Герб Украины  
На головну сторінку Національної комісії регулювання електроенергетики України  
Укр  |   Eng  |   Рус
розширений пошук
 
Концепція функціонування та розвитку оптового ринку електричної енергії України
версія для друку

КАБІНЕТ МІНІСТРІВ УКРАЇНИ

 

ПОСТАНОВА

від 16 листопада 2002 р. N 1789

Київ

 

Про схвалення Концепції функціонування та розвитку оптового ринку електричної енергії України

 

Кабінет Міністрів України ПОСТАНОВЛЯЄ:

 

1. Схвалити Концепцію функціонування та розвитку оптового ринку електричної енергії України (далі - Концепція).

 

2. Національній комісії регулювання електроенергетики разом з Міністерством палива та енергетики, Міністерством економіки та з питань європейської інтеграції, Міністерством фінансів, Міністерством юстиції за участю інших заінтересованих центральних органів виконавчої влади в двомісячний термін розробити та подати Кабінетові Міністрів України для затвердження проект плану заходів, спрямованих на реалізацію положень Концепції, та пропозиції щодо утворення Міжвідомчої комісії з координації роботи, пов'язаної з реалізацією Концепції. 

 

 

Прем'єр-міністр України                                   А. КІНАХ 

 

СХВАЛЕНО

постановою Кабінету Міністрів України

від 16 листопада 2002 р. N 1789 

 

КОНЦЕПЦІЯ

функціонування та розвитку оптового ринку електричної енергії України

 

Зміст Концепції

 

1. Загальні положення

1.1. Мета та завдання Концепції

1.2. Огляд поточної ситуації в електроенергетиці

2. Терміни та їх тлумачення

3. Аналіз результатів функціонування оптового ринку електричної енергії

3.1. Організаційно-правові та економічні засади функціонування оптового ринку електричної енергії

3.1.1. Організаційно-правові засади функціонування оптового ринку електричної енергії

3.1.2. Економічні засади функціонування оптового ринку електричної енергії

3.2. Позитивний досвід та проблеми, що заважають ефективному функціонуванню Оптового ринку електричної енергії

3.3. Договір до Європейської енергетичної хартії та гармонізація з ним законодавства України

3.4. Світовий досвід розвитку оптових ринків електричної енергії

4. Мета подальшого розвитку оптового ринку електричної енергії та принципи його функціонування

4.1. Мета подальшого розвитку оптового ринку електричної енергії

4.2. Принципи функціонування оптового ринку електричної енергії

5. Напрями подальшого розвитку оптового ринку електричної енергії

5.1. Удосконалення системи відносин на оптовому ринку електричної енергії

5.1.1. Суб'єкти оптового ринку електричної енергії та їх статус

5.1.2. Організаційна структура оптового ринку електричної енергії

5.1.3. Система договірних відносин в оптовому ринку електричної енергії

5.2. Економічні основи та фінансові механізми функціонування оптового ринку електричної енергії

5.3. Виробничо-технологічна система оптового ринку електричної енергії

5.3.1. Диспетчерське управління та баланс попиту і пропозицій

5.3.2. Система забезпечення роботи оптового ринку електричної енергії - інформаційний обмін, вимірювальне і програмне забезпечення

6. Завдання, які повинні бути розв'язані в процесі функціонування та розвитку оптового ринку електричної енергії, їх пріоритетність та заходи, необхідні для розв'язання завдань

6.1. Завдання

6.1.1. Розвиток об'єднаної енергетичної системи України та її інтеграція із суміжними енергосистемами, включаючи європейську

6.1.2. Покращання фінансового стану в електроенергетичній галузі

6.1.3. Збільшення відкритості ринку та розвиток конкурентного середовища для виробників та постачальників електричної енергії

6.1.4. Удосконалення тарифної та інвестиційної політики

6.1.5. Створення умов для розвитку ринку палива для електростанцій

6.2. Заходи, необхідні для розв'язання завдань

6.2.1. Вдосконалення системи державного регулювання

6.2.2. Вдосконалення нормативно-правової бази, що регулює взаємовідносини в електроенергетиці та на оптовому ринку електричної енергії

6.2.3. Розвиток конкурентного середовища для виробників і постачальників електричної енергії

6.2.4. Створення механізмів, що забезпечують повну оплату електричної енергії за рахунок вимоги кредитного покриття, та страхування цінових ризиків в оптовому ринку електричної енергії

6.2.5. Розв'язання проблеми боргів в оптовому ринку електричної енергії та їх дисбалансу

6.2.6. Забезпечення повної поточної оплати за електричну енергію

6.2.7. Недопущення обмеження платоспроможного попиту на оптовому ринку електричної енергії

6.2.8. Усунення адміністративного втручання в управління грошовими потоками на оптовому ринку електричної енергії

6.2.9. Зниження рівня нормативних та понаднормативних втрат в електричних мережах

6.2.10. Врегулювання процедур здійснення експорту, імпорту та транзиту електричної енергії, включаючи вдосконалення митного законодавства

6.2.11. Поетапне впровадження нових систем комерційного обліку електричної енергії та інформаційного обміну на всіх етапах купівлі-продажу електричної енергії

6.2.12. Впровадження механізмів забезпечення виконання договірних зобов'язань як між самими учасниками оптового ринку електричної енергії, так і між учасниками оптового ринку електричної енергії і споживачами електричної енергії. Посилення відповідальності за порушення договірних зобов'язань учасниками оптового ринку електричної енергії та правопорушення в електроенергетиці

6.2.13. Створення Кодексу електричних мереж з урахуванням рівних умов доступу до мережі всіх учасників оптового ринку електричної енергії

6.2.14. Удосконалення податкового законодавства та оптимізація оподаткування в електроенергетичній галузі

6.2.15. Створення сприятливих умов для будівництва та модернізації об'єктів об'єднаної енергетичної системи

7. Державне регулювання діяльності суб'єктів природних монополій в електроенергетиці

7.1. Мета та завдання державного регулювання в електроенергетиці

7.2. Ліцензування діяльності в електроенергетиці

7.3. Моніторинг функціонування оптового ринку електричної енергії та діяльності суб'єктів електроенергетики, інших учасників оптового ринку електричної енергії

7.4. Формування цінової та тарифної політики

7.5. Регулювання експорту, імпорту та транзиту електричної енергії

7.6. Напрями розвитку державного регулювання

8. Етапи розвитку оптового ринку електричної енергії: умови переходу до кожного етапу, склад заходів, нормативно-правове забезпечення. Оцінка соціально-економічних результатів розвитку оптового ринку електричної енергії

8.1. Перший етап - першочергові заходи

8.2. Другий етап - середньострокові заходи

8.3. Третій етап - довгострокові заходи

8.4. Оцінка соціально-економічних результатів розвитку оптового ринку електричної енергії

 

1. Загальні положення

 

1.1. Мета та завдання Концепції

 

Метою цієї Концепції є вдосконалення організаційно-правових та економічних засад оптового ринку електричної енергії (далі - ОРЕ) для забезпечення підвищення ефективності виробництва, передачі, розподілу та постачання електричної енергії, надійності постачання та подальшого розвитку конкурентного середовища.

 

Завданнями Концепції є:

 

1) аналіз стану ОРЕ з визначенням позитивного досвіду та проблем, що заважають його ефективному функціонуванню;

 

2) визначення мети і напрямів подальшого розвитку ОРЕ та принципів його функціонування, а також шляхів удосконалення:

 

системи відносин на ОРЕ (в тому числі договірних) та забезпечення примусового виконання договірних зобов'язань;

 

державного регулювання діяльності суб'єктів ОРЕ;

 

механізму ціноутворення з метою мінімізації питомих витрат на виробництво, передачу та постачання і, як наслідок, оптимізації ціни;

 

3) розроблення заходів з реалізації завдань, спрямованих на вдосконалення функціонування та розвитку ОРЕ.

 

1.2. Огляд поточної ситуації в електроенергетиці

 

Електроенергетика є базовою галуззю національної економіки, ефективне функціонування якої є необхідною умовою стабілізації, структурних перетворень економіки, задоволення потреб населення та суспільного виробництва в електричній енергії. Від надійного і сталого функціонування галузі значною мірою залежать темпи виходу України із скрутного економічного становища та рівень енергетичної безпеки держави.

 

Економічна криза в державі зумовила значне загострення фінансової ситуації і в електроенергетиці.

 

Енергетичне обладнання також майже вичерпало технічний ресурс, що призводить до зростання потреб у коштах на реконструкцію, ремонт та технологічне обслуговування.

 

Незадовільно вирішуються питання щодо залучення технічних інновацій, технологічної модернізації та інвестицій.

 

Виробництво електричної енергії

 

Обсяг виробництва електричної енергії в об'єднаній енергетичній системі України (далі - ОЕС) становив, МВт.г:

 

1996 рік 

 

1997 рік 

 

1998 рік 

 

1999 рік 

 

2000 рік 

 

2001 рік 

 

181709,3 

 

177024,4 

 

171978,7 

 

171520,6 

 

170735,3 

 

172268,1 

 

У 2001 році, незважаючи на кризовий фінансово-економічний та технічний стан, в якому продовжують перебувати підприємства електроенергетичної галузі, вдалося не лише припинити спад обсягів виробництва електричної енергії, але й перевищити досягнутий в минулому році рівень.

 

Обсяг виробництва електричної енергії електростанціями України у цілому за 2001 рік становив 172,2 млрд. кВт.г, що на 1,4 млрд. кВт.г, або на 0,8 відсотка, більше ніж за 2000 рік. У тому числі електростанціями Мінпаливенерго вироблено 166,2 млрд. кВт.г. При цьому тепловими електростанціями вироблено 77,9 млрд. кВт.г, атомними електростанціями - 76,2 млрд. кВт.г, гідроелектростанціями - 12,1 млрд. кВт.г.

 

Основну частку в загальному обсязі виробітку електричної енергії за 2001 рік становив виробіток тепловими електростанціями - 45,3 відсотка, атомними електростанціями - 44,2 відсотка, гідроелектростанціями - 7,0 відсотка, теплоелектроцентралями - 3,4 відсотка.

 

За 2001 рік на експорт передано 2,6 млрд. кВт.г, що на 0,2 млрд. кВт.г більше ніж у 2000 році.

 

Електроспоживання

 

Обсяги споживання електричної енергії (брутто) в розрізі ОЕС за 1996 - 2001 роки становили, МВт.г:

 

1996 рік 

 

1997 рік 

 

1998 рік 

 

1999 рік 

 

2000 рік 

 

2001 рік 

 

179544,8 

 

176882,4 

 

171327 

 

168115,5 

 

166927,6 

 

169138 

 

У 2001 році спостерігалося зростання обсягів загального споживання електричної енергії. Обсяг споживання електричної енергії (брутто) за 2001 рік на 2,2 млрд. кВт.г, або на 1,3 відсотка, більше ніж у 2000 році.

 

Відпуск електричної енергії споживачам становив 122,5 млрд. кВт.г і зменшився порівняно з 2000 роком на 0,4 млрд. кВт.г, або на 0,3 відсотка.

 

При надходженні в електричні мережі 0,4 - 750 кВ обсягу електричної енергії 157,07 млрд. кВт.г технологічні витрати електричної енергії (далі - ТВЕ) на її транспортування в цілому становили 33,7 млрд. кВт.г, або 21,4 відсотка, проти розрахунково-нормативних 14,2 відсотка. У минулому році цей показник дорівнював 30,9 млрд. кВт.г, або 19,9 відсотка. Понаднормативний обсяг ТВЕ за 2001 рік становив 11,3 млрд. кВт.г, або 33,6 відсотка загальної величини витрат.

 

Вжиття Кабінетом Міністрів України заходів щодо повноти розрахунків за електричну енергію дало змогу у поточному році збільшити обсяг надходження коштів на рахунки виробників електричної енергії і, як наслідок, покращити експлуатаційне та ремонтне обслуговування енергетичного устаткування електростанцій, а це позитивно вплинуло на техніко-економічні показники і на економіку галузі.

 

Відсоток оплати електричної енергії енергопостачальними компаніями становив:

 

 

 

1996 рік 

 

1997 рік 

 

1998 рік 

 

1999 рік 

 

2000 рік 

 

2001 рік 

 

Всього 

 

89,88 

 

74,27 

 

80,09 

 

79,53 

 

84,87 

 

80,60 

 

У тому числі коштами 

 

1,13 

 

9,13 

 

7,14 

 

7,70 

 

32,87 

 

64,84 

 

Вартісні показники

 

За 2001 рік рентабельність діяльності енергетичних компаній Мінпаливенерго становила 8,4 відсотка, у тому числі:

 

генерації АЕС 

 

69,7 відсотка 

 

генерації ТЕС 

 

8,8 відсотка 

 

генерації ГЕС 

 

108,7 відсотка 

 

генерації ТЕЦ 

 

1,7 відсотка 

 

енергопостачальних компаній 

 

- 7,4 відсотка 

 

Рентабельність енергопостачальних компаній знизилась на 4,02 відсотка та залишилася від'ємною (-7,36 відсотка), що пояснюється в основному зростанням обсягів понаднормативних втрат електричної енергії.

 

Порівняно з 2000 роком спостерігається підвищення собівартості електричної енергії по всіх енергетичних компаніях, у тому числі, копійок:

 

 

 

собівартість 1 кВт.г 

 

обсяг зростання 

 

генерації АЕС 

 

4,86 

 

0,76 

 

генерації ТЕЦ 

 

11,86 

 

0,41 

 

генерації ГЕС 

 

1,45 

 

0,24 

 

генерації ТЕС 

 

10,86 

 

0,45 

 

енергопостачальних компаніях 

 

14,2 

 

1,27. 

 

Це пояснюється такими факторами:

 

ціна 1 тонни вугілля в енергогенеруючих компаніях збільшилася порівняно з відповідним періодом минулого року на 12,2 гривні;

 

з 1 січня 2001 р. для теплових та атомних електростанцій скасовано пільговий коефіцієнт 0,5 за спеціальне використання водних ресурсів (відповідно до постанови Кабінету Міністрів України від 16 серпня 1999 р. N 1494), унаслідок чого збільшилася плата за воду.

 

Середньовідпускний тариф на електричну енергію енергетичних компаній збільшився порівняно з минулим роком на 1,03 копійки і становить 10,95 копійки за 1 кВт.г (9,92 копійки в минулому році), у тому числі, копійок:

 

 

 

величина тарифу 

 

обсяг зростання 

 

генерації АЕС 

 

8,24 

 

0,74 

 

генерації ТЕЦ 

 

12,07 

 

-0,16 

 

генерації ГЕС 

 

3,03 

 

0,11 

 

генерації ТЕС 

 

11,82 

 

0,66 

 

енергопостачальних компаніях 

 

13,18 

 

0,65. 

 

Збільшення тарифу на електричну енергію, що відпускається ДП НАЕК "Енергоатом" в ОРЕ на 0,74 копійки за 1 кВт.г порівняно з відповідним періодом минулого року пояснюється встановленням тарифу 8,46 копійки за 1 кВт.г, у тому числі цільової надбавки 1,23 копійки за 1 кВт.г для добудови енергоблоків N 2 Хмельницької та N 4 Рівненської АЕС.

 

З 1 серпня 2001 р. на електричну енергію, що відпускається Київською ГАЕС ДАГК "Дніпрогідроенерго" в ОРЕ, постановою НКРЕ від 24 липня 2001 р. N 747 затверджено тариф 19,5 копійки за 1 кВт.г, у тому числі цільова надбавка 1 копійка за 1 кВт.г, для забезпечення виконання зобов'язань держави у фінансуванні будівництва першої черги Дністровської ГАЕС, а також постановою НКРЕ від 24 липня 2001 р. N 751 затверджено тариф на відпуск ДАГК "Дніпрогідроенерго" електричної енергії в ОРЕ 2,34 копійки за 1 кВт.г, у тому числі цільова надбавка 1 копійка за 1 кВт.г, для забезпечення виконання зобов'язань держави у фінансуванні будівництва першої черги Дністровської ГАЕС.

 

У зв'язку із зниженням рівня водності басейну р. Дністра та зменшенням обсягів виробництва електричної енергії з 1 листопада 2001 р. на електричну енергію, що відпускається ДАЕК "Дністрогідроенерго" в ОРЕ, затверджений тариф становить 4,58 копійки за 1 кВт.г, у тому числі цільова надбавка 1 копійка за 1 кВт.г для забезпечення виконання зобов'язань держави у фінансуванні будівництва першої черги Дністровської ГАЕС.

 

Середній відпускний тариф на електричну енергію, вироблену тепловими електростанціями, зріс за рахунок впровадження комплексу стимулюючих заходів щодо подання виробниками, що працюють за ціновими заявками, більшої кількості заявок робочої потужності енергоблоків та більшого діапазону їх навантаження шляхом коригування рівня граничної ціни системи (далі - ГЦС) та величини коефіцієнта постійних витрат, що застосовується для розрахунку ціни робочої потужності.

 

Стан електроенергетичного обладнання

 

На сьогодні електроенергетичне обладнання галузі вкрай зношене і використовується на межі технічних можливостей. На кінець 2001 року понад 95 відсотків енергоблоків відпрацювало свій розрахунковий ресурс, який становить 100 тис. годин, у тому числі 72 відсотка перевищило граничний ресурс - 170 тис. годин. Більше ніж 53 відсотки знаходяться в експлуатації понад 220 тис. годин, що перевищує прийняту у світовій практиці межу фізичного зносу та морального старіння.

 

За даними Мінпаливенерго, на 1 січня 2002 р. з 31,2 млн. кВт установленої потужності теплових електричних станцій лише 28,4 млн. кВт можуть нести навантаження.

 

Як показали розрахунки, до 2005 року кількість обладнання з терміном експлуатації 30 і більше років становитиме майже 80 відсотків.

 

Ресурс роботи ядерних енергоблоків з реакторами типу ВВЕР - 440 та ВВЕР - 1000 становить 30 років. Ураховуючи терміни введення в експлуатацію діючих енергоблоків (значна частина блоків атомних електростанцій введена в експлуатацію ще в 1980 - 1983 роках), після 2010 року можна очікувати виходу з експлуатації енергоблоків з реакторами типу ВВЕР. Заміна їх на нові потребує величезних капіталовкладень (приблизно 2 тис. доларів США за 1 кВт установленої потужності).

 

Для запобігання виходу з ладу електроенергетичного обладнання нагальною є необхідність забезпечення надходження інвестицій в галузь.

 

Залучення інвестицій в електроенергетичну галузь

 

У 2001 році на відновлення і будівництво основних фондів електроенергетичної галузі за рахунок усіх джерел фінансування було витрачено 2,115 млрд. гривень порівняно з 1,553 млрд. гривень у 2000 році, що перевищує на 36 відсотків обсяг освоєних інвестицій за минулий рік.

 

Основні інвестиції та капіталовкладення спрямовувалися на оновлення ліній електропередачі, реконструкцію та модернізацію енергогенеруючих потужностей, будівництво житла та об'єктів соціальної сфери.

 

У 2001 році реконструйовано та модернізовано 902 МВт енергогенеруючих потужностей (310 МВт - енергоблок N 11 Придніпровської ТЕС, 592 МВт - гідроагрегати Дніпровського каскаду ГЕС), 949,4 кілометра повітряних ліній електропередачі, 158,6 тис. кВА трансформаторних потужностей. Це дало змогу ввести та оновити основні фонди на загальну суму 5718 млн. гривень.

 

Результати аналізу темпів оновлення основних фондів підприємств Мінпаливенерго у 2001 році свідчать, що ситуація повільно поліпшується, але основні фонди все ще перебувають у незадовільному стані. Таку ситуацію зумовлює відсутність достатнього обсягу фінансування. Якщо десять років тому головним джерелом фінансування капітального будівництва були централізовані бюджетні кошти, то в останні роки частка бюджетного фінансування в енергетичній галузі становить лише 1 - 4 відсотки.

 

Складне економічне та фінансове становище підприємств електроенергетичної галузі зумовило необхідність фінансування проектів реабілітації об'єктів електроенергетичної галузі через залучення коштів міжнародних фінансових організацій - Європейського банку реконструкції та розвитку, Світового банку, а також іноземних комерційних банків.

 

У 2001 році продовжувалися роботи з реалізації чотирьох інвестиційних проектів: реабілітації ГЕС і управління в системі, реконструкції енергоблоків N 4 Старобешівської та N 8 Зміївської ТЕС, реабілітації системи теплопостачання м. Києва. Загальна сума іноземного капіталу в рамках цих проектів становить близько 493 млн. доларів США.

 

Торік отримано від ЄБРР 5,5 млн. і від МБРР - 16,64 млн. доларів США. За кредитами німецьких комерційних банків KfW і AKA для реалізації проекту реконструкції енергоблока N 8 Зміївської ТЕС використано 18,8 млн. євро.

 

Проекти, що реалізуються, ґрунтуються на нових перспективних технологіях і ноу-хау та мають стратегічно важливе значення для України в частині підвищення енергоефективності та енергозбереження, підвищення рівня безпеки і екологічної ситуації, збільшення частки використання власних енергоресурсів та їх диверсифікації. Всі ці проекти є пілотними, на їх основі створюються передумови для накопичення науково-виробничого досвіду роботи за перспективними технологіями для їх широкомасштабного розповсюдження в галузі.

 

Реалізація проектів є передумовою подальшого розвитку української енергетики з метою переорієнтації на власні енергоресурси, освоєння нових високоефективних енергозберігаючих технологій спалення низькоякісних видів вугілля і розв'язання екологічних проблем в електроенергетичній галузі.

 

Разом з міжнародними фінансовими організаціями готуються до реалізації нові проекти (завершення будівництва енергоблоків N 4 Рівненської і N 2 Хмельницької АЕС, реабілітація ГЕС Дніпровського каскаду (II етап), завершення будівництва Дністровської ГАЕС).

 

Розробляються нові форми залучення інвестиційних ресурсів, які базуються на різних співвідношеннях державного та приватного капіталу і не потребують державних гарантій (створення спільних підприємств, продаж акцій під інвестиційні зобов'язання стратегічних інвесторів та інші моделі фінансування).

 

Так, розроблено умови проведення конкурсу на кращі інвестиційні пропозиції щодо завершення будівництва трьох енергоблоків потужністю по 225 МВт на Добротворській ТЕС-2.

 

Разом з Фондом державного майна опрацьовується модель фінансування робіт, пов'язаних із завершенням будівництва Дністровської ГАЕС.

 

Планується будівництво за участю канадської корпорації "Нортланд Пауер Інк." газотурбінної установки потужністю 140 МВт для Дарницької ТЕС.

 

У рамках програми зниження та торгівлі квотами на викиди парникових газів розглядаються декілька проектів реабілітації ТЕС. Найбільш відпрацьованим є проект Сімферопольської ТЕЦ, для реалізації якого планується використати японський "м'який" кредит у розмірі 100 млн. доларів США під 0,75 відсотка річних з терміном повернення кредиту 40 років, у тому числі 10 років пільгові.

 

З метою підвищення експортного потенціалу розроблено техніко-економічне обґрунтування реабілітації Бурштинської ТЕС, разом з Російською Федерацією розглядаються варіанти будівництва вставки постійного струму та інші проекти.

 

Однак існує ряд факторів, які стримують надходження інвестицій в електроенергетику. Одним з чинників, який негативно впливає на інвестиційну привабливість підприємств електроенергетичної галузі, є їх заборгованість. Зокрема, незважаючи на помітне поліпшення надходження коштів платежів за енергоресурси, дебіторська заборгованість підприємств електроенергетики за відпущену споживачам електричну енергію зросла протягом 2001 року на 1,8 млрд. гривень, або на 24,8 відсотка, і становила на початку 2002 року 9,2 млрд. гривень.

 

Одним з основних інструментів залучення інвестицій в електроенергетику є приватизація.

 

Приватизація електроенергетичних підприємств

 

В Україні відбулося два етапи приватизації:

 

у 1997 - 1998 роках під інвестиційні зобов'язання продано пакети акцій розміром від 20 до 45 відсотків статутних фондів дев'яти з 27 обласних енергопостачальних компаній;

 

у 2001 році відповідно до затвердженої Державної програми приватизації на 2000 - 2002 роки на тендерних засадах продано контрольні пакети акцій ще шести обласних енергопостачальних компаній. На цьому етапі, на відміну від першого, було створено умови для покращання фінансово-економічного стану обласних енергопостачальних компаній - реструктуризовано борги за куповану в ОРЕ електричну енергію, запроваджено спеціальну методику тарифоутворення.

 

Продовжується робота з підготовки до приватизації наступної групи енергопостачальних компаній. Вже узгоджено запропонований Фондом державного майна перелік підприємств, пакети акцій яких планується виставити на продаж у 2002 році, до якого увійшли пакети акцій дев'ятнадцяти обласних енергопостачальних компаній:

 

пакети акцій 12 обласних енергопостачальних компаній, де в державній власності залишився пакет акцій у розмірі понад 50 відсотків, передбачається виставити для продажу на конкурсі,

 

пакети акцій 7 обласних енергопостачальних компаній, де контрольний пакет акцій у власності держави вже не знаходиться, планується виставити для продажу на фондовій біржі.

 

Відповідно до затвердженої Державної програми приватизації на 2000 - 2002 роки і Послання Президента України до Верховної Ради України необхідно провести в межах прозорих процедур приватизацію не лише енергопостачальних, а й енергогенеруючих компаній, з акцентом на залучення ефективних власників в електроенергетичну галузь.

