Презентація з прес-конференції голови правління НЕК «Укренерго» Володимира Кудрицького про підсумки перших двох років роботи українського ринку електроенергії: • основні етапи та підсумки розвитку ринку електроенергії в Україні протягом 2019-2021 рр.; • ключові події та проблеми. Шляхи та ефективність методів їх вирішення; • вплив основних подій ринку на ціну електроенергії; • динаміка та стан заборгованості на ринку електроенергії; • подальші перспективи розвитку електроенергетичного ринку України. Київ, 1 липня 2021 року.

1. РОБОТИ
РИНКУ
ЕЛЕКТРОЕНЕРГІЇ
РОКИ

2. ЗАПУСК РИНКУ
1 липня – 31 грудня 2019 року
ЕТАП 1:

3. 1640
1669
1605
1533
1320
1208
0
200
400
600
800
1000
1200
1400
1600
1800
0
1 000 000
2 000 000
3 000 000
4 000 000
5 000 000
6 000 000
7 000 000
8 000 000
9 000 000
10 000 000
11 000 000
12 000 000
13 000 000
14 000 000
15 000 000
16 000 000
17 000 000
18 000 000
19 000 000
20 000 000
Лип.19 Сер.19 Вер.19 Жов.19 Лис.19 Гру.19
-200000
0
200000
400000
600000
Лип.19 Сер.19 Вер.19 Жов.19 Лис.19 Гру.19
ЕТАП 1: ЗАПУСК РИНКУ. ОЕС УКРАЇНИ У ІІ ПІВРІЧЧІ 2019 РОКУ
МВт·год
Середньозважена ціна РДН,
грн/МВт·год
Обсяги сегментів ринку за кінцевими продажами та середньозважена ціна РДН
Обсяг комерційного профіциту/дефіциту по місяцях
Імпорт
профіцит
дефіцит
1 липня ПСО: е/е з АЕС та ГЕС закуповуть
Гарпок для населення, атакож ОСП та ОСР -
для компенсації втрат
БР завантаження
ВДР
РДН
РДД
1 вересня зміна ПСО: е/е з АЕС на втрати
ОСП та ОСР закуповується через Гарпок
1 грудня зміна price cap на БР
9 грудня зміна ПСО: закупівлю 80% втрат
ОСП та ОСР виведено на РДН, Гарпок
закуповує 90% е/е з АЕС
12 грудня перший аукціон на ринку доппослуг
МВт·год
1 2 3
1
2
3
2,4%
0,8%
34,1%
62,7%
0,6%
2,3%
1,0%
1,1%
1,0%
3,0%
1,0%
2,7%
0,8%
1,0%
1,7%
43,9% 38,8% 42,4%
33,8% 33,2%
0,9%
1,3%
1,7%
2,9%
2,3%
52,8%
59,1% 53,6%
62,8%
64,1%

4. ВІД КРИЗИ ДО
СТАНОВЛЕННЯ
РИНКУ
1 січня – 31 грудня 2020 року
ЕТАП 2:

5. ЕТАП 2: ВІД КРИЗИ ДО СТАНОВЛЕННЯ РИНКУ. ОЕС УКРАЇНИ У 2020 РОЦІ
МВт·год
0
200
400
600
800
1000
1200
1400
1600
0
2 000 000
4 000 000
6 000 000
8 000 000
10 000 000
12 000 000
14 000 000
16 000 000
18 000 000
Січ.20 Лют.20 Бер.20 Кві.20 Тра.20 Чер.20 Лип.20 Сер.20 Вер.20 Жов.20 Лис.20 Гру.20
Обсяги сегментів ринку за кінцевими продажами та середньозважена ціна РДН
0
200000
400000
600000
800000
1000000
1200000
1400000
1600000
1800000
2000000
2200000
Середньозважена ціна РДН грн/МВт·год
Імпорт
БР завантаження
ВДР
РДН
РДД
Обсяг комерційного профіциту по місяцях
профіцит
1 березня введення двох цін небалансів на БР
8 квітня Постанова НКРЕКП про карантинні
обмеження через COVID-19 (незастосування до
електропостачальників статусу «дефолтний» при
несплаті за послуги ОСП та обмеження імпорту)
20 травня зміна ПСО: продаж 5% обсягів
«Енергоатома» на РДД
29 липня збільшення нічного price cap на РДН
19 серпня зміна ПСО: продаж 50% обсягів
«Енергоатома» на РДД
5 жовтня «зелені» аукціони Гарпока на РДД
20 листопада зменшення до 50% закупівлі
втрат ОСП та ОСР на РДН
1 2 3 4 5 6 7
МВт·год
1
2
3
4
5
6
7
2,9%
1,0%
41,7%
54,4%
0,8%
60,7% 60,1% 63,6% 65,3% 71,9% 68,8% 62,9% 64,2% 63,7% 67,4% 73,
7%
0,7%
33,7% 33,9%
26,2% 24,1% 20,4% 20,7% 23,8%
22,1%
21,4%
21,2%
18,9%
3,4%
2,2%
2,6%
3,4%
5,2%
5,0% 3,9%
6,8%
3,3%
4,5%
3,6%
7,0% 7,6%
6,2%
5,4%
7,8%
5,5%
7,0%
7,9%
6,0%
3,4%
3,9%
0,1%
0,03%
1 406
1 232
1 3716
1 244
1 205 1 221 1 196
1 289
1 483
1 305
1 527
1 542

6. -750 000
-500 000
-250 000
0
250 000
500 000
750 000
1 000 000
1 250 000
1 500 000
1 750 000
2 000 000
2 250 000
2 500 000
Лип.19 Сер.19 Вер.19 Жов.19 Лис.19 Гру.19 Січ.20 Лют.20 Бер.20 Кві.20 Тра.20 Чер.20 Лип.20 Сер.20 Вер.20 Жов.20 Лис.20 Гру.20 Січ.21 Лют.21 Бер.21 Кві.21 Тра.21 Чер.21
Сумарні небаланси двох найбільших учасників балансуючого ринку за його обсягами
Починаючи з кінця 2019 року, поступово збільшувався сумарний обсяг позитивних небалансів двох учасників ринку, пік цього обсягу був у серпні 2020 року. Обидва учасники ринку
нереалізовували великі обсяги е/е на сегментах РДД, РДН та ВДР.
Сумарний обсяг позитивних небалансів обох учасників ринку протягом 2020 року – І півріччя 2021 року сягав в певні місяці до 91% від загального обсягу позитивних небалансів. Це
призводило до недоотримання ними прибутку. Недоотримання прибутку гарантованим покупцем спричиняє збільшення витрат на ПСО в тарифі на передачу «НЕК «Укренерго» і, як
наслідок, необхідність підвищувати сам тариф.
КРИТИЧНО ВИСОКІ ОБСЯГИ КОМЕРЦІЙНОГО ПРОФІЦИТУ НА РИНКУ
МВт·год
91,0*%
82,2*%
88,6*%
76,5*%
46,7*%
20,3%*
*частка від загального обсягу небалансів
позитивний небаланс негативний небаланс

7. ОБСЯГИ КРЕДИТОРСЬКОЇ ТА ДЕБІТОРСЬКОЇ ЗАБОРГОВАНОСТІ НЕК
«УКРЕНЕРГО» У 2020-2021 РОКАХ
Кредиторська заборгованість НЕК «Укренерго» в межах виконання покладених на компанію спеціальних обов’язків
(ПСО) зростала протягом семи місяців 2020 року через те, що обсяги виробництва е/е з ВДЕ зростали швидше ніж
розмір тарифу на передачу, за рахунок якого фінансується «зелений» тариф, а також необхідність за рахунок того ж
тарифу на передачу покривати збитки Гарпока від виконання ПСО для населення.
Дебіторська заборгованість НЕК «Укренерго» накопичувалася
через погіршення платіжної дисципліни учасників ринку по
оплаті послуг передачі та диспетчеризації, а також учасників
ринку, що оплачують на балансуючому ринку послуги з
врегулювання своїх небалансів.
1,8
1,5 1,8
4,1 11,9
2,4
2,9
2,2 2,8 4,6 25,7
4,8
6,5 31,1
10,3
13,2 17,5
6,2 6,5
6,4 8,5 13,0 15,3
Тарифи на передачу та диспетчеризацію На балансуючому ринку ПСО перед «Гарантованим покупцем»
Дебіторська заборгованість
31.12.2019
01.05.2020
01.08.2020
01.01.2021
01.03.2021
24.06.2021
Кредиторська заборгованість млрд грн з ПДВ

