Дмитро Маляр: Cвітові ціни на вугілля у $140/т «з’їдають» весь дохід навіть при ціні РДН 2000 грн/МВт-год

Дмитро Маляр: Cвітові ціни на вугілля у $140/т «з’їдають» весь дохід навіть при ціні РДН 2000 грн/МВт-год

D.Trading – провідний трейдер енергетичних ресурсів на українському ринку, що входить в структуру енергохолдингу ДТЕК. Крім України компанія здійснює оптову торгівлю електроенергією, природним газом і вугіллям на 5 європейських ринках: Угорщини, Словаччини, Румунії, Польщі та Молдови, а також виступає як трейдер на світових ринках енергоресурсів. У компанії поділились досвідом роботи на сформованих ринках та в умовах турбулентної ситуації в Україні, окреслили принципові відмінності між вітчизняним ринком електроенергії та західним.

Директор з управління портфелем енергоресурсів компанії D.Trading Дмитро Маляр розповів в інтерв’ю кореспондентам ExPro про функціонування розвинених ринків, хеджування ризиків контрагентів, торгівлю на біржах, ціну входу у трейдинг, умови роботи теплової генерації та бізнес-процеси із закупівлі вугілля, а також надав оцінку останнім рішенням Регулятора та діям інших учасників.

 

Парламент прийняв законопроект № 3508-д, відповідного до якого з 1 вересня 2021 по 1 квітня 2022р, приватна генерація, в тому числі і ваша, повинна продавати електроенергію по «двосторонці» виключно на аукціонах, що проходять на «Українській енергетичній біржі».  Що за собою тягне зобов’язання приватної генерації виходити на ринок двосторонніх договорів ?

Дивіться, по-перше, необхідно враховувати, що чинна ситуація на ринку критична. Це пов’язано з тим, що витрати генерації на виробіток електричної енергії не покриваються оптовими цінами на електроенергію. Зрозуміло, що для того, аби вийти із цієї ситуації, треба щось робити. (примітка редакції: інтерв’ю записане 30 липня 2021 року)

Щодо виходу приватної генерації на біржу, то зараз, згідно чинного законодавства, ДТЕК Енерго виставляє на продаж 50% свого виробництва на біржу. Якщо рішення вступлять в силу, ДТЕК Енерго вийде на 100%.

Щодо присутності комерційних обсягів на ринку, варто врахувати, що до цього на біржі торгувалася електроенергія АЕС, ГЕС, «Гарантованого покупця» та половина нашого обсягу. Це складало близько 80-85% від усього комерційного ресурсу на ринку.

Якщо ми будемо виставляти 100% - ситуація кардинально не зміниться. Просто відбудеться уніфікація первинного розміщення ресурсу. Вимоги продавати саме через біржу ведуть до встановлення жорсткого регуляторного та адміністративного контролю.

Голова НКРЕКП коментував ідею виходу приватної генерації на біржу так: всі мають торгувати на біржі, щоб зробити індикатором ціни РДД, адже всі ціни будуть зібрані на одному майданчику. Ви згодні з такою логікою?

Традиційно головний ціновий індикатор – це спотовий ринок. Так, в Україні цей ринок зарегульований, обмежений прайс-кепами і перебуває під тотальним контролем НКРЕКП. Відповідно, результат РДН та ціни, що там формуються, є прямим відображенням рішень регулятора (зазвичай – це обмеження). І в цьому випадку саме регуляторна база більше впливає на ціну ніж попит та пропозиція.

Індикатор ринку двосторонніх договорів (ДД) не використовується ніде в світі. Наприклад, сьогодні на торгах на УЕБ одна компанія продає вересень-грудень одночасно базове навантаження, 6 «денних» годин, 4 «денні» години. Хтось продає лише «базу» на вересень, хтось - 4 «вечірні» години на серпень. І все це відбувається щодня. Виходить какофонія сенсів. Це просто несистематизоване відображення ситуативних подій.

На розвинених ринках є ринок «на добу наперед» та форвардний ринок, який абсолютно ліквідний. Там торгуються стандартні продукти на місяць, квартал, рік. Система форвардів прив’язана до спотового значення. Коли ціна на РДН зростає, то форвардний ринок йде за ним. Ми це зараз спостерігаємо на світовому ринку газу та вугілля. Коли спотовий ринок був внизу, форварди на вугілля також були на рівні $30-35/т. Як тільки спот виріс до $140/т, форварди також виросли до такого значення.

В чому проблема нашого РДН? Там є великі гравці, навіть якщо не говорити про ДТЕК. Є «Енергоатом» та «Гарантований покупець», і будь-який їх рух змінює ціну кардинально.  Недолік РДН як індикатора саме в цьому?

Тут питання не до концентрації, а до моделі поведінки. Наприклад, трейдерів та постачальників більше 400, з них 150 - 160 продають електроенергію на РДН. Але їх модель поведінки однакова. Такі трейдери просто беруть обсяги та заявляються по демпінговій ціні. Вони купують цей ресурс у генерації без кінцевого контракту зі споживачем з метою спекуляції між двома сегментами.

Такі трейдери не хочуть працювати з клієнтами, адже це додаткові витрати: потрібен офіс, персонал, юристи, бухгалтери. Для того, аби задовольнити потреби клієнта, потрібно системно та наполегливо працювати, витрачати значну кількість ресурсів.

Але простіше, звичайно, взяти ноутбук, купити електроенергію на одній електронній платформі та кожного дня заявлятись на продаж на іншій електронній платформі із заниженими цінами в заявках. Або просто написати програму, яка буде за тебе відправляти заявки на продаж щодня.

Купив 5 МВт «бази» на наступний місяць, написав код і закидаєш заявки на РДН по одній ціні. Головне - потрапити в акцепт»

І не потрібно нічого аналізувати та знати. Якщо щось йде не так, зокрема коли ціни продажу на РДН встановлюються нижче ціни закупівлі у генерації на біржі, такі контрагенти в більшості припиняють дію контрактів і залишають генерацію наодинці з низькою ціною спотового ринку. Коли ціна купівлі у генерації стає меншою за ціни РДН, то такі ділки знову кажуть, що готові купувати ресурс у генерації.