 

Запровадження нової економічної системи ринкових відносин в електроенергетичній галузі

 

Для підвищення конкурентоспроможності української економіки шляхом забезпечення потреб споживачів в електричній енергії за мінімальною можливою ціною на основі конкуренції між її виробниками, та між постачальниками електричної енергії, надійного і безперебійного електропостачання споживачів, а також фінансової стабільності та прибутковості галузі і зацікавленості до неї з боку потенційних вітчизняних та іноземних інвесторів у 1996 році в Україні створено оптовий ринок електричної енергії.

 

Нова економічна система ринкових відносин в електроенергетичній галузі України запроваджувалася з урахуванням того, що зазначена галузь функціонує в умовах об'єднаної енергетичної системи, яка об'єднує електростанції, електричні і теплові мережі, інші об'єкти електроенергетики спільним режимом виробництва, передачі та розподілу електричної енергії при централізованому управлінні цим режимом. Це значною мірою обумовило порядок ціноутворення на ОРЕ, купівлі-продажу електричної енергії, умови оформлення договірних відносин та інфраструктуру ОРЕ.

 

На державному рівні схвалено створення такої системи ОРЕ, яка була б випробуваною, простою, прозорою і враховувала б особливості енергетичної системи та структуру галузі.

 

Першочерговою умовою ефективного функціонування ОРЕ було на договірних засадах визнано обов'язкове забезпечення фінансових договірних зобов'язань шляхом акредитива, або авансових платежів та визначення порядку погашення старих боргів, які виникли між суб'єктами до впровадження ОРЕ.

 

2. Терміни та їх тлумачення

 

У цій Концепції вживаються терміни, визначені Законом України "Про електроенергетику", ліцензійними умовами здійснення підприємницької діяльності в електроенергетиці, договором між членами оптового ринку електричної енергії.

 

Для цілей цієї Концепції терміни, наведені нижче, вживаються у такому значенні:  

 

балансовий механізм - механізм, призначений для забезпечення балансу рівня виробництва та споживання в реальному масштабі часу;

 

балансуючий ринок електричної енергії - система відносин з купівлі та продажу обсягів дисбалансу, які виникають між договірними та фактичними обсягами купленої та проданої електричної енергії;

 

Кодекс електричних мереж - звід правил, у яких викладено порядок взаємодії суб'єктів ОРЕ, які використовують електричну енергію та передавальні мережі та права та обов'язки суб'єктів ОРЕ згідно з технологічними вимогами;

 

кредитне покриття - фінансова гарантія забезпечення виконання договірних зобов'язань з оплати купленої на ОРЕ електричної енергії (авансові платежі, депозити, акредитиви, банківська гарантія тощо);

 

норми Європейського права стосовно електроенергетики - Європейська енергетична хартія, Договір до Енергетичної хартії, генеральна угода по тарифах та торгівлі (ГАТТ), директиви, рішення та резолюції Європейського парламенту, які регулюють відносини в енергетичному секторі економіки;

 

оператор магістральних та міждержавних мереж - суб'єкт підприємницької діяльності, який здійснює діяльність з передачі електричної енергії магістральними та міждержавними електричними мережами;

 

оператор ринку - суб'єкт підприємницької діяльності, який розробляє на основі заявок виробників та прогнозування споживання графік виробництва, виконує функції оператора комерційного обліку і розпорядника системи розрахунків та здійснює виставлення рахунків від виробника до постачальника, від виробника до споживача і відповідні суми платежів від кожного учасника ОРЕ для оплати оператору системи та оператору магістральних та міждержавних мереж;

 

оператор системи - державне підприємство, яке здійснює централізоване диспетчерське (оперативно-технологічне) управління об'єднаною енергетичною системою України та визначається центральним органом виконавчої влади, що здійснює управління в електроенергетиці;

 

оператори передачі місцевими мережами - суб'єкти підприємницької діяльності, які здійснюють діяльність з передачі електричної енергії місцевими (локальними) електричними мережами;

 

повномасштабний конкурентний ринок електричної енергії - ринок, який включає ринок прямих товарних поставок електричної енергії на основі двосторонніх договорів купівлі-продажу електричної енергії між виробниками та постачальниками і між виробниками та споживачами та балансуючий ринок;

 

Програма інтеграції України до Європейського Союзу - Програма, схвалена Указом Президента України від 14 вересня 2000 р. N 1072 (8.3 "Енергетика" Розділ 8. "Секторальна політика"), якою, зокрема, передбачено створення ефективної нормативно-правової бази функціонування лібералізованих енергетичних ринків України та системи їх державного регулювання з урахуванням вимог законодавства Європейського Союзу;

 

ринок двосторонніх договорів - система договірних відносин з купівлі-продажу електричної енергії відповідно до договорів між виробниками та постачальниками і між виробниками та споживачами;

 

ринок системних допоміжних послуг - система відносин з надання та оплати послуг з надання резерву потужності, регулювання частоти, регулювання напруги та інше;

 

ринок фінансових контрактів - система відносин з купівлі-продажу фінансових контрактів;

 

роздрібний ринок електричної енергії - система відносин, які виникають в процесі продажу і купівлі електричної енергії між виробниками або постачальниками електричної енергії та кінцевими споживачами;

 

система забезпечення роботи ОРЕ - інформаційний обмін, вимірювальне і програмне забезпечення;

 

система саморегулювання ОРЕ - саморегулювання діяльності суб'єктів ОРЕ з метою досягнення балансу комерційних інтересів через загальні збори членів ОРЕ, раду ОРЕ, аудитора ОРЕ, арбітражну комісію;

 

спотовий ринок - система відносин з купівлі-продажу електричної енергії, відповідно до якої формується єдина погодинна гранична ціна системи на основі цінових заявок виробників електричної енергії та прогнозу споживання на добу вперед;

 

стандартизовані договори - договори, які укладаються на біржі;

 

строкові контракти - контракти, які укладаються через систему біржової торгівлі для страхування цінових ризиків.

 

3. Аналіз результатів функціонування оптового ринку електричної енергії

 

3.1. Організаційно-правові та економічні засади функціонування оптового ринку електричної енергії

 

3.1.1. Організаційно-правові засади функціонування оптового ринку електричної енергії

 

Оптовий ринок електричної енергії є єдиною впорядкованою системою взаємовідносин між суб'єктами господарської діяльності у разі здійснення купівлі-продажу електричної енергії. Основні правові та організаційні засади, які визначають загальні умови функціонування діючої моделі ОРЕ визначені Конституцією України, Законом України "Про електроенергетику" (із змінами і доповненнями), Рішенням Конституційного Суду України від 12 лютого 2002 р. N 3-рп/2002 (справа про електроенергетику), нормативними актами Президента України, Кабінету Міністрів України, Національної комісії регулювання електроенергетики України.

 

Згідно з пунктом 5 статті 92 Конституції України засади організації та експлуатації енергосистем визначаються виключно законами України. Правовою базою функціонування ОРЕ є прийнятий 16 жовтня 1997 р. Верховною Радою України Закон України "Про електроенергетику". Цей нормативний акт відіграє найбільшу роль у регулюванні відносин на ОРЕ, оскільки визначає загальні положення діяльності ОРЕ та закріплює статус його суб'єктів, а також повноваження державних органів у цих відносинах. Зокрема цим Законом встановлено, що купівля електричної енергії, виробленої на електростанціях, потужність чи обсяг відпуску яких більші за граничні показники, а також на вітроелектростанціях, незалежно від величини встановленої потужності чи обсягів відпуску електричної енергії (крім електричної енергії, виробленої на теплоелектроцентралях, які входять до складу енергопостачальників, для споживання на території здійснення ліцензованої діяльності), та весь її оптовий продаж здійснюється на оптовому ринку електричної енергії України. Функціонування інших оптових ринків електричної енергії в Україні забороняється.

 

Оскільки купівля-продаж електричної енергії в ОРЕ здійснюється в межах об'єднаної енергетичної системи і в умовах постійного та безперервного в часі збалансування виробництва і споживання електричної енергії, то й порядок розрахунків оптової ринкової ціни на електричну енергію в ОРЕ та порядок розрахунків за продану і куплену електричну енергію в ОРЕ встановлено особливий.

 

Значний вплив на відносини на ОРЕ справив прийнятий 22 червня 2001 р. Закон України "Про внесення змін і доповнень до Закону України "Про електроенергетику", яким визначено порядок розрахунків на ОРЕ через механізм розподільчих рахунків та встановлено виключно грошову форму розрахунків. Слід також зазначити, що згідно із Законом України "Про внесення змін до деяких законодавчих актів України у зв'язку з прийняттям Закону України "Про платіжні системи та переказ грошей в Україні" від 10 січня 2002 р. у тексті Закону України "Про електроенергетику" слова "розподільчі рахунки" та "розподільчий рахунок" замінено відповідно словами "поточні рахунки із спеціальним режимом використання" та "поточний рахунок із спеціальним режимом використання". Згідно з Законом оптовий ринок електричної енергії України створюється на підставі договору, яким визначаються мета і умови діяльності ОРЕ, права, обов'язки і відповідальність його учасників.

 

Договір між членами оптового ринку електричної енергії України (далі - Договір) було підписано 15 листопада 1996 року. У Договорі врегульовано питання термінології, визначено органи ОРЕ, порядок їх створення і діяльності, загальні обов'язки членів ОРЕ, інфраструктуру ОРЕ, закріплено порядок внесення змін до Договору. Договір містить невід'ємні додатки, які визначають економічні та фінансові механізми функціонування ОРЕ - Правила оптового ринку електричної енергії (далі - Правила ринку), Інструкцію про порядок розрахунків, Інструкцію про порядок використання коштів ОРЕ, Інструкцію про порядок нарахування та обліку витрат. Згідно із Законом та Договором, сторонами договору, на підставі якого створюється ОРЕ, є:

 

виробники електричної енергії, які одержали ліцензію на право здійснення підприємницької діяльності з виробництва електричної енергії;

 

постачальники електричної енергії, які одержали ліцензію на право здійснення підприємницької діяльності з постачання електричної енергії за регульованим тарифом;

 

постачальники електричної енергії, які одержали ліцензію на право здійснення підприємницької діяльності з постачання електричної енергії за нерегульованим тарифом;

 

державне підприємство "Енергоринок" (далі - ДП "Енергоринок"), яке одержало ліцензію на право здійснення підприємницької діяльності з оптового постачання електричної енергії;

 

державне підприємство "Національна енергетична компанія" "Укренерго", що здійснює централізоване диспетчерське (оперативно-технологічне) управління об'єднаною енергетичною системою України і передачу електричної енергії магістральними та міждержавними електричними мережами, яке одержало ліцензію на право здійснення підприємницької діяльності з передачі електричної енергії магістральними та міждержавними електричними мережами.

 

Засадами функціонування ОРЕ згідно із Законом є:

 

рівноправний доступ до ОРЕ та послуг електричних мереж усіх суб'єктів підприємницької діяльності з виробництва та постачання електричної енергії після отримання відповідної ліцензії на право здійснення цих видів діяльності;

 

купівля та продаж електричної енергії відповідно до Правил ринку;

 

визначення цін на електричну енергію енергогенеруючих компаній та оптових цін за Правилами ринку;

 

укладення учасниками ОРЕ договорів купівлі-продажу електричної енергії з суб'єктом підприємницької діяльності, який здійснює оптове постачання електричної енергії відповідно до договору, на підставі якого створюється ОРЕ.

 

Для забезпечення функціонування ОРЕ Договором передбачено діяльність:

 

загальних зборів - щорічних та позачергових загальних зборів членів ОРЕ;

 

ради ОРЕ - сукупності голосуючих і неголосуючих директорів, які виконують свої повноваження згідно з Договором;

 

секретаріату ради ОРЕ, підпорядкованого голові ради ОРЕ;

 

розпорядника системи розрахунків - ДП "Енергоринок" або компетентної третьої сторони в ролі розпорядника системи розрахунків;

 

розпорядника коштів ОРЕ - ДП "Енергоринок" або компетентної третьої сторони в ролі розпорядника коштів ОРЕ;

 

оператора магістральних та міждержавних електричних мереж - Національної енергетичної компанії (НЕК) "Укренерго";

 

оператора системи - центру диспетчерського управління об'єднаною енергетичною системою України - НЕК "Укренерго";

 

оператора системи комерційного обліку - сторони, на ім'я якої зареєстрована система комерційного обліку і яка експлуатує систему комерційного обліку;

 

оператора зовнішнього перетоку - оператора електричної мережі поза межами України, яка безпосередньо сполучена з розташованими в Україні магістральними та міждержавними електричних мережами;

 

банкіра ОРЕ - уповноваженого банку, у якому відкритий поточний рахунок із спеціальним режимом використання оптового постачальника електричної енергії;

 

аудитора ОРЕ - незалежної аудиторської фірми, яка здійснює аудит ОРЕ від імені його членів;

 

арбітражної комісії для вирішення суперечних питань, пов'язаних з роботою ОРЕ.

 

Аналіз юридичної природи Договору свідчить, що він містить значні відмінності від звичайного цивільно-правового договору, які дають підстави вважати його нормативно-правовим договором. Йдеться про те, що згідно із статтею 153 Цивільного кодексу України цивільно-правовий договір вважається укладеним, коли між сторонами в потрібній у належних випадках формі досягнуто згоди за всіма істотними умовами. Проте для Договору такої згоди недостатньо. Згідно із Законом України "Про електроенергетику" Договір має бути погоджений з центральним органом виконавчої влади, що здійснює управління в електроенергетиці, НКРЕ та з Антимонопольним комітетом. Крім цього, положення Договору фактично є обов'язковими не лише для суб'єктів, що його підписали (на відміну від цивільно-правового договору, який породжує права і обов'язки лише для його сторін, крім чітко визначених винятків, передбачених статтями 160 і 164 Цивільного кодексу). Законодавство (практично усі умови та правила здійснення ліцензійної діяльності на ОРЕ) імперативно передбачає, що будь-яка діяльність на ОРЕ здійснюється відповідно до Договору та додатків до нього, насамперед Правил ринку. Таким чином, будь-яка діяльність на ОРЕ здійснюється відповідно до Договору, тобто його положення фактично є обов'язковими не лише для суб'єктів, які його підписали.

 

Зважаючи на те, що значна частина учасників ОРЕ є монополіями, функціонування ОРЕ здійснюється з урахуванням положень Закону України "Про захист економічної конкуренції" від 11 січня 2001 р., Закону України "Про захист від недобросовісної конкуренції" від 7 червня 1996 р., Закону України "Про природні монополії" від 20 квітня 2000 року.

 

Постановою Верховної Ради України від 15 травня 1996 р. N 191/96-ВР затверджено Національну енергетичну програму України до 2010 року. Незважаючи на те, що Програма не носить нормативно-правового характеру, вона все ж становить значний інтерес у зв'язку з тим, що визначає основні напрями подальшого розвитку енергетичного законодавства України, в тому числі й тієї його частини, що регулює відносини на ОРЕ.

 

Правову основу функціонування ОРЕ та державного регулювання в електроенергетиці становлять також Укази Президента України. Серед найважливіших з них слід зазначити:

 

Укази Президента України від 21 травня 1994 р. N 244 "Про заходи щодо ринкових перетворень в галузі електроенергетики України" і від 4 квітня 1995 р. N 282 "Про структурну перебудову в електроенергетичному комплексі України", якими було започатковано ринкові перетворення в галузі та визначено організаційну структуру ОРЕ;

 

Указ Президента України від 21 квітня 1998 р. N 335 "Питання Національної комісії з регулювання електроенергетики України", згідно з яким утворена у 1994 році Національна комісія з питань електроенергетики, перейменована на Національну комісію регулювання електроенергетики; затверджено положення про НКРЕ, встановлено, що на рішення про встановлення цін і тарифів не поширюється обов'язковість реєстрації в Мін'юсті;

 

Указ Президента України від 14 квітня 2000 р. N 598 "Про Міністерство палива та енергетики України", яким було затверджено Положення про Міністерство палива та енергетики України - центральний орган виконавчої влади, який здійснює державне управління паливно-енергетичним комплексом;

 

Указ Президента України від 3 грудня 2001 р. N 1169 "Про додаткові заходи щодо реформування електроенергетичної галузі", яким регулюються питання приватизації енергетичних компаній.

 

Діяльність суб'єктів та взаємовідносини на ОРЕ великою мірою регулюється актами Кабінету Міністрів України. Зокрема до найважливіших актів слід віднести постанови:

 

від 19 лютого 1996 р. N 207 "Про забезпечення роботи оптового ринку електричної енергії України";

 

від 13 липня 1995 р. N 516 "Про плату за видачу та переоформлення НКРЕ ліцензій на здійснення певних видів підприємницької діяльності" (з подальшими змінами);

 

від 15 лютого 1999 р. N 189 "Про затвердження порядку здійснення державного нагляду в електроенергетиці";

 

від 29 квітня 1999 р. N 753 "Про порядок видачі ліцензій НКРЕ на здійснення окремих видів підприємницької діяльності";

 

від 24 березня 1999 р. N 441 "Про невідкладні заходи щодо стабілізації фінансового становища підприємств електроенергетичної галузі" (із подальшими змінами, визначеними у постанові від 9 квітня 2002 р. N 475 "Про внесення змін до порядку постачання електричної енергії споживачам");

 

від 21 липня 1999 р. N 1312 "Про затвердження положення про порядок накладення на суб'єктів господарської діяльності штрафів за порушення законодавства про електроенергетику";

 

від 5 листопада 1999 р. N 2043 "Про затвердження тимчасових умов функціонування оптового ринку електричної енергії";

 

від 5 травня 2000 р. N 755 "Про утворення державного підприємства "Енергоринок";

 

від 5 червня 2000 р. N 922 "Про затвердження статуту державного підприємства "Енергоринок";

 

від 19 липня 2000 р. N 1136 "Про врегулювання відносин на оптовому ринку електричної енергії України". Цією постановою встановлено порядок визначення уповноваженого банку, в якому відкриваються розподільчі рахунки (поточні рахунки із спеціальним режимом використання) для зарахування коштів за електричну енергію, порядок і терміни відкриття розподільчих рахунків для зарахування коштів за електричну енергію, Положення про порядок проведення розрахунків за електричну енергію;

 

від 19 липня 2000 р. N 1139 "Про затвердження порядку застосування санкцій за порушення законодавства про електроенергетику";

 

від 4 квітня 2001 р. N 320 "Про перехід об'єднаної енергетичної системи України на паралельну роботу з єдиною енергетичною системою Російської Федерації";

 

від 21 травня 1997 р. N 487 "Про вдосконалення системи розрахунків за спожиту електричну і теплову енергію". Ця постанова втратила чинність на підставі постанови Кабінету Міністрів України від 7 травня 2000 р. N 776.

 

Крім зазначених постанов Кабінетом Міністрів України також неодноразово приймалися постанови та розпорядження, які регулювали порядок здійснення розрахунків на ОРЕ і діяли протягом обмеженого періоду часу.

 

Позитивно на подальший розвиток відносин на ОРЕ вплинуло розпорядження Кабінету Міністрів України від 7 квітня 2001 р. N 133-р "Про систему заходів, спрямованих на створення сприятливих умов для розвитку електроенергетичної галузі". В цьому розпорядженні, зокрема, підтверджується, що в енергопостачальних компаній відсутні обмеження права відключення від джерел енергопостачання споживачів, які мають заборгованість з оплати електричної енергії, а також забороняється органам виконавчої влади втручатися в діяльність енергопостачальних компаній, пов'язану з відключенням споживачів, які мають заборгованість з оплати електричної енергії.

 

Також слід відзначити розпорядження Кабінету Міністрів України від 26 вересня 2001 р. N 451-р "Про затвердження плану заходів щодо реалізації довгострокової тарифної політики на оптовому ринку електричної енергії України".

 

Значна нормативно-правова база була напрацьована Національною комісією регулювання електроенергетики України. Зокрема, НКРЕ своїми постановами врегульовує такі питання:

 

затвердження Договору, додатків, змін і доповнень до нього;

 

затвердження рішень Ради ОРЕ та про прийняття до ОРЕ нових членів;

 

ліцензування суб'єктів ОРЕ (затверджуються умови та правила здійснення підприємницької діяльності з оптового постачання електричної енергії, з виробництва електричної енергії, передачі електричної енергії, постачання електричної енергії (за регульованим та нерегульованим тарифом), застосування штрафів за порушення ліцензійних умов та правил, законодавства про електроенергетику тощо);

 

ціноутворення на ОРЕ (затверджується порядок формування цін на ОРЕ, порядок застосування тарифів, визначення прогнозованої оптової ціни на певний період тощо);

 

порядок розподілу коштів на ОРЕ (затвердження алгоритму розподілу коштів на ОРЕ, встановлення порядку розрахунків; запровадження і скасування надзвичайних ситуацій на ОРЕ;

 

процедурні питання діяльності НКРЕ у відносинах на ОРЕ.

 

За умови паралельної роботи ОЕС з єдиною енергетичною системою Російської Федерації питання митного оформлення електричної енергії вирішується відповідно до Тимчасового порядку митного оформлення електричної енергії, обсяги якої відповідають сальдо-перетокам і яка переміщується через митний кордон України згідно з контрактами, укладеними 9 лютого 2001 р. між ДП "Енергоринок" та російським акціонерним товариством "ЄЕС Росії", затвердженого наказом Державної митної служби, Міністерства палива та енергетики і ДП "Енергоринок" від 28 травня 2001 р. N 362/240/58.

 

Окреме місце в правовій базі функціонування ОРЕ займає Угода між Урядом України і Урядом Республіки Молдова про співробітництво в галузі електроенергетики від 20 березня 1993 року. Статтею 1 цієї угоди передбачено зобов'язання її сторін забезпечувати паралельну роботу енергосистем України і Молдови, що не може не зачіпати відносин на ОРЕ.

 

До правової бази діяльності ОРЕ слід також віднести акти органів судової влади, зокрема, лист Вищого арбітражного суду України N 01-8/73 від 25 лютого 1998 р. "Про Закон України "Про електроенергетику" (з подальшими змінами). У листі розглядаються в основному питання врегулювання Законом приватизації об'єктів електроенергетики та застосування санкцій за порушення законодавства про електроенергетику.

 

Окремо слід виділити Рішення Конституційного Суду України від 12 лютого 2002 р. N 3-рп/2002 у справі за конституційним поданням 45 народних депутатів України щодо відповідності Конституції України (конституційності) Закону України "Про внесення змін до Закону України "Про електроенергетику" (справа про електроенергетику), згідно з яким Конституційний Суд України, зокрема, визнав таким, що відповідає Конституції України, положення Закону України "Про електроенергетику" в частині встановленого порядку розрахунків на ОРЕ через розподільчі рахунки в уповноваженому банку. Крім того, з приводу вирішення спірних питань щодо платежів Конституційним судом було зазначено, що ці питання "можуть вирішувати такі внутрішні, функціонально адаптовані до специфіки енергетичної галузі структури, як постійно діюча відомча арбітражна комісія, рада ОРЕ, загальні щорічні або позачергові збори членів ОРЕ, НКРЕ, що мають відповідні повноваження. Ці майнові відносини є, по суті, складовою частиною особливих виробничих відносин".

 

3.1.2. Економічні засади функціонування оптового ринку електричної енергії

 

Економічні засади функціонування ОРЕ умовно можна поділити на дві складові частини:

 

ціноутворення на ОРЕ;

 

порядок розрахунків на ОРЕ.

 

Що стосується ціноутворення на ОРЕ, то слід зазначити, що воно об'єктивно має певні особливості, зумовлені здійсненням купівлі-продажу електричної енергії на ОРЕ в межах об'єднаної енергетичної системи України та в умовах постійного і безперервного в часі збалансування виробництва та споживання електричної енергії.

 

Відповідно до Закону України "Про електроенергетику" ціни на електричну енергію енергогенеруючих компаній та оптові ціни визначаються за Правилами ринку, які є невід'ємною частиною Договору. Договором та Правилами ринку визначено механізм функціонування ОРЕ, порядок розподілу навантажень між енергогенеруючими джерелами, правила формування ринкової ціни на електричну енергію. Зокрема, визначено такий механізм формування оптової ринкової ціни:

 

виробники - теплові електростанції енергогенеруючих компаній, що працюють за ціновими заявками, щоденно надають на свої енергоблоки погодинні цінові заявки і заявки робочої потужності, які відображають витрати на виробництво електричної енергії та можливий діапазон регулювання навантаження;

 

виробники - атомні електростанції подають заявки робочої потужності по кожному енергоблоку;

 

виробники - гідроелектростанції надають заявки робочої потужності по кожній електростанції;

 

виробники - теплоелектроцентралі надають заявки робочої потужності по кожній електростанції.

 

На основі прогнозованого обсягу споживання, обсягу міждержавних перетоків електричної енергії визначається оптимальний склад працюючого енергетичного обладнання з точки зору мінімальної вартості виробництва її тепловими електростанціями залежно від рівня необхідного покриття графіка навантаження. Атомні електростанції працюють в базисній частині графіка. Теплові електростанції працюють в базисній частині графіка і регулюють змінну його частину. Гідроелектростанції працюють в піковій частині графіка.

 

Виходячи із зазначених вище даних відповідно з Правилами ринку визначається погодинна ціна закупівлі електричної енергії, виробленої тепловими станціями, які працюють за ціновими заявками. При цьому тарифи на виробництво електричної енергії атомними електростанціями, гідроелектростанціями та ТЕЦ встановлюються НКРЕ.

 

Вартість електричної енергії, яка закуповується на ОРЕ, визначається як середньозважена величина вартості електричної енергії теплових, атомних електростанцій, гідроелектростанцій, теплоелектроцентралей та інших суб'єктів підприємницької діяльності, які продають електричну енергію в ОРЕ.

