Od „rynku” do rynku. Sektor energii elektrycznej Ukrainy w dobie reform

Start reformy

Przyjęcie przez ukraiński parlament 13 kwietnia 2017 roku ustawy „O rynku energii elektrycznej” było wydarzeniem dającym faktyczny start reformy rynku. Zgodnie z ustawą z 1 lipca 2019 roku utworzony zostanie rynek na dobę naprzód, rynek bilansujący, rynek wspomagający i rynek dobowy.

Powstaną one na zrębach obecnego, ręcznie sterowanego modelu, zgodnie z którym całość energii elektrycznej na Ukrainie jest kupowana przez państwowe przedsiębiorstwo Enerhorynek, a potem odsprzedawana przy wykorzystaniu subsydiów krzyżowych. Ustawa uzyskała bardzo wysokie oceny instytucji międzynarodowych, ale entuzjazm stopniowo gasł w miarę wdrażania jej konkretnych posunięć.    

Nowe prawo nakłada obowiązek opracowania i uchwalenia ponad stu aktów normatywnych. Długa zwłoka z ich opracowaniem, a potem formalne przyspieszenie wiosną br. pozostawiają mało przestrzeni na rozpatrzenie uwag uczestników rynku. Niemal na pewno uderzy to w końcową jakość dokumentów, tym bardziej na tle problemów z przeprowadzeniem rotacji w składzie regulatora (NKREKP) – kluczowego ogniwa instytucjonalnego w tych procesach.

Jak dotąd udało się opracować m.in. zasady rynku na dobę naprzód, kodeks systemu przesyłowego, zasady rynku, kodeks systemu dystrybucji, kodeks pomiaru i zasady rynku detalicznego. Dokumenty zostały oficjalnie zatwierdzone i opublikowane pod koniec kwietnia 2018 roku.

W roku bieżącym planowane jest złożenie wniosku Ukrenerho (operatora systemu przesyłowego) o certyfikację operatora, zatwierdzenie kodeksów, kupno usług niezbędnych do funkcjonowania rynku manewrującego. Wiele jednak zależeć będzie od szybkości działań regulatora, który targany jest problemami kadrowymi. Bliższe spojrzenie na stan wdrażania reformy zmusza studzić optymizm, co do terminów i jakości implementowanych zmian.

Operator systemu przesyłowego

Jednym z centralnych i relatywnie łatwych obszarów reformy są zmiany wewnątrz kompanii Ukrenerho. Spółka podejmuje szereg realnych działań świadczących o jej modernizacji. W maju 2017 roku zatwierdzono Strategię Rozwoju Ukrenerho do 2026 roku, zgodnie z którą ma być operatorem systemu przesyłowego w pełni zintegrowanego z ENTSO-E. Kierownictwo Ukrenerho regularnie publikuje także sprawozdania ze swej działalności demonstrując przejrzystość, co dla tej spółki jest nowością.

Aby rynek mógł być technicznie gotowy do pracy, operator powinien zakupić i przetestować oprogramowanie. Jednak ostatnim komunikatem w tym zakresie było upublicznienie propozycji, które napłynęły do spółki. Według stanu na ostatnią dekadę maja Ukrenerho wybiera najlepszą propozycję. Jest to potencjalnie słaby punkt reformy, bo najprawdopodobniej wywoła opóźnienia.

W maju 2017 roku rozpoczęła funkcjonowanie platforma on-line DAMAS, która pozwala na dostęp do przesyłowych sieci międzypaństwowych na terytorium Ukrainy. Na razie ilość graczy na niej nie jest imponująca, ale to dobry wstęp do pracy w bardziej intensywnych warunkach w przyszłości, czyli po synchronizacji z ENTSO-E.

Ułatwiany jest dostęp do sieci krajowych. Termin uzyskania pozwolenia na podłączenie do sieci skrócono do 15 dni, otworzono możliwość podłączenia do sieci on-line, uruchomiono mapę interaktywną pokazującą możliwości techniczne dotyczące podłączenia do sieci oraz jej wartości. Na razie obejmuje ona tylko sieci przesyłu, ale do końca 2018 roku usługa ta ma być rozszerzona na stacje dystrybucji. 

Z punktu widzenia tworzenia rynku, ważniejszym elementem jest korporatyzacja spółki – przekształcenie jej w spółkę akcyjną, a następnie niezależnego operatora systemu przesyłowego (OSP). Mimo że według rządowych planów miała się ona zakończyć pod koniec ubiegłego roku, proces ten wciąż jest w toku.