На вашу думку, який відсоток таких спекулятивних трейдерів на РДН в структурі продажу?

Кожного дня «Оператор ринку» публікує інформацію щодо частки постачальників та трейдерів в структурі. Вона знаходиться в діапазоні 20-60% в продажі на РДН. Існує зворотна залежність: коли кількість таких «дешевих» заявок стає критично великою, ціни на РДН падають.

Нижній прайс-кеп за собівартістю «Енергоатому» - це було правильне рішення НКРЕКП?

Нижній прайс-кеп на той момент, коли він приймався, зіграв стабілізаційну роль. Звичайно, що електроенергія має фізичну природу. Виробництво кВт-год потребує мінімальних витрат, відповідно, ціна цього кВт-год не може бути нижче собівартості найбільш ефективної генерації, зокрема атомної. Якщо це продукт «фейковий», то це коштує набагато дешевше. Це така форма спекуляції.

Щодо фейкових обсягів, НКРЕКП зобов’язала «Укренерго» слідкувати за усіма учасниками ринку, щоб у них було підтвердження всіх обсягів. Якщо «Укренерго» знаходить гравців з неіснуючими обсягами, то надає їм «Переддефолтний» статус, за рецидив - «Дефолтний». Ця ж дія мала б спрацювати та прибрати фейкові обсяги з ринку?

Це наче фільтри різної очистки. Можна очищати воду через сито, а можна воду пропускати через осмос. Тут питання в тому, який фільтр ми використовуємо. Регулятор намагався встановити крупну сітку, але ж ви таку воду пити не будете, це не гігієнічно. Питання в тому, чим західні ринки відрізняються від наших?

Західні ринки засновані на фінансових гарантіях, на роботі з банківською системою. Для того аби щось купити, ти маєш надати гарантію»

Наприклад, торги на продукт на півроку за правилами західних ринків. Купуєш за ціною 1400 грн/МВт-год 100 МВт. Якщо потім спотова ціна на цей продукт зросла до 1600 грн/МВт-год, то відповідно включається фінансова гарантія. Ось ці 200 гривень/МВт-год різниці в ціні на весь обсяг контракту до кінця строку його дії ви повинні внести грошима на рахунок центрального контрагенту (клірингової системи), яка забезпечує гарантії виконання договорів.

Це робота з margin call, з фінансовими забезпеченнями, з банками, яка відсіює велику кількість неблагонадійної публіки.

Як може «Гарантований покупець», «Енергоатом», «Центренерго» або ДТЕК Енерго побачити на анонімній біржі хто у нас купує? Ніяк. Це великий ризик щодо контрагента. Купити може хто завгодно, а фінансові гарантії низькі.

На заході аби придбати великий обсяг будь-якого енергетичного ресурсу потрібно прийти в банк та позичити гроші. Банк перевірить вашу благонадійність: там не дадуть грошей бізнесу, який з професійної та інституційної точки зору нічого не коштує. Взяти кредит у банку – це показник відповідного рівня.

 

А якщо купувати електроенергію на свої кошти?

Це також показник. Якщо ви на власні ресурси заробили сотні мільйонів гривень, значить ви людина, яка знає як вести бізнес та у вас є цей ресурс.

Чи перевіряє «Українська енергетична біржа» благонадійність контрагентів, чи є певна процедура для допуску до електронних торгів?

Будь-яка біржа працює за певними правилами. І чинні правила УЕБ не передбачають глибинного аналізу благонадійності. У них і інструментів таких немає. Має бути поріг ліцензійних вимог. У старій моделі ринку були вимоги до власного капіталу, певні фінансові вимоги.

Зараз у відомих Telegram-каналах трейдингові компанії продаються за $1000 - 2000. Це показник входу на ринок.

За 2 тис. доларів ви отримуєте компанію з печаткою, ліцензією, договорами. Для бізнесу - це дуже дешево. Мобільну кав’ярню дорожче коштує відкрити»

Але це лише отримати доступ. Компанії потім ще треба закупати ресурс за мільйони гривень.

Порахуйте скільки коштів необхідно, щоб придбати 1 чи 5 МВт. Для того аби придбати 1 МВт сьогодні (30 липня – ред.) на аукціоні на 4 місяці у «Гарантованого покупця» треба 400 тисяч гривень. Це довгий контракт, з високим гарантійним забезпеченням.

Для тих продуктів, що продавались на біржі донедавна, гарантійне забезпечення складало до 2%. Що це означає? Це півдня поставки електроенергії при закупівлі контракта на місяць. Це практично ніщо, як дешевий лотерейний квиток.

Якщо ви будете вимушені повністю вийти на біржу, а перед вами будуть no-name покупці з низьким порогом входу, це ж додаткові ризики?

Так, це великі ризики щодо контрагентів. Тому вихід приватної генерації в такому обов’язковому обсязі на торги має тягнути за собою зміну правил. Критерії для покупців повинні бути більш європейськими. Якщо у мене купили 1,2,5 або 10 МВт, я маю бути впевнений, що мені за цим контрактом обов’язково заплатять.

Щоб не було випадків як у «Центренерго» на початку липня, коли контрагенти відмовились від своїх зобов’язань?

Так.

Які кроки ви б запропонували для зняття цих ризиків?

Є заходи, що стосуються ліцензійних умов. Це входить у сферу повноважень НКРЕКП. А щодо процедури проведення торгів – це, по-перше, застосування «чорного» списку компаній, які не виконували свої зобов’язання. Важливо, щоб їм довгий час (рік, два) було заборонено виходити на торги.

По-друге, необхідний мінімальний рівень гарантійного забезпечення для всіх учасників, який буде мінімізувати ризики для різних видів продукту. Для місячного обсягу гарантійне забезпечення має становити 25%, для квартального – 15-20%, для більш довгострокового – 10-15%.

Що ви скажете про досвід роботи компаній на ринку? Наприклад, вчора компанія могла тільки зареєструватися, взяти в банку 100 млн грн і прийти на торги.

