала заявки на участие в СРП (соглашение о распределении продукции). Это и есть дополнительная ресурсная база. Но чтобы на этих участках началась полноценная добыча, нужно еще очень много времени – 3-5 лет.
– С 1 марта заработала суточная балансировка газа, и она должна была повысить эффективность рынка. Но этого не произошло. Почему? Некоторые трейдеры недовольны.
– Недовольны 90% трейдеров, а то и больше. Потому что теперь они должны по несколько раз в сутки сдавать отчетность, а это требует множества ресурсов и времени. С другой стороны, сама система суточной балансировки построена так, что небаланс возникает из-за неправильного планирования трейдерами и потребителями. Например, трейдер планировал прокачать один объем, но у него не получилось из-за потребителя.
Возникает небаланс. Если есть возможность оперативно урегулировать небаланс – считай повезло. А “Укртрансгаз” должен модерировать эту систему – если не хватает газа, он должен закупать за свой счет, а потом с 20%-й процентной маржой брать у трейдеров компенсацию. Или же выкупать излишки газа с дисконтом. Но компенсация работает пока только в одну сторону – “Укртрансгаз” забирает себе излишки газа, но деньги за него не платит, потому что возмещение этих объемов газа не предусмотрено действующим законодательством. И трейдеры, у которых изъяли и заморозили газ, сейчас остались без своих денег.
– Трейдеры также недовольны заменой “Укртрансгазом” магистрального тарифа на прокачку газа на тариф на мощность – он стал выше и в каждой области разный. Почему?
– В каждом регионе свой газовый оператор, в народе “облгаз”, у каждой компании своя индивидуальная инфраструктура. Могут быть облгазы с большой, разветвленной инфраструктурой, по которой поставляется мало газа, а может быть наоборот – сети небольшие, но объемы поставляемого газа – значительные. Поэтому у каждого облгаза – свои издержки, и, соответственно, тариф на прокачку должен быть разным. Это нормальный подход. Естественно, если расходы трейдера растут, то он будет недоволен. Но это не украинская придумка, так все работает в других странах.
– Справедлива ли формула “Роттердам+” для расчета тарифа, по которому закупается электроэнергия у ТЭС? Или тариф мог быть ниже и ТЭС все равно работали бы с прибылью?
– Справедливая цена – это рыночная цена. Но поскольку рынка нет… Это была попытка ввести рыночную цену на электроэнергию с привязкой к бирже “Роттердам”, где котируется цена угля. К сожалению, у нас нет рынка электроэнергии…
У нас по газу – абсолютно такая же ситуация. Например, промышленное предприятие в Полтаве физически получает газ с промысла, который расположен буквально в нескольких километрах. Но цена на этот газ формируется таким образом, как будто бы этот газ добыли где-то в России, поставили в Европу, а уже из Европы поставили на полтавский завод. И если цена на газ в Европе составляет $150 за 1 тыс. куб м, то полтавское предприятие покупает его по $190. Конечно, это условный рынок. У нас 75% газа потребляемого газа – газ собственной добычи, и он не идет в рынок, он идет для населения. В рынок идут остальные 25%, но этого мало. При этом украинский рынок газа – это премиальный рынок, мы платим дороже, чем европейцы.
И это же касается и электроэнергии – мы покупаем уголь по премиальной цене, дороже, чем в Европе. Поэтому, цена на электричество из угля в Украине значительно дороже чем в Европе или чем электроэнергия АЭС и ГЭС.
Кроме этого, годами не решается ситуация с закупочными ценами на уголь госшахт – они почти все убыточны и государство дотирует их. С этим давно надо что-то делать.
Попытка ввести рыночные цены на электроэнергию – это хорошо, но не там, где нет рынка. Чтобы цены были рыночными, нам нужно ввести рынок и синхронизировать нашу энергосистему с европейской. И тогда мы сможем покупать электричество где угодно, по той цене, которая нам нравится.
– Представители генерирующих компаний выступают за открытие нового рынка электроэнергии, как и планировалось, с 1 июля. Они надеются, что смогут больше зарабатывать?
