„Obroniona reforma”. Rok rynku energii elektrycznej na Ukrainie [ANALIZA]

Fasada na starcie

Początek funkcjonowania nowego modelu rynku energii elektrycznej w lipcu 2019 roku nie oznaczał kresu starań o jego liberalizację. Szereg problemów świadczył o zaledwie pierwszym etapie reformy. Po pierwsze, chodzi o niski poziom konkurencji. Rynek energii elektrycznej funkcjonuje w dwóch odrębnych systemach: Zjednoczonym Systemie Energetycznym (ZSE) oraz tzw. wyspie bursztynowej (części systemu na Ukrainie Zachodniej funkcjonująca w zsynchronizowany sposób z ENTSO-E). W ZSE dwaj producenci energii elektrycznej (państwowy Enerhoatom i DTEK Rinata Achmetowa) produkują łącznie 76% energii. Przy czym DTEK zajął szczególnie łakome kąski – energetykę cieplną (75%) i odnawialną (ponad 25%), a Enerhoatom jest praktycznie wyłączony z mechanizmów rynkowych. W tzw. wyspie bursztynowej producentem 90% energii jest DTEK. Tak duża koncentracja mocy produkcyjnych powoduje, że szanse na zdrową konkurencję zarówno w ZSE, jak i wyspie bursztynowej były na starcie funkcjonowania nowego rynku znikome.   

Drugim wyzwaniem było zachowanie subsydiów krzyżowych. Mimo startu rynku władze zachowały model specjalnych zobowiązań (PSO) – mechanizmu realizacji energii dla społeczeństwa i sektora komunalnego po cenach dotowanych. Enerhoatom (operator elektrowni jądrowych i największy producent energii elektrycznej – 52% w 2020 roku zgodnie z prognozowanym bilansem) oraz Ukrhidroenerho (operator elektrowni wodnych i szczytowo-pompowych) zostały zobowiązane do sprzedaży przedsiębiorstwu Kupiec Gwarantowany odpowiednio 90% i 35% produkowanej energii po regulowanej cenie, która jest średnio trzykrotnie niższa od rynkowej. Szacunki ministerstwa energetyki mówią o tym, że wartość dotacji w obecnym  kształcie rynku sięga 40 mld UAH rocznie (prawie 1,5 mld USD). Zatem, cena na około połowę energii elektrycznej produkowanej na Ukrainie jest regulowana i wyłączona z mechanizmów rynkowych.

Kolejny problem to ograniczenia w rynkowym kształtowaniu cen. Ustawa o rynku energii elektrycznej wprowadziła kilka jego segmentów: Rynek na Dobę Naprzód (RDN), Rynek Bilansujący (RB), Rynek Dobowy (RD), Rynek Umów Dwustronnych (RUD) i Rynek Usług Wspomagających (RUW). Jednak na RDN, RB i RD ustanowiono Price Caps – ceny graniczne (minimalne i maksymalne), które miały obowiązywać do 1 kwietnia 2020 roku. Takie rozwiązanie stłamsiło impulsy rynkowe na tych segmentach. Ponadto Rynek Usług Wspomagających (RUW) nie wystartował w terminie (operator sieci przesyłowej nie zdążył z przygotowaniem). Nieregulowanym jest tylko Rynek Umów Dwustronnych (RUD).

Czwartym problemem jest kwestia zadłużenia. Na starcie nowego modelu rynku ogólna wysokość długów jego uczestników była szacowana na 12 mld UAH i miała tendencję wzrostową. Po piąte, ZSE zmaga się z deficytem mocy manewrujących, które można w ciągu doby regulować. Z potrzebnych co najmniej 15%, dostępnych jest tylko 10%. Dlatego rolę manewrującą pełnią także elektrownie cieplne. Każda bieżąca redukcja mocy manewrujących stwarza spore trudności dla zbilansowania systemu, co wymusza ręczne wtrącanie się w rynek operatora (Ukrenerho).

Po szóste, stopniowo nasilał się problem OZE. Jeszcze na początku kończącej się dekady producentom OZE stworzono bardzo preferencyjne warunki rozwojowe – m.in. wysokie taryfy i zwolnienie z odpowiedzialności za równoważenie pracy systemu. Obowiązek kompensacji wysokiej taryfy dla OZE spoczywa na Enerhoatomie, co wraz z PSO tłamsi nawet teoretyczne szanse na rynkowe funkcjonowanie największego producenta energii nad Dnieprem. Ponadto, producenci OZE mają ekskluzywny komfort „pracy post factum” – oddają do ZSE tyle energii, ile pozwalają warunki pogodowe nie ponosząc strat za ewentualne niedobory lub nadwyżki względem prognozowanego bilansu. Moce nominalne OZE w ciągu 2019 roku uległy trzykrotnemu zwiększeniu (z 2,1 GW do 6,3 GW), a według stanu na czerwiec 2020 roku wynoszą 7 GW. W efekcie kłopoty ze zbilansowaniem systemu tylko się pogłębiają. 