Компанія, яка вчора зареєструвалась і взяла в банку 100 мільйонів, – це нереальна історія навіть для українського бізнесу з великими можливостями (посміхається – ред.).

Як цей процес відбувався на розвинених ринках? Вони також проходили етапи від споту до довгих контрактів, потім до форвардів?

В них система торгових операцій розвивалась еволюційно на усіх ринках, а саме: фондовий ринок, ринок електроенергії, газу, вугілля, сільськогосподарської продукції. Встановлення загальних принципів торгівлі.

Ми - аграрна країна. А у нас є аграрна біржа? Чи є індекси на пшеницю тощо? Ні. У нас є біржовий ліквідний індекс газового хабу, на кшталт TTF, CEGС? Ні.

Насправді, ринок електроенергії – це дуже проривний крок для трансформації українських товарних ринків в принципі. Це перший ринок, який має індикатив на РДН, має правила торгів, має свої майданчики. Це як перший крок»

У розвинутих країн ринки розвивалися ще в 20-ті роки минулого століття. А у нас що було у ті роки? Ми пішли в іншу модель економічних відносин. На початку 90-х років ми не змогли імплементувати європейську модель, адже в Україні завжди існувала проблема з регуляторними органами: вони не можуть відпустити ринок. Їм потрібно все контролювати і жорстко закручувати всюди гайки. У нас така культура управління економікою.

А фондовий ринок та вся європейська модель – де у них гаєчки? Їх не «помацаєш» руками, вручну регулятор не може здійснювати значний вплив на роботу ринку.

Ви кажете, що на європейських ринках є форварди. Вони всі систематизовані, довгострокові та ліквідні. Як нам запустити таку систему? Якою має бути точка відліку для таких стандартизованих контрактів?

Питання в тому, що для переходу до усіх цих речей, потрібно виконати роботу по змінам до законодавства та створити клірингову систему, яка забезпечить виконання обов’язків за договорами.

Без цього форвардний ринок уявити неможливо, адже ти продаєш певний ресурс і маєш бути впевнений, що контракт буде виконано.

Для цього має бути система, котра гарантуватиме виконання цього контракту - центральний контрагент, який працюватиме з банками, фінгарантіями і так далі. Без цього механізму цивілізованого ринку ми не отримаємо. Кожен залишається наодинці зі своїм ризиком, і все.

Разом з цим генерація в кожному договорі прописує, що вона в односторонньому порядку в один момент може відмовитися від виконання контракту.

Це у всіх є такий пункт: у «Енергоатома», у «Гарантованого покупця»?

У деяких генерацій є такий елемент, що явно не вписується в жодний кліринг та принципи формування форвардного ринку. Чому вони так роблять? Тому що контрагент може потрапити в «чорний» список, ціна може піти не туди, менеджмент може змінитися. Але ж в цивілізовані рамки це не вписується.

Ми покриваємо ризики на український манер, а цивілізовано вони регулюються системою клірингу та фінансовими інструментами»

Як наприклад у «Гарантованого покупця» на сьогоднішньому аукціоні (30 липня) є опція зниження до 40% продажу електроенергії.

Так. У випадку «Гарантованого покупця» природа надає їм електроенергію. Сила природного фактору у чому? Сонце виходить та заходить кожного року в прогнозований період часу. Звісно, там є компонент хмарності і так далі. Зрозуміло, можна розписати хоч на 100 років захід та схід сонця, спрогнозувати виробництво електроенергії.

А фактор вітру – більш волатильний, його прогнозувати погодинно практично дуже важко. Для того, щоб хеджувати ризик зменшення обсягу виробництва по довготривалим контрактам від природних факторів потрібно або продавати негарантований продукт (як робить Гарантований покупець) або здійснювати докупівлю обсягів на РДН у разі зниження виробництва на РДН.

Як ви вважаєте, чи скоро електроенергія від «Гарантованого покупця» стане цікавою для споживачів саме як «зелена», вироблена без викидів СО2?

Все залежить від споживача. Чи готові ви сплачувати більше, тільки через те, що вона «зелена»?

Не зовсім…

От вам і відповідь. Данна цінність повинна йти від споживача, або бути регуляторно запровадженою. Якщо якісь компанії бачать в цьому цінність, то вони напевно будуть готові. Чим більше таких компаній, тим більша цінність буде створюватися. Зараз це дуже нішева пропозиція.

В Європі, наприклад, на оптовому ринку, премія для «зеленої» електроенергії дуже низька. Для того, щоб підвищити цінність такого кіловата, необхідно мати належний сертифікат походження та йти в роздріб в пошуках споживача, який готовий за це платити.

Європейські постачальники вже формують «зелений» роздрібний продукт для споживачів?

Так, під який в них є сертифікат, що підтверджує постачання саме «зеленої» електроенергії. Наприклад, в країнах ЄС є модель, у якій все населення споживає саме «зелену» електроенергію, і ніяк інше, та відповідно сплачує за неї.

А промисловість сплачує інші компоненти, наприклад, ринок потужностей і тд. Все це залежить від регуляторної бази та бажань клієнтів.

Повертаючись до Європи. Які характерні відмінності європейського ринку від нашого? Є ринок потужностей, інші механізми, що допомагають стабілізувати роботу енергосистеми, хеджувати ризики. Які інструменти нам би варто було б запозичити у них?

Наприклад, ринок потужностей, який намагаються імплементувати в Україні. У чому проблема з цим? Різка сезонність у споживанні електроенергії. У нас є мінімальне споживання електроенергії у травні, вересні. Зима та літо, в принципі, мають пікове навантаження, але також можуть варіюватися. Зима може бути і теплою, і холодною. Різниця вимірюється гігаватами. Це 2-3 ГВт.

За відсутності ринку потужності всі гроші залежать лише від реального виробництва електроенергії.

Якщо взимку за 2 місяці генерація виробила електроенергію за високою ціною та змогла заробити достатньо грошей, щоб потім утримуватися всі інші 10 місяців, – це добре. Але бувають теплі зими, або навіть декілька теплих зим підряд. А можуть ще бути рішення регулятора щодо прайс-кепів.