8. СТАБІЛІЗАЦІЯ ТА
РОЗВИТОК РИНКУ
ЕТАП 3:
2021 – 2023 роки

9. ЕТАП 3: СТАБІЛІЗАЦІЯ ТА РОЗВИТОК. ОЕС УКРАЇНИ У 2021 РОЦІ
1463
1633
1374
1450
1019
1425
0
200
400
600
800
1000
1200
1400
1600
1800
0
2 000 000
4 000 000
6 000 000
8 000 000
10 000 000
12 000 000
14 000 000
16 000 000
18 000 000
20 000 000
Січ.21 Лют.21 Бер.21 Кві.21 Тра.21 Чер.21
Обсяги сегментів ринку за кінцевими продажами та середньозважена ціна РДН
МВт·год
Імпорт
БР завантаження
ВДР
РДН
РДД
Середньозважена ціна РДН
грн/МВт·год
4,5%
6,3%
19,2%
70,0%
1,3%
-600000
-400000
-200000
0
200000
400000
600000
800000
Січ.21 Лют.21 Бер.21 Кві.21 Тра.21 Чер.21
Обсяг комерційного профіциту/дефіциту
протягом місяця
МВт·год
1 березня відміна нижнього price cap
на БР
18 червня встановлення нових price cap
на РДН
1
2
профіцит
дефіцит
1 2
68,9% 67,1%
68,5% 71,4%
71,0%
2,8% 0,4%
0,1% 0,1%
21,5% 23,0%
22,8%
19,4%
21,6%
3,9%
5,7%
7,5%
2,4%
6,9%
1,8% 7,6%
1,7% 6,2%
1,2%

10. «ОСТРІВ БУРШТИНСЬКОЇ ТЕС» У 2019-2021 РОКАХ
1698
1856
1911 1876
1788
1606
1719 1679
1587
1492
1666
1621
1683 1658
1510 1513
1633 1589
1659 1688 1645 1655 1644
1705
0
200
400
600
800
1000
1200
1400
1600
1800
2000
0
100 000
200 000
300 000
400 000
500 000
600 000
700 000
800 000
900 000
Лип.19 Сер.19 Вер.19 Жов.19 Лис.19 Гру.19 Січ.20 Лют.20 Бер.20 Кві.20 Тра.20 Чер.20 Лип.20 Сер.20 Вер.20 Жов.20 Лис.20 Гру.20 Січ.21 Лют.21 Бер.21 Кві.21 Тра.21 Чер.21
Обсяги сегментів ринку за кінцевими продажами та середньозважена ціна РДН
БР завантаження
ВДР
РДН
РДД
МВт·год
Середньозважена ціна РДН грн/МВт·год
1 грудня 2019 року зміна price
cap на БР
1 березня 2020 року введення
двох цін небалансів на БР
8 квітня 2020 року Постанова
НКРЕКП №766 про карантинні
обмеження через COVID-19
24 липня 2020 року перший
аукціон на РДП в БуОС
20 листопада 2020 року
зменшення до 50% закупівлі
втрат ОСП та ОСР на РДН
1 березня 2021 року відміна
нижнього price cap на БР -700000
-600000
-500000
-400000
-300000
-200000
-100000
0
100000
200000
300000
400000
500000
600000
Імпорт Експорт
1
2
3
4
5
6
Обсяги імпорту/експорту
1 2 3 5 6
4
МВт·год
66,1%
4,4%
2,8%
26,6%
34,9%
24,8%
13,6% 10,1%
26,9%
26,5%
21,0% 16,2%
35,7%
35,1% 37,3% 43,9%
54,5%
53,8% 52,5%
44,0%
32,2%
36,2%
39,1%
30,4% 31,5%
29,7% 27,8%
43,2%
51,1%
59,46%
77,0%
57,1% 52,7%
48,5%
75,0%
55,2% 53,9% 53,8%
45,4%
37,6% 37,3% 37,0%
44,1%
61,0%
40,1%
51,4%
64,9%
64,1%
66,3% 67,6%
8,1%
13,9%
6,0%
18,2%
5,1%
22,0%
3,7%
9,3% 2,5%
13,5%
2,5%
18,2%
27,9%
1,2%
7,6%
13,3%
75,9%
2,4%
8,6%
1,0%
7,9%
1,0%
9,7% 2,0%
5,9% 1,4%
7,4% 2,7%
7,8%
1,6%
10,3%
2,8%
4,0%
0,4%
22,5%
0,5%
9,0%
1,1%
3,7%
0,6%
3,8%
0,8%
3,3%
0,6%
4,0%
2,7%