Do tych wszystkich wyzwań doszły trudności związane z redukcją konsumpcji energii elektrycznej. Pandemia COVID-19, recesja gospodarki oraz ciepła i sucha aura doprowadziły do nagłego spadku zapotrzebowania na energię, co spotęgowało kłopoty z zachowaniem funkcjonalności ZSE. Prognozy ministerstwa energetyki mówią o tym, że w wyniku tych zjawisk konsumpcja energii elektrycznej w 2020 roku ulegnie redukcji o 9,5%.

Można zatem powiedzieć, że nowe władze otrzymały po poprzednikach twardy orzech do zgryzienia. Formalne zbudowanie konstrukcji rynku przed 1 lipca 2019 roku przypominało raczej jego fasadę, którą należało jeszcze gruntowanie dopracować. 

Dwa kroki do przodu, trzy do tyłu

Ogółem od lipca 2019 roku do końca czerwca 2020 roku nowy rynek poddawano prawie 30 zmianom. Przy czym większość z nich nie miała charakteru zwiększającego poziom liberalizacji, a przeciwnie – pogłębiała stopień regulacji. Warto przyjrzeć się poczynaniom ukraińskich władz w odniesieniu do przedstawionych powyżej problemów.

Konkurencja. W tym zakresie rok funkcjonowania rynku nie przyniósł praktycznie żadnych postępów. Dominująca pozycja Enerhoatomu (i regulowanie jego działalności) i DTEK została zachowana. Na RDN, RD i RB dominuje przede wszystkim Enerhoatom, a na RUD elektrownie cieplne (głównie DTEK).

W maju 2020 roku regulator oskarżył DTEK o manipulowanie cenami na rynku, a na początku czerwca Komitet Antymonopolistyczny (KA) ogłosił rezultaty postępowania dotyczącego konkurencji w tzw. wyspie bursztynowej. Według KA DTEK Zachidenerho i D. Trading Rinata Achmetowa wykorzystywały pozycję monopolistyczną do zwiększania dochodu. Komitet zapowiedział, że DTEK grozi kara stanowiąca do 10% całorocznego dochodu za 2019 rok. Natychmiastowy kontratak koncernu pokazał jednak, że Rinat Achmetow kontroluje sytuację i nadal jest niekwestionowanym mistrzem kuluarów. W efekcie cała sprawa ma wszelkie szanse przekształcić się w rywalizację regulatora i KA, a DTEK wyjdzie z niej znowu całkowicie suchy, a nadziei na równą konkurencję nadal jest bardzo mało.

Subsydia krzyżowe (PSO). Niemal cały rok PSO pozostawały nienaruszone. Pozytywne i istotne zmiany nastąpiły w okresie od czerwca do początku sierpnia 2020 roku, gdy władze w kilku podejściach zmniejszały zakres specjalnych zobowiązań. W efekcie tych działań zredukowano odsetek energii produkowanej przez Enerhoatom objętej PSO z 90% do 50–55% (w zależności od konsumpcji społeczeństwa), a Ukrhidroenerho z 35% do 30%. Oznacza to, że odsetek energii regulowanej PSO na rynku zmalał z ok. 50% do ok. 30%. To duży krok naprzód, zwłaszcza w urynkowieniu działalności Enerhoatomu, choć trzeba zaznaczyć, że jest wyjściem pośrednim. Władze stopniowo uwalniają Enerhoatom, ale na razie pozostawiają problem dotowanych cen nienaruszonym.

Mechanizm kształtowania cen. W grudniu 2019 roku wprowadzono zmiany do ustawy o rynku energii elektrycznej, które unieważniły wcześniej zarysowane ramy czasowe obowiązywania Price Caps (do kwietnia 2020 roku) dla RDN, RD i RB. Teraz regulator w ogóle nie jest ograniczony w czasie. Należy to oceniać jako wzmocnienie tendencji duszących konkurencję i wolny rynek.  

Ogólny bilans rocznych wysiłków władz dotyczących kształtowania cen nie jest pozytywny. Największymi grzechami było zachowanie podziału segmentów rynku między głównych producentów i bezterminowe przedłużenie Price Caps.           