У Румунії, Словаччині ціни взимку сягають 100 євро/МВт-год, а у нас не більше 55 євро/МВт-год, бо у нас діють обмеження у вигляді прайс-кепів. Який би не був дефіцит, попит, температура, ти навіть у найбільш вдалий період не здатен покрити свої витрати в умовах таких цінових обмежень.

В такій ситуації компанії, що оперують балансуючою потужністю, мають отримувати гарантовані кошти на утримування такої потужності в робочому стані.

Якщо НЕК «Укренерго» каже, що на зиму необхідно забезпечити 25 ГВт потужності, то ця потужність має бути оплачена. Якщо він каже, що потрібно 15 ГВт, то 15 ГВт має бути оплачено. Залишок – на розсуд генеруючих компаній. Це зрозумілий і транспарентний шлях.

А у нас зараз як відбувається: генерація нікому не потрібна і тільки напередодні зими всі починають згадувати про брак вугілля та ремонтів.

Як ТЕС можуть щось заробити за 4 тижні, якщо до цього 6 місяців на ринку була «кривава цінова ванна» для виробників електроенергії?

Як, на вашу думку, варто організувати ринок потужностей в Україні? Хто буде оплачувати цю послугу?

Сплачувати за послугу має той, хто її замовляє. А замовником є системний оператор. Наприклад, Укренерго ідентифікує, що мінімальне споживання в Україні в певний час буде складати 10 ГВт. Це та потужність, яка буде весь час працювати і буде затребуваною. І є потужність, затребуваність якої під питанням. Це може визначити лише системний оператор.

«Укренерго» має сказати: «Я оголошую аукціон на підтримку потужності у такому діапазоні. Мені потрібно 2-3-4 ГВт маневрової потужності і я готовий покривати її умовно-постійні витрати з певною рентабельністю».

Тій генеруючій компанії, яка виграє аукціон на ринку потужностей, Укренерго і має сплатити суму за надання таких послуг. А генеруюча компанія відповідно виконує зобов’язання по щоденному номінуванню цієї потужності в систему.

Як відокремити плату за потужність від звичайних цін на електроенергію? Ця ж генерація буде продавати електроенергію за звичайними контрактами.

Так, вона буде продавати електроенергію за звичайними контрактами, але цю ціну визначить сам ринок. Коли генерація буде знати, що матиме доходи від ринку потужностей, від ринку допоміжних послуг, то залишиться лише різниця, яка буде не покрита.

Генерація буде відштовхуватися від непокритої різниці у бюджеті і буде по ній визначати ціну своєї заявки на ринку. Сьогодні ринок потужностей не функціонує, тому в оптову ціну електроенергії закладаються, серед іншого, і витрати на утримання маневрених потужностей. Запровадження механізму сплати за потужності, в свою чергу, може вплинути на оптові ціни на електроенергію.

Ціни на європейському ринку вугілля виросли до рекордного значення - $ 133 /т . Можете, будь-ласка, прокоментувати причини такого зростання?

На початку пандемії в Європі ціни були низькими, сформувався відкладений попит, споживання енергії впало. На світовому ринку споживання зменшилось навіть більше, ніж у нас. В Україні споживання впало на 2,2%, а в Європі – до 20%. Коли економіка почала відновлюватися, навіть невеликий приріст попиту викликав ріст цін.

Нагадую, що в Європі немає прайс-кепів. Тому, ми і спостерігаємо як всі сировинні товари ростуть в ціні.

Чи це пов’язано з Азією, яка, забирає значні обсяги на себе?

В тому числі, вони ж працюють на себе і на весь світ. Вони – пульс світової економіки. Більша частина світового виробництва розташована там.

Чи можливо придбати вугілля в Польщі або Казахстані за ціною, наприклад, нижчою за АРІ2?

У постачальників в Польщі чи Казахстані немає проблем з реалізацією вугілля. Вони продають це вугілля своїм партнерам за ринковою ціною. Чи можна відправити вугілля з Казахстану у Китай? Можна. У Польщі велике споживання вугілля і високі ціни на електроенергію. Чому вони мають нам продавати дешевше?

Продавці вугілля зберігають паритет. У них немає такого, щоб комусь щось продати, десь за якоюсь ціною згідно з якоїсь постанови.

Ми маємо на увазі, що продавці вугілля можуть пропонувати ціну не лише згідно АРІ2, а, наприклад, за принципом «собівартість плюс визначена маржа»?

Ви помічали, що коли ви приходите на ринок, наприклад, «Житній ринок», і цікавитися помідорами чи огірками, то дивним чином вони продаються за майже однаковою ціною. Хтось їх перепродає, хтось сам вирощує, у когось 5%, у когось 10% маржі, у когось 50%, але ціна на однорідний товар одна й та сама.

Чи можливо підійти до бабусі і сказати їй: «Чому ти продаєш за такою ціною, ти ж сама виростила ці помідори, в тебе ж маржа ого-го, давай знижуй ціну»? Звісно, ні.

Ринки не відрізняється один від одного за суттю: чи то світовий ринок нафти, чи то «Житній ринок» з помідорами і огірками».

 

 

Нам розповідали в «Енергоатомі», що на ринку уранового концентрату Казахстан пропонує ціну нижчу за світову. Це може бути політичне рішення, або довгі контракти на декілька років, які можуть знизити ціну.

Можливо, але у нас довгих контрактів на вугілля немає, оскільки не працюють довгі контракти на електроенергію. Якби був довгий контракт на електроенергію, то можна було б щось планувати.

«Енергоатом» може укладати довгі контракти на поставку ядерного палива, адже він виробляє електроенергії стільки скільки може, але у теплової генерації ситуація інша.

Інша собівартість?

Інша собівартість, інші графіки виробництва електроенергії та регуляторне середовище, яке постійно змінюється. Під велику кількість змінних неможливо укласти довгий контракт.

Якими мають бути ціни на ринку щоб теплова генерація могла покрити вартість палива і отримувала кошти на розвиток?