– Генерирующим компаниям запуск новой модели рынка позволит продавать электроэнергию не в “общий котел”, а сразу – конечному потребителю. Это значит, например, что вместо 57 коп. за 1 кВт-ч генерирующая компания может получить, условно говоря, 1 или 2 грн. Для генерирующих компаний это интересно. Они получат дополнительный доход, а сейчас они продают по минимальной цене.
Но есть и другая сторона вопроса, на государственные генерирующие компании (“Энергоатом” и “Укргидроэнерго”) возложили спецобязанности (ПСО), то есть поставлять электроэнергию населению по льготной цене. Что конечно же не очень выгодно этим генерирующим компаниям и не создаст конкурентный рынок.
– После запуска рынка тарифы для конечных потребителей повысятся или понизятся? И на сколько?
– Для населения, в связи с введением ПСО, цена на электричество не изменится. Для промышленности, скорее всего, повысятся. Но не в два или три раза как утверждают некоторые участники рынка. Минэнергоугля утверждает, что тариф для промышленности увеличится до 10%, НКРЭКУ прогнозирует рост до 30%. Сейчас ситуация непрогнозируемая, но я думаю, что рост не превысит данные прогнозы.
Мне кажется более важным не вопрос повышения тарифов на электроэнергию, а вопрос эффективности системы. Для потребителя в новом рынке будет важно правильное планирование потребления, коммерческий учет и другие факторы, что позволит сэкономить и нивелировать общий рост тарифов.
– Когда Украина будет готова перейти к новой модели рынка электроэнергии? Некоторые предлагают отложить это на год, кто-то – до октября.
– Вводить рынок нужно, но следует подготовиться. Эксперимент с введением суточной балансировки на газовом рынке раз показал, что такие реформы нужно тщательнее прорабатывать. Введение суточной балансировки по газу переносили три раза, а когда его все же ввели, оказало, что подготовились слабо.
Нельзя допустить ошибки при введении нового рынка электроэнергии, это может очень дорого обойтись для экономики страны.
– Какой сейчас, по вашей оценке, уровень готовности?
– Компании, трейдеры, поставщики электроэнергии уже обкатывают новую модель рынка. Оператор системы передачи – компания “Укрэнерго” – готова на 99%. Уже более полтора месяца происходит тестирования платформ на базе “Укренерго” и “Оператора рынка”. Однако, сам “Оператор рынка” только 18 июня был официально зарегистрирован.
Крупные компании, такие как ДТЭК, “Энергоатом”, тоже уже практически готовы. В свою очередь, некоторые облэнерго высказываются, что существуют проблемы с коммерческим учетом, что может нести негативные последствия при запуске рынка. Но множество компаний, потребителей в первую очередь, не готовы – ни технически, ни финансово, у них нет квалифицированного персонала, который будет готовить отчетность, заниматься планированием. В таком случае, такие потребители будут вынуждены платить больше поставщикам.
– Какие риски при введении новой модели рынка электроэнергии?
– Риски небаланса. На “Укрэнерго” возлагается главная задача: балансировать энергосистему. Если будут большие сбои, разлеты между производством и потреблением электроэнергии, очень несладко придется именно оператору.
Отдельно надо упомянуть проблему платежей за электроэнергию некоторых потребителей – госшахты, водоканалы и другие коммунальные предприятия. Например, “Вода Донбасса”, которая в 1 квартале не платила за электроэнергию вообще. Но отключать их нельзя, поскольку это приведет к росту социального напряжения во всем регионе. В новом рынке этот долг кто-то должен оплатить, так как больше не будет “общего котла” из которого можно брать электроэнергию и не платить. Эту проблему нужно решать.
– Но есть ли хотя бы 50%-ная вероятность, что новая модель рынка заработает уже в этом году?
– Конечно, есть. Рынок можно запустить, и технически оператор к этому готов. Но оператор – это только одно звено, а ведь есть еще генерация, есть потребители и трейдеры. Крупные генерирующие компании и трейдеры в состоянии подготовиться. Но потребители – это самое слабое звено, они должны четко прогнозировать свое потребление, а это очень непросто. Также им грозит рост тарифов на электроэнергию.
