Какие реформы нужны рынку газа

В Україні майже рік триває війна. Найбільш масштабна континентальна війна після Другої світової війни. Ворог вже завдав значної шкоди економіці та інфраструктурі України. 

Очевидно, що зараз основне завдання уряду – стабілізувати ситуацію та організувати оперативне відновлення інфраструктури. 

Однак, рішення, що приймаються, не повинні завдавати шкоди тим ринковим механізмам, які були впроваджені за останні 5-7 років на ринках е/е і газу. 

Більше того, у короткостроковій перспективі потрібно вирішити такі проблеми:

1. Налагодити платіжну дисципліну і нарешті створити збалансовану систему відповідальності всіх учасників ринку газу: постачальників, споживачів, трейдерів та операторів розподільчих та магістральних мереж. 

Багатомільярдні борги облгазів та постачальника останньої надії (ПОНу) показують, що існуюче регулювання вимагає негайних змін або на ринках може виникнути криза неплатежів. 

Тільки перед ОГТСУ облгази накопичили 17 млрд грн боргів, а група "Нафтогаз" має заборгованість близько 22 млрд грн. 

Пора вже вирішити проблему постачання технологічного газу для облгазів та газу для підприємств енергетики та ТКЕ, а не перекидати її від компанії до компанії. 

Усі споживачі, які не мають постачальника газу, повинні або обслуговуватися ПОНом, або відключатися від газоспоживання. 

Показовою є ситуація з державною Трипільською ТЕС. У жовтні 2022 року "Нафтогаз" через заборгованість Центренерго подав заявку на відключення Трипільської ТЕС. 

Очевидно, що відключати під час війни та аварійних відключень електрики найбільшу в регіоні ТЕС було б злочином, тому КОВЦА заборонила відключати станцію. 

Трипільська ТЕС продовжила несанкціоновано відбирати до 3 млн м3 газу на день із газових мереж. Загалом до січня 2023 року станція відібрала близько 101,7 млн м3 газу на суму понад 3 млрд грн. 

Цей борг мертвим вантажем повисне на Київоблгазі та ОГТСУ, хоча ці транспортні компанії жодного відношення до постачання газу не мають, а відповідають виключно за експлуатацію газових мереж. 

Але поточне регулювання робить їх крайніми в такій ситуації. Нещодавні зміни до законодавства не вирішили, а лише ускладнили проблему, дозволивши ПОНу ("Нафтогазу") відмовляти від постачання газу ряду споживачів, у яких відсутній постачальник або існують борги, але при цьому існує заборона на відключення подібних споживачів від газопостачання.

2. Варто повернутися до ідеї єдиної платіжки для кінцевих споживачів газу, яка включатиме вартість послуг поставки газу та його розподілу. У такому разі споживач платитиме тільки своєму постачальнику, а постачальник уже сам організовуватиме всі необхідні для постачання газу до вузла обліку газу споживача. 

Свого часу облгази пролобіювали створення окремої платіжки та абонплати, хоч це є нестандартним рішенням. Населення не платить окремо Оператору ПСГ за послуги зберігання газу або Оператору ГТС за послуги з імпорту газу з ЄС, але чомусь окремо оплачує облгазам послуги з розподілу газу. 

Логічним було б, щоб клієнт мав стосунки лише зі своїм постачальником газу, а останній оплачував би всі необхідні послуги операторам ПСГ, ГТС та ГРМ. 

Консолідація більшої частини облгазів у "Нафтогазі" також створює можливість запровадження уніфікованого тарифу для послуг розподілу по всій Україні. 

Нині ж кожен облгаз має свій тариф, який може відрізнятись у рази, що ставить мешканців різних регіонів у нерівні умови. 

Наприклад, тариф на розподіл газу для "Гадячгазу", "Лубнігазу", "Закарпатгазу", "Миколаївгазу", "Тисменицягазу", "Харківгазу", "Чернівцігазу" становить 2,39 грн за м3, а тариф для "Київгазу" лише 0,38 грн, для "Харківміськгазу" – 0,52 грн та "Кременчукгазу" – 0,55 грн.

3. Необхідно продовжити формування прозорого та конкурентного ринку газу в Україні, важливим елементом якого має стати біржа. 

На жаль, досі в Україні немає єдиного майданчика, на якому торгують усі учасники ринку стандартизованими короткостроковими продуктами, як це передбачається європейськими регламентами. 

Тому і немає локального цінового індикативу на газ. Торгівля ведеться на різних майданчиках, умови поставок значно відрізняються і, зазвичай, проводяться торги ресурсом певного видобувника. 

Зараз приватні видобувники мають реальну проблему з реалізацією видобутого газу, оскільки споживання промисловості впало більш ніж на 50%, а експорт газу тимчасово заборонено. 

Тому видобувники не можуть продати газ і змушені закачувати газ у ПСГ, якого там вже понад 1,3 млрд м3 газу. 

А відсутність оборотних коштів не дозволяє видобувникам не лише сплачувати ренту та податки до бюджету, а й інвестувати у нарощування видобутку газу в Україні (падіння видобутку у приватних компаній становило близько 15%). 

Виходом міг би стати початок закупівлі газу Нафтогазом у приватних видобувачів для формування запасу газу для цієї та наступної зими. 

