— Скільки газу зараз продається через біржову торгівлю?
— Менше, ніж потрібно, щоб можна було говорити, що Україна не змарнувала свій шанс стати газовим хабом. Але достатньо, щоб пишатися, що ми зуміли зберегти і навіть відновити ті зачатки ринковості, які дають нам надію, що точно не все втрачено.
Торік на УЕБ реалізовано 2,04 млрдкуб.м газу. Це на 53% більше, ніж в 2023 році (1,33 млрд). Для порівняння: в 2022 та 2021 роках це було 167 тис.куб.м та 1,85 млрдкуб.м відповідно. Початок повномасштабного вторгнення «обвалив» ринок газу на біржі, та зараз спостерігаємо позитивну динаміку. Це солідні обсяги, якщо рахувати від того “вузенького” місця, що нам лишилося для конкурентного сегменту ринку: ПСО покриває десь 70% від споживання, тоді як на вільному ринку торгується приблизно 6,5 млрдкуб.м на рік, тобто 31%.
Важливо розуміти, як забезпечуються ці обсяги. Якби ми зараз з вами намалювали графік активності біржової торгівлі по роках, то побачили б, як присутність чи неприсутність великого гравця на організованому ринку газу є визначальною умовою того, що організований ринок взагалі існує. Я говорю про Нафтогаз.
Наприклад, у 2020 році Україна також робила спробу скасування ПСО (для населення), що дозволило розвинуться біржовому ринку газу, і ми тоді мали велику кількість учасників і трейдерів. Був такий сплеск, і нам здавалось, ось ще трішки і ми створимо свій регіональний газовий ринок, будемо продукувати свої цінові індикативи, що будуть стояти в одній лінійці з провідними хабами ЄС. Не сталося. З травня 2021 року знов було повернуто регульовані ціни, потім і ПСО. Плюс варто пригадати відрізок в діяльності Нафтогазу з квітня 2021-го, коли тодішнє керівництво вирішило вивести торгові операції компанії з публічної біржової площини.
Ну і можна сказати, що після початку широкомасштабної війни реформи, розпочаті 2015-го року для лібералізації газової торгівлі, розвитку конкуренції, залучення інвестицій, були багато в чому нівельовані. Організований же ринок газу відродився тільки, коли Нафтогаз навесні 2023-го повернувся на біржу для закупівлі газу національного виробництва. (Див.: табл. «Ключові ініціатори торгів у 2024 р. »).
Загалом, активність торгів на «УЕБ» не носить рівномірний характер. Все залежить від рішення окремих компаній ініціювати торги чи ні. На самому етапі проектування ринку природного газу була, чомусь, обрана модель, де не передбачено прямої підтримки формування організованого ринку. Що, наприклад, було зроблено на ринку електроенергії, де є обов’язок виробникам продавати електроенергію за двосторонніми договорами на аукціоні і є передбачений законом механізм підтримки короткострокового ринку електроенергії у вигляді обов’язку виробників та імпортерів продавати 10% електроенергії на РДН. Але, на відміну від ринку газу, організований ринок електроенергії має внутрішні джерела підтримки ліквідності, що пов’язано з природою самого товару.
Короткостроковий ринок електроенергії і так закономірно потрібен учасникам для врівноваження портфелю перед ринком балансування. Це об’єктивна необхідність поки потужності зберігання електроенергії ще не розвинені.
— А з газом?
— Тут все інакше. Його можна спустити в сховище, щоб збалансуватися. І, хоча існує такий самий обов’язок збалансовувати портфоліо і передбачено функціонування біржі для короткострокової торгівлі газом, але об’єктивно стимулу здійснювати торгівлю нема.
— Що б мало бути зроблено, щоб ліквідність на біржі була сталою?