Zadłużenie. Na progu startu nowego modelu rynku wartość zadłużenia stanowiła 12 mld UAH. W trakcie kolejnego roku sytuacja przybrała skalę krytyczną. Według prognozy ministerstwa łączna wysokość długów na rynku sięgnie w br. 50 mld UAH.

Dopiero latem podjęto „ręczne” działania antykryzysowe. W czerwcu przegłosowano dwie ustawy. Pierwsza przewiduje wsparcie dla Enerhoatomu poprzez obligacje państwowe na łączną sumę 12 mld UAH – ma to być forma zwrotu długów.  Druga ma na celu ratowanie stanu finansowego Ukrenerho poprzez przekierowanie dochodów płynących z obsługi punktów międzypaństwowych. Ponadto 11 lipca regulator podjął decyzję o podwyżce taryfy na przesył dla Ukrenerho, co oznacza podwyżki cen dla przemysłu. Choć to krok wymuszony i słuszny, by opanować zadłużenie operatora, to nie da się ukryć, że spowoduje skutki uboczne w postaci zwiększenia obciążenia przemysłu (czyli de facto pogłębienie subsydiów krzyżowych).      

Moce manewrujące. Ciepła i sucha zima oraz bardzo mała ilość opadów w ostatnich miesiącach (za wyjątkiem „powodziowego” czerwca) pogłębiły kłopoty z mocami manewrującymi. Elektrownie wodne i szczytowo-pompowe zredukowały bowiem produkcję aż o 40–45%. Tego problemu nie da się zlikwidować szybko, więc trudno było oczekiwać namacalnych rezultatów (poza ingerencją stacji dyspozycyjnych do systemu). Praktycznie każdy krok władz obserwowany od marca br. miał w domyśle chęć zbilansowania systemu, choć to działania sytuacyjne. Jednocześnie na początku czerwca Ukrenerho przedstawiło listę stacji energetycznych, do których proponuje podłączyć moce manewrujące oraz zbudować stacje magazynujące energię. Listę zaprezentowano w ramach omówienia Planu rozwoju ZSE na lata 2021–2030.

Problem OZE. Dopiero w trzeciej dekadzie lipca osiągnięto kompromis w sprawie OZE poprzez przegłosowanie zmian do ustawy wspierającej producentów odnawialnych. Do głównych ustaleń należy zaliczyć: obniżkę zielonej taryfy od 60% do 2,5% w zależności od mocy i terminu początku eksploatacji i nałożenie odpowiedzialności na producentów OZE za niedobory bądź nadwyżki mocy w systemie (od stycznia 2021 OZE mają kompensować 10% tych strat, co roku odsetek ma być zwiększany o 10% do 100% w 2030 roku). Zastosowane rozwiązania nie oznaczają pełnej likwidacji problemu, a przebieg prac na projektem ustawy nie pozostawia złudzeń – interesy grup oligarchicznych były mocno brane pod uwagę (o tym szerzej w jednym z kolejnych materiałów). Mimo tego, przyjęcie dokumentu to dobry sygnał, który pomoże zrównoważyć zarówno pracę ZSE, jak i rozwój OZE.     

Reakcja na kryzys. Mankamenty nowego rynku (wymienione na wstępie), nieprzemyślane kroki władz (otwarcie importu z FR i Białorusi – patrz poniżej), a także czynniki obiektywne (pandemia, spowolnienie gospodarki, sucha i ciepła pogoda) wywołały największy kryzys w systemie elektroenergetycznym Ukrainy od wielu lat. Drastyczny wzrost zadłużenia, duże nadwyżki mocy, zastój górnictwa węglowego, odłączanie bloków elektrowni jądrowych – to tylko niektóre z przejawów kryzysu. W marcu rząd stworzył sztab antykryzysowy, który zapowiedział przyjęcie działań amortyzujących skutki zjawisk kryzysowych. Praktycznie wszystkie decyzje, o których mowa powyżej były wynikiem wysiłków sztabu. Jednak kluczowym krokiem antykryzysowym sztabu była istotna rewizja bilansu energetycznego na rok 2020. Polegał on przede wszystkim na ponad dwukrotnym zwiększeniu udziału OZE kosztem elektrowni jądrowych, cieplnych i wodnych. Była to wymuszona okolicznościami decyzja, choć w mediach przetoczyła się fala nieuzasadnionej krytyki pod adresem władz.