 

Оптова ринкова ціна електричної енергії формується на погодинній основі виходячи з платежів:

 

виробникам електричної енергії;

 

імпортерам електричної енергії;

 

підприємству, яке здійснює диспетчерське управління об'єднаною енергетичною системою та передачу електричної енергії магістральними та міждержавними електричними мережами;

 

іншим особам, які мають право на отримання коштів відповідно до законодавства.

 

Для врегулювання питання оплати за куплену на ОРЕ електричну енергію енергопостачальними компаніями, які здійснюють постачання електричної енергії за регульованим тарифом, з метою компенсації їм збитків під час розрахунків за електричну енергію споживачами, для яких визначено окремий порядок регулювання ціни, що не забезпечений джерелами фінансування, НКРЕ запроваджено систему застосування дотаційних сертифікатів.

 

Роздрібна ціна на електричну енергію формується постачальниками електричної енергії згідно з умовами та правилами здійснення підприємницької діяльності з постачання електричної енергії.

 

Стосовно порядку розрахунків на ОРЕ слід зазначити, згідно із Законом України "Про електроенергетику" для проведення розрахунків за закуплену на ОРЕ та спожиту електричну енергію енергопостачальники, що здійснюють підприємницьку діяльність з постачання електричної енергії на закріпленій території, їх відокремлені підрозділи та оптовий постачальник електричної енергії відкривають в установах уповноваженого банку поточні рахунки із спеціальним режимом використання. Перелік поточних рахунків із спеціальним режимом використання в уповноваженому банку для зарахування коштів за електричну енергію затверджується та доводиться до відома споживачів Національною комісією регулювання електроенергетики України.

 

Споживачі, які купують електричну енергію у енергопостачальників, що здійснюють підприємницьку діяльність з постачання електричної енергії на закріпленій території, вносять плату за поставлену їм електричну енергію енергопостачальнику виключно на поточний рахунок із спеціальним режимом використання в уповноваженому банку. У разі перерахування споживачами коштів за електричну енергію на інші рахунки отримувачі повинні повернути ці кошти за заявою споживача або за власною ініціативою в триденний термін з моменту їх отримання.

 

Кошти з поточних рахунків із спеціальним режимом використання енергопостачальників, що здійснюють підприємницьку діяльність з постачання електричної енергії на закріпленій території, перераховуються згідно з алгоритмом ОРЕ виключно на:

 

поточний рахунок із спеціальним режимом використання оптового постачальника електричної енергії;

 

поточний рахунок підприємства, яке здійснює передачу електричної енергії місцевими (локальними) електричними мережами;

 

поточний рахунок енергопостачальника.

 

Кошти за електричну енергію, закуплену на ОРЕ, всіма енергопостачальниками перераховуються виключно на поточний рахунок із спеціальним режимом використання оптового постачальника електричної енергії.

 

З поточного рахунка із спеціальним режимом використання оптового постачальника електричної енергії зазначені кошти спрямовуються виключно:

 

енергогенеруючим компаніям та іншим суб'єктам підприємницької діяльності, які провадять продаж електричної енергії оптовому постачальнику електричної енергії;

 

підприємству, яке здійснює диспетчерське управління об'єднаною енергетичною системою та передачу електричної енергії магістральними та міждержавними електричними мережами;

 

на поточний рахунок оптового постачальника електричної енергії;

 

іншим особам, які мають право на отримання коштів з інвестиційної складової оптового тарифу на електричну енергію, затвердженої Національною комісією регулювання електроенергетики України, в тому числі на спільне фінансування розвитку нетрадиційних джерел електричної енергії.

 

Умови про оплату електричної енергії коштами та про відкриття поточного рахунка із спеціальним режимом використання оптового постачальника електричної енергії (енергопостачальника, що здійснює підприємницьку діяльність з постачання електричної енергії на закріпленій території) є обов'язковими умовами договору купівлі-продажу електричної енергії між оптовим постачальником електричної енергії та енергопостачальником (договору на постачання електричної енергії між енергопостачальником, що здійснює підприємницьку діяльність з постачання електричної енергії на закріпленій території, та споживачем).

 

Оптовий постачальник електричної енергії зобов'язаний забезпечити щоденне інформування учасників ОРЕ і органів виконавчої влади про стан проведення розрахунків на ОРЕ.

 

На поточні рахунки із спеціальним режимом використання не може бути звернено стягнення за зобов'язаннями учасників ОРЕ, операції на поточних рахунках із спеціальним режимом використання не підлягають призупиненню.

 

Підсумовуючи викладене, слід зазначити, що ОРЕ фактично був сформований та функціонує в теперішньому вигляді декілька років. Система відносин ОРЕ, побудована на принципах, закладених Договором, постійно розвивається в напрямі вдосконалення регулятивних чинників, саморегуляції ринку, забезпечення прозорості діяльності ОРЕ та балансу інтересів усіх його учасників.

 

3.2. Позитивний досвід та проблеми, що заважають ефективному функціонуванню Оптового ринку електричної енергії

 

Позитивний досвід

 

За короткий період функціонування ОРЕ в умовах вкрай важкої економічної ситуації в державі було закладено основу запровадження ринкових відносин в електроенергетиці та набуто значного досвіду.

 

Зокрема, досягнуто таких позитивних результатів:

 

створено підґрунтя для запровадження конкурентного середовища шляхом розподілу видів діяльності в електроенергетиці (виробництво, передача, постачання);

 

збережено об'єднану енергосистему України, що створює можливість безперервного доступу постачальників електричної енергії до об'єднаної та збалансованої потужності усіх виробників електричної енергії для гарантованого енергозабезпечення споживачів;

 

забезпечено функціонування збалансованого за потужністю погодинного ринку;

 

створено прозору систему функціонування як в частині обсягів купівлі-продажу електричної енергії, так і формування цін та платежів, що надає можливість контролю з боку членів ОРЕ;

 

в умовах ОРЕ за допомогою державного регулювання досягнуто підвищення рівня розрахунків коштами та уникнуто застосування бартерних схем,

 

створено умови для рівноправного доступу суб'єктів господарювання до ОРЕ;

 

забезпечується формування єдиної усередненої оптової ціни на електричну енергію;

 

напрацьовано та запроваджено нормативно-правову та договірну основу функціонування ОРЕ, яка може служити основою для його розвитку (Закон України "Про електроенергетику", умови та правила здійснення ліцензованих видів діяльності, Договір між членами оптового ринку електричної енергії, Правила ринку та ін.);

 

створено певні передумови для залучення інвестицій: визначено модель ОРЕ, систему відносин в ньому, створено нормативно-правову базу, регулюючий орган - НКРЕ, забезпечено ліцензування видів підприємницької діяльності в електроенергетиці тощо;

 

запроваджений ОРЕ має просту організаційну структуру;

 

закладено систему саморегулювання ОРЕ: Рада ОРЕ, аудитор ОРЕ, арбітражна комісія;

 

закріплено розподіл функцій державного управління та регулювання діяльності в електроенергетиці і, зокрема, на ОРЕ.

 

Проблеми, що заважають ефективному функціонуванню оптового ринку електричної енергії

 

Проблеми, що заважають ефективному функціонуванню ОРЕ, здебільшого пов'язані між собою, часто мають спільні причини виникнення, які переважно стосуються не стільки процесів функціонування ОРЕ, скільки опосередковано макроекономічного рівня, зокрема, недоліків системи державного фінансування пільгового споживання електричної енергії, податкової політики щодо електроенергетичної галузі, намагання розв'язати проблеми промисловості та сільського господарства, а також соціальні проблеми за рахунок електроенергетики.

 

Проблеми функціонування ОРЕ за ступенем їх впливу на забезпечення ефективної діяльності його учасників такі:

 

1) борги в ОРЕ та їх дисбаланс.

 

Проблема боргів набуває вирішального значення з огляду на її масштабність та темпи подальшого поширення. Наслідком нерозв'язання чи зволікання розв'язання проблеми боргів є загроза енергетичній безпеці держави через неможливість подальшого розвитку ОРЕ, банкрутство енергетичних компаній та підприємств, знос обладнання енергетичних компаній та підприємств, що загрожує функціонуванню об'єднаної енергетичної системи України, неможливість проведення ефективної приватизації енергетичних компаній;

 

2) неповна поточна оплата за електричну енергію.

 

Наслідком неповної поточної оплати за електричну енергію є неможливість нормального функціонування енергетичних компаній та підприємств електроенергетичної галузі через вимивання обігових коштів, що не дозволяє ефективно провадити виробничо-господарську діяльність, неможливість її планування, подальше накопичення боргів на всіх рівнях розрахунків за електричну енергію.

 

Проблема неплатежів створює передумови для застосування негрошових форм розрахунків, існування в межах алгоритму розподілу коштів ОРЕ можливості суб'єктивного підходу до розрахунків з окремими учасниками, впровадження обмежень для платоспроможних споживачів електричної енергії через вимушене лімітування енергопостачання, адміністративного втручання у розподіл коштів між учасниками ОРЕ;

 

3) недосконалість системи договірних відносин в ОРЕ.

 

Наслідком недосконалої системи договірних відносин в ОРЕ є неповна поточна оплата за електричну енергію, що спричиняє спори між суб'єктами ОРЕ та проблеми під час проведення розрахунків ціни і платежів та формування графіка навантаження, а також створює умови діяльності в ОРЕ, які є непривабливими для потенційних інвесторів;

 

4) адміністративне втручання в управління грошовими потоками на ОРЕ.

 

Таке втручання викликане невідповідністю платежів за електричну енергію обсягам її виробництва та постачання. З метою забезпечення безперебійної роботи об'єктів галузі в цілому в межах ОРЕ здійснюється перерозподіл коштів між учасниками ОРЕ шляхом внесення змін до алгоритму розподілу коштів, встановлення пріоритетних платежів, оголошення надзвичайних ситуацій, проведення розрахунків з використанням одноденного кредиту на підставі протоколів погодження.

 

Наслідками адміністративного втручання в управління грошовими потоками є погіршення фінансового стану тих енергетичних компаній, за рахунок яких здійснюється перерозподіл коштів на невизначений термін, неможливість учасників ОРЕ планувати перспективну діяльність, наявність ризиків для потенційних інвесторів;

 

5) "вимивання" обігових коштів внаслідок застосування методу нарахування податкових зобов'язань за фактом продажу електричної енергії.

 

Діюче податкове законодавство не враховує специфіку функціонування електроенергетичної галузі, особливо в умовах неплатежів за електричну енергію, що призводить до:

 

необхідності сплати енергетичними компаніями податкових зобов'язань в повному обсязі з недоотриманих обсягів коштів за реалізовану електричну енергію;

 

неефективного використання цільових надбавок до тарифів на електричну енергію, які застосовуються з метою фінансування будівництва об'єктів електроенергетичної галузі, в умовах неповної оплати за електричну енергію;

 

введення спеціального режиму погашення податкових зобов'язань шляхом податкової застави електричної енергії.

 

Наслідком існування цієї проблеми є суттєве погіршення фінансового стану енергетичних компаній, в тому числі зростання боргових зобов'язань;

 

6) обмеження конкуренції серед виробників електричної енергії не дає змоги формувати ефективну ринкову ціну на електричну енергію, що призводить до неоптимальних цінових сигналів для учасників ОРЕ, споживачів та потенційних інвесторів;

 

7) недосконалість тарифо- та ціноутворення.

 

Суть цієї проблеми полягає у нижченаведених факторах:

 

невідповідність системи тарифоутворення для споживачів електричної енергії системі ціноутворення на ОРЕ;

 

неповне відшкодування обґрунтованих витрат суб'єктів ОРЕ;

 

недосконалість системи тарифоутворення на послуги магістральних та міждержавних електричних мереж.

 

Наслідком існування цієї проблеми є формування неоптимальних цін на електричну енергію і тарифів на послуги учасників ОРЕ;

 

8) обмеження платоспроможного попиту в межах ОРЕ (система лімітування).

 

Незважаючи на достатні обсяги встановлених та експлуатаційно спроможних енергогенеруючих потужностей в ОРЕ, існує обмеження платоспроможного попиту на електричну енергію через встановлення лімітів на електропостачання, що не відповідає принципам ринкової економіки. При цьому відсутній прозорий механізм визначення і встановлення таких лімітів.

 

Наслідком обмежень через систему лімітування попиту на електричну енергію є зниження прибутковості діяльності енергопостачальних компаній та неможливість виконати договірні зобов'язання перед споживачами електричної енергії;

 

9) відсутність гарантій надійності електропостачання та якості електричної енергії може призвести до перебоїв у постачанні електричної енергії та постачання споживачам електричної енергії, показники якості якої не відповідають державним стандартам. Це робить неможливим виконання належним чином енергопостачальними компаніями своїх договірних зобов'язань перед споживачами, що призводить до судових позовів споживачів до енергопостачальних компаній;

 

10) високий рівень витрат електричної енергії в місцевих (локальних) електричних мережах, який продовжує збільшуватись.

 

Наслідками зазначеної проблеми є погіршення фінансового стану енергопостачальних компаній, неможливість забезпечення ними повних розрахунків за закуплену в ОРЕ електричну енергію і подальше накопичення боргів, погіршення стану електричних мереж, що, в свою чергу, призводить до подальшого зростання технологічних витрат електричної енергії;

 

11) недосконалість систем комерційного обліку електричної енергії.

 

Суть проблеми полягає у тому, що точність приладів обліку часто не відповідає необхідним вимогам, крім того не застосовуються у достатній кількості прилади з погодинним обліком, використовуються недосконалі системи передачі даних вимірювання.

 

Це призводить до зростання понаднормативних втрат електричної енергії, неможливості проведення точних та своєчасних погодинних розрахунків за електричну енергію і, як наслідок, до виникнення спірних питань між учасниками ОРЕ;

 

12) відсутність ринку системних допоміжних послуг (резерв потужності, регулювання частоти, регулювання напруги та інше).

 

Внаслідок невизначеності порядку ціноутворення на системні допоміжні послуги електричні станції, які включаються в роботу у зв'язку із системною необхідністю і для надання допоміжних послуг з метою забезпечення сталої роботи енергосистеми та якості електричної енергії, не мають для цього економічних стимулів, що обмежує важелі впливу на режими роботи в енергосистемі;

 

13) перехресне субсидіювання через оптову ринкову ціну на електричну енергію.

 

Таке субсидування застосовується у зв'язку із регулюванням тарифів для населення, інших категорій споживачів, у тому числі тих, хто користується диференційованими тарифами, а також окремих постачальників електричної енергії. Перехресне субсидування виникає внаслідок того, що неоптимальні рівні роздрібних тарифів стали заходом соціального захисту окремих споживачів, зокрема населення, за рахунок підвищення цін для інших споживачів, зокрема промислових.

 

До наслідків перехресного субсидування слід віднести:

 

завищення цін на електричну енергію промислових споживачів через підтримання соціально необхідного рівня тарифу для населення, що може призвести до стримування подальшого зростання обсягів промислового виробництва у зв'язку із неконкурентоспроможністю кінцевої продукції підприємств;

 

спотворення цінових сигналів і орієнтирів: для споживачів - щодо доцільних обсягів споживання електричної енергії, для інвесторів - щодо ефективності вкладення інвестицій не тільки в електроенергетичну галузь, але і в інші галузі економіки;

 

підтримка фінансового стану одних категорій споживачів за рахунок інших;

 

виконання зобов'язань держави перед стратегічними інвесторами в процесі приватизації за рахунок решти енергопостачальних компаній та їх споживачів;

 

14) адміністративне втручання в управління ОРЕ та діяльність його суб'єктів.

 

На теперішній час ОРЕ не є саморегулівною, чіткою і динамічною ринковою структурою, незважаючи на існування в інфраструктурі ОРЕ органів управління (загальні збори та рада ОРЕ), арбітражної комісії для вирішення спорів та незалежного аудитора ОРЕ, які повинні забезпечити саморегулювання. Суттєво знижена ефективність діяльності загальних зборів та ради ОРЕ і можливість реального впливу цих колегіальних органів на функціонування ОРЕ.

 

Зважаючи на це, учасники ОРЕ не можуть здійснювати діяльність як комерційно незалежні суб'єкти, що прагнуть досягти економічної мети своєї діяльності; 

 

15) недосконалість системи державного регулювання в електроенергетиці.

 

У зв'язку із недостатністю законодавчого врегулювання статусу НКРЕ, елементів її незалежності, меж державного впливу на діяльність суб'єктів господарювання на ОРЕ, неможливістю врегулювання на основі діючого законодавства питання щодо економічної незалежності НКРЕ можуть створюватись умови для прийняття неефективних рішень щодо функціонування ОРЕ та діяльності його учасників;

 

16) недостатня врегульованість і прозорість процедур здійснення експорту, імпорту і транзиту електричної енергії.

 

Це призводить до неможливості реалізації економічних переваг від здійснення експортно-імпортних операцій і транзиту електричної енергії, а також до невідповідності процедур експорту, імпорту і транзиту вимогам європейського законодавства;

 

17) відсутня можливість створення привабливого інвестиційного клімату для спорудження сучасних енергетичних потужностей.

 

Суть проблеми полягає в тому, що через невпевненість у стабільності діючого законодавства і неможливість відшкодування вкладених коштів та отримання прибутку стримуються інвестиції в електроенергетику.

 

Це призводить до зносу, старіння, зниження ефективності енергогенеруючого обладнання та дефіциту маневрових потужностей;

 

18) нерівність умов щодо створення конкурентного середовища на ринку постачання електричної енергії.

 

Суть проблеми полягає в тому, що через недосконалість нормативної та договірної бази для взаємовідносин постачальників електричної енергії за регульованим тарифом та незалежних постачальників, недостатньо розвинене конкурентне середовище на ринку постачання електричної енергії.

 

Це призводить до формування неоптимальних цін для споживачів, а також дає можливість місцевим постачальникам використовувати своє монопольне становище щодо надання послуг з передачі електричної енергії та інформаційних послуг;

 

19) недосконалість нормативної бази з питань організації роботи суб'єктів ОРЕ в енергосистемі України та їх диспетчеризації.

 

Наслідком існування цієї проблеми є можливість невиконання суб'єктами ОРЕ своїх обов'язків щодо забезпечення сталої роботи ОЕС. Крім того, це не сприяє запровадженню економічних принципів диспетчеризації;

 

20) відсутність механізмів страхування фінансових ризиків та забезпечення виконання договірних платіжних зобов'язань учасників ОРЕ.

 

Незастосування передбачених Договором механізмів забезпечення постачальниками договірних платіжних зобов'язань (авансового платежу та акредитивів, а також механізмів фінансових контрактів), створює високий ступінь ризику роботи в ОРЕ. Наслідками відсутності цих ефективних інструментів є борги, банкрутство енергетичних компаній і непередбачуваність фінансових результатів в умовах коливання оптової ринкової ціни.

 

3.3. Договір до Європейської енергетичної хартії та гармонізація з ним законодавства України

 

Європейська інтеграція і відповідно європейське право виходять на новий етап свого розвитку: Європейський Союз передбачає значне збільшення кількості своїх членів. Тому Країни-члени приймають рішення, які визначають умови перебування у ЄС не лише їх самих, але і нових учасників. Таким чином, на сучасному етапі ЄС виступає як складний комплекс, єдність якого вимагає більш розгалуженого, повного та деталізованого правового регулювання.

 

17 грудня 1991 року Україна разом із 52 країнами світу підписала Європейську енергетичну хартію, ініціатива підписання якої належала країнам - членам ЄС. На базі Хартії 17 грудня 1994 року підписано Договір до Енергетичної хартії, який був ратифікований Верховною Радою України Законом України від 6 лютого 1998 р. N 89/98-ВР. Таким чином, відповідно до статті 9 Конституції України Договір до Енергетичної хартії, що має статус міжнародного договору, став частиною законодавства України.

 

Основна мета Договору до Енергетичної хартії викладена в статті 2, яка зазначає, що Договір спрямований на створення правових рамок з метою сприяння довгостроковому співробітництву в галузі енергетики, а саме з питань підвищення надійності енергопостачання та максимального забезпечення ефективності виробництва, транспортування, розподілу та використання енергії з тим, щоб підвищити рівень безпеки та звести до мінімуму проблеми навколишнього середовища. Досягається це, зокрема, шляхом встановлення загальних правил щодо торгівлі, які забезпечують сприяння доступу до міжнародних ринків на комерційній основі та спрямовані на розвиток відкритого та конкурентного ринку енергетичних матеріалів та продуктів; вжиття країнами, що підписали Договір до Енергетичної хартії, необхідних заходів для полегшення транзиту енергетичних матеріалів та продуктів відповідно до принципу свободи транзиту без застосування дискримінаційних тарифів та інших заходів щодо обмеження транзиту в залежності від походження, місця призначення та володаря таких енергетичних матеріалів та ресурсів; визначення режиму капіталовкладень.

 

Таким чином, положення Договору до Енергетичної хартії, який після ратифікації став частиною національного законодавства, стосовно торгівлі енергетичними ресурсами та продуктами застосовуються, але з певними обмеженнями та особливостями, зумовленими тим, що на сьогоднішній день Україна не є стороною Генеральної угоди по тарифах та торгівлі (ГАТТ).

 

Європейським парламентом та його органами за останні роки прийнято понад 50 директив, рішень та резолюцій, які регулюють відносини в енергетичному секторі економіки. Основними директивами, що регулюють відносини на внутрішніх ринках електричної енергії та суміжних ринках є Директива N 96/92/ЄС Європейського парламенту та Ради Європи від 19 грудня 1996 року стосовно загальних правил на внутрішньому ринку електричної енергії, Директива Європейського Парламенту та Ради Європи 90/457/ЄЕС від 29 жовтня 1990 р. щодо транзиту електричної енергії передавальними електричних мережами, Директива Європейського парламенту та Ради Європи 90/377/ЄЕС від 29 червня 1990 року щодо процедури підвищення прозорості цін на газ та електричну енергію для кінцевих промислових споживачів.

 

Адаптація законодавства України до законодавства ЄС здійснюється на підставі:

 

статті 51 Угоди про партнерство та співробітництво між Європейським Співтовариством та Україною від 14 червня 1994 р.;

 

Стратегії інтеграції України до ЄС, яка затверджена Указом Президента України від 11 червня 1998 р. N 615/98;

 

Концепції адаптації законодавства України до законодавства Європейського Союзу, затвердженої постановою Кабінету Міністрів України від 16 серпня 1999 р. N 1496;

 

Програми інтеграції України до Європейського Союзу, схваленої Указом Президента України від 14 вересня 2000 року N 1072/2000 (8.3 "Енергетика" Розділ 8. "Секторальна політика"), якою у тому числі передбачено створення ефективної нормативно-правової бази функціонування лібералізованих енергетичних ринків України та системи їх державного регулювання з урахуванням вимог законодавства ЄС.

 

Аналіз цих норм свідчить про те, що українське енергетичне законодавство та модель функціонування оптового ринку електричної енергії значною мірою відповідають вимогам норм Європейського права, однак потребують подальшого розвитку і вдосконалення.

 

Так, відповідно до вимог Директиви N 96/92/ЄС Європейського парламенту та Ради Європи від 19 грудня 1996 року стосовно загальних правил на внутрішньому ринку електричної енергії необхідно на законодавчому рівні визначити, який орган державної виконавчої влади та/або орган державного регулювання в галузі електроенергетики може надавати дозвіл на будівництво нових енергогенеруючих потужностей за тендерною процедурою та/або за процедурою санкціонування. При цьому національний оператор системи передачі має здійснювати регулярну оцінку енергогенеруючої потужності та потужності з передачі.

 

Для функціонування системи передачі електричної енергії призначений оператор системи, який відповідає за її функціонування, забезпечення обслуговування і розвиток, включаючи регіональні мережі та приєднання до інших систем - з метою гарантування надійного постачання. У той же час потребує подальшого розвитку розробка технічних правил та прийняття Кодексу електричних мереж. При диспетчеризації генеруючих об'єктів надається перевага об'єктам, що використовують поновлювані джерела енергії (вітроенергетика), а також тим, які комбіновано виробляють тепло та електричну енергію.

 

В умовах та правилах здійснення підприємницької діяльності з постачання електричної енергії за регульованим тарифом висунуті вимоги щодо обов'язкового постачання електричної енергії споживачам, які розташовані у даному регіоні, за регульованим тарифом. У той же час залишаються законодавчо неврегульовані питання щодо забезпечення оператором системи розподілу (постачальник електричної енергії) надання аварійної броні та питання охорони довкілля.

 

Відповідно до вимог Директиви 96/92 оператор системи розподілу повинен ставитись недискримінаційно до користувачів системи, особливо в інтересах своїх дочірніх підприємств або акціонерів. Однак в Україні існують деякі обмеження, на підставі яких постачальник електричної енергії за регульованим тарифом, який є власником розподільчих мереж, може не надати дозвіл на доступ до мережі постачальнику електричної енергії за нерегульованим тарифом (постанова Кабінету Міністрів України від 24 березня 1999 р. N 441, із змінами).

 

На виконання вимог щодо відокремлення та прозорості рахунків енергетичні підприємства відповідно до законодавства ведуть окремий облік діяльності з виробництва, передачі та розподілу електричної енергії з метою уникнення дискримінації, перехресного субсидіювання та несправедливої конкуренції, а також проводять аудит своєї діяльності. Проте на законодавчому рівні не визначена можливість доступу до рахунків енергетичних компаній з боку аудитора ОРЕ з дотриманням умов конфіденційності.