— В ЄС ціни ринків Within-Day (внутрішньодобовий) та Day-Ahead (РДН) є основними, на які орієнтується ринок при визначенні поточного рівня ціни газу чи електроенергії. До прикладу, на короткостроковому ринку газу у нас за рік проторговано 19 млн куб. м газу, це 1% від обсягу біржової торгівлі. В ЄС для того, щоб ці ринки там були сформовані, уряди, зокрема, запроваджували програми обов’язкового продажу газу через біржу (Gas release programmes (GRP)). І це, до речі, робилося з метою відкриття ринків та боротьби з монополіями.
— Де?
— Наприклад, найбільш схожий з нашим є ринок Румунії, яка на 85% самостійно забезпечує себе газом власного видобутку, а з 2027 року країна стане чистим експортером за рахунок запуску проєкту Neptun Deep. Відповідно до румунського закону про офшори, офшорні виробники повинні торгувати принаймні 50% видобутку Black Sea на румунських товарних біржах, а закон про електроенергію та природний газ містить зобов’язання, яке вимагає від усіх наземних або морських виробників і постачальників природного газу пропонувати мінімум 40% газу на румунських біржах, тобто, є обов’язок і продавати, і купувати, але шляхом торгівлі стандартизованими біржовими продуктами.
Це були рішення, що сформували румунський ринок газу. Але, чому я говорю, що наші ринки схожі, бо досягнення розвитку румунського біржового ринку після запровадження GRP були так само нівельовані, оскільки у відповідь на війну в Україні румунський уряд вирішив ввести регульовані ціни на газ в країні і прийняв надзвичайну постанову уряду, що призвело до припинення пропозицій від виробників на біржі. Постанова запровадила 98%-ий режим ретроспективного оподаткування для оптових транзакцій з газом та електроенергією в Румунії. Це зробило середньо- та довгострокову торгівлю неліквідною, а також спонукало міжнародних трейдерів піти з румунських ринків через ризик збитків, бо маржа 2% мало кого влаштовує. Також було запроваджено регульовані ціні для побутових та непобутових споживачів. Тож, фактично, румунські виробники газу зобов’язані продавати газ постачальникам із кінцевими споживачами за фіксованою ціною, який потім продається за тією ж ціною для внутрішнього споживання за двосторонніми контрактами з регульованою маржою. І ці обсяги випадають з торгівлі на біржі.
— Яка ситуація в Польщі, на її приклад також зазвичай звертають увагу в Україні?
— Польща також є однією з країн, яка зобов'язала продавати 55% природного газу на біржі TGE найбільшими підприємствами (в даний час PGNiG S.A.). Рішення по GRP в Польщі не лише заклали основи для конкурентного оптового газового ринку в Польщі, але також надали еталон цін на даний товар.
— Хто зараз найбільше виробляє газу по країні? Як війна змінила структуру виробництва газу?
— Валовий видобуток за минулий рік - понад 19,12 млрдкуб.м. Це збільшення на 2,2% - з 18,7 млрд в 2023-му році, коли видобуток зріс менш ніж на відсоток (0,9%). З 2019 до 2022 рр. у нас було поступове скорочення газовидобутку і в перший рік великої війни – значний спад на 6%. Здебільшого це через зменшення приватного видобутку. Досі маємо нарощення за рахунок державних компаній.
Укргазвидобування почала інвестиції в придбання бурильного обладнання ще 2015 року і у минулому році валово видобула 14,55 млрдкуб.м, це + 4,6% і це рекордний показник за останні 6 років. А в товарному газі – це приріст на 5,1% - до 13,9 млрд. Укрнафта видобула 1,17 млрд, на 6,6% більше 2023-го року.
На жаль, обсяг приватників торік впав ще на 8% до 3,4 млрд куб. м, хоча з середини року він почав трохи відновлюватися, бо в серпні Укрнафтобурінню відновили спецдозволи, проте у листопаді було зупинено дію спецдозволів вже Smart Energy. Приріст видобутку міг бути більше, навіть до 500 млн, якби дозволи діяли.