Якщо купувати вугілля за ціною, яку встановило міністерство, на рівні 1650 грн/т (це нижче ринкових цін), то це має бути ціна 1,72 -1,75 грн/кВт-год, якщо це природний газ – це 5 і більше грн/кВт-год, якщо це вугілля із Польщі, Казахстану – це 2,2-2,3 грн/кВт-год.

Такими мають бути ціни на РДН?

Так, на РДН. А також мають функціонувати додаткові сегменти, такі як ринок потужностей.

Ще й ринок допоміжних послуг є який вже існуєВ тому числі. Ви назвали ціну для генерації з газу. Виходить газ – взагалі не рентабельне паливо?

Так, і про це кажуть виробники, які працюють на газу. У нас також при спалюванні вугілля є компонент газу. Ті, хто працюють виключно на газу, кажуть, що перспективи генерації електроенергії на газу – мінімальні, вони швидше за все будуть зосереджені на виробництві тепла.

На ринку ЄС також є ринок СО2. Цей фактор має свою ціну, яка включається у вартість електроенергії. На скільки цей фактор важливий?

Цей фактор важливий як і будь-який інший елемент витрат. Це такий квазі-податок. Рівень цього податку підвищує витрати виробника як і будь-який інший компонент: вугілля, вартість транспортування залізницею, ціна газу, вартість запасних частин, ціна на метал.

На сьогодні Україна також почала підготовку до запровадження ринку СО2-квот. Які ви бачите виклики для теплової генерації? Її вартість має зрости ще більше?

Це елемент витрат. Необхідно, щоб в країні були інвестиційно привабливі ціни на електроенергію, щоб інвестор був зацікавлений будувати сучасні і ефективні установки для спалювання вуглеводнів, які будуть здійснювати низькі викиди СО2 з однієї тонни вугілля.

Ряд країн, зокрема Польща, давали певний період (5-10 років), протягом якого діяли ціни, що покривали собівартість будівництва нових, більш ефективних установок.

Будувати свою стратегію цілковито на ВДЕ – невиправдано з точки зору ризиків безпеки електропостачання. Теплова генерація – це повністю керована людиною генерація. Вона може і повинна бути у графіку виробництва.

З точки зору змін цін на викиди – це має бути системний план, який давав би можливість будівництва нових сучасних потужностей і стимулював би до зменшення викидів існуючих установок. Для того, щоб компонент викидів був нижчим у структурі витрат, щоб наші теплові потужності були конкурентні з європейськими потужностями.

Як виглядає ТЕС в Європі? Промисловий майданчик, на який підведена вся інфраструктура (лінії електропередач, залізниця, річковий порт, тощо) з однією локацією під діючі енергоблоки та декількома вільними локаціями. Кожні 15-20 років на вільній локації будуються нові більш ефективні енергоблоки, старі енергоблоки демонтуються.

У нас енергетика протягом тривалого часу використовувалася як дійна корова, бо мали бути низькі ціни на енергоресурси. Низькі ціни не передбачають будівництва чогось нового, а тільки експлуатацію існуючого.

На сьогодні група ДТЕК не імпортує, а лише експортує електроенергію в ЄС, оскільки там високі ціни?

Так. В Європі форвардна і поточна ціна близько €90 /МВт-год, а середньодобовий прайс-кеп в Бурштинському енергоострові - €52 /МВт-год. Тобто різниця майже в 2 рази. Тому імпорт на сьогодні є економічно невигідним.

Ви сказали форвардні контракти. Це на який період?

Це 3-й – 4-й квартали цього року.

Ви продаєте електроенергію в сусідні країни. Чи цікаво компанії рухатися в більш далекі країни? Раніше повідомлялося про можливу співпрацю з Хорватією?

Ми працюємо над цими проектами. Це транскордонна торгівля. Компанія займається розвитком продажів. Ми зацікавлені більш глибоко зайти в європейський ринок і урізноманітнити присутність, в тому числі на Балканах.

У вас є дочірні європейські компанії: DTEK Hungary Power Trade, D.Trading International. Як ви з ними взаємодієте? Там працюють українські менеджери?

Там працюють і українські, і європейські менеджери. Наша трейдингова компанія – інтернаціональна. Ми активно залучаємо професіоналів з європейським досвідом на позиції від топ-менеджерів до трейдерів. Ми самі навчаємося та показуємо свої навички.

Ваші європейські дочірні компанії працюють як трейдери чи як постачальники для певних крупних підприємств?

У нас є і ті, і інші проекти. Для того, щоб поглиблюватися від трейдингу до поставки в європейських країнах, необхідне вивчення інфраструктури ринків. Ринки Хорватії, Балканських країн – це нішеві ринки; там обсяг торгівлі невеликий. А обсяг споживання Молдови співставний з Києвом. Щоб вибудовувати поставку на цих ринках, треба розуміти свої конкурентні переваги в кожній країні і продукти, з якими ти туди йдеш.

Чому багато компаній створюють дочірні компанії саме в Швейцарії. Це зручна юрисдикція?

Швейцарія має зрозумілі правила і високі вимоги до компаній, які там реєструються.

В Швейцарії не можна придбати за $ 2 тисячі трейдингову компанію через Telegram-канал з офісом у гаражах»

Швейцарські компанії – це показник статусу і довіри, де сильно піклуються про власну репутацією.

Нещодавно, ДТЕК виграв суд з «Укренерго» щодо плати тарифу на передачу при експорті. Піднімалося питання, що Україні необхідно впровадити ITC механізм взаємозаліків з іншими європейськими ОСП. Як ці взаємозаліки виглядають у ЄС, до чого ми повинні прийти?

Якщо ми як країна бачимо себе частиною Європи, то ми повинні бути частиною Європи у всіх цих механізмах. Ми повинні прийняти європейські правила або запропонувати щось своє. Проте одномоментна імплементація норм ЄС буде шоком. А тому у нас повинна бути дорожня карта як імплементувати європейські стандарти покроково.