 

В Україні створена та існує одна з чотирьох основних моделей організації оптових ринків електричної енергії, а саме модель єдиного оптового покупця - продавця, але в цій моделі не використовується право щодо укладення контрактів на купівлю між виробниками та кінцевими споживачами для власних потреб та між виробниками та постачальниками на підставі комерційних угод. Таке право може бути реалізоване шляхом вдосконалення існуючої моделі, як це передбачено нормами європейського права.

 

З метою уникнення зловживань домінуючим положенням регулювання заходів безпеки та врегулювання спорів незалежний від сторін уповноважений орган має бути наділений правом врегульовувати суперечки, що стосуються контрактів та переговорів, у тому числі спори щодо відмови у доступі до системи, цін та тарифів.

 

Беручи до уваги необхідність посилення інтеграції європейського енергетичного ринку як необхідної передумови для створення єдиного внутрішнього ринку, була прийнята Директива Європейського парламенту та Ради Європи N 90/457/ЄЕС від 29 жовтня 1990 р. щодо транзиту електричної енергії передавальними електричними мережами. Країни - члени ЄС та Україна повинні вжити заходів, необхідних для забезпечення транзиту електричної енергії між окремими мережами високовольтних ліній електропередачі. У той же час законодавством України не визначено поняття транзиту електричної енергії між різними енергетичними міждержавними високовольтними електричними мережами як окремого виду послуги, що поряд із технічними проблемами призводить до обмеження надання такого виду послуг. Повинен бути визначений відповідний орган виконавчої влади, який реєструватиме заявки на транзит, у разі, коли термін контракту на продаж електричної енергії становить не менше 1 року, та даватиме оцінку причинам недосягнення домовленості про укладання контракту протягом 12 місяців з дати отримання заявки на транзит.

 

Директивою Європейського парламенту та Ради Європи 90/377/ЄЕС від 29 червня 1990 р. щодо процедури підвищення прозорості цін на газ та електричну енергію для кінцевих промислових споживачів визначається, що прозорість цін на електричну енергію є необхідною передумовою становлення та чіткого функціонування внутрішнього ринку електричної енергії. На виконання умов цієї Директиви Україні необхідно запровадити систему звітності, за якою постачальники електричної енергії надаватимуть інформацію регулюючому органу згідно з такими критеріями, як ціни і умови продажу електричної енергії кінцевим промисловим споживачам, система діючих цін, розподіл споживачів і відповідних обсягів електричної енергії за категоріями споживачів.

 

3.4. Світовий досвід розвитку оптових ринків електричної енергії

 

Серед варіантів моделей оптових ринків електричної енергії для сектора з вертикально розмежованою структурою більш доцільно виділити такі основні:

 

1) модель єдиного покупця;

 

2) лібералізована модель єдиного покупця;

 

3) модель повномасштабного (обов'язкового) спотового ринку;

 

4) модель двосторонніх договорів з балансуючим ринком.

 

На першому етапі лібералізації ринку в країнах Європейського Співтовариства запроваджується модель (2) або модель (3). З часом багато країн переходять до моделі (4). Всі країни Європейського Співтовариства розвивають ринки, для яких характерна взаємодія між двосторонніми контрактами та балансуючим ринком або між ринком залишкових продажів.

 

Модель єдиного покупця

 

За цією моделлю одна спеціально створена компанія закуповує всю вироблену в країні електричну енергію та одночасно є єдиним оптовим продавцем електричної енергії розподільчим компаніям та великим споживачам.

 

Модель єдиного покупця має деякі позитивні риси: сприяє підтриманню єдиної оптової ринкової ціни, передбачає механізми захисту від ринкових ризиків, а також більш прості умови та механізми взаємовідносин членів ринку за наявності великої кількості продавців та покупців електричної енергії.

 

На практиці ця модель функціонує неефективно, оскільки єдиним покупцем, як правило, є державне підприємство, якому бракує необхідної економічної незалежності та яке може бути примушене укласти невигідні договори про закупівлю електричної енергії за завищеними цінами Крім того, влада може втручатись у розподіл коштів державного підприємства, використовуючи для цього політичні або комерційні важелі впливу.

 

Модель єдиного покупця діяла в Польщі до липня 2000 року. Протягом 1993 - 1998 років були введені довгострокові договори купівлі електричної енергії, які укладалися між Польською мережевою компанією (далі - ПМК) та виробниками. Довгострокові договори мали вплив на розвиток конкуренції, при цьому викривлялась ринкова ціна. Це було визнано урядом у документі з енергетичної політики, виданим у 2001 році. У зв'язку з цим, регулятором була розроблена програма перегляду цих договорів. За цією програмою дочірня компанія ПМК звільнялась від обов'язку закуповувати та продавати електричну енергію. Передбачалось, що електрична енергія буде продаватися на відкритому ринку через двосторонні договори, біржу та балансуючий ринок.

 

Лібералізована модель єдиного покупця

 

Лібералізована модель єдиного покупця вирішує недоліки моделі єдиного покупця у спосіб значного зменшення ринкової частки єдиного покупця. Останнє реалізується через надання дозволу певним споживачам (зазвичай дуже великим промисловим споживачам), а іноді і постачальникам, укладати прямі двосторонні договори на поставку електричної енергії з виробниками за цінами, що вільно обговорюються.

 

Ринкова реформа в електроенергетиці, що розпочалася в Іспанії у 1994 році, є прикладом моделі лібералізованого ринку з єдиним покупцем. Ринок був розподілений на дві частини - так званий незалежний ринок та організований ринок. Організований сектор ринку передбачає подання цінових заявок на день вперед. Ціна на організованому ринку встановлюється за ціновою заявкою останнього блоку, що був включений в операційний графік. До неї додається плата за передачу та системні послуги. На іспанському ринку також застосовують плату за потужність.

 

Виробники та правомочні споживачі є учасниками незалежного ринку. Вони укладають двосторонні договори та повідомляють про обсяги електричної енергії оператору організованого ринку, який включає їх у графік розподілу навантаження. Ціни на електричну енергію, яка купується за цими договорами, встановлюються на договірних засадах. Витрати на передачу та системні послуги розраховуються та стягуються оператором ринку за кожним договором.

 

Всі кошти, що сплачуються покупцями з організованого сектору ринку, проходять через центральний рахунок. Цей рахунок відкривається оператором ринку від імені членів ринку. Розподіл коштів енергогенеруючим компаніям здійснюється за алгоритмом пропорційного розподілу коштів.

 

Права та обов'язки всіх учасників ринку визначено в документі "Правила діяльності на ринку". Кожний учасник ринку висловлює свою згоду з цими правилами підписанням "Угоди про відповідність Правилам діяльності на ринку".

 

Після декількох років розвитку ринку в його організації спостерігаються такі недоліки:

 

процедури визнання споживачів правомочними для вступу до незалежного сектору ринку не були прозорими;

 

процедури забезпечення доступу виробників до незалежного сектору ринку та переходу від незалежного до інтегрованого ринків не були чітко визначені;

 

розподіл навантаження за двосторонніми контрактами та цінові заявки на інтегрованому секторі ринку не були оптимальними.

 

Передбачається, що до 2003 року всі споживачі стануть правомочними, тобто матимуть право укладати фізичні контракти з виробниками за своїм бажанням. Одночасно буде працювати організований сектор ринку, який все більше нагадуватиме балансуючий ринок.

 

Модель повномасштабного (обов'язкового) спотового ринку

 

Ця модель організації ринку встановлює обов'язковий пул, через який всі великі виробники повинні продавати свою електричну енергію, і всі постачальники повинні купувати свою електричну енергію. Такий пул засновано на багатосторонній угоді. Ця угода є контрактом на пропорційну купівлю і продаж електричної енергії через пул, в якому визначаються всі необхідні умови для такої торгівлі. В моделі повномасштабного спотового ринку ціни і графік диспетчеризації визначаються за результатами регулярних аукціонів - найчастіше один раз на день для дня вперед, але іноді (як в Аргентині) тільки раз кожні три місяці.

 

На деяких повномасштабних спотових ринках оператор ринку діє як адміністратор коштів і може вести кліринговий рахунок, через який платежі переводяться від постачальників до виробників. Однак навіть з такими кліринговими рахунками право на електричну енергію, що продається і купується, не переходить до оператора ринку.

 

Пул Англії та Уельса був створений у 1990 році і функціонував протягом 10 років. Це був односторонній, на день вперед, аукціонний ринок з розрахунками на півгодинній основі. Всі виробники та імпортери подавали заявки на обсяг та ціну. Оператор ринку прогнозував попит споживання та складав попередній графік, використовуючи отримані заявки, у порядку зростання цін без врахування обмежень системи. Гранична ціна системи (далі - ГЦС) розраховувалась як найдорожча ціна заявки виробників, необхідна для задоволення попиту відповідно до попереднього графіка. ГЦС сплачувалась всім виробникам за попереднім графіком. Виробники також отримували платіж за потужність. Метою платежу за потужність було заохочення інвестицій у генерацію.

 

Оператор ринку на щоденній основі здійснював обчислення належних платежів та виписував рахунки, а також обслуговував систему розрахунків. Платежі здійснювались через кліринговий рахунок. Було запроваджено обов'язкове кредитне покриття, яке перевірялося оператором ринку. Оператор ринку не був юридичною особою і не набував права власності на електричну енергію та кошти.

 

Важливою особливістю ринку Англії та Уельсу була торгівля контрактами на різницю. Ці контракти використовувалися постачальниками та генераторами для страхування ризиків від коливань оптової ціни ринку. Ринок контрактів на різницю був позабіржовим ринком (тобто не передбачав біржі), однак поступово збільшувались обсяги торгівлі стандартизованими контрактами.

 

Ринок електричної енергії Аргентини такий самий, як пул Англії та Уельсу за винятком деяких відмінностей, а саме: виробники теплової електричної енергії подають заявки один раз у кожні три місяці. Ці заявки мають відповідати умові, встановленій регулятором у формі діапазону цін. Верхня межа цього діапазону розраховується з урахуванням базової ціни на кожний блок. Нижня межа визначається виходячи з антидемпінгових розрахунків. Гідроелектростанції також подають заявки, але після того, як отримані заявки теплоелектростанцій. Додатково на спотовому ринку можуть укладатися фінансові контракти між виробниками з одного боку та постачальниками і великими споживачами з іншого. Центральний диспетчер не враховує ці контракти, якщо тільки не виникає дефіциту потужності.

 

Оператор ринку та оператор системи - одна юридична особа - приватна неприбуткова компанія, акції якої розподіляються між виробниками, постачальниками/розподільниками, високовольтними передавачами, великими споживачами та федеральним урядом.

 

Двосторонні договори та балансуючий ринок

 

Останнім часом ця модель найбільш широко застосовується. Учасники ринку вільні вибирати між комбінацією довго-, середньо- та короткострокових договорів та купівлею електричної енергії на балансуючому ринку. Ця модель є більш складною ніж інші моделі і тому для її запровадження необхідне сучасне технічне обладнання. Складність цієї моделі полягає у тому, що через можливість учасників ринку укладати контракти безпосередньо між собою обсяги, зазначені у контрактах, мають бути узгоджені з роботою системи у реальному часі. Тому для учасників ринку встановлюються детально розроблені та обов'язкові правила, за якими вони надають повідомлення про обсяги електричної енергії, зазначені у контрактах, Оператору системи. Особливо важливим є те, що на балансуючому ринку для учасників створюються цінові стимули для наближення обсягів електричної енергії за контрактами купівлі-продажу до фактичних. На відміну від спотового ринку, приклад якого був наведений у попередній моделі, на якому у кожному розрахунковому періоді встановлюється єдина ціна, на балансуючому ринку встановлюються дві різні ціни залежно від того купується чи продається електрична енергія.

 

Застосування цієї моделі буде проілюстровано на прикладі діючої моделі Великобританії (НПТЭ) та Скандинавських країн.

 

Нові правила торгівлі електричною енергією у Великобританії

 

За новими правилами торгівлі електричною енергією більша її частина продається на біржах та через різні двосторонні договори. Нові правила торгівлі електричною енергією (НПТЕ, далі - нові правила) не мають на меті диктувати, яким чином купувати та продавати електричну енергію на біржах і за двосторонніми договорами. Завдання полягає у тому, щоб забезпечити в режимі реального часу визначення та усунення небалансів між контрактними та фізичними пропозиціями тих, хто купує, продає, виробляє та споживає електричну енергію. Централізовані системи нових правил розроблено для того, щоб вимірювати надлишки та дефіцит електричної енергії та визначати обсяги і встановлювати ціну для виставлення рахунків і подальшої сплати за цими рахунками. Процес, який включає визначення та калькуляцію обсягів небалансу електричної енергії, називається регулюванням небалансу.

 

Регулювання небалансу передбачає порівняння обсягів електричної енергії, які учасники мають продати або купити за договорами, з їх дійсними фізичними обсягами виробництва або споживання, які вимірюються.

 

Додатково до регулювання небалансу, один з центральних елементів нових правил призначений для забезпечення механізму підтримання необхідного рівня виробництва та споживання в реальному масштабі часу. Це досягається за допомогою балансового механізму.

 

Положення та правила, за якими працюють обидва центральних елемента нових правил, тобто балансовий механізм та регулювання небалансу, визначено у порядку регулювання та балансування (далі - ПРБ); ліцензіати з генерації, передачі, розподілу регіональними електричними мережами та постачання мають бути сторонами ПРБ, у той час як трейдери та інші учасники мають право обирати, чи ставати їм стороною ПРБ.

 

Найважливішим поняттям ПРБ є нотифікація (повідомлення) або заявка. Продаж основного обсягу електричної енергії генераторами, постачальниками і трейдерами проводиться різними шляхами, включаючи біржі та двосторонні договори, але всі обсяги електричної енергії, що продаються та купуються за цими договорами, мають бути заявлені за правилами у механізм регулювання небалансу, щоб їх можна було прийняти до розрахунків і визначити обсяг небалансу сторін. Крім заявки договірних обсягів до розрахункового центру виробники, які виробляють фізичні обсяги електричної енергії, та постачальники, які мають власних споживачів, що споживають фізичні обсяги електричної енергії, зобов'язані заявляти системному оператору про свої передбачувані оперативні рівні. Остаточна фізична заявка має похвилинну форму очікуваного виробітку або споживання за кожний встановлений період. Інформація подається з округленням до найближчого МВт.

 

За відповідну плату виробники можуть підвищувати або знижувати потужність своїх агрегатів, а постачальники пропонувати своїм споживачам можливість підвищення або зниження їх споживання. Це і є балансовий механізм. Пропозиція продажу виражає бажання підвищити рівень генерації, або знизити рівень споживання. Пропозиція купівлі виражає бажання знизити рівень генерації, або підвищити рівень споживання. Системний оператор може "прийняти" окремі пропозиції продажу-купівлі, надані виробниками та постачальниками, для забезпечення національного та локального балансу генерації і споживання. Робота балансового механізму для певного напівгодинного інтервалу починається після того як остаточна фізична заявка, а також пропозиції продажу-купівлі були розглянуті системним оператором для цього напівгодинного інтервалу. Ціна небалансу енергії - це ціна, яка застосовується під час розрахунку надлишку або дефіциту небалансу енергії. Застосовуються дві ціни небалансу енергії - ціна купівлі системи та ціна продажу системи.

 

Детальне викладення функціонування балансового механізму та взаємодія між сторонами та системним оператором викладена у Кодексі електричних мереж та Принципах балансування. Кодекс електричних мереж - це технічний документ, у якому викладений порядок взаємодії тих учасників, які використовують електричну енергію та передавальні мережі. Принципи балансування розробляються системним оператором, і це є однією з вимог ліцензії на передачу.

 

Нові правила були введені в дію в кінці березня 2001 року і діють вже протягом більш як 12 місяців. Ціни на електричну енергію значно знизилися у порівнянні з цінами, які превалювали у пулі Англії та Уельсу, а також знизились витрати нових інвесторів. Такі низькі ціни склалися в результаті надлишку у постачанні електричної енергії і високого рівня конкуренції на ринку виробництва електричної енергії.

 

Ринок електричної енергії Скандинавських країн

 

На ринку електричної енергії Скандинавських країн учасники ринку здійснюють торгівлю електричною енергією за двосторонніми контрактами на фізичну купівлю і продаж електричної енергії. Торгівля за контрактами є цілком добровільною і здійснюється між виробниками, постачальниками та трейдерами шляхом прямих двосторонніх торгів, через біржу Нордпулу та інші організовані та неорганізовані ринки.

 

Додатково до прямих контрактів, як і в інших ринках електричної енергії, у Нордпулі існує необхідність балансування споживання та виробництва енергії у реальному часі. Дотримання вимог балансування є обов'язковим, незалежно від ролі (активної чи пасивної) при виконанні цих вимог. У Нордпулі не розроблений єдиний механізм балансування, і окремі оператори системи здійснюють балансування у локальних енергетичних системах.

 

Учасники ринку мають право вибору як брати в ньому участь. По-перше, учасники ринку можуть укладати з оператором системи угоду про балансування виробітку та споживання власними споживачами. Такі споживачі називаються учасниками надання послуг з балансування. В іншому разі, учасники можуть домовитися з учасниками надання послуг з балансування на балансування від їх імені.

 

Учасники надання послуг з балансування можуть здійснювати фізичну торгівлю до часу безпосереднього постачання. Торгівля може здійснюватись у Нордпулі або за іншими двосторонніми договорами. Балансовий механізм вступає в дію у момент постачання. Учасники надання послуг з балансування мають повідомити оператора системи до початку моменту постачання щодо їх запланованих фізичних пропозицій.

 

Ціна дисбалансу обчислюється оператором системи і виставляється учасникам ринку на обсяг їх дисбалансу. Ця ціна є результатом подання заявок на ринку. Структура ціни за дисбаланс заохочує учасників надання послуг з балансування мінімізувати їх відхилення від запланованих фізичних обсягів.

 

У Нордпулі не існує оператора ринку, завдяки успішній торгівлі, Нордпул сам є оператором ринку. Треба, проте, зауважити, що не існує обов'язку використовувати Нордпул, і тому він не має такого ж офіційного статусу, як у інших електроенергетичних ринках. Функції Нордпулу та операторів системи чітко визначені, без зайвих бюрократичних та регуляторних процесів. Відсутність бюрократії є основним фактором успішного розвитку Скандинавського пулу електричної енергії.

 

Оскільки Скандинавський ринок значною мірою є добровільним (не враховуючи механізму балансування, який забезпечується окремо кожним оператором системи), у ньому не існує загальної договірної основи. Це ілюструє можливість успішного функціонування ринку без необхідності забезпечення централізованої договірної основи. Однак, необхідно зауважити, що у Нордпулі висуваються жорсткі вимоги щодо фінансової безпеки учасників ринку, а також передбачено чіткі правила та процедури стосовно торгівлі у Нордпулі.

 

Загальний висновок, що випливає з аналізу світового досвіду, полягає у тому, що найрозвиненіші країни світу обрали структуру ринку, яка базується на двосторонніх контрактах.

 

Розвиток енергетичних ринків у країнах ЄС

 

Директива 96/92/ЕС Європейського парламенту та Ради Європи стосовно спільних правил для внутрішнього ринку електричної енергії вимагає, щоб країни ЄС поступово відкрили свої ринки електричної енергії для конкуренції у роздрібному ринку. Крім того, Директива вимагає значного розмежування видів діяльності в електроенергетичному секторі та відкритого і недискримінаційного доступу до ринку та до електричних мереж. На початку лібералізації більшість країн ЄС мали вертикально інтегровану структуру електроенергетичного сектора. Виконання Директиви ЄС цими країнами забезпечується шляхом посилення розмежування видів діяльності у секторі та через дозвіл на впровадження двосторонніх контрактів.

 

Зростання обсягів торгівлі за двосторонніми контрактами вимагає розвитку та впровадження послуг з балансування дуже високого рівня з метою збалансування попиту та виробництва в умовах неминучих відхилень фізичного виробітку та споживання від обсягів, задекларованих у контрактах. У найбільш розвинених ринках електричної енергії такі послуги надаються та купуються через балансуючі ринки. Іншою очевидною тенденцією розвитку енергетичних ринків є утворення бірж електричної енергії. Двосторонні договори укладаються між сторонами у процесі безпосередніх прямих переговорів, а електроенергетичні біржі є інструментом, за допомогою якого стандартизовані договори на виробництво та постачання електричної енергії можуть продаватися просто, швидко та безпосередньо перед самим моментом поставки. Біржі електричної енергії зараз функціонують практично в усіх країнах ЄС.

 

4. Мета подальшого розвитку оптового ринку електричної енергії та принципи його функціонування

 

4.1. Мета подальшого розвитку оптового ринку електричної енергії

 

Метою подальшого розвитку ОРЕ є:

 

забезпечення енергетичної безпеки держави;

 

надійне та безперебійне задоволення потреб споживачів в електричній енергії за оптимальною ціною на основі конкуренції між виробниками і між постачальниками з урахуванням економічно обґрунтованих витрат на її виробництво, передачу та постачання;

 

забезпечення фінансової стабільності і прибутковості підприємств електроенергетичної галузі і залучення інвестицій в галузь;

 

подальший розвиток конкурентного середовища в ОРЕ;

 

технічне оновлення електроенергетичної галузі.

 

4.2. Принципи функціонування оптового ринку електричної енергії

 

При подальшому розвитку ОРЕ повинен базуватися на таких принципах:

 

відкритості - забезпечення рівних можливостей для доступу на ОРЕ суб'єктів господарської діяльності;

 

саморегульованості ОРЕ;

 

справедливої конкуренції між виробниками електричної енергії та між постачальниками в умовах рівних прав і можливостей, розвитку конкуренції шляхом вдосконалення правил роботи ОРЕ, недопущення дискримінації учасників ОРЕ;

 

ефективного ціноутворення;

 

незалежного державного регулювання, яке забезпечує баланс інтересів держави, учасників ОРЕ і споживачів;

 

стабільності і достатності нормативно-правової та договірної бази функціонування ОРЕ, яка регламентує відносини між суб'єктами цього ринку;

 

прозорості розрахунків та формування ціни на електричну енергію в ОРЕ із дотриманням конфіденційності;

 

можливості інтеграції в європейські ринки електричної енергії;

 

енергозбереження та захисту навколишнього середовища;

 

забезпечення енергетичної безпеки функціонування галузі.

 

5. Напрями подальшого розвитку оптового ринку електричної енергії

 

5.1. Удосконалення системи відносин на оптовому ринку електричної енергії

 

Для забезпечення досягнення найбільш оптимальних цін для споживачів, покращання фінансової ситуації в електроенергетичній галузі та створення привабливого інвестиційного клімату необхідно вдосконалювати систему відносин на ОРЕ, розвиваючи конкурентне середовище серед виробників та постачальників електричної енергії.

 

Враховуючи світовий досвід розвитку оптових ринків електричної енергії, норми Європейської енергетичної хартії та вимоги Директив Європейського парламенту стосовно загальних правил на внутрішньому ринку електричної енергії, а також особливості функціонування об'єднаної енергетичної системи України, подальший розвиток системи відносин в ОРЕ передбачає поступовий перехід від діючої системи шляхом її подальшої лібералізації до перспективної моделі повномасштабного конкурентного ринку, який включатиме:

 

ринок прямих товарних поставок електричної енергії, який функціонує на основі двосторонніх договорів купівлі-продажу електричної енергії між виробниками електричної енергії та постачальниками і споживачами (такі договори можуть укладатися як на біржі, так і на позабіржовому ринку);

 

балансуючий ринок електричної енергії;

 

ринок фінансових контрактів;

 

ринок допоміжних послуг.

 

Перехід від поточної моделі ОРЕ до перспективної відбувається шляхом поступового запровадження системи двосторонніх договорів на купівлю електричної енергії між кінцевим споживачем для власних потреб і виробником та між постачальником і виробником. Під наглядом НКРЕ на цьому етапі поступово впроваджуються елементи балансуючого ринку та розвивається паралельно з існуючим спотовим ринком ринок двосторонніх договорів. Запровадження двосторонніх договорів відбувається за такими етапами:

 

1) впровадження двосторонніх договорів на купівлю електричної енергії між ТЕЦ (незалежно від встановленої потужності) і постачальником, на території якого знаходиться ТЕЦ та/або кінцевим споживачем цього постачальника;

 

2) впровадження двосторонніх договорів на купівлю електричної енергії між ТЕЦ, ТЕС, АЕС і постачальником в обсягах, що не перевищують встановлених НКРЕ, та/або кінцевим споживачем для власних потреб, річний обсяг електроспоживання якого становить понад 250 млн. кВт.г;

 

3) впровадження двосторонніх договорів на купівлю електричної енергії між ТЕЦ, ТЕС, АЕС і постачальником в обсягах, що не перевищують встановлених НКРЕ, та/або кінцевим споживачем для власних потреб, річний обсяг електроспоживання якого становить понад 100 млн. кВт.г чи/або постачальником;

 

4) впровадження двосторонніх договорів на купівлю електричної енергії між ТЕЦ, ТЕС, АЕС і постачальником та/або кінцевим споживачем для його власних потреб (незалежно від обсягу електроспоживання).

 

Продаж електричної енергії, виробленої гідроелектростанціями та гідроакумулюючими станціями, потужність чи обсяг відпуску яких більші за граничні показники, здійснюється виключно через оптового постачальника електричної енергії та через балансуючий ринок.

