Цінова політика та ринкова влада електроенергетичних компаній України

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Цінова політика та ринкова влада електроенергетичних компаній України

Загальносвітовою тенденцією, що спостерігається з початку 90-х років минулого століття, є трансформація ринків електроенергії на принципах лібералізації. Особливо виразний цей процес у країнах ЄС, де пріоритетним завданням є побудова інтегрованого, відкритого і прозорого конкурентного ринку електроенергії з високою надійністю електропостачання, інтенсифікацією використання відновлювальних джерел енергії (ВДЕ) та посиленням ринкової влади споживачів [1--3]. Разом із тим ринки електроенергії традиційно характеризуються олігопольною або монопольною структурою з високою концентрацією виробництва, що актуалізує питання оцінювання ринкової влади енергокомпаній, зловживань нею при визначенні цін чи інших умов торгівлі електроенергією, відповідного державного регулювання та антимонопольної політики.

Ринок електроенергії України через низку загальновідомих причин [4-6] можна вважати малоконкурентним і неефективним. Його трансформація, що відбувається в контексті загальної й секторальної європейської інтеграції, вимагає створення інституційного середовища, що сприятиме підвищенню ефективності ринку, передусім шляхом посилення відкритості, прозорості та конкурентності за рахунок внутрішніх і зовнішніх джерел та удосконалення державного регулювання економічних відносин на ньому. Однією з передумов успішної трансформації внутрішнього ринку електроенергії, формування відповідного первинного і вторинного нормативно-правового забезпечення його функціонування, державного регулювання є оцінювання сучасного стану конкуренції, у т.ч. цінової, та ринкової влади його учасників. Такі оцінки сприятимуть визначенню потенціалу та напрямів підвищення конкурентності й ефективності ринку електроенергії України.Проблематика конкурентності галузевих ринків та ринкової влади досліджувалась Ф.Шерером та Д.Россом у [7]. Разом із тим вони не враховували особливості функціонування ринків електроенергії. В численних європейських дослідженнях (щоквартальних звітах Єврокомісії, щорічних звітах Агентства із співробітництва енергетичних регуляторів (ACER) та національних звітах енергетичних регуляторів тощо) значну увагу приділено моніторингу та аналізу структурної трансформації, конкурентності ринків електроенергії в ЄС, зокрема ціновій конкуренції на оптових і роздрібних ринках. Проте вони не містять оцінок ринкової влади їхніх учасників. До того ж поточне інституційне середовище та модель ринку електроенергії в Україні істотно відрізняється від європейських, а подібні публікації практично відсутні, що актуалізує дослідження зазначених вище проблемних питань.

Метою статті є оцінювання стану цінової конкуренції на ринку електроенергії України, ринкової влади енергокомпаній та інших учасників ринку в частині ціноутворення і регулювання цін на електроенергію.

Методологічною основою дослідження є інституційно-поведінковий підхід до визначення та аналізу інституційних умов, зокрема свободи, обмежень та державного регулювання економічної діяльності енергокомпаній на оптовому ринку електроенергії України, оцінювання передумов виникнення та наявності у них ринкової влади при визначенні цін на електроенергію і здійсненні цінової політики шляхом порівняльного аналізу дохідності.

Результати дослідження. Ринок електроенергії України, на відміну від європейських ринків, можна вважати жорстко регульованим державою. Зокрема, Національна комісія, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг (НКРЕКП), встановлює тарифи на електроенергію для населення та інших категорій споживачів, затверджує тарифи на передачу та постачання електроенергії для компаній, які постачають електроенергію за регульованим тарифом, визначає прогнозовану величину оптової ринкової ціни (ОРЦ) електроенергії, встановлює оптові відпускні ціни на електроенергію для генеруючих компаній, які не працюють за ціновими заявками (НАЕК "Енергоатом", ПАТ "Укргідроенерго", ТЕЦ, виробники електроенергії на основі ВДЕ), регулює оптові відпускні ціни генеруючих компаній ТЕС, які працюють за ціновими заявками, за допомогою застосування обмеження граничної ціни системи (К_Нкре).

Генеруючі компанії України, які не працюють за ціновими заявками (НАЕК "Енергоатом", ПАТ "Укргідроенерго", ТЕЦ, виробники електроенергії з використанням ВДЕ) та ті, що працюють за ціновими заявками (ТЕС ТОВ "ДТЕК Східенер- го", ПАТ "ДТЕК Західенерго", ПАТ "ДТЕК Дніпроенерго", ПАТ "Донбасенерго", ПАТ "Центренерго"), у поточних умовах та правилах функціонування ринку мають обмежений вплив на ціноутворення та величини відпускних цін на електро - енергію. Це пов'язано з тим, що в початковій моделі ринку (англійська модель т.з. "пулу"), яка запущена з 1996 р., фіксовані оптові відпускні ціни на електроенергію генеруючих компаній мали встановлюватися за принципом "витрати- плюс", а цінові заявки формуватися в умовах конкуренції блоків ТЕС. Отримані відпускні ціни генеруючих компаній усереднювалися і результуюча ОРЦ з додаванням витрат на передачу і розподіл електроенергії електромережами, доводилася до постачальників і кінцевих споживачів.

