Нова хвиля нестачі газу виникне на початку 2023 року. Що робити в першу чергу

Що в першу чергу має робити Україна на газовому ринку і в управлінні енергетичними компаніями, щоб мінімізувати негативні наслідки від нової хвилі нестачі газу – у колонці Леоніда Уніговського.

Світ став швидко мінливим, і зміни найперше стосуються українців. Міняються і умови, і уклад життя. Спочатку була епідемія ковіду. Але найбільш значуще це проявилось після повномасштабного вторгнення РФ в Україну. Все, що було бажаним до 24 лютого, стає не суттєвим; на першому плані - виживання кожного, нашої держави, перемога над ворогом. Ми віримо, що це відбудеться. Питання в тому, яким буде світ після нашої перемоги? Чи повернемося ми - Україна, Європа, світ до правил та настанов, які регулювали, впорядковували нашу діяльність до агресії РФ? Наскільки вони зміняться, зокрема і завдяки нам? Це питання волі і часу.

Наразі нас цікавлять газові ринки Європи та їх вплив на вітчизняний ринок. Щоб зрозуміти це і дійти певних висновків, проаналізуємо, що зараз роблять уряди, національні регулятори європейських країн задля подолання енергетичної кризи, вплив якої на Європу не варто як применшувати, так і перебільшувати. Європейський досвід повинен допомогти нам зробити певні висновки та визначити оптимальні дії.

Розглядаючи ситуацію з постачанням російського газу в Європу, наша компанія прогнозувала, що з початком опалювального сезону залишиться діючим тільки "Турецький потік ". Але зараз, після анулювання ліцензії оператору цього газопроводу, навіть використання цього маршруту в Європу стає вельми проблематичним. Все це впливає на ціни на газ в Європі. Станом на вересень 2022 року ціни на основних європейських хабах були майже в 11 раз вище цін за той же період в 2021 році. Але справа не тільки в цінах.

Перед Європою постала загроза нестачі газу, особливо у січні-березні 2023 року. Ось чому вже зараз у ЄС приймаються рішення про обмеження споживання, збільшення темпів закачування газу в підземні сховища (це успішно виконується), пошук нових постачальників природного газу або, там де можливо, збільшення обсягів постачання.

До слова, підвищення цін на газ зачепило і США, де ціни зросли в три рази.
Внаслідок різкого зростання цін на газ ряд промислових галузей змушені суттєво скоротити виробництво. Оптові покупці російського газу, перш за все Uniper (Німеччина) опинилися під загрозою банкрутства. Справа в тому, що отримуючи газ за довгостроковими угодами з РФ, такі компанії не могли кардинально змінювати укладені ними ж договори з регіональними постачальниками і були змушені закуповувати недостатні обсяги на споті, де ціни були значно вищі (завдяки тому ж "Газпрому").

По "енергетичному ланцюгу" різке збільшення ціни на газ призвело до кризових явищ постачальників електроенергії, які використовують газ, і далі для фірм, які займаються постачанням води, тепла та ін. Уряд Німеччини вже витратив 29 млрд євро для націоналізації Uniper і планує витратити ще 65 млрд євро в якості пакета допомоги незахищеним споживачам.

Уряд Великобританії пішов на зниження податків та надання адресної допомоги населенню протягом наступних двох років, що обійдеться більше, ніж у 150 млрд фунтів стерлінгів. Аналогічно діють і уряди інших європейських країн.
Разом з тим, для вилучення надприбутків енергетичних компаній, які для виробництва електроенергії використовують викопне паливо (вугілля, мазут), чи відновлювані джерела, європейські країни встановлюють додаткові жорсткі податки (від 30% до 90% від надприбутків).

Загалом, ми бачимо зростаючу роль державних органів в регулюванні енергетичних ринків.

Потрібно зрозуміти - це короткострокові дії, чи ми будемо "жити з цим" і в майбутньому? Безумовно, нас це цікавить з точки зору України - які висновки нам треба зробити і на що орієнтуватися? Я не вважаю свої висновки істиною в останній інстанції, але, можливо, ці пропозиції будуть корисні для суспільства.

Газовий ринок України після перемоги у війні

Перше питання яке, на мій погляд, потрібно обговорити, - це співвідношення покупки газу за довгостроковими контрактами та на споті. Наприклад, норвезька компанія Equinor у своєму портфелі договорів має 50% двосторонніх (більшою мірою довгострокових) договорів, і 50% продає на споті. Наразі в переговорах з Європейською комісією Equinor наполягає на різкому збільшенні долі середньострокових контрактів з європейськими країнами.