 

Ринок двосторонніх договорів розвивається за наявності певних передумов, необхідних як для функціонування ринку, так і для здійснення діяльності учасниками ринку. Для цього необхідно внести певні зміни та доповнення до Договору, на підставі якого створено ОРЕ та в подальшому буде розвиватись балансуючий ринок, та до Правил ринку, якими встановлюються правила ціноутворення щодо розрахунку дисбалансів, що виникають на ринку двосторонніх договорів. Для здійснення діяльності членами ОРЕ необхідно передбачити:

 

створення системи диференційного комерційного обліку та обміну даними;

 

забезпечення поточної оплати в повному обсязі та погашення заборгованості за електричну енергію;

 

зобов'язання щодо повного покриття витрат, включаючи витрати на зняття з експлуатації ядерних установок атомних станцій.

 

Крім того, слід розробити механізми і створити умови для безперешкодного переходу до ринку двосторонніх договорів.

 

Передумовою впровадження кожного етапу розвитку ринку є внесення змін до Договору та Правил ринку, розробка і впровадження відповідних процедур, з урахуванням досвіду роботи за підсумками кожного попереднього етапу. Передбачається, що кожний етап розвитку ринку двосторонніх договорів триває до одного року, а перехід до перспективної моделі до 5 років.

 

Передумовами переходу до повномасштабного ринку двосторонніх договорів і балансуючого ринку є:

 

погашення заборгованості та повна гарантована оплата за спожиту в поточному періоді електричну енергію;

 

впровадження автоматизованих вимірювальних систем обліку та обміну даними, які відповідають міжнародним стандартам;

 

внесення відповідних змін до законодавства та розробка необхідних нормативних документів;

 

розробка та готовність до запровадження всіх елементів балансового механізму, складовими якого є розрахунок дисбалансу та балансуючий ринок, включаючи всі необхідні процедури;

 

згода більшості членів ОРЕ підписати двосторонні договори на купівлю електричної енергії між виробниками і кінцевими споживачами (незалежно від обсягу електроспоживання) та між виробниками і постачальниками.

 

5.1.1. Суб'єкти оптового ринку електричної енергії та їх статус

 

У процесі подальшого розвитку ОРЕ зберігається розмежування основних видів діяльності - виробництво, передача магістральними електричними мережами, розподіл (передача локальними електричними мережами) і постачання, які здійснюються на підставі відповідних ліцензій. Кількість суб'єктів ОРЕ (енергогенеруючі, розподільчі та постачальні компанії) може змінюватись.

 

Перехідний період - існуюча система з впровадженням ринку двосторонніх договорів з елементами балансуючого ринку.

 

Протягом перехідного періоду оптовий ринок буде складатися з двох частин: 1) існуючий ОРЕ, до якого входять ті учасники, які працюють за діючими Правилами ринку; та 2) зростаючий з кожним роком ринок двосторонніх договорів з елементами балансуючого ринку.

 

Таким чином, вже на перехідному етапі до учасників ОРЕ приєднуються споживачі, які мають доступ до ринку двосторонніх договорів.

 

У Правила ринку повинні бути внесені зміни в тій частині, що стосується ринку двосторонніх договорів з елементами балансуючого ринку, які будуть визначати критерії для участі в ньому, а також передбачати умови взаємодії ринку, що впроваджується, з діючим ринком.

 

Крім учасників до ринку входять:

 

суб'єкт підприємницької діяльності, який здійснює оптове постачання електричної енергії, - оператор ринку;

 

суб'єкт підприємницької діяльності, пов'язаної з диспетчерським (оперативно-технологічним) управлінням об'єднаною енергетичною системою України, - оператор системи;

 

суб'єкт підприємницької діяльності, пов'язаної з передачею електричної енергії магістральними та міждержавними електричними мережами, - оператор магістральних мереж;

 

суб'єкт підприємницької діяльності, пов'язаної з передачею електричної енергії місцевими (локальними) електричними мережами, - оператор передачі місцевими мережами. 

 

ДП "Енергоринок" виконує функцію оператора ринку та оптового постачальника електричної енергії до приватизації енергогенеруючих компаній теплових електростанцій. За умови приватизації організаційно-правова форма оператора ринку може бути змінена.

 

Перспективна модель двосторонніх договорів та балансуючого ринку

 

Учасники ринку та суб'єкти, які забезпечують його функціонування, є ті ж самі, що і сьогодні, за винятком оптового постачальника, який ліквідується. Оператор ринку, засновниками якого будуть учасники ринку, стане оператором балансуючого ринку. Він здійснює реєстрацію двосторонніх договорів; розробляє на основі заявок виробників та прогнозування споживання графік виробництва; виконує функції розпорядника системи обліку для визначення обсягів купівлі та продажу електричної енергії на балансуючому ринку на базі вимірів та погодинних цін, що встановлюються за правилами балансуючого ринку; здійснює виставлення рахунків від виробника до постачальника, від виробника до споживача та відповідні суми платежів від кожного учасника ринку для оплати оператору магістральних мереж і оператору системи.

 

Оператор системи здійснює такі функції: забезпечує виконання графіка виробництва електричної енергії, встановленого оператором ринку; диспетчеризує та здійснює баланс електричної енергії, використовуючи балансовий механізм, визначений Договором ринку.

 

5.1.2. Організаційна структура оптового ринку електричної енергії

 

Оптовий ринок електричної енергії включає такі елементи:

 

1) організація купівлі та продажу електричної енергії;

 

2) організація функціонування ринку;

 

3) управління функціонуванням ринку;

 

4) регулювання.

 

Перехідний період - існуюча система з розвитком ринку двосторонніх договорів та елементів балансуючого ринку

 

У перехідний період зберігається організаційна структура ОРЕ, визначена Законом України "Про електроенергетику" та Договором. На цьому етапі сторони Договору приводять його у відповідність із законодавством, з подальшим розробленням Правил ринку як окремого нормативно-правового акта. Ці Правила ринку затверджуються органом державного регулювання в електроенергетиці і регулюють відносини на ОРЕ.

 

Організація купівлі та продажу електричної енергії

 

Оптовий постачальник електричної енергії здійснює реалізацію електричної енергії, керуючись існуючими Правилами ринку. При здійсненні операцій відповідно до Правил ринку оптовий постачальник електричної енергії діє як посередник між генераторами та постачальниками. Для забезпечення надходження платежів всі учасники ринку зобов'язані забезпечити кредитне покриття у розмірах, які визначені правилами розрахунків. У разі неспроможності забезпечення кредитного покриття до учасника ринку застосовуються відповідні санкції.

 

Крім того, поступово розвиваються прямі відносини купівлі-продажу між виробниками та постачальниками або споживачами. Обсяги електричної енергії у розмірі дисбалансів, що виникають на ринку двосторонніх договорів, закуповуються та продаються оптовим постачальником електричної енергії за окремими правилами, що відрізняються від правил існуючого ОРЕ.

 

Організація функціонування ринку

 

Організація функціонування ринку базується на існуючих Правилах ринку. Це стосується подання цінових заявок виробниками, встановлення графіка диспетчеризації енергоблоків відповідно до ранжованого порядку, розрахунку граничної ціни системи та інших платежів, а також управління функціонуванням системи у реальному масштабі часу з боку оператора системи.

 

Розвиток ринку двосторонніх договорів безпосередньо не вплине на існуючі Правила ринку. Учасники ринку двосторонніх договорів мають надавати дані оператору ринку про їхні контрактні обсяги, однак такі дані не змінять правил подання цінових заявок, встановлення графіка, розрахунку ГЦС та функціонування системи. Разом з тим нові правила для розрахунку і сплати за дисбаланс для учасників ринку двосторонніх договорів (правила балансуючого ринку) будуть розроблені за участю суб'єктів ринку і затверджені НКРЕ.

 

Управління функціонуванням ринку

 

Для забезпечення своїх інтересів учасники ринку обирають найбільш прийнятну форму саморегулювання, при якій передбачається діяльність:

 

- загальних зборів - щорічних та позачергових загальних зборів членів ринку;

 

- ради ринку - сукупності голосуючих і неголосуючих директорів, які виконують свої повноваження згідно з Договором;

 

- банкіра ринку - уповноваженого банку, у якому відкритий поточний рахунок із спеціальним режимом використання оптового постачальника;

 

- аудитора ринку - незалежної аудиторської фірми, яка здійснює аудит ринку від імені членів ринку;

 

- арбітражної комісії - комісії для вирішення спірних питань, пов'язаних з роботою ОРЕ.

 

Учасники ОРЕ за власним вибором можуть обрати іншу доцільну форму саморегулювання.

 

Перспективна модель - двосторонніх договорів та балансуючого ринку

 

Організація купівлі та продажу електричної енергії

 

Основними відносинами купівлі-продажу будуть двосторонні договори між виробниками та постачальниками або споживачами. Умови таких договорів визначатимуться сторонами цих договорів з урахуванням вимог, які встановлюються НКРЕ.

 

Для проведення розрахунків відомості про обсяги, зазначені у договорах, будуть доводитись до відома оператору ринку. Всі суб'єкти, що купують або продають фізичні обсяги електричної енергії, братимуть участь у балансуючому ринку. Балансовий механізм купівлі та продажу електричної енергії здійснюється через оператора ринку. Оператор ринку вимагатиме кредитного покриття від усіх учасників балансуючого ринку.

 

Організація функціонування ринку

 

Покупці та продавці електричної енергії укладатимуть двосторонні договори шляхом двосторонніх переговорів або через біржу. Для функціонування ОЕС необхідно, щоб відомості про обсяги, зазначені у договорах, доводились до відома оператору системи. Оператор системи при плануванні включення у диспетчерський графік енергогенеруючого блока повинен враховувати ці обсяги.

 

Покупці та продавці електричної енергії беруть участь у балансовому механізмі згідно з Правилами ринку.

 

Управління функціонуванням ринку

 

Забезпечення функціонування балансуючого ринку здійснюється загальними зборами учасників та радою ринку. Згідно з Договором функції ради можна розподілити на три категорії - управління, внесення змін до договору балансуючого ринку та забезпечення дотримання сторонами умов цього договору.

 

Державне регулювання (на перехідному періоді та при запровадженні перспективної моделі)

 

На перехідному етапі за органом державного регулювання зберігаються функції і повноваження, що передбачені законодавством.

 

Державне регулювання здійснюється шляхом:

 

ліцензування - розроблення та затвердження ліцензійних умов та видача ліцензій;

 

ціноутворення - встановлення:

 

тарифів на послуги природних монополій з передачі електричної енергії та диспетчеризації;

 

плати за послуги оператора ринку:

 

оптової складової, що враховується у роздрібному тарифі, доки постачання не стане цілком конкурентним видом діяльності (тобто, нагляд за виконанням зобов'язань щодо оптимальної закупівлі для постачальників за регульованими тарифами);

 

здійснення в установленому порядку контролю за діяльністю суб'єктів електроенергетики.

 

До функцій НКРЕ на ринку належать також затвердження Договору та Правил ринку, врегулювання спорів, вжиття заходів до ліцензіатів у разі невиконання ними своїх зобов'язань, моніторинг ринку.

 

5.1.3. Система договірних відносин в оптовому ринку електричної енергії

 

Перехідний період - існуюча система з розвитком ринку двосторонніх договорів та елементів балансуючого ринку

 

Основним документом, яким врегульовуються спільні обов'язки учасників ОРЕ, є Договір, зокрема, обов'язок учасників дотримуватися Правил ринку, затверджених НКРЕ. У перехідний період система договірних відносин з купівлі-продажу електричної енергії включає:

 

договірні відносини з реалізації електричної енергії, що здійснюються через оптового постачальника електричної енергії,

 

прямі договірні відносини - між виробниками та постачальниками і кінцевим споживачем.

 

З метою забезпечення функціонування ОРЕ оптовий постачальник електричної енергії укладає договори з:

 

оператором системи на надання послуг з диспетчеризації;

 

оператором магістральних мереж на надання послуг з передачі електричної енергії магістральними та міждержавними електричними мережами;

 

юридичними особами - суб'єктами ОРЕ на надання допоміжних послуг.

 

Такі договори необхідно розробити для впровадження нових Правил ринку.

 

Ринок двосторонніх договорів розвивається через укладення договорів між кінцевим споживачем і виробником, а також договорів між постачальником і виробником. Такі договори укладаються з урахуванням спеціальних вимог, які встановлюються НКРЕ (НКРЕ визначає суттєві умови договору і затверджує типову форму примірного договору). Договори реєструються у оптового постачальника електричної енергії і набирають чинності з моменту їх реєстрації. Обов'язковою умовою реєстрації є:

 

- укладення договорів з оптовим постачальником електричної енергії на компенсацію кінцевим споживачем або постачальником відповідної частки витрат, пов'язаних з диспетчеризацію, передачею електричної енергії магістральними та міждержавними мережами, підтриманням резерву потужності, наданням допоміжних послуг, обробкою даних комерційного обліку, а також відповідної частки інвестиційної складової оптового тарифу, в тому числі дотаційних сертифікатів за їх наявності. Цей договір укладається тільки на умовах попередньої оплати;

 

укладення договору з відповідними розподільчими компаніями на передачу електричної енергії місцевими (локальними) електричними мережами;

 

а також за умови підписання учасниками Договору ринку.

 

У Правилах ринку повинні бути передбачені елементи балансуючого ринку.

 

В умовах перехідного періоду з метою страхування цінових ризиків на добровільних засадах запроваджуються ф'ючерсні контракти без фізичного постачання електричної енергії (контракти на різницю).

 

Учасниками такого ринку фінансових контрактів можуть бути енергогенеруючі компанії, постачальники електричної енергії за регульованим тарифом (за умови надання дозволу НКРЕ), постачальники електричної енергії за нерегульованим тарифом та великі споживачі. 

 

Перспективна модель - двосторонніх договорів та балансуючого ринку

 

Види договорів оптової купівлі та продажу електричної енергії

 

Існує три основних типи купівлі та продажу електричної енергії:

 

за двосторонніми договорами - переважно за довгостроковими договорами, однак можуть укладатися на будь-який період часу;

 

за стандартизованими договорами через біржу;

 

через балансуючий ринок за Договором та Правилами ринку.

 

Двосторонні договори на купівлю та продаж електричної енергії укладаються безпосередньо між виробниками та постачальниками або споживачами. Умови двосторонніх договорів повинні включати процедури розрахунків та здійснення платежів, враховувати положення про забезпечення платежів.

 

Біржа є цілком інтегрованим механізмом та розрахунковим центром, який гарантує виконання договірних зобов'язань у разі невиконання стороною договору платіжних зобов'язань, та здійснює управління розрахунком платежів у момент виконання укладених на біржі договорів.

 

Основними документами, якими визначаються загальні обов'язки членів балансуючого ринку та їх взаємовідносини в умовах балансуючого ринку, є Договір та Правила ринку. Ліцензіати з виробництва, передачі та постачання електричної енергії, оператор системи та оператор ринку є сторонами Договору. Трейдери та інші суб'єкти можуть стати сторонами Договору. Підписання Договору є невід'ємною умовою ліцензії на здійснення підприємницької діяльності з виробництва, передачі та постачання електричної енергії. Це необхідно для того, щоб усі учасники цього ринку сплачували кошти за різницю між фізичними обсягами електричної енергії за двосторонніми договорами, та фактичним виробництвом або споживанням електричної енергії.

 

Сторони Договору зобов'язані дотримуватися Правил ринку.

 

5.2. Економічні основи та фінансові механізми функціонування оптового ринку електричної енергії

 

Перехідний період - існуюча система з розвитком ринку двосторонніх договорів та елементів балансуючого ринку.

 

Ціни на електричну енергію, яка поставляється виробниками на ОРЕ, та оптова ринкова ціна визначаються за Правилами ринку. Відповідно до цих Правил ціна для ТЕС, окремих ТЕЦ, залежно від особливостей їх технологічного режиму, формується на підставі цінових заявок, для АЕС - на підставі спеціальних цінових заявок. Цінові заявки подаються виробниками за узгодженою процедурою "на наступну добу" на всі блоки, які експлуатуються та не перебувають у ремонті. Завантаження блоків здійснюється шляхом оптимізації для забезпечення мінімальних вартісних показників виробництва, відповідно до Правил ринку.

 

Для подальшого розвитку конкуренції між тепловими енергогенеруючими компаніями на перехідному періоді здійснюються такі заходи: створення ринків палива, до яких виробники мають вільний доступ; планування графіка та диспетчеризація на основі цінових заявок. Виробники мають право вибирати, які енергоблоки пропонувати в ринок, проте для запобігання зловживанню ринковою владою виробники повинні заявляти всю технічно спроможну потужність. Виробники повинні самостійно подавати цінові заявки, проте якщо НКРЕ визнає ринок недостатньо конкурентним, цінові заявки можуть обмежуватися за прозорими правилами. При цьому регулювання цінових заявок не повинно викривляти або невеліювати цінові сигнали ринку виробництва.

 

Продаж електричної енергії, виробленої гідроелектростанціями та гідроакумулюючими станціями, потужність чи обсяг відпуску яких перевищує граничні показники, здійснюється за тарифами, які встановлюються НКРЕ.

 

У разі реалізації електричної енергії через оптового постачальника електричної енергії впроваджується система обов'язкового кредитного покриття (акредитиви, депозити тощо) та зберігається система проведення розрахунків за куповану і спожиту електричну енергію через поточні рахунки із спеціальним режимом використання. У разі відсутності заборгованості у постачальника електричної енергії за регульованим тарифом та здійснення її повної поточної оплати розрахунки за електричну енергію, куплену в оптового постачальника електричної енергії, можуть проводитися через поточні рахунки постачальника. 

 

Ціни на ринку двосторонніх договорів, що розвивається, вільно встановлюються під час переговорів сторін.

 

Для визначення ціни за дисбаланс на ринку двосторонніх договорів необхідно розробити правила, які повинні ґрунтуватися на принципах ціноутворення на балансуючих ринках і включаються до Правил ринку.

 

У разі страхування цінових ризиків, яке здійснюється на добровільних засадах, застосовуються ф'ючерсні контракти на електричну енергію без її фізичного постачання (контракти на різницю). Ціна, за якою укладаються контракти на біржі, визначається учасниками торгів.

 

Перспективна модель - двосторонніх договорів та балансуючого ринку

 

Ціни на купівлю та продаж електричної енергії за двосторонніми договорами визначаються сторонами цих договорів.

 

Ціни за договорами, які укладаються на біржі, встановлюються за результатами здійснення торгів.

 

Ціни за усунення дисбалансу та розрахунок платежів визначаються на балансуючому ринку. Механізм прийняття пропозицій і заявок та розрахунку відповідної ціни визначається у Правилах ринку.

 

5.3. Виробничо-технологічна система оптового ринку електричної енергії

 

5.3.1. Диспетчерське управління та баланс попиту і пропозицій

 

Перехідний період - існуюча система з розвитком ринку двосторонніх договорів та елементів балансуючого ринку.

 

НЕК "Укренерго" є оператором системи (диспетчером), який здійснює диспетчеризацію відповідно до графіка навантаження, розробленого оператором ринку на наступну добу.

 

Оператор системи може корегувати протягом доби поточний графік навантаження енергосистеми за погодженням з Оператором ринку.

 

Оператор системи зобов'язаний надавати системні (допоміжні) послуги.

 

Оператор системи відповідає за проведення аналізу обмежень у системі та визначення шляхів розв'язання проблем, а також вносить НКРЕ пропозиції щодо будівництва нових об'єктів передачі для усунення таких обмежень, що забезпечить зменшення операційних витрат енергосистеми.

 

Оператор системи зобов'язаний здійснювати довгострокове прогнозування навантаження та постачання на основі інформації, що надається членами ринку.

 

Виробники зобов'язані подавати заявки на всі блоки, які експлуатуються та не перебувають в ремонті, та надавати інші послуги відповідно до Правил ринку та Кодексу електричних мереж.

 

Технічні умови приєднання до мережі для виробників та операторів передачі місцевими мережами визначені у Кодексі електричних мереж, включаючи зобов'язання виконувати накази диспетчера.

 

Перспективна модель - двосторонніх договорів та балансуючого ринку

 

На другому етапі обсяги навантаження за двосторонніми договорами враховуються оператором ринку у графіку навантаження на наступну добу і оператор системи (диспетчер) повинен виконувати інструкції щодо диспетчеризації за цими договорами на основі графіка навантаження. 

 

5.3.2. Система забезпечення роботи оптового ринку електричної енергії - інформаційний обмін, вимірювальне і програмне забезпечення

 

Функції оператора комерційного обліку виконує оператор ринку. Він відповідає за збір та обробку погодинних обсягів згідно з правилами та процедурами, визначеними Правилами ринку.

 

Передбачається поступова автоматизація вимірювальної системи обліку та обміну даних, що спочатку буде базуватися на існуючому обладнанні та програмному забезпеченні, з поступовим застосуванням обладнання для погодинного вимірювання у точках вимірювання та автоматизованими системами зв'язку, вдосконаленням програмного забезпечення для обробки даних, покращанням точності систем вимірювання.

 

Необхідно ретельно розробити протоколи обміну даними, які мають виконуватися всіма сторонами, що беруть участь у процесі обміну даними.

 

Перспективна модель двосторонніх договорів та балансуючого ринку

 

Перед впровадженням цього етапу для організаційного та технічного забезпечення його роботи необхідно:

 

визначити оператора централізованої системи обліку та обладнати систему приладами та програмним забезпеченням для розрахунку платежів на балансуючому ринку;

 

встановити на об'єктах всіх учасників торгів (виробників, постачальників та споживачів) відповідні засоби вимірювання та передачі даних;

 

зареєструвати та впровадити схеми обліку та правила збору даних для розрахунку точних обсягів реалізації;

 

впровадити протоколи обміну даними.

 

6. Завдання, які повинні бути розв'язані в процесі функціонування та розвитку оптового ринку електричної енергії, їх пріоритетність та заходи, необхідні для розв'язання завдань

 

6.1. Завдання

 

6.1.1. Розвиток об'єднаної енергетичної системи України та її інтеграція із суміжними енергосистемами, включаючи європейську

 

Розвиток ОЕС та її інтеграція з енергосистемами суміжних країн спрямовані на забезпечення надійного та безперебійного постачання електричною енергією з додержанням якості згідно з вимогами європейських стандартів. Розвиток ОЕС повинен відповідати державній політиці в енергетиці, суспільно-економічним потребам та розвитку економіки України.

 

На сьогодні майже всі блоки ТЕС відпрацювали свій розрахунковий технічний ресурс. Існуюче енергогенеруюче обладнання вимагає повномасштабного технічного переозброєння з використанням передових технологій, для продовження терміну експлуатації станцій на 20 - 25 років, та орієнтації на спалювання українського вугілля.

 

У зв'язку з тим, що Україна не забезпечує себе в повному обсязі необхідною кількістю палива, у першу чергу необхідно вжити заходів для його економії. Загальна економія палива можлива за рахунок запровадження найбільш прогресивних технологій спалювання палива та використання економічного обладнання, виведення з експлуатації обладнання з низькими техніко-економічними показниками, розвитку теплофікації, гідроенергетики тощо. Одним з таких заходів є глибоке збагачення вугілля, внутрішньоциклова газифікація вугілля з подальшим використанням генераторного газу в парогазових установках, реалізація проектів парогазових надбудов на блоках 800 МВт, заміна котлів на нові з використанням нових технологій, спорудження парогазотурбінних блоків тощо.

 

Однією з найважливіших проблем енергетичної галузі є недостатня кількість пікових потужностей, які б могли забезпечити регулювання графіка. Це призводить до необхідності спорудження високоманеврових потужностей. В першу чергу, необхідно забезпечити добудову Ташлицької ГАЕС та Дністровської ГАЕС.

 

Необхідно розробити програму державної підтримки розвитку нетрадиційних та відновлювальних джерел енергії, а особливо - малих ГЕС.

 

Завданням стратегічної ваги є реалізація Комплексної державної програми енергозбереження, розробленої в 1996 році.

 

У Національній програмі енергозабезпечення народного господарства України (Міненерго, 1992 - 1993 роки), затвердженій Кабінетом Міністрів України і схваленій Верховною Радою України, та в "Стратегічних напрямках і технічних рішеннях реконструкції діючих ТЕС України" (Міненерго, 1994 рік) було намічено виконання в період до 2010 року широкомасштабної програми реконструкції діючих ТЕС. Однак у зв'язку з відсутністю коштів завдання Програми до цього часу не виконуються. А з огляду на зміни, що відбулися за ці роки, необхідно розробити та затвердити нову енергетичну стратегію.

 

Електрична енергія є привабливим товаром для продажу на експорт. А забезпечити експорт електричної енергії в Європу можливо тільки транзитом через магістральні лінії ОЕС за наявності надійної та розвиненої внутрішньої структури електричних мереж.

 

В основній мережі близько 40 відсотків обладнання відпрацювало свій подвійний термін експлуатації та потребує заміни та реконструкції.

 

На сьогодні в ОЕС існують, але не експлуатуються найбільш потужні в Європі міждержавні лінії 750 кВ.

 

Системоутворююча мережа ОЕС проектувалася і створювалася без врахування загальноприйнятого в Європі правила надійності електричних мережі (n - 1). У разі відключення однієї з високовольтних ліній в будь-якому з перетинів ОЕС необхідно вживати спеціальних заходів щодо приведення електричних мереж до задовільного стану з огляду на вимоги надійності та оптимальності режимів. Ще більше ситуація загострилася через суттєві зміни в структурі виробництва. Більшість блочних ТЕС працюють з навантаженням 50 - 30 відсотків від встановленої потужності. А ТЕС якраз і мають найбільш досконалі схеми видачі потужності, які зараз не використовуються згідно з запроектованими режимами. І навпаки, АЕС не тільки зберегли, але й підвищили рівень виробітку та потужності. А саме АЕС мають найбільш складні та недосконалі схеми видачі потужності.