We wrześniu 2017 roku zatwierdzono nowy statut, który przewiduje stworzenie Rady Nadzorczej i delegowanie jej części uprawnień ministerstwa (zatwierdzanie strategii rozwojowych, mianowanie i odwoływanie dyrektora operatora, zatwierdzanie niezależnego audytora). W styczniu rozpoczęto proces rekrutacji członków Rady Nadzorczej. Nadal trudności wywołuje też przekazanie kuratorstwa nad Ukrenerho z resortu energetyki do ministerstwa gospodarki, co jest częścią rozdziału właścicielskiego.

Ewidentnie świadczy to o chęciach zachowania wpływu politycznego ze strony poszczególnych ośrodków. Według ostatnich ocen kierownictwa spółki, korporatyzacja i uzyskanie certyfikatu OSP mają być zakończone w trzecim kwartale 2019 roku. Prognozy te wyglądają realistycznie, ale są kolejnym elementem świadczącym o sporym poślizgu reformy.

Unbundling oblenerho

O znacznie większych problemach możemy mówić w przypadku przeprowadzenia rozdziału właścicielskiego w sieciach dystrybucyjnych (oblenerho). Zgodnie z ustawą do 11 grudnia 2018 roku oblenerho powinny wyodrębnić ze swych struktur operatorów systemu dystrybucyjnego (OSD).

Na razie tylko cztery kompanie deklarują działania w tym zakresie i przypominają one imitację rozdziału właścicielskiego zamiast realnego unbundlingu. Według stanu na koniec maja proces ten ma fasadowy charakter. Kompanie kontrolujące oblenerho wyodrębniają lub planują wyodrębnić ze swych struktur nowe firmy z dodatkiem „Sieci”, które będą zajmować się obrotem (często nawet nie zmieniając adresu) i publicznie ogłaszają zakończenie rozdziału właścicielskiego.

Kompanie obawiają się, że rozdział naruszy równowagę finansową obydwu organizmów, które dotąd nie miały doświadczenia w osobnym funkcjonowaniu. Władze nie opracowały precyzyjnych wytycznych w tym zakresie, co pozwala firmom na sporą dowolność.

Nie później niż 11 czerwca 2018 roku nowo utworzone kompanie zajmujące się obrotem mają uzyskać licencje od regulatora, ale do NKREKP nie wpłynęła oficjalna informacja o stanie realizacji unbundlingu w oblenerho. Powoduje to, że może dojść do znaczących opóźnień w nadawaniu licencji, a sam rozdział właścicielski przeprowadzony będzie fasadowo. Rezultatem końcowym będzie zachowanie monopolu właścicieli oblenerho w swoich regionach, co zniweczy jeden z podstawowych celów reformy – wzrost konkurencji i możliwość wyboru przez konsumentów sprzedawców. 

Kto i jak zmodernizuje sieci?

Sukces i sprawność przeprowadzenia rozdziału właścicielskiego będzie miała bezpośredni wpływ na możliwości firm w niezbędnych pracach modernizacyjnych. Według ocen Ministerstwa Energetyki i Przemysłu Węglowego Ukrainy niezbędny pułap inwestycji w sieci przesyłowe i dystrybucyjne stanowi 14 mld UAH rocznie. Największe problemy targają sieciami niskiego napięcia. 70% z nich wymaga remontu. Obecnie straty energii w sieciach sięgają nawet 20%.

W lipcu 2017 roku NKREKP wprowadziła zmiany do własnego rozporządzenia z 2013 roku regulującego funkcjonowanie taryfy stymulującej inwestycje w sieci przesyłowe i dystrybucji – tzw. RAB-taryfy. 10 stycznia 2018 roku rządowa gazeta „Uriadowyj Kurier” opublikowała owe rozporządzenie, co formalnie oznacza jego wejście w życie. Nie wiadomo jednak, kiedy dokładnie RAB-taryfy zaczną funkcjonować, choć wiadomo, że mają być ustanowione na okres trzech lat. Formalnie regulator zyskał prawo ich wprowadzenia z dniem 1 kwietnia 2018 roku.

Dokument wywołuje wiele kontrowersji, przede wszystkim z uwagi na ustanowienie dla rozrachunku wysokości RAB-taryfy (obliczanej według formuły obejmującej dochodowość infrastruktury) takiej samej stawki (12,5%) dla nowej i przestarzałej infrastruktury.

Takie podejście ewidentnie nosi znamiona działań lobbystycznych właścicieli sieci. Znacząco zawyża bowiem ich zyski, niezależnie od tego czy inwestują w nową infrastrukturę czy nie i de facto niweluje impulsy do modernizacji sieci. Przy czym w poprzedniej wersji rozporządzenia stawka dla nowej infrastruktury (14,75%) przewyższała tę dla starej (5%) prawie trzykrotnie, a wydaje się, że optymalną byłaby jeszcze większa różnica.