Світові тенденції щодо договорів на постачання LNG демонструють, що постачальники прагнуть укладати саме двосторонні довгострокові договори. Середні їх терміни в Європі складають 10-15 років, в Азії - 15-20 років. Польська компанія PGNіG з 1 січня 2023 року уклала десятирічний довгостроковий контракт з Equinor. Довгостроковий контракт на постачання LNG з листопада 2022 року уклала і Естонія. Німецька RWE підписала довгострокові контракти на постачання LNG з компаніями США та ОАЕ.

Все це підтверджує, на мою думку, що довгостроковий контракт – є базовим контрактом, а спот врівноважує коливання попиту і пропозиції, і ці два механізми доповнюють один одного. Як приклад - RWE, на відміну від Uniper, мала як довгостроковий, так і спотовий сегмент. В результаті вона не потрапила в таку пастку, як Uniper.

Логічний висновок для України: при імпортних операціях (на внутрішньому ринку після перехідного періоду, але про це згодом), треба мати як двосторонні контракти, так і планувати купівлю певної частини газу на споті. Такий механізм значно знизить ризики таких операцій.

Що потрібно зробити на газовому ринку України?

Спочатку загальні питання. Слід зауважити, що український ринок (його залишки) під час війни відрізняється від будь-якої моделі справжнього ринку. Значною мірою це вимушені кроки, але все одно деякі дії уряду дивують. Наприклад, незрозуміла така концентрація активів в НАК "Нафтогаз України". По-перше, НАК повинна мати діючі органи управління, для ефективного керування цими активами і, по-друге, після завершення війни буде складно повертатися до нормальної структури ринку. Також, інколи незрозуміла координація, а іноді її відсутність, в діяльності КМУ, НКРЕКП, Міністерства енергетики на газовому ринку. Деколи навпаки – там де не треба втручатися і "регулювати" органи управління "імітують" активну діяльність. Але все це, я вважаю, явище тимчасове і після нашої перемоги у війні негаразди будуть виправлені.

Отже, що нам робити з нашим газовим ринком після перемоги.

Спираючись на досвід можу стверджувати, що головна проблема нашого ринку – це ціноутворення. Іншими словами, треба визначитися, що потрібно - так званий "імпортний паритет" або національний ціновий індикатор?

Отже, після перемоги для створення конкурентного середовища знадобиться пройти підготовчий період під час якого доцільні наступні дії. По-перше, забезпечити продаж 100 % товарного газу Укргазвидобуванням на українських торгівельних майданчиках (певний аналог постачальника із спеціальними обов’язками (ПСО), що у свій час було запропоновано секретаріатом Енергетичного співтовариства).

По-друге, продавати газ за правилами "вивільнення газу" (Gas Release Programme - GRP), які застосовувались в країнах Європи для збільшення конкуренції.

Суть програми:

– продаж невеликих обсягів газу в кожному лоті;

– кожен покупець не може купити більше певної кількості лотів, визначеної Регулятором (НКРЕКП), який розробляє правила GRP та контролює їх виконання;

– контролюється участь в GRP афілійованих структур.

За результатами торгових сесій формується національний ціновий індикатор.

Інші риси підготовчого періоду:

– на 2-3 роки під час відновлення можливо встановити обмеження на максимальну ціну газу – (price cap) і для приватних газовидобувних компаній;

– для збільшення конкуренції в цей період було також доцільним приватизувати АТ "Укргазвидобування", розділивши його до цього на дві-три компанії;

– у цей період дуже важливим є контроль регулятора за діями учасників ринку. Нарешті необхідно прийняти закон, аналогічний європейському Регламенту №1227/2011 - REMIT (закон про контроль за прозорістю та запобіганню зловживань на оптових ринках електроенергії та природного газу).

– прискіпливий контроль АМКУ за дотриманням правил конкуренції і не зловживанням природними монополіями домінуючим положенням на ринку.

Рішення щодо закінчення перехідного періоду приймає КМУ. Підставою для цього має бути:

1. Успішна реалізація GRP протягом 2-3 років.
2. Приватизація Укргазвидобування, або, як мінімум, його відокремлення від "Нафтогазу".

Після завершення підготовчого періоду і створення нормального конкурентного середовища, можливо послабити обмеження щодо 100-відсоткового продажу газу на торговельних майданчиках і перейти на так звану "європейську модель ринку", але за більш жорсткого, ніж до війни, контролю регулятором за дотриманням правил ринку (мінімізація спекулятивної складової спотової торгівлі).

Комерційне балансування газу

Запроваджена регулятором система комерційного балансування, за моїм переконанням, на практиці означає, що вона не може бути нейтральною одночасно для усіх учасників цієї процедури: замовників послуг транспортування, операторів ГРМ, оператора ГТС. Це підтверджується і постійними конфліктами замовників послуг транспортування та оператора ГТС.