 

Всі вищенаведені причини, накладаючись одна на одну, роблять основну електричну мережу ОЕС дуже вразливою та чутливою до зовнішніх збурень. Через це найважливішим питанням для забезпечення надійної роботи ОЕС є відновлення паралельної роботи з усіма енергосистемами суміжних країн.

 

Для забезпечення більш надійної роботи ОЕС, збільшення пропускної спроможності основних перетинів та розв'язання проблеми мережних обмежень необхідно спроектувати, добудувати та ввести в експлуатацію нові об'єкти - підстанції та високовольтні лінії. Особливо важливим є питання забезпечення видачі потужності з атомних електростанцій.

 

Головними принципами роботи національних енергосистем є гарантоване збалансування режимів і самодостатність енергосистеми забезпечити баланс у разі імовірних відмов обладнання чи аварій. Це досягається за рахунок ринку системних послуг.

 

Для розвитку ринку системних послуг необхідно здійснити технічні заходи, що дозволять на належному рівні забезпечити резерв, регулювання активної та реактивної потужності, напруги. Для забезпечення здатності блоків автоматично реагувати на зміну частоти в енергосистемі із заданими оператором системи рівнями чутливості та статизмом необхідно виконати повномасштабну реконструкцію (заміну) регуляторів частоти обертів турбін ТЕС, АСУ ТП блочного і станційного рівня. Для забезпечення регулювання рівня напруги необхідно встановлення маневрених джерел реактивної потужності.

 

Крім того, необхідно вжити заходів до економічного стимулювання споживачів для зменшення нерівномірності графіка споживання електричної енергії.

 

Розвиток та нормальне функціонування ОРЕ неможливо відокремити від розвитку ОЕС. Всі ринкові відносини можуть розвиватися лише паралельно з розвитком технічної інфраструктури електроенергетичної галузі, на якій базується діяльність ОРЕ, що можливо забезпечити лише завдяки державній підтримці електроенергетичної галузі.

 

6.1.2. Покращання фінансового стану в електроенергетичній галузі

 

З метою покращання фінансового стану в електроенергетичній галузі необхідно здійснити заходи щодо:

 

вирішення проблеми боргів суб'єктів ОРЕ та їх дисбалансу;

 

забезпечення повної поточної оплати за електричну енергію, включаючи електричну енергію:

 

- спожиту бюджетними установами та організаціями і окремими категоріями споживачів, яким згідно з нормативно-правовими актами встановлені пільги та субсидії;

 

- спожиту екологічно небезпечними підприємствами та підприємствами, що мають аварійну броню;

 

удосконалення принципів ціноутворення з метою створення сприятливих умов для розвитку суб'єктів електроенергетики та надходження інвестицій у галузь, забезпечення економічно ефективної модернізації обладнання, отримання обґрунтованої норми прибутку, а також з метою управління попитом на електричну потужність та енергію і економічного стимулювання енергозбереження у споживачів шляхом повного відшкодування усіх витрат, пов'язаних з виробництвом, передачею та постачанням електричної енергії;

 

оптимізації податкового режиму, в тому числі методів нарахування податкових зобов'язань в електроенергетичній галузі;

 

недопущення обмеження платоспроможного попиту в ОРЕ;

 

обмеження адміністративного втручання в управління грошовими потоками на ОРЕ;

 

зниження рівня нормативних та понаднормативних втрат в електричних мережах;

 

поетапного впровадження нових систем комерційного обліку електричної енергії та інформаційного обміну на всіх етапах купівлі-продажу електричної енергії, визначення джерел їх фінансування;

 

вдосконалення системи договірних відносин в ОРЕ та впровадження механізмів примусового виконання договірних зобов'язань між учасниками ОРЕ.

 

Крім того, мають бути створені привабливі умови для забезпечення надходження інвестицій як вітчизняних, так і іноземних інвесторів.

 

6.1.3. Збільшення відкритості ринку та розвиток конкурентного середовища для виробників та постачальників електричної енергії

 

Світовий досвід розвитку енергоринків свідчить, що конкуренція призводить до оптимізації цін та підвищення ефективності енергетичного сектору та його сегментів. Конкуренція створює сприятливі умови для врахування під час формування цін всіх необхідних витрат, пов'язаних з поточним функціонуванням підприємств електроенергетики, а також для інвестування будівництва нових потужностей та модернізації діючих.

 

Задача, таким чином, полягає у розробці механізмів забезпечення підвищення конкуренції у тих сегментах галузі, які не є природними монополіями.

 

Це, зокрема, передбачає:

 

створення механізму, згідно з яким інвестування в будівництво нових виробничих потужностей буде відбуватись на конкурентній основі з проведенням тендера та/або застосуванням процедури санкціонування відповідно до норм європейського законодавства стосовно доступу до ринку;

 

створення недискримінаційних процедур щодо експорту, імпорту та транзиту електричної енергії відповідно до норм європейського законодавства та Енергетичної хартії;

 

створення умов для участі не тільки теплових, але й атомних енергогенеруючих компаній на ринку подання цінових заявок на день вперед;

 

створення умов для підвищення конкуренції між тепловими енергогенеруючими компаніями на ринку подання цінових заявок на день вперед;

 

створення умов для розвитку конкуренції між постачальниками електричної енергії та на роздрібному ринку.

 

6.1.4. Удосконалення тарифної та інвестиційної політики

 

З метою забезпечення оптимальних цін на електричну енергію та створення сприятливих умов для надходження інвестицій необхідно забезпечити відповідність тарифної та інвестиційної політики ринковим засадам функціонування конкурентного ринку електричної енергії, що викладено у розділі 7.4.

 

6.1.5. Створення умов для розвитку ринку палива для електростанцій

 

З метою досягнення ефективної конкуренції серед виробників необхідно забезпечити умови для створення ринків палива (газу, вугілля, ядерного палива).

 

6.2. Заходи, необхідні для розв'язання завдань

 

6.2.1. Вдосконалення системи державного регулювання

 

Реформа в енергетичному секторі потребує комплексного підходу. Це розробка енергетичної політики та стратегії її реалізації, визначення основних принципів розвитку ринку електричної енергії, вдосконалення системи управління та регулювання галуззю. Важливе місце серед заходів з розвитку електроенергетичної галузі займає створення енергетичного законодавства. Законодавство, що регулює відносини у паливно-енергетичному комплексі, фрагментарне і має велику кількість неузгодженостей, оскільки створювалося воно за відсутності відповідної концепції реформування галузі. Залишається ще ряд проблем, що вимагають законодавчого регулювання, зокрема такі принципові питання як особливості регулювання діяльності природних монополій та суміжних ринків в ПЕК. Це створює умови для зловживань у галузі і призводить до складних проблем як у сфері реформування відносин власності, так і у сфері виконання взаємних зобов'язань та у вирішенні інших питань.

 

У зв'язку з цим особливого значення набуває розробка закону "Про державне регулювання природних монополій та суміжних ринків в паливно-енергетичному комплексі", який фактично має чітко визначити правовий статус НКРЕ, механізм фінансування, межі функцій та повноважень, встановити правила та процедури, які регламентують діяльність органу, відповідальність за прийняття неправомірних рішень тощо,

 

6.2.2. Вдосконалення нормативно-правової бази, що регулює взаємовідносини в електроенергетиці та на оптовому ринку електричної енергії

 

Вдосконалення нормативно-правової бази взаємовідносин в електроенергетиці та на ОРЕ має передувати запровадженню реформ і забезпечуватися органами державної законодавчої та виконавчої влади і регулювання електроенергетики.

 

Зважаючи на напрями подальшого розвитку ОРЕ, визначені цією концепцією, доцільно здійснити ряд заходів, спрямованих на вдосконалення нормативно-правової бази функціонування електроенергетики та відносин на ОРЕ.

 

Пріоритетним заходом розвитку ОРЕ є розробка та прийняття необхідних змін до законів, зокрема до законів "Про електроенергетику", "Про природні монополії", "Про оподаткування прибутку підприємств", "Про податок на додану вартість", бюджетного, фінансового, митного законодавства, законодавства про будівництво. Крім того, необхідним заходом є вдосконалення законодавства у сфері державного регулювання електроенергетики.

 

Для забезпечення реалізації напрямів подальшого розвитку ОРЕ та завдань цієї Концепції виникає потреба прийняття нових або зміни існуючих підзаконних нормативно-правових актів в електроенергетиці.

 

Процес вдосконалення нормативно-правової бази вимагає від суб'єктів електроенергетики приведення системи договірних відносин у відповідність до нового законодавства, зокрема Договору, на підставі якого створено ОРЕ, з можливим затвердженням правил оптового ринку як окремого нормативно-правового акта, та договорів купівлі-продажу електричної енергії.

 

З метою вдосконалення нормативно-правової бази функціонування ОРЕ та забезпечення подальшого розвитку ОРЕ законодавчого закріплення вимагають:

 

чітке визначення меж компетенції органів, уповноважених здійснювати державне управління та регулювання на ОРЕ;

 

зміни у ціно- та тарифоутворенні на ОРЕ у частині, що стосується втрат в електричних мережах, особливостей ціноутворення для атомних енергогенеруючих компаній, повернення інвестицій суб'єктами електроенергетики, розробки методик ціноутворення для гідровиробників та НЕК "Укренерго";

 

удосконалення порядку ліцензування, зокрема розробки відповідних процедур ліцензування;

 

зміни в організаційній структурі ОРЕ, зокрема створення енергетичної біржі та розробка відповідних процедур торгівлі на цій біржі;

 

заходи щодо вирішення проблеми боргів;

 

заходи щодо забезпечення повної поточної оплати, а саме, припинення постачання електричної енергії споживачам, які не здійснюють її оплату, визначення джерел відшкодування витрат за постачання електричної енергії пільговим категоріям споживачів та бюджетним організаціям, підприємствам, які мають аварійну бронь, гарантування платежів тощо;

 

впровадження додаткових засобів забезпечення виконання договірних зобов'язань;

 

врегулювання відповідальності за несанкціоноване споживання електричної енергії;

 

усунення обмеження платоспроможного попиту на ОРЕ;

 

зміни режиму оподаткування в електроенергетиці;

 

визначення процедур доступу до ринку виробництва електричної енергії: санкціонування та/або тендер;

 

затвердження Кодексу електричних мереж;

 

впровадження правил та вимог до комерційного обліку електричної енергії;

 

впровадження порядку митного оформлення експорту, імпорту та транзиту електричної енергії;

 

зміни порядку купівлі-продажу електричної енергії під час запровадження повномасштабного конкурентного ринку електричної енергії у частині ліквідації оптового постачальника електричної енергії, а також зміни договірної системи та платіжно-розрахункових відносин учасників ОРЕ.

 

6.2.3. Розвиток конкурентного середовища для виробників і постачальників електричної енергії

 

Розвиток конкуренції має відбуватися у таких напрямах:

 

а) створення відповідно до норм європейського законодавства стосовно доступу до ринку такого механізму, згідно з яким інвестування в будівництво нових виробничих потужностей буде відбуватися на конкурентній основі з проведенням тендера.

 

Згідно з директивами Європейського співтовариства дозволяються дві процедури доступу до ринку виробництва: санкціонування та/або тендер. Законодавством України слід визначити застосування цих процедур.

 

У разі проведення тендера доцільно передбачити дотримання певних умов:

 

оператор системи та оператор магістральних мереж щорічно надає відповідному державному органу середньостроковий та довгостроковий аналіз балансу споживання та постачання електричної енергії в ОЕС;

 

на основі аналізу оператора системи та оператора магістральних мереж та пропозицій стосовно нових інвестицій відповідний державний орган складає та затверджує довгостроковий план розвитку ОЕС. Цей план затверджується Кабінетом Міністрів України один раз на рік;

 

на основі затвердженого довгострокового плану розвитку ОЕС відповідний державний орган визначає необхідні терміни, місце розташування, тип та інші характеристики необхідних нових виробничих потужностей та проголошує тендер. Переможець тендера визначається відповідно до прозорої процедури (яку необхідно розробити) та отримує дозвіл на будівництво необхідної виробничої потужності;

 

б) створення відповідно до норм європейського законодавства та Енергетичної хартії недискримінаційних процедур щодо експорту, імпорту та транзиту електричної енергії;

 

в) створення умов для підвищення конкуренції між тепловими енергогенеруючими компаніями на ринку подання цінових заявок на день вперед.

 

Основою для конкуренції є можливість для енергогенеруючих компаній вільно закуповувати паливо та інші складові, вкладати інвестиції та експлуатувати свої станції за умови обов'язкового виконанням правил, передбачених нормативно-технічними документами. Кожна енергогенеруюча компанія має отримувати кошти за принципом пропорційних платежів.

 

Отже, пропонуються такі заходи:

 

створити конкурентні ринки палива та забезпечити вільний доступ виробників до цих ринків;

 

удосконалити планування графіка та диспетчеризацію на цінових заявках згідно з правилами ринку;

 

надати виробникам право вибирати, які електростанції експлуатувати та пропонувати в ринок, які станції поставити у консервацію, або вивести з експлуатації згідно із законодавством України. Проте, з метою запобігання зловживанням ринковою владою передбачити зобов'язання виробників заявляти в ринок всю технічно спроможну потужність;

 

надати виробникам право формувати рівень цінової заявки відповідно до очікуваного балансу попиту та пропозиції, та отримувати доходи за енергію, яка продана, виключно із граничної ціни системи на основі заявок (вони також можуть отримувати дохід від надання системних послуг та платежів за виконання команд диспетчера). Проте, щоб запобігти зловживанню ринковою владою, або якщо буде визнано, що ринок не є повністю конкурентним, регулюючий орган може розробити правила обмежень цінової заявки. У цьому випадку, тобто коли цінова заявка стає обмеженою або регульованою, можуть бути введені додаткові платежі, які розробляються та використовуються як стимулюючі механізми (такі, як плата за потужність, плата за маневреність тощо). Причини запровадження такого регулювання та спеціальних платежів мають бути чітко обґрунтовані. Необхідно також проводити моніторинг платежів з метою підтвердження досягнення результату, тобто забезпечення оптимальних цінових сигналів. Цінові сигнали в умовах регулювання мають бути відносно сталими та не призводити до зловживань і викривлень у ринку. Щоб зберегти рівень цінових сигналів, які сформувались на ринку, розподіл коштів повинен здійснюватись у повній відповідності принципу пропорційності вартості електричної енергії, яка продається виробником;

 

г) створення умов для участі не тільки теплових, але й атомних енергогенеруючих компаній на ринку подання цінових заявок на день вперед.

 

Принцип застосування ГЦС разом з платою за потужність є основою формування ціни на електричну енергію на ОРЕ. Необхідною умовою участі атомних станцій на ринку подання цінових заявок на день вперед є внесення відповідних змін до Правил ринку і документів НКРЕ та інших документів (особливо тих, що стосуються подання заявок, встановлення ГЦС та плати за потужність) для врахування особливостей подання заявок атомною енергогенеруючою компанією;

 

д) створення умов для конкуренції між постачальниками електричної енергії на оптовому та роздрібному ринку.

 

Основою розвитку конкуренції між постачальниками електричної енергії на оптовому та роздрібному ринку є поступове запровадження системи двосторонніх договорів на купівлю електричної енергії між виробником, постачальником та/або споживачем в установленому порядку.

 

Необхідно передбачити систему гарантування для забезпечення постачання електричної енергії всім споживачам (в тому числі населенню) навіть у разі повної конкуренції в цій області.

 

Необхідно розробити детальні процедури на випадок зміни постачальника електричної енергії.

 

6.2.4. Створення механізмів, що забезпечують повну оплату електричної енергії за рахунок вимоги кредитного покриття, та страхування цінових ризиків в оптовому ринку електричної енергії

 

Механізми страхування ризиків на ОРЕ включають механізми, що забезпечують повну оплату електричної енергії за рахунок вимоги кредитного покриття, та інструменти страхування цінових ризиків учасників ОРЕ.

 

Для забезпечення платежів передбачити інструменти, що забезпечують повну оплату електричної енергії за рахунок вимоги кредитного покриття в ОРЕ України (авансові платежі, депозити, акредитиви, банківська гарантія тощо). Внести відповідні доповнення до Договору.

 

Для страхування цінових ризиків запровадити строкові контракти через систему біржової торгівлі для страхування цінових ризиків з урахуванням вимог законодавства.

 

До першого етапу створення механізмів страхування цінових ризиків слід віднести становлення ринку ф'ючерсних контрактів, що в умовах розвитку ОРЕ має впроваджуватися з урахуванням набутого світового досвіду. Об'єктами страхування цінових ризиків є ринкові ціни на електричну енергію в години пікового навантаження енергосистеми, вихідні дні, сезонні періоди, а також страхування ціни всього місячного (квартального, річного) обсягу електричної енергії, закупленого постачальниками у виробників та споживачами у постачальників. Участь у біржовій торгівлі здійснюється на добровільних засадах. При цьому пропонується застосування ф'ючерсних контрактів на електричну енергію без її фізичного постачання (контрактів на різницю). Біржа вимагає кредитного покриття від усіх учасників торгів і проводить розрахунки з учасниками через розрахунковий рахунок біржі в уповноваженому банку на поточні рахунки учасників біржової торгівлі.

 

Для запровадження фінансових контрактів необхідно вжити заходів до створення технічних та організаційно-правових умов.

 

6.2.5. Розв'язання проблеми боргів в оптовому ринку електричної енергії та їх дисбалансу

 

Необхідність вирішення проблеми боргів в ОРЕ та їх дисбалансу і в електроенергетичній галузі в цілому набула першочергового значення. Невирішеність проблеми боргів негативно впливає на стан галузі і робить неможливим подальший розвиток енергетичного сектору України. Масштаби проблеми боргів потребують комплексного вирішення питань як на рівні законодавчої, так і виконавчої влади.

 

Заходи щодо розв'язання проблеми боргів можна умовно поділити на чотири етапи.

 

На першому етапі розробляються заходи запобігання подальшому накопиченню боргів у межах ОРЕ (зокрема впровадження механізму, що забезпечує повну оплату за рахунок вимоги кредитного покриття).

 

При визначенні комплексних підходів до подальшого розв'язання проблеми заборгованості галузі фіксуються борги на певну дату та проводиться їх інвентаризація. З метою систематизації даних інвентаризації розробляються та затверджуються форми статистичної звітності, на підставі яких визначаються обсяги боргів суб'єктів ОРЕ, зокрема сумнівних та (або) безнадійних, обсяги їх заборгованості перед бюджетними організаціями, підприємствами державної, колективної та приватної форм власності, з обов'язковим розподілом заборгованості на окремі види (залежно від природи виникнення та можливих шляхів погашення), які мають бути реструктуризовані за різними схемами.

 

На другому етапі здійснюється підготовка та впровадження нормативно-правових актів щодо:

 

зарахування зустрічних кредиторсько-дебіторських вимог ДП "Енергоринок";

 

списання боргу енергетичних компаній, НЕК "Укренерго", ДП "Енергоринок" перед інноваційним фондом та фондом дорожніх робіт;

 

врегулювання питань відносно боргу ДП "Енергоринок" перед НЕК "Укренерго", який виник під час укладання роздільного балансу.

 

Одночасно з цим здійснюється підготовка, прийняття та впровадження нормативно-правових актів для проведення взаємозаліку зафіксованих на певну дату боргів між суб'єктами ОРЕ та споживачами електричної енергії на підставі зустрічних кредиторсько-дебіторських вимог, включаючи борги бюджетних установ за електричну енергію, борги суб'єктів ОРЕ перед державним бюджетом, позабюджетними фондами та Держкомрезервом. Взаємозалік здійснюється за схемою одноденного кредитування або за рахунок власних коштів.

 

За результатами здійснених заходів визначаються залишкові обсяги боргів суб'єктів ОРЕ перед державним бюджетом, позабюджетними фондами, місцевими бюджетами, Держкомрезервом, іншими державними підприємствами та приймається рішення про їх списання та (або) проведення подальшої реструктуризації шляхом пролонгації строків погашення та (або) використання методів рефінансування. Здійснення цих заходів дозволить врегулювати більшу частину дисбалансу між дебіторською заборгованістю споживачів за електричну енергію та кредиторською заборгованістю членів ОРЕ.

 

На третьому етапі визначаються залишкові обсяги кредиторської заборгованості енергопостачальних компаній перед ДП "Енергоринок" та здійснюється її реструктуризація шляхом пролонгації у часі із визначенням пільгового періоду. Одночасно розробляється та надалі впроваджується механізм рефінансування боргу ДП "Енергоринок". За рахунок коштів, отриманих в результаті рефінансування, ДП "Енергоринок" здійснює погашення заборгованості перед енергогенеруючими компаніями. Цими коштами енергогенеруючі компанії здійснюють погашення кредиторської заборгованості перед кредиторами - підприємствами, установами переважно недержавної форми власності.

 

За результатами попередніх операцій доцільно проведення реструктуризації залишків боргів ДП "Енергоринок" перед енергогенеруючими компаніями та енергогенеруючих компаній перед кредиторами з використанням всіх наявних методів реструктуризації.

 

На четвертому етапі за результатами попередніх заходів приймається рішення щодо необхідності рефінансування незбалансованих залишків боргів суб'єктів ОРЕ, визначаються джерела фінансування та обсяги їх використання, розробляються та впроваджуються необхідні нормативно-правові акти.

 

Одночасно на цьому етапі може бути прийняте рішення про доцільність досудової санації окремих енергетичних компаній.

 

Відносини щодо погашення заборгованості потребують законодавчого врегулювання.

 

6.2.6. Забезпечення повної поточної оплати за електричну енергію

 

Неповна поточна оплата є однією з основних проблем, яка загострила відносини між суб'єктами ОРЕ та суттєво погіршила фінансово-економічний стан енергетичних компаній.

 

Однією з об'єктивних причин, які зумовлюють неповну поточну оплату, є неможливість відключення деяких неплатників через специфіку конфігурації електричних мереж в Україні. У деяких випадках неплатник не може бути відключений енергопостачальною компанією у зв'язку із складною конфігурацією мереж, що склалась історично, коли живлення одних споживачів здійснюється транзитом через електричну мережу інших. Розв'язання цієї проблеми можливе лише шляхом оптимізації конфігурації електричних мереж, що є фундаментальним, дорогим та довгостроковим заходом. Як правило, це доцільно провадити лише в окремих регіонах під час проектування нових або повної реконструкції наявних електричних мереж. Питання має вирішуватись у довгостроковій перспективі.

 

Разом з тим, вже зараз пропонується застосувати інші заходи, які дозволяють уникнути проблем, що впливають на рівень поточної оплати за електричну енергію, а саме:

 

1) закріплення у законодавстві:

 

відповідальності (адміністративної та кримінальної) за розкрадання електричної енергії у разі самовільного підключення до електричних мереж і споживання електричної енергії без приладів обліку, пошкодження приладів обліку, розукомлектування та пошкодження об'єктів електроенергетики, розкрадання майна цих об'єктів;

 

права енергопостачальників припиняти постачання електричної енергії споживачам, які не здійснюють оплату електричної енергії відповідно до умов договорів;

 

права енергопостачальників отримувати з визначених джерел відшкодування витрат за здійснення постачання електричної енергії категоріям споживачів, яким встановлені пільги щодо оплати спожитої електричної енергії, а також визначеним екологічно небезпечними або соціально важливими підприємствам, яким не може бути припинено постачання електричної енергії у разі їх неплатоспроможності;

 

положення, що енергопостачальник не несе відповідальності за наслідки повного припинення живлення споживача, який не виконує умов договору щодо оплати спожитої електричної енергії, в тому числі і живлення аварійної броні, у разі, якщо таке відключення було здійснено відповідно до процедур, обумовлених відповідними нормативно-правовими актами;

 

чіткого визначення відповідальності органів виконавчої влади за втручання в оперативне регулювання режимів енергоспоживання;

 

відновлення практики стягнення пені з побутових споживачів у разі несвоєчасного внесення плати за електричну енергію;

 

2) визначення переліку екологічно небезпечних або соціально важливих підприємств, яким не може бути припинено постачання електричної енергії у разі їх неплатоспроможності, із зазначенням відповідних джерел фінансування;

 

3) внесення змін до законодавчих актів, згідно з якими окремим категоріям громадян надаються пільги в оплаті щодо спожитої електричної енергії, визначення для всіх категорій таких споживачів джерел фінансування пільг, а також нормування обсягів відпуску електричної енергії за пільговими тарифами;

 

4) обов'язкове врахування під час щорічного формування видатків державного бюджету для включення у Закон "Про державний бюджет України" фінансування у повному обсязі потреб бюджетних підприємств, установ і організацій в електричній енергії, а також пільг та субсидій щодо оплати спожитої електричної енергії;

 

5) забезпечення своєчасного фінансування поточних видатків бюджетних підприємств, установ і організацій на оплату електричної енергії в межах затверджених кошторисів;

 

6) внесення змін до Правил користування електричною енергією з метою чіткого визначення процедури припинення постачання електричної енергії на рівні аварійної броні у разі невиконання споживачем умов оплати електричної енергії відповідно до договору та поступового впровадження порядку попередньої оплати за електричну енергію споживачами;

 

7) удосконалення тарифоутворення на послуги енергопостачальних компаній в частині включення до відповідних тарифів витрат на запобігання понаднормативних втрат електричної енергії та впровадження сучасних систем комерційного обліку електричної енергії;

 

8) посилення вимог щодо організації збутової діяльності в умовах ліцензування діяльності з постачання електричної енергії за регульованим тарифом;

 

9) сприяння запровадженню системи забезпечення договірних зобов'язань щодо оплати купленої на ОРЕ, а також системи забезпечення договірних зобов'язань між енергопостачальниками та споживачами щодо оплати електричної енергії.