В частині роботи транскордонних перетоків, це, напевно, дуже вузька, специфічна галузь знань, що стосується системних операторів. Тобто, у них є договори між собою, і платять вони лише за сальдо розрахунку. Плюс вони є гарантами зобов’язань по виконанню контрактів.

Я б це порівняв з платою ПДВ при експорті, адже при експорті цей податок не стягується, тому що виходить подвійне оподаткування. Це таке правило міжнародної торгівлі. По міждержавним перетокам електроенергії аналогічна ситуація.

Якщо повернутись до внутрішнього ринку, ТЕС ДТЕК Енерго на «УЕБ» на липень запропонувала близько 1250 МВт потужності на кожну годину (50% від обсягів приватної генерації). Відповідно до нового закону з 1 вересня ТЕС ДТЕК Енерго повинні будуть виставляти усі обсяги на «УЕБ» - це буде близько 2500 МВт потужності?

Принципово зміст такий, але в залежності від періоду, кожен місяць по різному. В Україні є Прогнозний баланс виробництва електроенергії і в кожному місяці показники виробництва ТЕС відрізняються.

Ви підтримуєте рішення НКРЕКП про підняття прайс-кепів до 2000 грн/МВт-год у нічні та 4000 грн/МВт-год у денні години? Це шлях до лібералізації ринку ?

Згоден з вами. Це один з елементів лібералізації – процес, який ми підтримуємо.

Що ви можете сказати стосовно встановлення Регулятором цін на ВДР на рівні 100,5% від РДН? Таке рішення ви також підтримуєте?

Так. А вам це здається дивним? (посміхаючись - ред).

Проте, це ж залишає лише один шлях для трейдерів, коли ціни будуть тільки підвищуватись на подальших сегментах після РДН… Лише так і все, не зовсім ринково виходить…

Так вийшло, що у нас був дикий арбітраж між РДН та ВДР. Внутрішньодобовий ринок потрібний для врегулювання майбутніх небалансів. А у нас в що це перетворилося?

Трейдер №1 продає Трейдеру №2 100 МВт електроенергії по двосторонньому договору. Але у Трейдера №1 реально нема ніякого контракту на купівлю з генерацією належного обсягу, тобто продана «пустишка».

Трейдер №2 подає заявку на продаж на РДН за вкрай низькою ціною і продає 100 МВт по ціні РДН, витісняючи з ринку реальну генерацію. Його партнер Трейдер №1 купує на ВДР 100 МВт, яких у нього досі не було, у державної генерації (які витіснились з РДН на ВДР - ред), проте на 10% дешевше цін на РДН. Хіба цей механізм створює додаткову вартість?

Для трейдерів - точно.

А для ринку? Чи є якась додаткова цінність в цих діях? Що вони дають нового для ринку?

По суті, це нажива для двох конкретних компаній, які не надають жодних сервісів і додаткової цінності ринку, клієнтам»

Тому і сегмент ВДР зріс в обсягах, через те що там дешевше можна було купувати?

Так. Просто через те, що одна сторона схеми (Трейдери-маніпулятори) подавала низькі BIDs (заявки на продаж на РДН), вони витісняли «Енергоатом», «Гарантованого покупця» та інших, хто продає на РДН. Генерація, яку витіснили, потрапляла на ВДР, де її чекала наступна сторона схеми, яка пропонувала придбати ці обсяги дешевше.

Якщо це відбувається у великих обсягах, то це вже має гарантований характер. Якщо велика кількість генерації вилітає в небаланси, то просто можна чекати та «ловити» їх обсяги. Тому це рішення НКРЕКП – раціональне. Якщо це ринок небалансів, то небаланси повинні коштувати більше, ніж запланований обсяг.

Зрозуміло, а щодо балансування, у вашої компанії є балансуюча група?

Так, ми є оператором балансуючої групи. Також приймаємо до себе нових учасників.

Чи планує D.Trading пропонувати споживачам продукт «газ + електроенергія» (dual fuel)?

Це питання регуляторної бази, і, в тому числі, газового ринку. Де ви можете зараз запропонувати продаж такого продукту? На якій біржі? Звичайно, це можливо зробити на власній інтернет-сторінці, але поки комплексний продукт незатребуваний ринком.

В перспективі продукт може бути ліквідним серед домогосподарств, малого та середнього бізнесу. Але для цього потрібні якісь інструменти автоматизації, алгоритмізації, щоб все реально працювало. На поточному етапі ринку це не пов’язані продукти. Хоча у нас є компанії, що купують і газ, і електроенергію, проте за різними договорами.

Якраз зараз Міненерго планує ліквідувати ринок OTC (Over-the-Counter або позабіржова торгівля), щоб всі, навіть трейдери, продавали та купляли на біржі, це не зовсім правильно, чи не так?

Не зовсім правильно в умовах, коли нас заганяють на біржу, де зовсім недосконалий рівень гарантованості виконання договорів. Ринок OTC - це вже наш свідомий вибір контрагента, із застосуванням інструментів ризик-менеджменту. Коли ми укладаємо двосторонню угоду, у кожного контрагента є ліміти, історія, ми перевіряємо усю документацію та укладаємо контракт на тих умовах, яких можемо.

Якщо у нас буде система торгівлі лише через біржу, то у нас виходить інституційний розрив.

Наприклад, за такими правилами неможливо змусити торгувати в Україні будь-яку швейцарську компанію, адже це не дозволить виконувати належні для європейської компанії процедури risk-management.

На додачу, на ОТС можна укласти контракт на зручних умовах, наприклад, додати якісь домовленості, які не будуть враховані на біржі?

Все правильно, це і умови оплати, і тривалість цих договорів, або якісь юридичні моменти. Це важливі складові.

Як ви думаєте, чим наразі будуть конкурувати трейдери та постачальники в Україні, за умови коли всі отримали однаковий доступ до купівлі електроенергії, зокрема й дрібними лотами: у «Енергоатома», «Центренерго», «Гарантованого покупця», ще й генерацію ДТЕК Енерго «загонять» на біржу?