11. Недоліки товарної моделі ПСО:
• cпрямована лише на збільшення ціни відпуску НАЕК
«Енергоатом» та не розв’язує питання фінансового
збалансування ринку;
• призводить до фінансового розбалансування НЕК «Укренерго»
та суттєвого навантаження на тариф на передачу, що може
призвести до необхідності його підвищення;
• відсутній механізм фінансового збалансування при
забезпеченні ціни електроенергії для населення в торговій зоні
«острів Бурштинської ТЕС»;
• концентрація великих обсягів електроенергії в однієї компанії;
• несе ризики маніпулювання обсягами електроенергії.
Переваги фінансової моделі ПСО:
• посилює конкуренцію на ринку електроенергії через
можливість державних НАЕК «Енергоатом» та
«Укргідроенерго» реалізовувати весь обсяг виробництва на
організованих сегментах ринку;
• є прозоріший, оскільки придбання електроенергії
постачальниками буде або на біржі, або на РДН та ВДР;
• сприятиме уникненню додаткового навантаження на тариф
на передачу;
• стабілізує фінансовий стан Укренерго, що позитивно
відіб’ється на подальшому покритті заборгованості
перед виробниками з ВДЕ.
Енергоатом
Укргідроенерго
ГАРАНТОВАНИЙ
ПОКУПЕЦЬ
Укренерго
ПУП населення
₴
₴
Діюча товарна модель ПСО
МЕХАНІЗМ ПСО ДЛЯ НАСЕЛЕННЯ
₴
₴ ₴

12. 0
500
1000
1500
2000
2500
3000
3500
4000
Лип.19 Сер.19 Вер.19 Жов.19 Лис.19 Гру.19 Січ.20 Лют.20 Бер.20 Кві.20 Тра.20 Чер.20 Лип.20 Сер.20 Вер.20 Жов.20 Лис.20 Гру.20 Січ.21 Лют.21 Бер.21 Кві.21 Тра.21
3061,4
3223
2749
2664,3
2398,4
2255,8
2806,6
2595,8
2801,9
2658,2 2604,1 2616,2 2598,1
2840,3
3081,5
2871,5
3129,6
3226,1
3401,6
3603,7
3266,2
3349,2
2821,6
грн/МВт·год з ПДВ
РОЗРАХУНКОВІ КІНЦЕВІ ЦІНИ ДЛЯ СПОЖИВАЧІВ
В ОЕС УКРАЇНИ У 2019-2021 РОКАХ
12,9%
20,2%
5,1% 6,6%
7,2%
34,4%
10,0%
12,5%
41,9%
42,7%
ПДВ
ПОСЛУГИ ПОСТАЧАЛЬНИКА
ТАРИФ НА ПЕРЕДАЧУ
ТАРИФ НА РОЗПОДІЛ
ЦІНА ЕЛЕКТРОЕНЕРГІЇ
10,4%
• Впродовж двох років функціонування ринку цінові індикативи формуються на ринку на добу наперед (РДН), який за своєю природою є спотовим. Водночас
найстабільніший ринок двосторонніх договорів досі залишається найменш прозорим сегментом ринку.
• Тривалий час гарантований покупець мав вирішальний вплив на ціну РДН, як найпотужніший трейдер, що продавав більше половини електроенергії, виробленої в Україні
(80% виробництва НАЕК «Енергоатом», 35% ПрАТ «Укргідроенерго» та 100% обсягів, вироблених з ВДЕ).
• Тариф НЕК «Укренерго» на передачу мінімально впливає на кінцеву ціну електроенергії в порівнянні з іншими її складовими (вартість е/е, як товару, послуги з передачі,
розподілу тощо). Частка тарифу на передачу в структурі кінцевої ціни за два роки не перевищувала ~12,9%, тоді як, наприклад, тариф на розподіл в окремі періоди
складав більше 40%.