Однак, до кінця зими є сенс саме імпортувати газ в Україну, а не купувати його всередині України, оскільки купівля газу у локальних гравців не вплинула б на загальний баланс газу в Україні, а просто призвела б до зміни власників газу, який вже перебуває в Україні. 

Але після закінчення опалювального сезону відпаде потреба у фізичному імпорті, тому можна буде повернутися до пропозиції створення єдиного майданчика, на якому проходитимуть регулярні сесії анонімних торгів стандартизованими короткостроковими продуктами. 

"Нафтогаз" зможе виступати маркет-мейкером у кожній сесії та гарантувати викуп непроданих обсягом газу за заздалегідь визначеною ціною, скажімо, 500 дол за тис м3. 

Це дозволить зацікавленим споживачам чи трейдерам брати участь у подібних торгах нарівні з "Нафтогазом" та купувати необхідні обсяги газу. 

Водночас це створить можливість українським видобувним компаніям отримати гарантію реалізації видобутого газу для отримання коштів на оплату ренти, податків та реінвестування у видобуток газу. 

А "Нафтогаз" зможе отримати нижчу ціну в порівнянні з західноєвропейськими ринками і, відповідно, закупити більше газу для формування запасу газу для наступного ОЗП.

Крім проведення зазначених вище реформ, також зараз потрібно закласти основи для майбутнього швидкого відновлення та розвитку енергетики та енергетичних ринків. 

Треба визначати як виглядатиме післявоєнна енергетика України, яка буде її структура та архітектура, і яких цілей ми прагнутимемо. 

Необхідно напрацьовувати конкретні програми та проєкти, формувати необхідну нормативно-правову базу. Для ринку газу та Оператора ГТС я б виділив такі основні напрямки поточної роботи:

1. Початок оптимізації та підготовка до модернізації ГТС. Українська ГТС будувалася для транспортування з РФ до ЄС 145 млрд м3 газу на рік. 

У 2022 році транзит становив лише 20 млрд м3 і, швидше за все, він повністю припиниться незабаром, коли ЄС повністю відмовиться від російського газу. 

Тому більшість компресорних станцій (КС) має бути оптимізована (ліквідована чи законсервована). 

Це дозволить значно знизити витрати на експлуатацію ГТС та, відповідно, призведе до зниження тарифу на транспортування газу для українських споживачів. 

Для прискорення процесу оптимізації ГТС народні депутати у 2021 році розробили та подали законопроєкт №6133, який очікує другого читання у ВРУ. 

Варто врахувати, що частина КС, що підлягають оптимізації, може бути перебудована в газові електростанції, що дозволить вирішити проблему нестачі базових і балансуючих генеруючих потужностей. 

Будівництво таких електростанцій на існуючих майданчиках КС дозволить значно скоротити як терміни будівництва, так і знизити обсяг капітальних інвестицій до 50%, оскільки на таких майданчиках вже існує підведення газу високого тиску, підключення до ліній електропередач, потрібне призначення земельної ділянки, огорожа, дороги та і т.д. 

ОГТСУ передавало таку пропозицію до Міністерства Енергетики ще 2021 року. Не варто забувати і про необхідність модернізації ключових КС ГТС, які необхідні для забезпечення транспортування газу всередині України та без транзиту. 

ОГТСУ спільно з фахівцями USAID визначив 10 КС, які підлягають повній реконструкції. Проте сама реконструкція зможе розпочатися лише після закінчення бойових дій.

2. Створення повної нормативної бази для розвитку ринку біометану в Україні з можливістю його експорту. 

Згідно з оцінками Біоенергетичної асоціації, Україна може виробляти до 8 млрд м3 біометану на рік і в найближчі 3-5 років обсяг виробництва може досягти 1 млрд м3 на рік. 

Європейський план REPowerEU передбачає зростання виробництва біометану в ЄС із 3 млрд м3 до 35 млрд м3 до 2030 року. 

Важливо відзначити, що на відміну від багатьох інших видів ВДЕ, виробництво біометану не вимагає субсидування з державного бюджету, оскільки ціни на природний газ створюють привабливу економіку для подібних проєктів, а можливість експорту біометану до країн ЄС відкриває доступ до загальноєвропейського ринку біометану, на якому він може коштувати на 50-100% дорожче звичайного метану. 

Тому дуже важливо повністю сформувати необхідну регуляторну базу для біометану, у тому числі порядок обігу сертифікатів походження, які мають визнавати інші країни. 

Біометан – це не лише шлях до енергетичної незалежності, а й нові напрямки бізнесу для аграрних підприємств України, нові робочі місця та інвестиції.

3. У середньостроковій перспективі виробництво та транспортування водню до ЄС є важливим напрямком енергетичної галузі України. 

Потрібно продовжувати розробку та впровадження водневої стратегії України, а дорожня карта підготовки ГТС до транспортування суміші водню із метаном має стати важливою частиною цієї державної стратегії. 

Потрібно активно працювати із суміжними європейськими країнами зі стандартизації технічних вимог та умов, щоб створити можливість транспортування таких газових сумішей. 

ОГТСУ має продовжувати роботу з оцінки можливості транспортування водневої суміші та розробку детальної дорожньої карти щодо необхідної модернізації ГТС.