Тому побачимо, що буде в цьому році, експерти очікують зростання на 3,4% до 19,8 млрдкуб. м. Але цього нам однаково не вистачить, щоб покрити споживання і відновити резерви сховища, доведеться імпортувати.
— Хто зараз найбільше споживає газу по країні? Як війна змінила структуру споживання газу?
— Споживання наше, до речі, 2024 року теж виросло на 1,8% – 21,5 млрдкуб.м. Хоча в 2021 році ми споживали 30 мільярдів. Збільшення споживання пов’язано зі збільшенням його використання для газової генерації електроенергії. Найбільше газу споживають побутові споживачі, десь до 7 млрд, далі теплокомуненерго – до 5, потім промисловість десь 4,5 млрд.
— Ціна ринкова та ціна встановлена регулятором - найбільш відомий приклад для населення - суттєво різняться. Коли ці ціни будуть наближатись один до одного і чи варто їх наближати?
— Проблема в тому, що не можна з упевненістю сказати, що нам точно вдалося в Україні сформувати ринковий бенчмарк (орієнтир, еталон для порівняння) ціни, і ні у кого не виникає питань.
По класиці цінової теорії хабів, для регіонів-імпортерів місцеві ціни на газ визначаються в точці входу на ринок, де вони залежать від локальних факторів, включаючи потужність інфраструктури. Ринки, які самостійно можуть покривати своє споживання видобутком, історично розвивалися практично незалежно від інших ринків, зокрема, і у плані встановлення цін. Тобто, брати і використовувати зовнішню ціну імпортозалежного хабу, як ми робили в минулому, це, м’яко кажучи, - неправильно.
Зараз точно можна стверджувати, що ринкові ціни визначаються внутрішніми силами і не залежать від зовнішніх через закриття ринку. Але бачимо, що в окремих гравців є питання до рівня ринкової ціни.
— Чому?
— По-перше, через закриття експорту наш ринок живе своїм відособленим життям. Суттєво скоротилася кількість активних учасників, сегмент газового трейдера був, практично, ліквідований, а ринок перетворився на ринок прямих договорів зі скороченням ланцюжка поставки до виробник - споживач. Все це створює умови, коли один основний учасник може самостійно формувати рівень цін. Такі ж важелі мають основні продавці – виробники, які мають можливість впливати на рівень цін шляхом скорочення або збільшення пропозиції, використовуючи ПСГ.
По-друге, відсутність котирувань, які можуть бути порівнювані з стандартними продуктами, що котируються в ЄС. У нас стандартизовані контракти розвинуті лише в частині короткострокового ринку, та ліквідність там дуже мала. УЕБ, наприклад, надає можливість торгівлі і іншими стандартизованими контрактами, тижневі, місячні, але учасники ринку мало в них зацікавлені і надають перевагу торгівлі в односторонньому аукціоні.
І третє: через обмежену ліквідність ринку, припускаю, що періодами може існувати ОТС (позабіржовий) ринок, ціни якого будуть значно відрізнятися від біржових. Біржова ціна є індикативом для багатьох процесів, в т.ч. для розрахунку ренти.
На щастя, ми не фіксували, щоб біржові українські ціни якось відрізнялися від тих, що дають цінові агенції, але ж і ці агенції формують їх методом опитування. Тому стандартизація і GRP потрібні хоча б для того, щоб зняти всі спекуляції навколо реальності ринкових індикативів на газ в Україні, щоб нормально міг запрацювати REMIT, щоб було вирішено багато системних проблем українського сектору і з ліквідністю, і з ціною.
Якщо говорити про ціну ПСО, то тариф для населення менший за тариф для промислового споживача утричі. При чому в ПСО є категорії споживачів, яким періодами було вигідніше купувати газ на вільному ринку, ніж за регульованою ціною. Ви знаєте, що ціна газу для виробників тепла (не населенню та не бюджетним організаціям) розраховується за формулою, виходячи з ринкових цін УЕБ.