Roczny bilans działań władz na rynku energii elektrycznej nie powala z nóg. Istotnych postępów dokonano wokół problemu OZE i PSO. W pozostałych obszarach adekwatnymi określeniami są stagnacja (konkurencja), regres (mechanizmy kształtujące ceny) oraz naprawianie własnych błędów (zadłużenie i moce manewrujące).

Nowa odsłona dawnych trendów

Jeszcze co najmniej trzy zjawiska zaobserwowane w ciągu roku funkcjonowania rynku energii elektrycznej zasługują na uwagę. Mówią one sporo o jego jakości. Pierwszym była „awantura” z importem energii z FR i Białorusi. Od 1 października 2019 roku zezwolono na import energii elektrycznej z tych krajów na rynek umów dwustronnych (RUD). Po kilkumiesięcznej fali krytyki parlament częściowo cofnął własne poprawki. W dniu 27 grudnia weszły w życie zmiany do ustawy o rynku energii elektrycznej, które wprowadziły zakaz na import energii z FR na rynek umów dwustronnych i rynek dobowy, ale pozostawiono możliwość kupna rosyjskiej energii elektrycznej na rynek na dobę naprzód. Zmianom nie poddano importu energii białoruskiej, co de facto pozostawiło spore pole manewru także dla producentów rosyjskich. Od 1 kwietnia 2020 roku na import energii z Białorusi i FR (oraz niektórych marek węgla) wprowadzono cła importowe (65%), które przekreślają sens kupna energii z tego kierunku. Historia ta pokazała, że władze (za czasów rządu Ołeksija Honczaruka) działały lekkomyślnie potęgując trudności ze zbilansowaniem systemu. W tle, zaś toczyła się walka oligarchów: R. Achmetowa (przeciwnika importu) i I. Kołomojskiego (zwolennika).  

Drugi aspekt dotyczy statusu Enerhoatomu – największego producenta energii. Pod koniec listopada 2019 roku rząd podjął decyzję o dymisji prezesa Enerhoatomu Jurija Nedaszkowskiego. Osoby o sporym autorytecie w środowisku ukraińskich energetyków jądrowych. Ówczesny minister energetyki Ołeksij Orżel uzasadniał ten krok zarzucając Nedaszkowskiemu m.in. „nieefektywne zarządzanie i brak gospodarności przy zamówieniach publicznych”. Absurd tych zarzutów polegał na tym, że jak twierdził sam Orżel szczegóły zostaną opublikowane „po zakończeniu audytu wewnętrznego, który na razie trwa”. Jego wyniki nie zostały przedstawione po dziś, a Orżel w marcu stracił posadę. Za to Enerhoatom zasiliły nowe twarze.

Nowy prezes (w statusie p.o.) Petro Kotin merytorycznie nie budzi zastrzeżeń – przez lata związany z największą ukraińską elektrownią jądrową w Enerhodarze, ale eksperci są zgodni co do jego wątłego „kręgosłupa menadżerskiego”, co czyni go podatnym na wpływy. Doradcą Kotina jest Ołeh Bojaryncew – deputowany Rady Obwodu Sumskiego i przez lata związany ze skrajnie prorosyjskim politykiem Andrijem Derkaczem (nazywanym „prawosławnym czekistą”). Jeszcze większą falę krytyki wywołały nazwiska zastępców Kotina. Jacob Hartmut to obywatel Niemiec przez lata związany z firmami rosyjskimi posiadający niewielkie pakiety akcji w kilku energetycznych firmach z Rosji zarejestrowanych w rajach podatkowych. Drugi wiceprezes – Herman Hałuszczenko, w przeszłości był prawnikiem Derkacza. W maju dokonano także rotacji na niższych szczeblach kompanii usuwając ze stanowisk, według różnych źródeł, od kilku do kilkunastu uznanych specjalistów.

Pod koniec lipca w brytyjskim parlamencie omawiano raport Komitetu Bezpieczeństwa i Wywiadu dotyczący działań rosyjskich służb w Europie. Interesujące, że wszystkie wymienione wyżej kluczowe osoby Enerhoatomu są jego bohaterami. Według autorów raportu na wszystkie strategiczne decyzje podejmowane w Enerhoatomie silny wpływ wywiera Derkacz, który ma poparcie szefa Biura Prezydenta Ukrainy Andrija Jermak i doradcy Wołodymyra Zełenskiego Serhija Szefira. Wszystko to musi budzić obawy o zmianę kursu rozwoju kompanii, która przez ostatnich kilka lat mozolnie zmierzała w kierunku zachodnim.