Компанії конкурують в основному за рахунок репутації та благонадійності, сервісу, за рахунок тих можливостей, які вони надають клієнтам по балансуванню, коригуванню графіків оплати, рівню надійності поставки. Це основні конкурентні переваги компаній на ринку.

В свій час трейдери пропонували на продаж електроенергію, що була куплена у державної генерації великими лотами (у «Центренерго», «Енергоатому») зі знижкою 5% від РДН чи щось схоже на це…

В перший раз чую про існування таких контрактів. Можливо була передоплата за 2 або 3 місяці. У будь-якому випадку це дуже спекулятивна угода з дуже великими ризиками. Це як обміняти гривню на долар по курсу 20/1.

Що ви можете сказати про розслідування НКРЕКП, які ще тривають, в тому числі відносно вашої компанії?

На це питання можна буде відповісти, коли будуть результати розслідувань. Загалом ми цілковито взаємодіємо з Регулятором та надаємо всі необхідні для розслідування документи.

Що ви думаєте стосовно конкуренції з боку європейських компаній, після приєднання України до ENTSO-E? Адже для них також відкривається наш ринок.

Конкуренція - це прекрасно.

Подивіться що відбувається на ринку газу. Ми з’єднані з європейським ринком, але чи багато великих європейських компаній на українському ринку продають кінцевим споживачам?»

Специфіка наших українських ринків гарно описується відомою приказкою: «Продати газ в Україні взагалі не проблема, проблема отримати за проданий газ гроші!»

Світові компанії дивляться на ринки та контрагентів крізь призму значних формальних процедур, які забезпечують мінімізацію ризиків: оцінюють благонадійність, фінансовий стан, кредитний рейтинг, професійний досвід, а потім виділяють ліміти під угоди. І дуже мало українських компаній відповідають європейським критеріям благонадійності.

Ви займаєтеся прогнозуванням цін чи обсягів на електричну енергію?

Ми займаємось усіма видами прогнозування. У нас є нейронна модель, яка прогнозує з точністю до 1% споживання по Україні погодинно на тиждень наперед.

Ми вкладаємо кошти в прогнозування. У нас є різні математичні моделі для прогнозування фізичних обсягів споживання як в Україні в цілому, так і в конкретному регіоні або місті. На основі співставлення результатів моделювання кожною математичною моделлю ми робимо консенсус-прогноз.

З точки зору прогнозування цін у нас є програмний комплекс, фундаментальна модель ринку, дуже детальна, точна. Нею користуються в Європі. Проте, в Україні вона поки не працює.

Ця модель в Україні не працює тому, що вона інституціонально не допускає довготривалу роботу генеруючих компаній в збиток»

В основі фундаментальних класичних моделей прогнозування цін знаходиться принцип merit order. Це означає, що формування погодинних цін на електроенергію відбувається на рівні не меншому повного покриття витрат найдорожчого енергоблоку, що був фактично включений в енергосистемі для задоволення попиту на електроенергію. В ОЕС України, на жаль, ціни формуються не з раціональної точки зору економічно стійкої роботи енергосистеми, а скоріш навпаки.

Так, модель не може передбачити алогічні заявки на продаж / купівлю тощо…

Дійсно, в класичних програмних комплексах немає опцій маніпулятивної торгівлі, про які я говорив раніше, та інших схем. Зокрема, я маю на увазі приклад з продажем на РДН з послідуючим викупом з дисконтом на ВДР. До цього алгоритми ще не дійшли.

Плюс регуляторна база змінюється постійно. Європейські моделі прогнозування розраховані на те, що існують правила, які не змінюються роками. У нас в Україні майже кожен тиждень нова версія правил.

Зазначені фактори роблять європейські моделі прогнозування цін на електроенергію безпорадними на даний момент часу.

Навіть D.Trading не може спрогнозувати біржову ціну на електричну енергію?

D.Trading може все, але ж ми говоримо про програмний комплекс. Ми можемо сценарії підготувати.

Так як ми живемо у турбулентному середовищі, то цих сценаріїв може бути багато. Відповідно і діапазон значень великий.

Потужність генерації в енергосистемі також можна спрогнозувати?

Виробництво кожного конкретного учасника ринку складніше описати ніж споживання електроенергії. По Енергоатому основний фактор невизначеності – ремонтна кампанія та аварійність енергоблоків. По ТЕС та ТЕЦ – їх затребуваність сильно залежить від погодних умов. Навесні та в осінній період під дією комфортних температур точність по ТЕС та ТЕЦ досить велика. Влітку та взимку дуже високий вплив на точність прогнозу мають екстремальна спека або холод, а їх заздалегідь дуже важко спрогнозувати.

Зрозуміло. По цінам виходить дійсно складніше, коли нові рішення НКРЕКП від якоїсь певної дати можуть кардинально змінювати ситуацію на ринку…

Так. А іноді взагалі незрозуміло: це нове рішення прийнято на місяць чи назавжди?

Приміром імпорт електроенергії з Росії та Білорусі заборонений до 01 жовтня 2021 року. Але не зрозуміло що буде далі. Як під це рішення спрогнозувати закупівлю вугілля? Якщо імпорт електроенергії з РФ буде масштабним, то який сенс везти в Україну вугілля та газ? Адже буде йти електроенергія з РФ та Білорусі.

Навпаки, якщо квота на імпорт в ОЕС буде нульова, то тоді потрібно везти паливо під виробництво вітчизняної електроенергії. Як ви вважаєте, що в такій ситуації робити?

Комісія ж насправді хоче залишити можливість для імпорту, щоб у разі дефіциту потужності в енергосистемі її змогли компенсувати та завести трейдери в Україну. Щоб «Укренерго» не витрачало великі кошти на аварійну допомогу…

Проте коли немає розуміння чи буде імпорт електроенергії, чи його не буде, генерація не може адекватно скласти план виробництва електроенергії, а під нього закупівлю відповідного обсягу вугілля або газу. Поясню.