Варто зазначити, що застосована модель комерційного балансування (коли фізичне і комерційне балансування виконуються оператором ГТС) не була запропонована під час підготовки проекту закону "Про ринок природного газу". Регулятор пропонував створити для комерційного балансування, за прикладом Чехії, а тепер і електроенергоринку України окремого оператора. Проте ця пропозиція за наполяганням "Нафтогазу" була відкинута.

Але постійні суперечки навколо комерційного балансування підтвердили, що це була слушна пропозиція. Наразі було б доцільним створити окремого оператора ринку, який, до речі, зміг би поєднувати в перспективі функції комерційного балансування як в газі, так і в електроенергетиці. Саме такий оператор має займатися добовим прогнозуванням споживання природного газу домогосподарствами, бюджетними та невеличкими промисловими підприємствами, які не мають систем щодобової передачі даних. Зазначимо, це не нівелює роль біржових майданчиків. Купівля-продаж потрібних обсягів газу для балансування здійснюється саме там.

Облік газу. Нарешті потрібно забезпечити всі домогосподарства системами обліку (лічильниками газу). Це може затягнутися на 2-3 роки. Практика свідчить, що оператор ГРМ може встановлювати на рік не більше 30-40 тисяч лічильників. І то, якщо кине на це всі зусилля.

Проблема обліку в газовидобутку також є досить гострою. Кожна свердловина повинна бути обладнана приборами фіксації обсягів і інших параметрів видобутку (я вже не кажу про автоматизовані системи управління видобутком).

Наша газотранспортна система. Не таємниця, що потужності, на які розрахована ГТС, нам не потрібні. Виникає питання - що з цим "добром" робити? І це питання не тільки і не стільки оператора ГТС.

Повинна бути державна програма модернізації, реконструкції, а для деяких ділянок газопроводів і компресорних станцій утилізації складових нашої системи. Причому головною функцією ГТС стає транспортування газу споживачам України. Також потрібно проаналізувати можливості ГТС для реалізації інших проектів, не пов’язаних із транспортуванням газу. Всі ці питання в першу чергу для КМУ і Міненерго, а вже потім для оператора ГТС.

Аналогічна проблема стоїть і перед операторами ГРМ, які експлуатують зараз 289 тисяч кілометрів розподільних газопроводів. За попередніми економічними розрахунками доцільно залишити не більше 85-95 тисяч кілометрів. Тобто потребують перегляду схеми газопостачання міст, інших населених пунктів з якісно новим підходом, з акцентом на децентралізацію, з урахуванням використання біометану та, в перспективі, водню.

Екологія. Дослідження доводять, що викиди метану в 25 разів небезпечніше викидів СО2. Відповідно до сучасних вимог ООН в Україні потрібно розробити і поступово впровадити цільову комплексну програму зменшення викидів метану, яка повинна охоплювати весь ланцюг використання природного газу: видобуток, переробку, транспорт і розподіл, а також і спалювання природного газу на газових приладах (котли, плити та ін.).

Знову цінова та тарифна політика. Вже зрозуміло, що в наступні два-три роки в Європі не зникнуть проблеми із забезпеченням достатньої пропозиції природного газу. Повною мірою це буде стосуватися і України. В той же час тримати ціну газу для окремих, але достатньо великих груп споживачів (населення, теплокомуненерго) на дотаційному рівні держава довго не зможе. Було б доцільним використати той позитивний досвід 2007-2016 років, коли річна ціна газу залежала від обсягів споживання. Принаймні, такий підхід має сенс у підготовчому періоді, про який я писав вище.

І нарешті – східноєвропейський газовий хаб. Спочатку визначимось, що я розумію під цим словосполученням, бо багато авторів використовують його, але не факт, що ми всі розуміємо одне і теж. Отже, в моєму розумінні газовий хаб – це територіально визначена зона на місцевості, в якій проводяться операції фізичного зберігання, транспортування, розподілу та оптової торгівлі природним газом, в тому числі на біржових майданчиках. Невід’ємними частинами такого хабу є технічна інфраструктура зберігання, газопроводи, які забезпечують зв’язок хабу з іншими торговими зонами (хабами) та наявність оператора хабу.

Відштовхуючись від цього визначення можна стверджувати, що по суті східноєвропейський газовий хаб це західноукраїнські газові сховища, інтерконектори, які з’єднують Словаччину, Румунію, Україну, Угорщину та Польщу, а також система бірж цих країн з можливістю учасникам ринку проводити операції на будь-якій з них. Оператор ринку балансує цю систему. Розуміємо, що наразі це в повному обсязі малоймовірно, хоча дещо в цьому напрямку вже робиться. Наприклад зусилля, в тому числі і Секретаріату енергетичної співдружності по координації роботи східноєвропейських бірж. Але вірю, що саме так і буде створений східноєвропейський газовий хаб.