Nowe kierownictwo stanowczo odrzuca takie oceny zapowiadając reformę struktury wewnętrznej i przekształcenie kompanii w spółkę akcyjną, a także szybkie urynkowienie działalności Enerhoatomu (w tym zakresie przestrzeń do działań rzeczywiście jest spora). Jednocześnie samo daje podstawy do formułowania zarzutów – np. w wywiadzie dla Interfax-Ukraina, Hałuszczenko poddał w wątpliwość dotrzymanie terminu dotyczącego synchronizacji ZSE z ENTSO-E. A przecież zerwanie procesu synchronizacji ZSE z ENTSO-E jest jednym z priorytetów FR. Obawy te potwierdzają inne informacje. W lipcu Enerhoatom rozpoczął eksport niewielkich ilości energii na Białoruś i zapowiedział dostarczanie jej do państw nadbałtyckich. A ten kierunek sprzedaży może tworzyć kłopoty techniczne przy synchronizacji pracy z ENTSO-E. Zaś w pierwszym kwartale br. kompanii nie udało się zakupić paliwa Westinghouse.

Trzecim zjawiskiem wartym odnotowania są mankamenty i luki w rynku, które obnażyli właściciele elektrowni cieplnych. W związku ze spadkiem cen na gaz niektóre elektrownie cieplne zdecydowały (wbrew zobowiązaniom wziętym w prognozie bilansu energetycznego) o zmianie źródła energii z węgla na gaz. I to w sytuacji, gdy na niektórych z nich w ostatnich latach zainwestowano sporo na wymianę kotłów umożliwiających pracę z węglem grup gazowych. Dotyczy to np. elektrowni łuhańskiej (DTEK), Słowiańskiej (Donbasenerho) oraz Trypilskiej i Wuhłehirskiej (obydwie państwowego Centrenerho, na które nieformalny wpływ wywiera Ihor Kołomojski). Jeszcze bardziej wymowną jest informacja o imporcie przez struktury Kołomojskiego węgla pochodzącego z FR i odsprzedawaniu go państwowemu Centrenerho. Według doniesień dziennikarzy śledczych projektu Bihus.info chodzi o 1,5 mln ton. Sytuacja ta pokazuje, jak nieefektywnym jest poziom kontroli ze strony państwa nad posunięciami niektórych graczy na rynku mimo, że sam rynek pozostaje mocno regulowanym.

Uczestnicy rynku wykorzystują również inną niedoskonałość mechanizmów handlowych. Wystarczy, że producenci zarezerwują sprzedaż dużych ilości energii (których jednak de facto nie mają zamiaru realizować), a potem będą czekać na to aż operator poprosi producentów o interwencję w celu zrównoważenia systemu proponując im wykupienie tańszej energii (zniżka stanowi 45%). Producenci chętnie „ratują” operatora wykupując energię, a potem odsprzedają ją drożej. Według ukraińskich dziennikarzy, w tych przypominających działania spekulantów procederach brylowało przede wszystkim Centrenerho kontrolowane przez I. Kołomojskiego.      

Wnioski

1. Działania władz w okresie pierwszego roku funkcjonowania rynku energii elektrycznej można podzielić na dwie umowne części. Do marca 2020 roku dominowało bagatelizowanie problemów i nawet ich pogłębianie, a od marca podejmowanie działań antykryzysowych.
2. Zwraca uwagę sytuacyjny (antykryzysowy) charakter czynionych zabiegów. Kroki amortyzujące skutki kryzysu należy ocenić dość wysoko, ale wyraźnie brakuje planu działań rozwoju sektora na dłuższą perspektywę. Końcowa faza pierwszego roku rynku daje nawet powody do umiarkowanego optymizmu.
3. Mimo minimalnych postępów w doskonaleniu rynku, pozytywnym elementem jest fakt, że reforma się „obroniła”. Przed rokiem nie brakowało opinii, że nowe władze mogą dokonać znaczącego odwrotu od kursu obranego przez poprzedników. Próby zmaterializowania takich scenariuszy spaliły na panewce, a konstrukcja rynku stworzona przed rokiem, mimo swej fasadowości, okazała się mocniejsza niż zakładano.
4. Jednocześnie dodatkowe trendy zaobserwowane w ciągu pierwszego roku funkcjonowania rynku nie pozostawiają złudzeń: grupy oligarchiczne pozostają wpływowe, a środowiska prorosyjskie uległy wyraźnej aktywizacji po ubiegłorocznym resecie politycznym. Nie pozwala to bagatelizować ryzyka odwrotu od reformy lub znaczącego pogłębienia jej patologii.