13. БОРГИ НА РИНКУ ЕЛЕКТРОЕНЕРГІЇ. АНТИКРИЗОВІ ЗАХОДИ
ВИКОНАННЯ ПСО
Зроблено Треба зробити
Для погашення ~40%
заборгованості залучено
кредитів
на 10,25 млрд грн
Частину заборгованості
погашено за рахунок
коштів від продажу
доступу до
міждержавних перетинів
Забезпечити достатній
для фінансування ПСО
рівень тарифу
на передачу НЕК
«Укренерго»
Мінімізувати в ПСО для
населення обсяги
компенсації різниці у
витратах
У 2021 році випустити
«зелені» бонди для
погашення накопиченої
заборгованості
БОРГИ НА
БАЛАНСУЮЧОМУ
РИНКУ
Зроблено Треба зробити
Після відміни нижнього
price cap на БР
мінімізуються
обсяги позитивних
небалансів
Джерелом фінансування
витрат на uplift
визначено тариф
НЕК «Укренерго» на
диспетчеризацію
Запровадити
можливість
взаємозаліків
учасників
балансуючого
ринку
Визначити
додаткові
джерела
фінансування
заборгованості
по uplift
за минулі
періоди
Відновити платоспроможність
споживачів, які не сплачують за
небаланси (куплену на БР
електроенергію) через брак коштів, але їх
не можна відключати за несплату від
енергопостачання через загрозу
екологічної або соціальної катастрофи
(державні шахти, комунальні водоканали,
клієнти ПОН тощо)
СПЛАТА ТАРИФІВ НА
ПЕРЕДАЧУ ТА
ДИСПЕТЧЕРИЗАЦІЮ
Треба зробити
Посилити дисціплінарні заходи та штрафи для
підвищення платіжної дисципліни учасників ринку
Вирішити питання сплати тарифу на передачу експортерами електроенергії.
(приєднання до ІТС-механізму, який діє в ENTSO-E)

14. ПЕРСПЕКТИВИ РОЗВИТКУ РИНКУ У 2021-2022 рр.
ЩО ПОТРІБНО УДОСКОНАЛИТИ
Ціновим індикатором на ринку
електроенергії замість РДН має стати
найстабільніший сегмент – ринок
двосторонніх договорів (РДД).
Високоволатильний РДН, де у 2020
році ціна в ОЕС України коливалася
від 758 грн/МВт·год до
1 777 грн/МВт·год, має залишитися
спотовим ринком для тих, хто
не може укласти довгострокові
контракти.
Підвищити прозорість та
конкурентність РДД, аби на ньому
могли формуватися цінові
індикативи, можна за допомогою
створення повноцінної біржі з
прозорим механізмом аукціонів.
Обов'язковий продаж всіх учасників
ринку на РДД на біржі.
01
Стимулювати всіх учасників ринку
виробляти лише ті обсяги
електроенергії, які відповідають
їхнім торговим графікам. У
результаті балансуючий ринок
(БР) залишається «ринком
штрафів», де залишки
продаються за безцінь, а дефіцит
- дуже дорого. Цьому сприятиме
остаточна ліквідація price cap на
БР.
02
Посилити заходи для запобігання
маніпуляціям на ринку після
впровадження в Україні
Регламенту (ЄС) №1227/2011 про
доброчесність та прозорість
оптових енергетичних ринків
(REMIT).
04
Впровадити механізм
фінансового ПСО, який
відповідає вимогам третього
енергопакета ЄС та
підтримується Секретаріатом
Енергетичного співтовариства.
Він передбачає, що вся
електроенергія для населення
купується за ринковими
цінами, а в разі прийняття
рішення щодо зниженої ціни
для населення, різниця між
ними та ціною реалізації
компенсується за рахунок
додаткового прибутку
державних виробників
електроенергії.
03
Підвищення якості
комерційного обліку.
Посилення
відповідальності за
надання неякісних
послуг відповідними
постачальниками
(ППКО).
05