 

6.2.7. Недопущення обмеження платоспроможного попиту на оптовому ринку електричної енергії

 

Обмеження платоспроможного попиту на ОРЕ здійснюється внаслідок встановлення граничних величин споживання електричної енергії, застосування графіків обмеження енергоспоживання та аварійного відключення споживачів.

 

Серед заходів, спрямованих на недопущення обмеження платоспроможного попиту на ОРЕ, необхідно вжити такі:

 

1) не встановлювати граничні величини споживання електричної енергії для енергопостачальних компаній, які здійснюють повну оплату електричної енергії, купленої на ОРЕ. Граничні величини встановлювати лише для енергопостачальних компаній, які не повністю розраховуються за куплену електричну енергію;

 

2) визначити порядок коригування граничних величин споживання електричної енергії для енергопостачальних компаній;

 

3) виключити з повноважень місцевих органів виконавчої влади їх участь у встановленні та відповідальність за дотримання граничних рівнів споживання електричної енергії. При цьому, місцеві органи виконавчої влади доводять до енергопостачальних компаній переліки пільгових категорій споживачів та інформацію про кошториси бюджетних установ і організацій у частині оплати електричної енергії;

 

4) вирішити питання підвищення пропускної спроможності електричних мереж для задоволення оплачуваного споживання у значних обсягах. Вирішити питання відповідальності НЕК "Укренерго" та енергопостачальних компаній за обмеження та аварійне відключення споживачів у випадках порушення вимог нормативно-правових актів;

 

5) зняття в міру наближення до повної оплати за куплену електричну енергію будь-яких обмежень генерації, включаючи імпорт, за умови одночасного зняття обмеження рівня цінових заявок і адміністративного керування розподілом палива для електростанцій;

 

6) постачальники мають застосувати обмеження обсягів електроспоживання і установити ліміти лише для споживачів, які не здійснили повну оплату спожитої електричної енергії;

 

7) запровадити порядок, за яким споживачі, які не здійснюють поточні платежі у терміни, встановлені договором, або не дотримуються узгоджених графіків погашення заборгованості, підлягають відключенню від електричних мереж з одночасним доведенням граничних величин споживання електричної енергії до нульового рівня.

 

6.2.8. Усунення адміністративного втручання в управління грошовими потоками на оптовому ринку електричної енергії

 

Ефективне функціонування ОРЕ вимагає усунення адміністративного втручання державних органів у поточну діяльність ОРЕ, зокрема в управління грошовими потоками на ринку. У той же час визнається необхідність здійснення державного управління та регулювання електроенергетикою у межах, визначених законодавством.

 

З метою усунення та запобігання адміністративному втручанню в управління грошовими потоками на ОРЕ необхідно визначити на рівні закону, що:

 

1) розподіл коштів на ОРЕ здійснюється виключно за принципом пропорційних платежів за електричну енергію або надані послуги учасниками ОРЕ.

 

При цьому пропорційними платежами на ОРЕ вважаються платежі, належні до сплати кожному учаснику ринку, які розраховані відповідно до Правил ринку або за тарифами, встановленими НКРЕ, та скориговані відповідно до коефіцієнта загального збору коштів на ОРЕ - відношення фактичного збору коштів на ОРЕ до суми всіх належних до сплати платежів у розрахунковому періоді;

 

2) до повного погашення заборгованості суб'єктів ОРЕ кошти, отримані понад поточну оплату в рахунок погашення заборгованості за куплену електричну енергію на ОРЕ за минулі періоди, розподіляються пропорційно кредиторській заборгованості кожного окремого учасника ОРЕ.

 

Привести у відповідність до загального законодавства про надзвичайний стан порядок введення надзвичайної ситуації в електроенергетиці.

 

Визначити у додатку 9 до Договору між членами оптового ринку (Положення про надзвичайну ситуацію в ОРЕ) положення, які б встановлювали нові ринкові механізми страхування та взаємодопомоги на випадок надзвичайної ситуації в ОРЕ.

 

6.2.9. Зниження рівня нормативних та понаднормативних втрат в електричних мережах

 

Зниження рівня нормативних та понаднормативних втрат в місцевих (локальних) електричних мережах

 

Розв'язання проблеми може бути досягнуто через виконання заходів щодо усунення причин неповної поточної оплати за спожиту електричну енергію споживачами, а також вирішення наведених нижче питань:

 

1) законодавче врегулювання застосування кримінальної і адміністративної відповідальності за самовільне споживання (крадіжки) електричної енергії;

 

2) посилення вимог до організації збутової діяльності в умовах ліцензування діяльності з постачання електричної енергії за регульованим тарифом, в тому числі профілактичних заходів щодо запобігання несанкціонованому споживанню електричної енергії та претензійно-позовної роботи до розкрадачів електричної енергії;

 

3) удосконалення системи тарифоутворення на послуги ліцензіатів з передачі електричної енергії в частині врахування витрат на підтримку та розвиток електричних мереж і впровадження сучасних систем комерційного обліку електричної енергії.

 

Здійснення ефективних заходів із зниження витрат потребує щонайменше мінімізації збитковості діяльності компаній-передавачів, а також визначення джерел фінансування заходів із зниження втрат.

 

Ці заходи можуть реалізовуватися у декілька етапів:

 

застосування енергопостачальними компаніями протягом визначеного періоду часу коефіцієнта понаднормативних витрат під час розрахунків роздрібного тарифу на електричну енергію для споживачів. Впроваджується для енергопостачальних компаній, які демонструють позитивну динаміку зниження рівня понаднормативних витрат, а також сформували довгострокову політику зниження витрат. Аналогічна методологія на сьогодні застосовується для обласних енергопостачальних компаній, приватизованих у 2001 році;

 

урахування в тарифах на послуги енергопостачальних компаній заходів із зниження витрат у межах затверджених довгострокових інвестиційних програм. Впроваджується для енергопостачальних компаній, які демонструють позитивну динаміку зниження рівня понаднормативних витрат. У разі невиконання затвердженої інвестиційної програми зниження понаднормативних витрат до енергопостачальних компаній застосовуються наперед визначені санкції. Так, наприклад, можуть переглядатися у бік зменшення інвестиційні програми, що увійшли до відповідних тарифів, знижуватися норма прибутку тощо;

 

впровадження заходів щодо стимулювання енергетичних компаній, які досягли рівня нормативних витрат електричної енергії. В разі, коли внаслідок ефективної виробничої діяльності власників місцевих (локальних) електричних мереж фактичні технологічні витрати формуються на рівні нижче затвердженого нормативу, кошти, отримані за рахунок зменшення технологічних витрат електричної енергії, мають залишатися в енергетичних компаніях як додатковий прибуток з використанням для подальшого розвитку компаній. При цьому норматив технологічних витрат електричної енергії не зменшується щонайменше протягом двох років;

 

нормативні витрати розраховуються інститутом, який має дозвіл на виконання цих робіт, та затверджуються НКРЕ;

 

4) розробка та впровадження на основі створених в електропередавальних організаціях електричних мережних інформаційних баз і освоєного комп'ютерного комплексу аналізу реактивів електричних мереж (КВАРЕМ), програм диспетчерської оптимізації експлуатаційних схем і режимів розподільчих електричних мереж за критеріями енергозбереження та якості електричної енергії;

 

5) оптимізація конфігурації схем електричних мереж з наближенням центрів живлення безпосередньо до споживачів, скорочення частки електричних мереж нижчих класів напруги;

 

6) сприяння здійсненню підприємствами електроенергетики заходів щодо енергозбереження, зокрема шляхом застосування податкових пільг.

 

На всіх етапах діяльності енергетичних компаній - власників місцевих (локальних) електричних мереж заходи із зниження витрат електричної енергії мають бути пріоритетними як такі, що суттєво впливають як на фінансово-економічний стан енергопостачальних компаній, так і на рівень розрахунків з ОРЕ за куплену електричну енергію.

 

Практична реалізація перелічених заходів вимагає значних капіталовкладень і часу, проте дозволяє зменшити як понаднормативні, так і нормативні технологічні витрати електричної енергії в місцевих (локальних) електричних мережах.

 

Зниження рівня технологічних втрат електричної енергії в магістральній електричній мережі

 

Рівень втрат в магістральній мережі в основному залежить від оптимального розподілу виробництва активної потужності між електростанціями та підтримання оптимальних рівнів напруги в електричній мережі, за яким втрати будуть мінімальними.

 

Для зниження рівня втрат електричної енергії в магістральній електричній мережі необхідно:

 

1) забезпечити можливість регулювання реактивної потужності шляхом встановлення маневрених джерел реактивної потужності таким чином, щоб забезпечувалися допустимі рівні напруги на приймальних підстанціях в режимах як максимальних, так і мінімальних навантажень;

 

2) здійснювати оптимізацію режимів роботи електричних мереж шляхом забезпечення економічного розподілу електричних навантажень між енергогенеруючими підприємствами, дотримання необхідних рівнів напруги в центрах живлення та досягнення ефективного регулювання реактивної потужності;

 

3) добудувати та ввести в дію лінії, які дозволять оптимально розподіляти виробництво активної потужності, що значно підвищить надійність електропостачання деяких областей;

 

4) відновити пошкоджені шунтуючі реактори в мережі 750 кВ.

 

Виконання цих заходів дозволить не лише зменшити втрати в магістральній електричній мережі, а й в деякій мірі підвищити надійність роботи ОЕС. Але запровадження цих заходів потребує значних капіталовкладень, для чого необхідно визначити відповідні джерела фінансування.

 

6.2.10. Врегулювання процедур здійснення експорту, імпорту та транзиту електричної енергії, включаючи вдосконалення митного законодавства

 

На сьогодні в Україні не створено єдиного законодавчо визначеного механізму та недостатньо врегульовані процедури здійснення експорту, імпорту та транзиту електричної енергії.

 

Заходи щодо врегулювання процедур експорту, імпорту та транзиту (передачі) електричної енергії передбачають створення нормативно-правової та нормативно-технічної бази з урахуванням вимог європейського законодавства.

 

Нормативно-правова база

 

Для забезпечення нормативно-правової бази необхідно визначити, що вся імпортована та експортована електрична енергія продається та купується на ОРЕ, та внести відповідні зміни до Закону України "Про електроенергетику".

 

З метою захисту загальних економічних інтересів держави, підвищення рівня безпеки, зведення до мінімуму проблем захисту навколишнього природного середовища, а також збалансування імпорту та внутрішнього виробництва електричної енергії запровадити квотування імпорту електричної енергії за умови, що такий режим вводиться на недискримінаційній основі, є економічно обґрунтованим та чітко визначеним.

 

Забезпечити рівноправний доступ імпортерів та експортерів до ОРЕ, в тому числі визначити процедуру здійснення експорту, імпорту та транзиту (передачі) електричної енергії. Для цього необхідно розробити умови участі імпортерів та експортерів в ОРЕ та внести відповідні доповнення до Договору.

 

Розробити державну програму (з визначенням джерел фінансування) забезпечення підключення споживачів прикордонних територій, які не мають доступу до мереж ОЕС.

 

Забезпечити відшкодування бюджетної заборгованості з податку на додану вартість за операціями з експорту електричної енергії.

 

Беручи до уваги потребу в посиленні інтеграції до європейського енергетичного ринку як необхідної передумови для створення єдиного внутрішнього ринку Співтовариства, вжити заходів, необхідних для забезпечення транзиту електричної енергії відповідно до положень Директиви Ради Європейського Економічного Співтовариства 90/547/ЄЕС від 29 жовтня 1990 р. про транзит електричної енергії через мережі ліній електропередач.

 

З метою митного врегулювання міждержавних обмінів електричною енергією ввести до митного законодавства України поняття "сальдо переток електричної енергії" та ввести його у всі комерційні угоди, за якими здійснюється експорт, імпорт та транзит електричної енергії. До угод, у яких розрахунки та митне оформлення електричної енергії здійснюються по сальдо перетокам, можуть бути віднесені всі угоди з експорту, імпорту та транзиту електричної енергії, де зазначаються всі лінії електропередачі, що перетинають міждержавний кордон.

 

Розробити порядок митного оформлення електричної енергії з врахуванням особливостей функціонування електроенергетичної галузі, визначених в Законі України "Про електроенергетику", та нормативних втрат електричної енергії під час її транзиту (передачі). Регулюючому органу затвердити обсяг нормативних втрат.

 

Нормативно-технічна база

 

Процедури щодо забезпечення технічного та технологічного здійснення операцій з експорту, імпорту та транзиту (передачі) електричної енергії передбачити у Кодексі електричних мереж.

 

6.2.11. Поетапне впровадження нових систем комерційного обліку електричної енергії та інформаційного обміну на всіх етапах купівлі-продажу електричної енергії

 

Для ефективного функціонування ОРЕ необхідна організація на рівні кожного його суб'єкта точного і надійного погодинного обліку електричної енергії та потужності з наявністю даних про виробництво, транспортування, постачання та споживання електричної енергії на базі сучасних інтегрованих автоматизованих комерційних систем обліку електричної енергії, які об'єднані в єдину оперативну інформаційно-обчислювальну мережу (далі - АСКОЕ ОРЕ).

 

АСКОЕ ОРЕ має бути розподіленою багаторівневою системою вимірів, обробки, зберігання та передачі даних комерційного обліку та будуватися на принципах відкритості архітектури і розподіленого функціонування, яка може бути складовою єдиної системи забезпечення роботи ОРЕ щодо збору і передачі інформації.

 

Для побудови АСКОЕ ОРЕ необхідно вирішити такі організаційні та технічні питання:

 

приведення чинних нормативних документів, що регламентують вимоги до методів і засобів вимірювальної техніки для обліку електричної енергії, у відповідність до міжнародних та державних стандартів;

 

розробка Правил взаємодії між суб'єктами ОРЕ в частині збору, передачі та обробки даних для визначення обсягу виробленої, переданої та спожитої електричної енергії;

 

розробка методик з визначення та віднесення втрат електричної енергії між суміжними за територіальною ознакою суб'єктами ОРЕ;

 

внесення змін до будівельних норм і правил, а також проектних рішень щодо встановлення систем обліку електричної енергії;

 

створення сучасної сертифікаційної і метрологічної бази як на етапі виробництва лічильників, систем обліку електричної енергії, трансформаторів струму та трансформаторів напруги, так і в процесі їх експлуатації, ремонту та обслуговування;

 

розробка та виготовлення автоматизованого еталонного обладнання для проведення повірки лічильників електричної енергії;

 

розробка нормативних документів з питань встановлення технічних вимог до організації комерційного обліку у споживачів.

 

Впровадження АСКОЕ має виконуватися послідовно.

 

Кожний суб'єкт ОРЕ будує АСКОЕ самостійно, але на основі технічного завдання, погодженого з оператором комерційного обліку ОРЕ. Якщо суб'єкт ОРЕ має спільні точки обліку перетоків електричної енергії з суміжними з ним за територіальною ознакою суб'єктами ОРЕ, технічне завдання погоджується з ними в межах спільних точок обліку. При цьому обов'язковим для виконання є використання уніфікованих протоколів міжсерверного обміну даними щодо купівлі-продажу електричної енергії.

 

При побудові АСКОЕ ОРЕ повинна бути визначена сукупність вимог до організації комерційного обліку, до формування і використання інформації. Крім того, потрібно реалізувати процес об'єднання в єдину оперативну інформаційно-обчислювальну мережу самостійно функціонуючих в єдиному часі АСКОЕ суб'єктів ОРЕ шляхом постійного обміну інформацією між ними з установленою періодичністю.

 

6.2.12. Впровадження механізмів забезпечення виконання договірних зобов'язань як між самими учасниками оптового ринку електричної енергії, так і між учасниками оптового ринку електричної енергії і споживачами електричної енергії. Посилення відповідальності за порушення договірних зобов'язань учасниками оптового ринку електричної енергії та правопорушення в електроенергетиці

 

Значна кількість проблем, які мають місце на ОРЕ та на роздрібному ринку електричної енергії, спричинена несумлінним виконанням своїх договірних зобов'язань як між самими учасниками ОРЕ, так і між споживачами електричної енергії та учасниками ОРЕ. Посилення відповідальності за порушення договірних зобов'язань та більш широке впровадження механізмів забезпечення їх виконання є необхідними передумовами покращання стану розрахунків на ОРЕ та розвитку електроенергетичної галузі в цілому.

 

Слід закріпити в законодавстві застосування між учасниками ОРЕ та між споживачами електричної енергії та учасниками ОРЕ передбачених законодавством механізмів забезпечення виконання договірних зобов'язань (застава, порука, неустойка, аванс). Зокрема, внести до Закону України "Про електроенергетику" зміни, згідно з якими встановити, що застосування механізму забезпечення платіжних зобов'язань є обов'язковою умовою договорів купівлі-продажу електричної енергії як між учасниками ОРЕ, так і між споживачами електричної енергії та учасниками ОРЕ.

 

У зв'язку з тим, що ОРЕ створюється на підставі договору між його учасниками, необхідно посилити відповідальність сторін договору за чітке виконання його положень. Для цього необхідно внести зміни до законодавства в частині обов'язкового виконання всіма сторонами умов Договору.

 

З метою закріплення господарсько-правової відповідальності учасників ОРЕ доцільно внести зміни до законодавства, передбачивши визначення додаткових критеріїв та підстав застосування до несумлінних учасників ОРЕ оптимального співвідношення різних видів відповідальності (залежно від тяжкості наслідків правопорушення та вини правопорушника), наприклад:

 

штрафних санкцій (штрафу, пені);

 

оперативно-господарських санкцій (переведення несумлінного платника на акредитивну форму розрахунків чи на попередню оплату продукції);

 

господарсько-адміністративних штрафів (сплачуються до державного бюджету);

 

планово-госпрозрахункових санкцій (зниження регульованого тарифу тощо);

 

господарсько-організаційних санкцій (обмеження діяльності, тимчасове зупинення дії ліцензії, анулювання ліцензії тощо).

 

Застосування таких санкцій покладається на державний орган регулювання електроенергетики відповідно до законодавства.

 

Також вбачається доцільним розробити заходи для удосконалення законодавства з метою посилення адміністративної, кримінальної відповідальності за правопорушення в електроенергетиці. Необхідно розробити та внести відповідні зміни до Кодексу про адміністративні правопорушення та Кримінального кодексу з метою чіткого визначення відповідальності за крадіжку електричної енергії, псування та/або крадіжки електроенергетичного обладнання. Також необхідно закріпити в законодавстві та забезпечити застосування механізмів відшкодування шкоди, заподіяної енергетичним підприємствам неправомірними діями правопорушників.

 

6.2.13. Створення Кодексу електричних мереж з урахуванням рівних умов доступу до мережі всіх учасників оптового ринку електричної енергії

 

Перехід від адміністративної форми управління до ринкових відносин викликав необхідність звести всі правила, які регламентують організаційні, технологічні і технічні питання роботи учасників ринку в ОЕС та порядок взаємодії між членами ОРЕ, до єдиного документа - Кодексу електричних мереж.

 

Кодекс електричних мереж - нормативно-технічний документ, що регулює питання роботи суб'єктів ОРЕ в ОЕС в умовах конкурентного ринку електричної енергії, який, зокрема:

 

встановлює загальні вимоги до характеристик обладнання електричних мереж та станцій, а також принципи технологічного управління цим обладнанням та об'єднаною енергетичною системою в цілому для всіх суб'єктів (незалежно від організаційно-правової форми), що взаємодіють в процесі функціонування оптового ринку;

 

встановлює обов'язкові вимоги до суб'єктів ОРЕ з боку системи управління технологічним процесом, що забезпечує роботу ОЕС, поведінку цієї системи у разі виникнення відхилень в роботі, зумовлених як дією суб'єктів ОРЕ, так і зовнішніми факторами, включаючи обставини непереборної сили;

 

визначає порядок та способи проведення розслідувань технологічних порушень в роботі ОЕС та виявлення суб'єктів ОРЕ, що несуть відповідальність за ці порушення;

 

визначає вимоги щодо розвитку електричних мереж, які забезпечують недискримінаційний доступ до цих мереж суб'єктів ОРЕ, що виконують умови підключення, закріплені цими правилами.

 

Кодекс електричних мереж затверджується в установленому порядку, має статус державного правового акта і не замінює інші нормативно-розпорядчі документи технологічного складу (ПТЕ, ПУЕ та інші).

 

Правила, встановлені Кодексом електричних мереж, зокрема, регламентують:

 

права та обов'язки суб'єктів ОРЕ згідно з технологічними правилами;

 

взаємовідносини суб'єктів ОРЕ щодо підтримання умов надійної роботи ОЕС (довгострокове та короткострокове планування режимів, оперативно-технологічне (диспетчерське) управління для забезпечення постійного балансу між виробництвом та споживанням електричної енергії, регулювання частоти та активної потужності, регулювання напруги та реактивної потужності);

 

порядок купівлі-продажу системних послуг (резерв, регулювання активної та реактивної потужності) за ринковими принципами для забезпечення надійної роботи енергосистеми;

 

забезпечення якості електричної енергії. Суб'єкти ОРЕ повинні взяти на себе зобов'язання забезпечити якість електричної енергії, що задовольняє потреби споживачів та відповідає вимогам діючого державного стандарту (встановлюють показники та нормативи якості, заходи та засоби для забезпечення на стадії проектування та приєднання до мереж та в умовах експлуатації, контроль якості);

 

забезпечення надійності енергосистеми (показники та нормативи, заходи та засоби для забезпечення її надійності);

 

вимоги до релейного захисту та автоматики (показники та нормативи, вимоги до оснащення пристроями релейного захисту та автоматики, обов'язки з організації їх експлуатації);

 

вимоги до протиаварійної автоматики та автоматики обмеження (відключення) споживачів (призначення, види, вимоги до розміщення та експлуатації пристроїв);

 

порядок координації проведення планових та аварійно-відновних і ремонтних робіт (порядок планування та погодження ремонтних робіт обладнання електростанцій та електричних мереж);

 

вимоги щодо системи інформаційно-технологічного забезпечення для управління оптовим ринком електричної енергії (як для диспетчерського управління, так і для системи оптового ринку для проведення торгівлі в ринку електричної енергії);

 

технічні вимоги доступу та порядок підключення енергетичних об'єктів до електричних мереж на справедливій та недискримінаційній основі;

 

порядок організації експлуатації магістральних та міждержавних електричних мереж (обов'язки з управління, обслуговування, ремонту, розвитку мереж, а також контроль, нагляд та організація експлуатації, розслідування причин порушень у роботі та аварій електричних мереж);

 

порядок організації комерційного обліку електричної енергії і потужності та інформаційного обміну даними (визначаються технічні правила для забезпечення точних та надійних вимірів і обліку електричної енергії і потужності, надання даних, необхідних для роботи);

 

порядок взаємодії постачальних компаній з оператором ринку та оператором системи з питань роботи із споживачами, що не виконують договірні умови споживання та оплати за електричну енергію;

 

порядок здійснення експорту, імпорту та транзиту електричної енергії (визначаються технологічні та технічні умови здійснення цих операцій);

 

вимоги щодо планування розвитку енергосистеми (будівництва та модернізації мереж і генеруючих потужностей). Ці вимоги встановлюють технічні і конструктивні критерії та процедури для планування будівництва та модернізації об'єктів електроенергетики. Перспектива розвитку електроенергетики повинна відповідати національній політиці держави в питаннях розвитку та використання генеруючих потужностей і електричних мереж;

 

вимоги щодо проектування та розвитку засобів та систем оперативно-технологічного та комерційного забезпечення роботи ОРЕ;

 

вимоги до підготовки персоналу (адміністративно-управлінського, оперативно-диспетчерського та суб'єктів ОРЕ).

 

6.2.14. Удосконалення податкового законодавства та оптимізація оподаткування в електроенергетичній галузі

 

Загальна ситуація в електроенергетичній галузі, виходячи з розрахунків за податковими зобов'язаннями, свідчить про наявність негативних наслідків застосування методу "нарахування" (по першій події, що сталася: надходження коштів або відпуск товару), зокрема, спостерігається зростання обсягів заборгованості із сплати податків. Окрім того, враховуючи специфіку товарної продукції електроенергетичної галузі - електричної енергії, що полягає в одночасності її виробництва та споживання, і, як наслідок, неможливості зберігання її на складі, виробники та постачальники позбавлені можливості податкового планування, що негативно відображається на результатах їх господарської діяльності.

 

Слід також зазначити, що існує проблема припинення виробництва електричної енергії навіть в умовах неповної оплати електричної енергії з метою збереження сталої роботи енергетичної системи. Застосування, при цьому, методу "нарахування" податкових зобов'язань по податках на прибуток та на додану вартість, який діє в Україні з початку 2001 року, призводить до значного "вимивання" обігових коштів підприємств галузі та, відповідно, неможливості здійснення розрахунків з контрагентами.

 

Ситуація загострюється ще й тим, що в галузі існує проблема неповної поточної оплати за електричну енергію, в першу чергу з боку бюджетних організацій, вирішення якої потребує впровадження кардинальних заходів (в тому числі з боку держави) і певного часу.

 

В останні роки практично єдиним джерелом фінансування чи забезпечення окупності проектів будівництва, добудови, модернізації, об'єктів електроенергетичної галузі, які мають стратегічне значення для України, є цільові надбавки до тарифів на електричну енергію для підприємств електроенергетики та надбавки до оптової ціни на електричну енергію. В умовах застосування методу "нарахувань" щодо податкових зобов'язань та існування проблеми неплатежів, наявність якої не дозволяє отримати кошти цільової надбавки в повному обсязі, використання цього джерела не можна вважати ефективним, насамперед в частині накопичення додаткових боргів підприємств електроенергетики перед бюджетом.