Питання зняття ПСО, очевидно, не стоятиме допоки наш ринок має закрите внутрішнє регулювання і ми живемо в умовах війни. Та якщо дивитися у світле майбутнє, то ПСО має бути інструментом підтримки тих, хто цього реально потребує. Скажу за себе, я готова платити ринкову ціну за газ та електроенергію.
Бо не можна хотіти, щоб і економіка у нас підіймалась, і щоб нам це нічого не коштувало. Рано чи пізно підтримка донорів закінчиться і нам висунуть умови, як має працювати наша економіка, щоб вона не було зовнішньо дотаційна.
— Що можна прогнозувати за умови нарощування газової генерації електричної енергії тими ж газопоршневими (чи газотурбінними) установками? Чи цей споживач помітний сьогодні?
— Єдиним покупцем газу для генерації на біржі був ОГТСУ, який з 26 липня 2024 року повідомляв у параметрах власних позицій про наміри використання закупленого газу для генерації електроенергії. З цього часу компанія придбала 12,9 млн куб. м саме для генерації. Ну і, звісно, Нафтогаз закуповує газ на біржі, не виключено, що і для ТЕС/ТЕЦ. Але в балансі споживання газу на газову генерацію припадає відчутна цифра - десь 2,3 млрдкуб.м було використано у 2024 р., більш ніж на 9% більше 2023-го року. На біржі ми не можемо прямо ідентифікувати такого споживача, окрім вищезазначених.
Біржовий ринок – це оптовий ринок. І тут приймають участь учасники, що зареєстровані учасниками оптового енергетичного ринку, тобто, кінцевий споживач бере у ньому участь, якщо його споживання перевищує 600 ГВт•год на рік (57 млнкуб.м). В Міненерго зазначили, що сумарна потужність генеруючих установок розподіленої газової генерації складає 967 МВт, з яких 835 МВт введено у 2024 році, а експерти зазначають, що було введено 250 МВт малої газової генерації.
На мій погляд, розподілена газова генерація в тих умовах, в яких ми зараз живемо, – це дуже правильний тактичний крок. Та навряд це може стати запорукою розвитку України, як потужної промислової держави.
— Заборона експорту. Її вплив і чи є це проблемою для газовидобутку?
— Я би дуже не пов’язувала падіння приватного газовидобутку з забороною експорту. Це було в перші місяці війни, коли рентна плата видобувників була прив’язана до імпортних цін, а продавати вони могли лише за значно нижчими цінами. На зараз рента сплачується відповідно ціни реалізації і не в місяць видобутку, а після продажу. Тобто, виробник може зберігати газ в ПСГ і продавати його в найбільш вигідний момент. До речі, після зупинки експорту, точкою передачі газу в Україні є саме ПСГ. Зараз на УЕБ 55% продажів відбувається саме з базисом в ПСГ і 45% на ВТТ. Це не зовсім типово для ринків газу і цікаво, що ціни обох базисів практично не відрізняються.
Щодо самої заборони експорту, то, здається, що природа такого рішення була викликана потребою забезпечити фізичну наявність газу в країні та, одночасно, потребою тримати ціни на нижчому рівні. Відкрити експорт - це автоматично прирівняти ціни з європейськими, питання чи ми зараз до цього готові.
Водночас, закономірне питання: а чому ж на ринку електроенергії і прайскепи підняли, щоб можна було імпортувати і експортувати у години надлишку? Це, знову таки, питання природи товару. Якби у нас були можливості накопичувати електроенергію, то дуже вірогідно, що був би застосований аналогічний підхід, типу, вповноважили б якусь компанію здійснювати імпорт у дефіцитні години за європейськими цінами, всередині ціни би відбивалися прайскепами, а надлишки складали в якісь підземні енергостореджі. Але для двох ринків доводиться застосовувати різні моделі.
— Проблема захисту і безпеки інфраструктури. Яка серйозність проблеми і які можливі заходи?