Następnym wątpliwym aspektem jest to, że nadal nie jest jasne, które oblenerho zostaną objęte RAB-taryfą i od kiedy, a decyzję w tym zakresie ma podjąć regulator. Kolejnym pytaniem jest metodyka obliczania wartości aktywów, która stwarza pole do manipulacji. Wreszcie, nie wiadomo nic na temat sposobu weryfikacji deklarowanych inwestycji, co stwarza ryzyko czerpania dodatkowych zysków z RAB-taryfy, ale bez należnych inwestycji. Sytuacja wokół RAB-taryfy dobitnie pokazuje, że reforma rynku energii elektrycznej będzie wdrażana powoli i z licznymi ułomnościami.  

Słabość instytucjonalna

Niedocenianym problemem reform energetyki i w ogóle przemian nad Dnieprem jest słabość stosownych instytucji państwowych. W przypadku rynku energii elektrycznej duże znaczenie ma fakt, że Ukraina cierpi na wyraźny deficyt instytucji odpowiedzialnych za ochronę praw konsumenta.

Zgodnie z ustawą rola ta ma być oddana ombudsmanowi energetycznemu, ale do tego należy najpierw przegłosować stosowną ustawę, a ta czeka na głosowanie w pierwszym czytaniu. Za instytucję bez siły przebicia jest też uznawany Komitet Antymonopolowy, co deformuje wolną konkurencję i przekreśla szanse na właściwe egzekwowanie zasad konkurencji. 

Jeszcze większym problemem wydają się być trudności w zapewnieniu niezależności regulatora. Problemy z reformowaniem NKREKP na razie niweczą jakiekolwiek osiągnięcia reformy rynku energii elektrycznej. Od jesieni ubiegłego roku przeciąga się rotacja członków regulatora, co wyraźnie świadczy o próbach zainteresowanych środowisk na rynkach energetycznych do ograniczenia jego niezależności. Na razie trudno powiedzieć kiedy NKREKP przekształci się w gwaranta równych praw i zrozumiałych zasad na rynku.

Wyraźnie zarysowany jest też niski poziom koordynacji na najwyższych szczeblach władzy w zakresie implementacji reformy. Co prawda we wrześniu 2017 roku zaczęło pracę Centrum Koordynacyjne mające za zadanie koordynację procesu implementacji ustawy, to struktura ta dość długo działała mało efektywnie i dopiero w pierwszych miesiącach br. można mówić o ożywieniu w jej aktywności, przejawem czego są regularne posiedzenia.

Zwraca uwagę, że kluczowe prace Centrum (opracowanie projektów aktów normatywnych, które przyjęto pod koniec kwietnia) wykonano przed zatrudnieniem konsultantów międzynarodowych, co rodzi pytanie o sens ich prac. Ułomności instytucji ukraińskich będą zatem czynnikiem hamującym i deformującym reformę także w kolejnych miesiącach.

Konkurencja i monopole

Niezwykle ważnym problemem reformy rynku energii elektrycznej jest ryzyko zniweczenia celu końcowego, czyli ustanowienia równych zasad konkurencji. O szczególnym ryzyku można mówić w przypadku mocy bilansujących, które obejmują duże elektrownie wodne i energetykę cieplną. Brakującym ogniwem są zbyt małe „szybkie” rezerwy energii.

Ponadto implementacja ustawy przed synchronizacją z ENTSO-E, co jest oczywiste w świetle długotrwałości tego drugiego procesu, oznaczać będzie ograniczenie w operacjach import-eksport do tzw. wyspy bursztynowej i de facto niewykorzystanie możliwości do czasu pełnej synchronizacji.

Obecnie energię elektryczną eksportuje tylko DTEK, który uprzednio „sprzedaje” tę energię przedsiębiorstwu Enerhorynok, a potem „kupuje” (taniej). Przy takich pozycjach startowych trudno sobie wyobrazić funkcjonowanie wolnej konkurencji. W obecnych warunkach wiele wskazuje na to, że beneficjentami reformy będą obecnie najsilniejsi gracze na rynku, a korzyści dla reszty uczestników (konsumenci, nowi dostawcy) przynajmniej w początkowej fazie funkcjonowania rynku, będą mieć iluzoryczny charakter.     

Polityka taryfowa 

Jednym z najtrudniejszych zadań w procesie kształtowania nowego rynku będzie pokonanie ułomności polityki taryfowej. Obecnie taryfy, zarówno na realizację, jak przesył i dystrybucję, są ustanawiane odgórnie. Według zasad zawartych w ustawie, wartość towaru (energii elektrycznej) ma kształtować rynek, a usług (dostaw) – regulator.

Jeśli chodzi o drugą składową, brakuje jasnych zasad i metodologii, których wprowadzenie w świetle kłopotów targanych NKREKP, wydaje się mało realistycznym. Obecnie taryfy różnią się w zależności od regionu kardynalnie, co ma wątłe uzasadnienie merytoryczne.