 

Можливі шляхи оптимізації податкового законодавства:

 

з огляду на зазначене та з урахуванням того, що відповідно до Конституції України податкова система, податки і збори (обов'язкові платежі) встановлюються винятково законами, можна зробити висновок про необхідність внесення змін в частині застосування "касового" методу нарахування податків для підприємств електроенергетичної галузі в Закони України "Про податок на додану вартість" та "Про оподаткування прибутку підприємств";

 

крім того, враховуючи виключне значення для електроенергетики механізму інвестування через цільові надбавки та нагальну необхідність його удосконалення, потрібно відновити пільги з виплати податку на прибуток, які діяли до 1 січня 2002 р., для підприємств - платників податку, що отримують кошти як цільові надбавки у складі ціни продажу електричної енергії та послуг;

 

застосування методу прискореної амортизації основних фондів для об'єктів електроенергетичної галузі;

 

відмова від застосування податкової застави електричної енергії.

 

Рішення щодо оптимізації податкового законодавства має прийматися за результатами техніко-економічного обґрунтування з врахуванням конкретних економічних і фінансових умов діяльності платників податків - споживачів електричної енергії та підприємств електроенергетичної галузі.

 

6.2.15. Створення сприятливих умов для будівництва та модернізації об'єктів об'єднаної енергетичної системи

 

Обов'язковими передумовами, які сприятимуть будівництву та модернізації об'єктів об'єднаної енергетичної системи України, є наявність комплексної програми її розвитку, оптимізація ціноутворення в галузі та врегулювання питання доступу виробників до електричних мереж.

 

Ціноутворення в секторі електроенергетики повинне бути таким, щоб енергетичні компанії мали можливість реалізувати інвестиційні проекти. Це означає, що структура та рівень ціни повинні забезпечувати енергетичним компаніям можливість повернення вкладених сум інвестицій та відшкодування всіх пов'язаних з цим інвестиційних витрат.

 

Для підприємств, які здійснюють регульовані види діяльності (передачу електричної енергії магістральними чи місцевими (локальними) електричними мережами), ціноутворення повинно базуватися на відповідній методиці, яка розробляється та затверджується органом державного регулювання діяльності в електроенергетиці.

 

На сьогоднішньому етапі розвитку доцільно використовувати методики на основі витрат та регульованої норми прибутку, в тому числі збільшення норми прибутку на величину цільової надбавки до тарифу. Така методика розробляється та затверджується органом державного регулювання діяльності в електроенергетиці. Сума регульованого прибутку залежить від вартості активів, що використовуються для обслуговування споживачів, включаючи інвестиції, які вже здійсненні або будуть здійсненні протягом регульованого періоду. Для розрахунку тарифу визначається регульований рівень доходу енергокомпанії, який складається із всіх обґрунтованих операційних витрат та прибутку на певний період регулювання. Норма прибутку - це відсоток, який визначається органом державного регулювання діяльності в електроенергетиці виходячи із вартості капіталу на ринку, ризику, пов'язаного із впровадженням інвестиційних проектів, та індексу інфляції.

 

Для залучення інвестицій компанії можуть використовувати як власний прибуток, так і кредити фінансових та банківських установ. В обох випадках існують витрати, пов'язані із залученням коштів, які повинні відшкодовуватись. В першому випадку - це дивіденди акціонерам, що підлягають сплаті в майбутніх періодах, в другому випадку - відсотки з кредитів. Ці витрати плюс податок на прибуток відшкодовуються за рахунок прибутку.

 

Повернення сум інвестицій відбувається через амортизаційні відрахування або надбавку до тарифу. Терміни та метод нарахування амортизації та термін, на який вводиться надбавка до тарифу, визначаються регулюючим органом. Додатковим стимулом для внесення інвестицій є застосування прискореної амортизації активів, що були придбані під час здійснення інвестицій.

 

Методику на основі витрат та регульованої норми прибутку, в тому числі збільшення норми прибутку на величину цільової надбавки до тарифу, доцільно застосовувати для будівництва та модернізації об'єктів НЕК "Укренерго", а також атомних і гідровиробників, якщо їхні ціни регулюватимуться.

 

Підприємства, які здійснюють нерегульовані види діяльності, а саме виробництво та постачання електричної енергії, самостійно приймають рішення про здійснення інвестиційних проектів та всі інвестиційні витрати відшкодовуються за рахунок тієї ціни, яка склалася у конкуренції з іншими учасниками ринку. Стимулом для виробників до здійснення інвестицій є плата за потужність. При виникненні дефіциту потужності орган регулювання електроенергетики підвищує плату за потужність, що і буде відповідним ціновим сигналом.

 

Таким чином, якщо діяльність компанії підлягає регулюванню і вона самостійно приймає рішення про здійснення інвестицій, то джерела інвестицій визначаються менеджментом, а інвестиційні витрати відшкодовуються через регульовану ціну. У процесі здійснення компанією регульованої або нерегульованої діяльності та прийнятті самостійного рішення про залучення інвестицій за рахунок кредитів міжнародних фінансових організацій під гарантії держави, інвестиційні витрати відшкодовуються через ціну та за рахунок коштів державного бюджету. Якщо інвестиційний проект реалізується за рішенням державних органів, то фінансування здійснюється за рахунок бюджетних коштів на безповоротній основі.

 

В усіх цих випадках необхідно передбачити заходи для уникнення викривлення ціни на користь одних учасників ОРЕ за рахунок інших.

 

З метою створення сприятливих умов для будівництва та модернізації об'єктів ОЕС необхідне удосконалення законодавства в частині оподаткування та амортизації, а саме:

 

не оподатковувати прибуток, що реінвестується на розвиток виробництва, податком на прибуток;

 

розробити законодавство про амортизаційні нарахування, яке б враховувало економічну сутність та стимулювало залучення інвестицій.

 

7. Державне регулювання діяльності суб'єктів природних монополій в електроенергетиці

 

7.1. Мета та завдання державного регулювання в електроенергетиці

 

Метою державного регулювання в електроенергетиці є забезпечення балансу інтересів держави, суб'єктів електроенергетики та споживачів електричної енергії, забезпечення впевненості інвесторів у стабільності правил здійснення підприємницької діяльності в електроенергетиці, посилення конкуренції між виробниками та між постачальниками електричної енергії.

 

З цією метою здійснюється регулювання діяльності природних монополій та суміжних ринків в ПЕК.

 

На сьогодні державне регулювання в електроенергетиці виконує такі завдання:

 

формування та забезпечення державної політики щодо розвитку та функціонування ОРЕ;

 

сприяння розвитку конкуренції на ОРЕ;

 

захист прав та інтересів споживачів від зловживань енергетичними підприємствами-монополістами своїм становищем;

 

забезпечення проведення цінової і тарифної політики;

 

створення рівних можливостей для доступу та роботи на ОРЕ його учасників;

 

забезпечення дотримання учасниками ОРЕ правил поведінки на ОРЕ;

 

забезпечення стабільного фінансового стану електроенергетики.

 

7.2. Ліцензування діяльності в електроенергетиці

 

Ліцензування діяльності в електроенергетиці є однією з основних форм державного регулювання, яка реалізується шляхом встановлення загальних для суб'єктів підприємництва вимог до здійснення ними діяльності як монопольних, так і конкурентних видів, а також визначення тих суб'єктів, що відповідають цим вимогам, через надання їм відповідних ліцензій.

 

В електроенергетиці підлягає ліцензуванню діяльність з виробництва електричної енергії, передачі електричної енергії магістральними та міждержавними електричними мережами, передачі електричної енергії місцевими (локальними) електричними мережами, постачання електричної енергії за регульованим тарифом, постачання електричної енергії за нерегульованим тарифом та з оптового постачання електричної енергії. 

 

Розвиток інтеграційних процесів, зорієнтованих на об'єднання енергетичних потенціалів заінтересованих країн, в умовах функціонування ОРЕ вимагає законодавчого закріплення порядку здійснення підприємницької діяльності з експорту-імпорту електричної енергії, що на сьогодні законодавчо не врегульовано.

 

Порядок ліцензування потребує законодавчого закріплення в спеціальному законі про державне регулювання природних монополій та суміжних ринків у паливно-енергетичному комплексі.

 

З метою удосконалення існуючої системи ліцензування в електроенергетиці необхідно:

 

встановити, що всі види ліцензування в електроенергетиці здійснює НКРЕ;

 

надати право суб'єктам підприємницької діяльності звертатися за ліцензією на право здійснення діяльності з виробництва електричної енергії не лише за наявності енергогенеруючого обладнання з певною встановленою потужністю, а й у випадку отримання ними права на будівництво енергогенеруючого об'єкта;

 

скоротити велику кількість потенційних ліцензіатів з передачі електричної енергії місцевими (локальними) мережами, що утворюються внаслідок реструктуризації великих промислових підприємств. Розв'язання цієї проблеми забезпечується на законодавчому рівні шляхом встановлення показників (річних обсягів передачі електричної енергії), нижче рівня яких власникам місцевих (локальних) електричних мереж дозволятиметься здійснювати підприємницьку діяльність без ліцензії;

 

переглянути механізм анулювання ліцензії та терміни дії ліцензій, які були видані безстроково;

 

створити механізм гарантування отримання кожним споживачем послуг з електропостачання стандартної якості та за найнижчою вартістю. Для цього визначити в Законі України "Про електроенергетику" поняття "закріплена територія" на здійснення постачання електричної енергії за регульованим тарифом та "гарантований постачальник електричної енергії" для енергопостачальної компанії, яка отримала ліцензію на право здійснення підприємницької діяльності з постачання електричної енергії в межах закріпленої території.

 

7.3. Моніторинг функціонування оптового ринку електричної енергії та діяльності суб'єктів електроенергетики, інших учасників оптового ринку електричної енергії

 

Для досягнення ефективного функціонування ОРЕ орган державного регулювання за результатами спеціального моніторингу функціонування ринку та діяльності суб'єктів електроенергетики, інших учасників ОРЕ має вживати економічні та інші важелі впливу на суб'єктів ринку.

 

У перехідний період розвитку ОРЕ з метою уникнення помилок у процесі впровадження нових систем відносин значно збільшується потреба державного нагляду та регулювання.

 

Орган державного регулювання діяльності в електроенергетиці зобов'язаний проводити моніторинг:

 

конкуренції на ринку виробників - шляхом відстеження рівня цінових заявок виробників та наявності потужностей, нагляду за складанням графіка навантаження та диспетчеризацією, оптовою ринковою ціною, долею участі в ринку кожного виробника та відстеження умов щодо рівних можливостей їх виходу на ринок;

 

конкуренції на ринку постачання - шляхом регулювання господарської діяльності компаній відповідно до стандартів ефективності обслуговування споживачів;

 

вступу (виходу) до ринку - шляхом відстеження дефіциту виробничих потужностей, виведення з експлуатації старих та будівництва нових потужностей і наслідків цих процесів на ціноутворення в ринку;

 

ефективності функціонування на перехідному етапі спотового ринку та ринку двосторонніх договорів - шляхом запобігання викривлення ринку через взаємний вплив ринку двосторонніх договорів на спотовий ринок в частині стратегії подання заявок;

 

здійснення господарської діяльності суб'єктами природних монополій.

 

7.4. Формування цінової та тарифної політики

 

Формування цінової політики слід здійснювати на принципах:

 

забезпечення захисту прав споживачів з точки зору безперервності надання послуг, запобігання зниженню якості обслуговування чи необґрунтованого підвищення вартості електричної енергії шляхом створення умов щодо гарантованого забезпечення фінансової спроможності та стабільності ліцензіата монопольного виду діяльності за умови додержання ним ліцензійних умов;

 

відшкодування сумарних витрат ліцензіатів і отримання ними обґрунтованого прибутку на загальних принципах формування цін/тарифів;

 

забезпечення управління попитом на електричну потужність та енергію і економічного стимулювання енергозбереження у споживачів шляхом повного відшкодування усіх витрат, пов'язаних з виробництвом, передачею та постачанням електричної енергії.

 

З метою удосконалення цінової та тарифної політики в електроенергетиці необхідно:

 

забезпечити ефективне формування оптової ринкової ціни на електричну енергію;

 

забезпечити такий рівень цін на електричну енергію для споживачів, який би відшкодовував всі обґрунтовані витрати на виробництво, передачу та постачання, що унеможливить практику перехресного субсидіювання одних категорій споживачів за рахунок інших, та одних постачальників за рахунок інших через оптову ціну електричної енергії;

 

поглибити диференціацію тарифів по групах споживачів, класах напруги, за часом споживання електричної енергії (за зонами доби, сезонні) з метою надання споживачам відповідних цінових сигналів;

 

вирішити на законодавчому рівні питання надання адресних дотацій тим споживачам електричної енергії, які не мають можливості в повному обсязі оплачувати вартість спожитої електричної енергії. При цьому необхідно удосконалити методику формування тарифів для найбідніших верств населення, які б забезпечували споживання електричної енергії на мінімальному необхідному для життя рівні (встановлення мінімальної плати для бідних верств населення);

 

забезпечити повне розмежування видів діяльності з передачі та постачання електричної енергії, що здійснюються одним суб'єктом підприємницької діяльності шляхом визначення переліків робіт, що мають відноситися на кожний з цих видів діяльності;

 

забезпечити єдиний методологічний підхід при формуванні роздрібних тарифів для всіх груп споживачів відповідно до ринкових принципів.

 

Для удосконалення нормативної бази ціноутворення необхідно:

 

врегулювати на законодавчому рівні питання віднесення витрат, які пов'язані з підвищенням ядерної та радіаційної безпеки та виведенням АЕС з експлуатації, до валових витрат. У регульованих тарифах необхідно врахувати витрати на виведення основних фондів з експлуатації, підвищення безпеки;

 

розробити механізми для поступового переведення ТЕЦ та атомних виробників електричної енергії на роботу по цінових заявках;

 

застосувати методику відшкодування виправданих витрат та регульованої норми прибутку для гідровиробників електричної енергії, НЕК "Укренерго" та атомних виробників на період поки їх ціни регулюються. Також необхідно розробити чіткі, прозорі та публічні процедури для перегляду тарифів цих суб'єктів із залученням всіх заінтересованих сторін;

 

розробити методологічні рекомендації щодо ціноутворення на всі види додаткових послуг, які надаються в ОРЕ;

 

необхідно врегулювати питання перенесення оптової ціни в роздрібні тарифи за умови конкуренції в постачанні та функціонування ринку фінансових контрактів.

 

7.5. Регулювання експорту, імпорту та транзиту електричної енергії

 

З метою захисту економічних інтересів України та інтересів суб'єктів зовнішньоекономічної діяльності здійснюється державне регулювання діяльності з експорту, імпорту та транзиту електричної енергії. Для заохочення конкуренції державою створюються рівні умови та можливості як для суб'єктів зовнішньоекономічної діяльності так і вітчизняних виробників. У разі необхідності забезпечення збалансованості обсягів імпортованої та виробленої електричної енергії на внутрішньому ринку запроваджується режим квотування експорту, імпорту та транзиту електричної енергії.

 

7.6. Напрями розвитку державного регулювання

 

Перехід від адміністративного управління у паливно-енергетичному комплексі до нових важелів державного впливу (регулювання діяльності суб'єктів господарювання різних форм власності та організаційно-правових форм) викликав необхідність законодавчого визначення основ державного регулювання.

 

На цей час правові засади державного регулювання в електроенергетичній галузі та функціонування органу регулювання визначені Законами України "Про електроенергетику", "Про природні монополії" та "Про ліцензування певних видів господарської діяльності", а також Указами Президента України, що призводить до неузгодженості при застосуванні норм цих законів щодо регулювання, в тому числі ліцензування, різними державними органами. У зв'язку з цим та в рамках адаптації до європейського законодавства є необхідним прийняття спеціального закону про державне регулювання природних монополій та суміжних ринків в паливно-енергетичному комплексі.

 

Підставою для прийняття такого закону є також необхідність реалізації статті 19 Конституції України, згідно з якою всі органи виконавчої влади із спеціальним статусом повинні здійснювати свою діяльність у спосіб, визначений законом.

 

Законодавчого закріплення потребують такі принципові моменти.

 

У разі коли через вади системи відносин в ОРЕ створюються умови для отримання невиправданих конкурентних переваг для окремих суб'єктів ОРЕ, у регулюючого органу повинні бути законодавчо закріплені механізми для виправлення ситуації шляхом блокування економічно недоцільних процесів та рішень щодо функціонування ОРЕ.

 

З метою захисту учасників ОРЕ та споживачів від зловживань суб'єктами природних монополій своїм монопольним становищем у перехідному періоді необхідно забезпечити їх жорстке державне регулювання з поступовим переходом до економічних методів регулювання.

 

Для уникнення можливих помилок у процесі реформування ОРЕ орган державного регулювання діяльності в електроенергетиці повинен володіти інструментами щодо коригування процесів, що розвиваються в недоцільному для ринку напрямі, та можливість блокувати їх.

 

Таким чином, законодавче закріплення повноважень регулюючого органу дасть можливість:

 

упорядкувати та удосконалити законодавство з питань регулювання у паливно-енергетичному комплексі України;

 

визначити відповідно до Концепції адміністративної реформи в Україні особливості статусу регулюючого органу - НКРЕ, які повинні бути встановлені спеціальним законом, що визначить повноваження та порядок діяльності саме цього органу;

 

підвищити інвестиційну привабливість енергетичного сектору.

 

Крім того, слід закріпити позавідомчий статус регулюючого органу у Конституції України.

 

8. Етапи розвитку оптового ринку електричної енергії: умови переходу до кожного етапу, склад заходів, нормативно-правове забезпечення. Оцінка соціально-економічних результатів розвитку оптового ринку електричної енергії

 

Для розвитку та удосконалення відносин на оптовому ринку електричної енергії України здійснюються:

 

8.1. Перший етап - першочергові заходи

 

Склад заходів

 

До першочергових заходів, які повинні бути вирішені на першому етапі, належать:

 

забезпечення поточної оплати спожитої електричної енергії в повному обсязі, в тому числі шляхом вимоги кредитного покриття;

 

розв'язання проблеми боргів, що повинно відбуватися поетапно та комплексно;

 

упорядкування застосування пільг та субсидій;

 

посилення відповідальності за несанкціоноване споживання електричної енергії;

 

усунення адміністративного втручання в ринкові механізми ОРЕ, включаючи розподіл коштів, закупівлю первинних енергоресурсів, обладнання тощо;

 

розроблення методів моніторингу ОРЕ та запровадження економічних стимулів для розвитку конкуренції на ОРЕ, включаючи розподіл коштів, закупівлю первинних енергоресурсів, обладнання тощо;

 

розроблення правил щодо функціонування та принципів ціноутворення на ринку допоміжних послуг;

 

розроблення правил та умов для поступового запровадження системи двосторонніх договорів купівлі-продажу електричної енергії між виробником і споживачем або постачальником;

 

удосконалення методології ціно- та тарифоутворення на ОРЕ для атомних, гідровиробників та НЕК "Укренерго";

 

розроблення правил та процедур для запровадження АСКОЕ та правил взаємодії між суб'єктами ринку в частині збору, передачі та обробки даних, розробку протоколів обміну даних;

 

створення фонду зняття з експлуатації та продовження ресурсу атомних електростанцій;

 

створення умов для участі атомних станцій та ТЕЦ на ринку цінових заявок;

 

оптимізація податкового режиму;

 

створення ринків палива та забезпечення недискримінаційного доступу виробників електричної енергії до цього ринку;

 

прийняття Кодексу електричних мереж;

 

розроблення та запровадження механізмів страхування цінових ризиків;

 

розроблення процедур та порядку митного оформлення експорту, імпорту та транзиту електричної енергії;

 

покращання умов для залучення та повернення інвестицій в енергосекторі;

 

розвиток конкуренції між виробниками.

 

Нормативно-правове забезпечення

 

Для забезпечення реалізації заходів, передбачених на першому етапі розвитку ОРЕ, у разі необхідності вносяться зміни до бюджетного, податкового та кримінального законодавства, Законів України "Про електроенергетику", "Про оподаткування прибутку підприємств", "Про податок на додану вартість", умов та правил ліцензій учасників ОРЕ, Договору та Правил ринку, приймаються нові нормативні документи, зокрема новий закон "Про державне регулювання природних монополій та суміжних ринків у паливно-енергетичному комплексі", закон "Про амортизацію", а також Кодекс електричних мереж.

 

8.2. Другий етап - середньострокові заходи

 

Умови переходу

 

Запровадження другого етапу залежить від реалізації першочергових заходів, зокрема створення умов для поступового впровадження системи двосторонніх договорів купівлі-продажу електричної енергії між виробником і споживачем або постачальником, створення умов для участі атомних станцій на ринку цінових заявок, забезпечення повної поточної оплати, запровадження автоматизованої системи обліку та розробка протоколів обміну даними, поступове застосування обладнання для погодинного обліку.

 

Склад заходів

 

До середньострокових заходів, які повинні бути реалізовані на цьому етапі, належать:

 

поступове впровадження двосторонніх договорів та відпрацювання елементів балансуючого ринку;

 

перехід атомних станцій на роботу за ціновими заявками;

 

подальше удосконалення тарифо- та ціноутворення;

 

зміну організаційно-правової форми оператора ринку;

 

визначення процедур доступу до ринку виробництва електричної енергії: санкціонування та/або тендер;

 

запровадження ринку допоміжних послуг;

 

розроблення технічної бази та механізмів торгівлі на енергетичній біржі та відпрацювання її окремих елементів.

 

Окремі заходи, передбачені на другому етапі, у разі необхідності можуть виконуватися паралельно з заходами, передбаченими на першому етапі.

 

Нормативно-правове забезпечення

 

Для забезпечення здійснення заходів, передбачених на другому етапі розвитку ОРЕ, виникає потреба в прийнятті необхідних змін до Закону "Про електроенергетику", митного законодавства, умов ліцензій учасників ОРЕ, Договору та Правил ринку, а також у розробці нормативно-правової бази для здійснення торгівлі на енергетичній біржі.

 

8.3. Третій етап - довгострокові заходи

 

Умови переходу

 

Основними умовами переходу до третього етапу - двосторонніх договорів та балансуючого ринку - є:

 

готовність до повномасштабного впровадження балансуючого ринку, включаючи підготовку Правил та Договору ринку;

 

готовність для здійснення торгівлі на енергетичній біржі;

 

наявність відповідної системи обліку в усіх учасників двосторонніх контрактів - виробників, передавальних та розподільчих компаній, постачальників та споживачів;

 

наявність системи зв'язку та обміну інформацією для розподілу обсягів навантаження та виставлення рахунків учасникам ринку, програмного забезпечення, що відповідає вимогам правил балансуючого ринку.

 

Склад заходів

 

Запровадження повномасштабного ринку двосторонніх договорів та балансуючого ринку, а також відповідних систем моніторингу.

 

Заходи, передбачені цією Концепцією, повинні бути здійснені у термін до 5 років.

 

8.4. Оцінка соціально-економічних результатів розвитку оптового ринку електричної енергії

 

В результаті розвитку ОРЕ відповідно до цієї Концепції:

 

посилюється конкуренція, що призведе до встановлення обґрунтованих цін на електричну енергію для виробників та зменшення неефективних витрат палива;

 

забезпечується саморегулювання ринку та економічна ефективна диспетчеризація відповідно до Правил ринку;

 

реструктуризація боргів створить умови для підвищення початкової ціни продажу об'єктів електроенергетики, що в свою чергу значно збільшить надходження до державного бюджету від приватизації енергокомпаній;

 

запроваджуються двосторонні договори, що дасть змогу посилити відповідальність сторін договорів та знизити витрати на електричну енергію для певних споживачів без збільшення витрат для інших споживачів;

 

ліквідується перехресне субсидіювання, встановлюються обґрунтовані ціни для всіх споживачів, що стимулюватиме їх до більш ефективного споживання електричної енергії;

 

оптові ціни відображатимуть фактичні витрати на виробництво електричної енергії, що забезпечить встановлення реальних цін на електричну енергію для споживачів. Це стимулюватиме ефективне споживання у часі;

 

припиняється втручання в господарську діяльність виробників електричної енергії, що забезпечить посилення конкуренції між ними. Фінансовий стан більш ефективних виробників покращиться, що сприятиме вкладанню коштів в будівництво нових потужностей та модернізацію неефективних та зношених. Це в свою чергу призведе до зменшення негативного впливу на довкілля;

 

витрати на виробництво електричної енергії на атомних електростанціях включатимуть витрати на зняття з експлуатації та продовження ресурсу обладнання, що підвищить екологічну безпеку країни;

 

впровадження системи комерційного обліку та обміну даними, а також підвищення відповідальності за несанкціоноване споживання електричної енергії забезпечить зменшення втрат в електричних мережах і позитивно вплине на формування роздрібних тарифів на електричну енергію;

 

запровадження механізмів страхування цінових ризиків сприятиме зменшенню коливань ціни на електричну енергію;

 

розвиток ОРЕ сприятиме інтеграції України в ЄС;

 

розвиток ринкових взаємовідносин на ОРЕ створить привабливий інвестиційний клімат.

 

Електронний архів
Підписка на новини
Список файлів
Як сприяти розвитку ринкових відносин в енергетиці України?
зменшити податки
створити єдиний енергетичний ходдинг
запровадити конкуренцію серед виробників
запровадити конкуренцію серед постачальників
інше
Відповісти
результати опитування
22 липня 2017