— Відверто скажу – питання для мене не фахове. Тут я можу судити тільки з офіційних заяв ОГТСУ та Укртрансгазу. І з точки зору людини, що десь трохи уявляє, як виглядають наші потужності, то є внутрішній спокій, що наші професіонали на місцях мають справитись, але розглядати варто різні сценарії.
Це питання можна розглянути з трохи з іншої площини безпеки – гарантованість наявності ресурсу. Ми розуміємо, що систему ОГТСУ потрібно балансувати фізично і комерційно. Якщо замовники відбирають газ з системи, ОГТСУ виставляє їм штраф – продає їм цей газ по маржинальній ціні придбання і потім має замістити цей газ фізично в систему, якщо в цьому є потреба. Тобто, оператор купує цей газ на короткостроковому біржовому ринку, як це передбачає Кодекс ГТС. Торгівля відбувається титульними короткостроковими продуктами на ВТТ. Тільки такі продукти передбачені в нашому законодавстві. Ну це і основний продукт, що торгується на європейських ринках, бо там ці ринки високоліквідні і проблем купити газ з фізичною поставкою «сьогодні на сьогодні» не виникає.
А тепер уявімо собі, що вільного газу на ринку немає, і в ПСГ немає? На сьогодні не створено швидких механізмів купити газ транскордонно короткостроковими продуктами. Хоча є 312-й Регламент ЄС, який визначає чотири типи короткострокових стандартизованих продуктів: титульні, локаційні, часові і часові локаційні. Локаційні продукти - це, коли потребується газ у певній визначеній точці системи або групі точок. Часовий фактор вказує, що газ потрібен у певний час. Ми ще маємо багато працювати, щоб усунути бар’єри для максимального сприяння транскордонної торгівлі.
А поки ОГТСУ має можливість оголошувати закупівлю газу на кордоні, але довгими продуктами, що не пов’язано з балансуванням, але дає можливість заводити газ в систему.
— Як відсутність російського транзиту впливає на всі ці процеси?
— На самому початку я казала про практично втрачені можливості стати газовим хабом. Коли ми, люди дотичні до енергетики, зараз дивимося на карту світу, то ми бачимо, як вона повністю змінилася: як війна перебудувала всі енергетичні потоки і як ці потоки визначають геополітику на майбутнє. Найболючіше, що всі ці нові напівкільця тепер вибудовані в обхід України, зменшуючи її вагу на геополітичній арені в майбутньому і водночас даючи можливість іншим країнам ставати важливими гравцями в регіоні. Безсумнівно, під час війни навіть питання не має стояти про продовження транзиту, або допоки це не буде використано як аргумент для суттєвих поступок росії в процесі припинення війни. І у мирний час історія з транзитом не має стати історією про гроші, це політичний важіль у руках України, коли ми диктуємо свої умови. І якщо буде вирішено повертатися до питання транзиту, то важливо використати це, щоб нам дійсно стати газовим хабом. Коли б після війни, були б бажаючі купувати російський газ, то мають купувати його на біржі на кордоні, скажімо в Суджі, де газпром “всліпу” продає газ, без можливості втручатися в політику окремих країн. Наприклад, може продати якомусь трейдеру, навіть українському, можуть бути і інші продавці, а транзит буде здійснюватися вже за договором з покупцями, які оплачуватимуть газ українському кліринговому дому, що розподілятиме кошти на репарації Україні та частинку – газпрому.
Досьє «ЕнергоБізнесу»
Інна Щербина - народилася 29 квітня 1987 року в м. Біла Церква.
В 2010 році закінчила Київський національний економічний університет імені Вадима Гетьмана та отримала ступінь магістра з економіки підприємства за спеціальністю економіка і підприємництво, стратегічний менеджмент.
З 2010 року працює в ТОВ «Українська енергетична біржа» на різних посадах - від аналітика, заступника Генерального директора до посади заступника Голови Біржового комітету, яку обіймає останні 4 роки.