Сценарій №1. Якщо імпорт електроенергії з РФ та Білорусі буде відбуватися, то відповідно нема потреби в імпорті вугілля/газу зі світового ринку. Протягом зими наявність світла в містах буде залежати від поставок електрики з сусідніх країн. Але в РФ та Білорусі нема вільного доступу до купівлі електроенергії для поставок в Україну. Треба вести переговори з відповідними державними компаніями РФ та Білорусі, які мають повноваження на продаж, отримувати відповідні гарантії поставок, обговорювати ціну, платити передоплату. І це треба робити заздалегідь, а не тоді коли вдарять морози.

Сценарій 2. Якщо імпорту електроенергії не буде, тоді потрібно набагато більше імпортувати вугілля. При цьому енергосистема зможе працювати автономно, не залежачи від РФ та Білорусі. І вугілля також треба закуповувати заздалегідь, вести перемовини, укладати контракти. Наприклад, фізична поставка вугілля морем займає майже 2 місяці після передоплати.

Коли сценарій невідомий, то це вже авантюра.

(Примітка редактора: до моменту публікації інтерв’ю ДТЕК Енерго заявила про початок імпорту вугілля з Польщі, а також про ведення переговорів про постачання цього енергоресурсу із Казахстану і США).

А довгострокові контракти на продаж електроенергії?

Промисловість здебільшого має довгострокові контракти на купівлю електроенергії зі зрозумілими, стабільними обсягами.

Змінна складова попиту – це населення, середній та малий бізнес, бюджетні організації, які не контрактують конкретні обсяги наперед, а споживають електрику в залежно від потреби, приймаючи рішення в реальному часі. Це змінна складова попиту, так званий спотовий ринок. В Європі ціна спотового ринку (РДН) покриває всі витрати на виробництво, а сценарії щодо обмежень імпорту електроенергії з будь-яких країн там відомий заздалегідь.

ТЕС в Україні зараз працюють у вкрай складних умовах. По-перше, це колосальні збитки першого півріччя і викликана ними колосальна заборгованість за ремонти і паливо. По-друге, ринкові ціни на світовому ринку вугілля у 140 доларів/т «з’їдають» всі гроші навіть при ціні РДН у 2000 грн/МВтг, не залишаючи коштів на ремонти та експлуатацію.

Плата за потужність не допоможе в цьому?

Допоможе, але точно не в ОЗП 21/22. Тому що її не встигнуть прийняти в короткі терміни. Поки це лише концепт.

Проте у нас же більшість вугілля, що споживається станціями - власного видобутку, його собівартість об’єктивно нижче ніж на світовому ринку (наразі більше $150/т)?

Ми тут повертаємось до питання ринкових відносин. Вони у нас є чи ні? Чому собівартість видобутку вітчизняного газу, наприклад, – 3000 грн/тис куб м, а при цьому на ринку його продають не за 3300 грн/тис куб м, а по 15000 грн/тис куб м? «Адже з точки зору НКРЕКП, 10% рентабельності - це взагалі супер»

Ви маєте на увазі газ «Укргазвидобування»?

Так, і їх в тому числі. Це ж газ власного видобутку. Тобто або ми працюємо в ринковій економіці, або в плановій, за зразком СРСР.

Чи багато вугілля вам потрібно імпортувати?

Наразі ми як раз працюємо з Міненерго та НЕК Укренерго по питанню уточнення потреби у виробництві електроенергії в ОЗП 21/22 та проводимо переговори з постачальниками вугілля. Поки остаточних цифр немає.

Потрібно прагматично дивитися на питання з точки зору реальних фінансових можливостей та адекватних фізичних потреб.

Виникає питання того, щоб вугілля не залишилося на складах?

Це питання оборотного капіталу. Необхідно, по-перше, покрити затрати на купівлю фактично спаленого вугілля та його транспортування, ремонти, зарплату персоналу ТЕС. Додатково до цього виплатити авансом 100% коштів за вугілля, яке приїде на склад тільки через два місяці і буде використано для формування своєрідного страхового запасу, а не під виробництво електроенергії.

Це умовно подвійна собівартість. І якщо говорити мовою цифр, то формування складу вугілля під ОЗП 21/22 потребує залучення додаткового фінансування у розмірі 2,5 млрд грн.

Основна проблема – в наявності грошових ресурсів?

Так.

Якщо держбанки зобов’яжуть видати кредити під низькі відсотки для генерації, чи це б вирішило ситуацію? 

У банків є свої бізнес-процеси. Збитковій компанії банк кошти ніколи не дасть. Адже виникає питання: «Як ви будете погашати борг? У Вас для цього має бути прибуток».

Банку не потрібні проблеми генерації, йому потрібні кошти.

Я впевнений, що державні банки взагалі ніколи не видавали пільгові кредити ТЕС та ТЕЦ. Кредитування у старій моделі ринку відбувалося за ринковими котируваннями, з повними гарантіями повернення коштів шляхом автоматичного списання з рахунків компаній, оскільки всі кошти за електроенергію проходили через ДП «Енергоринок». Був примусовий механізм списання боргів, але ставки кредитування були абсолютно ринкові.

Зараз цей випадок буде розглядатися як звичайний бізнес-кейс. Процес залучення кредитів не може бути настільки швидким, наскільки це потрібно.

Це не буде бліцкриг. Банкам треба показати, що ринок оздоровився, що є розуміння як компанії будуть заробляти і отримувати прибуток»

Потрібна історія успіху. Поки я такої не бачу.

Віталій Корнієнко, Дмитро Сидоров


Більше інформації про функціонування ринку електричної енергії України ви можете отримати, оформивши підписку на наші аналітичні видання - EXPRO Electricity DailyEXPRO Electricity WeeklyEXPRO Electricity Monthly. Аналіз та детальна статистика по обсягам та цінам електроенергії на внутрішньому та зовнішніх ринках, роботі енергосистеми України, прогнозування виробництва та споживання електричної енергії, державні закупівлі, думки та коментарі гравців, а також рішення які впливають на ринок - це видання EXPRO Electricity.

Замовити видання ви можете написавши на електронну пошту - [email protected], [email protected]

Підписуйтесь також на наші сторінки у Facebook та Telegram.