Znacznie większym problemem związanym z polityką taryfową na rynku są tzw. krzyżowe subsydia. Całość energii elektrycznej na Ukrainie jest obecnie kupowana przez państwowe przedsiębiorstwo Enerhorynek, które potem odsprzedaje towar. Przy czym dla każdego ze źródeł energii (elektrownie jądrowe, cieplne, wodne, słoneczne itd.) jest na „wejściu” do Enerhorynku ustanowiona różna taryfa, która przy „wyjściu” jest wyrównywana. Innymi słowy, część producentów (elektrownie jądrowe i duże elektrownie wodne) dotuje pozostałe.

Ponadto państwo dokłada do zaniżonych taryf dla gospodarstw domowych. Ten archaiczny model ma runąć wraz z planowanym uruchomieniem nowego rynku w lipcu 2019 roku. Nieuchronnie oznaczać to będzie wzrost cen na energię elektryczną, co z racji złej sytuacji socjalnej kreuje jeszcze jedną ważną przesłankę do rozciągnięcia w czasie reformy. Wydaje się, zatem że wdrożenie w pełni rynkowych mechanizmów formułowania ceny zajmie znacznie więcej czasu niż przewiduje ustawa.

Długi

Kolejnym problemem jest kwestia zadłużenia na rynku, którą rząd usiłuje rozwiązać proponując przegłosowanie specjalnej ustawy. Według stanu na 1 kwietnia 2018 roku  zadłużenie za wykorzystaną energię sięga 29,6 mld UAH (około 1,14 mld USD). Źródłem zadłużenia były dostawy energii na terytorium okupowanego Donbasu (ostatecznie przerwane w lipcu 2017 roku), nierentowność przedsiębiorstw sektora węglowego, a także przedsiębiorstw komunalnych.

Różne źródło zadłużenia powoduje, że każde z nich należy rozpatrywać osobno, ale władze zdecydowały się na zastosowanie dość instrumentalnego rozwiązania i wzięły wszystkie długi na barki budżetu, choć z projektu dokumentu nie wynika w jakim horyzoncie czasowym państwo zamierza spłacić zadłużenie. Ważnym jest, że zadłużenie konsumentów na terytorium okupowanym stanowi tylko 2,5 mld UAH. Zaproponowane przez rząd rozwiązanie niemal gwarantuje powstawanie zadłużenia w przyszłości, bo de facto obniża dyscyplinę konsumentów. Nie rozwiązuje zatem przyczyn problemu, a jedynie jego skutki.

Co więcej, kreuje jeszcze większe problemy w przyszłości. W warunkach nowego rynku problem zadłużenia prawdopodobnie będzie występował częściej z uwagi na oczekiwane podwyżki cen na energię. Tymczasem nowa ustawa o rynku energii elektrycznej zakłada, że odpowiedzialnymi za egzekwowanie długów mają być operatorzy sieci dystrybucji, co będzie nowością i nie wiadomo jak będzie funkcjonować w praktyce.

Na tym tle absurdalnym wydaje się zawarty w projekcie rządowej ustawy pomysł, by „przyszłe” zadłużenie rekompensować proporcjonalnym zwiększeniem taryfy, co oznacza, że państwo ma zamiar brać na siebie także przyszłe długi, a właściciele sieci dystrybucyjnych (czyli prawie wyłącznie ukraińscy i rosyjscy oligarchowie) będą w rzeczywistości pozbawieni ryzyka. Tych powodów wystarcza, by konstatować, że problem zadłużenia będzie jeszcze długo negatywnie oddziaływało na jakość rynku energii elektrycznej, nawet po formalnym uruchomieniu mechanizmów przewidzianych w ustawie o rynku energii elektrycznej.   

„Wielkość opóźnienia może ulec zmianie”     

W świetle powyższych trudności zerwanie deadline’u, najprawdopodobniej o około pół roku lub rok, jest przesądzone. Znacznie gorzej, że nawet po zakończeniu implementacji zapisów ustawy, rynek energii elektrycznej Ukrainy pozostanie jeszcze długo bardziej quasi-rynkiem niż rynkiem w klasycznym tego słowa znaczeniu.

Nie należy jednak nie doceniać wysiłków obejmujących wdrożenie zapisów ustawy. W ukraińskich realiach proces ten nie mógł przebiegać szybciej. Zmiany te są bezprecedensowe dla kraju nad Dnieprem i muszą zajmować wiele czasu. Okres „docierania się” rynku może się znacząco wydłużyć, a to jaki to będzie horyzont czasowy, zależeć będzie od wytrwałości w pokonywaniu wszystkich wyliczonych powyżej przeszkód, a także krystalizacji sprzyjających uwarunkowań wewnętrznych i zewnętrznych wokół Ukrainy.