Разом із тим до 2016 р., за відсутності офіційної затвердженої методики визначення прогнозованої величини ОРЦ, спостерігалися відхід від прямого розрахунку вартості електроенергії, що ґрунтується на витратах генеруючих компаній, і застосування методу "зворотного розрахунку", коли вихідними даними є не тех- ніко-економічні показники виробництва і транспортування електроенергії, а роз-

дрібні тарифи на електроенергію, які встановлювались з урахуванням політичних і соціальних факторів, зокрема патерналістських очікувань населення. Оскільки НКРЕКП встановлює тарифи для населення та роздрібні тарифи компаній, які здійснюють постачання електроенергії за регульованим тарифом, у такий спосіб фактично визначається загальна сума грошових коштів, яку сумарно сплатять усі споживачі за спожиту ними електроенергію в тому чи іншому місяці на роздрібному ринку електроенергії. Відштовхуючись від цієї суми грошових коштів, НКРЕКП встановлювала прогнозовану величину ОРЦ електроенергії на кожний місяць, відпускні ціни для генеруючих компаній, які не працюють за ціновими заявками, та обмеження граничної ціни системи (К_Нкре), що зменшує величини цінових заявок генеруючих компаній ТЕС.

Відповідно до правил оптового ринку електроенергії ОРЦ має визначатися як середньозважена величина вартості закупівлі електроенергії від усіх виробників, що продають її в ОРЕ, витрат на диспетчеризацію та утримання магістральних та міждержавних електромереж, витрат на забезпечення функціонування ОРЕ та додаткових загальнодержавних витрат (збір у вигляді цільової надбавки до діючого тарифу на теплову та електричну енергію, компенсація пільгових тарифів для деяких категорій споживачів, у першу чергу населення тощо) [8].

У звіті НКРЕКП за 2014 р. зокрема зазначено: "Усвідомлюючи важливість для економіки і суспільства значення стабільності роздрібних цін на електроенергію, НКРЕКП протягом звітного періоду впроваджувала заходи щодо недопущення необгрунтованого зростання роздрібних тарифів шляхом жорсткого контролю за формуванням їх складових та, в першу чергу, ОРЦ" [9]. Такий підхід до ціноутворення, за твердженням генеруючих компаній, змушує їх в умовах соціально- економічної кризи реалізовувати електроенергію не за економічно обґрунтованими цінами, що базуються на їхніх витратах, а за цінами, які не спричинятимуть додаткового соціального збурення у населення, без урахування реальної вартості електроенергії та потреб енергокомпаній у розвитку. З іншого боку, відсутність повноцінного ринкового механізму конкуренції, зокрема цінової, не стимулює і не гарантує, що вони вироблятимуть електроенергію з максимальною економічною ефективністю та оптимізацією витрат. Тому їхні витрати з ринкової точки зору не можна однозначно кваліфікувати як економічно обґрунтовані.

Розглянемо детальніше складові процесу ціноутворення на ринку електроенергії України.

Установлення тарифів на електроенергію генеруючим компаніям, що не працюють за ціновими заявками на ОРЕ. Встановлення тарифів на відпуск електроенергії регулюється:

- Процедурою перегляду та затвердження тарифів для ліцензіатів з виробництва електричної та теплової енергії, затвердженою постановою НКРЕ від

12.10.2005 р. № 898;

- Порядком розрахунку тарифів на електричну та теплову енергію, що виробляється на ТЕЦ, ТЕС, АЕС та на установках з використанням нетрадиційних або поновлюваних джерел енергії, затвердженим постановою НКРЕ від 12.10.2005 р. № 896;

- Методичними рекомендаціями щодо формування тарифу на електричну енергію гідроелектростанцій та гідроакумулюючих електростанцій, затвердженими постановою НКРЕ від 12.10.2005 р. № 895;

- Порядком розрахунку тарифів на електричну та теплову енергію, що виробляється когенераційними установками, затвердженим постановою НКРЕ від

р. № 897;- Порядком установлення, перегляду та припинення дії "зеленого" тарифу для суб'єктів господарської діяльності, затвердженим постановами НКРЕ від 22.01.2009 р. № 32 та від 02.11.2012 р. № 1421 [9].

Як зазначає НКРЕКП, тарифи (крім "зелених", рівень яких встановлюється відповідно до Закону України "Про електроенергетику") розраховуються з урахуванням економічно обґрунтованих витрат, необхідних для забезпечення виробничого процесу, коштів на фінансування заходів з модернізації і реконструкції енергетичного обладнання, передбачених інвестиційними програмами, погодженими Міненерговугілля, та планових обсягів відпуску електричної енергії відповідно до Прогнозного балансу електроенергії ОЕС України. З іншого боку, у звіті НКРЕКП зазначається: "Для ДП ”НАЕК "Енергоатом" станом на 27 серпня 2014р. діяв тариф на відпуск електричної енергії, виробленої на АЕС, - 30,31 коп./кВт*год. Схвалений обсяг інвестиційної програми становив 3204200 тис. грн (без ПДВ). У зв'язку із збільшенням виробітку електричної енергії АЕС відповідно до скориго- ваного Прогнозного балансу електричної енергії ОЕС України на 2014 рік НКРЕКП установила для ДП "НАЕК "Енергоатом" з 17 жовтня тариф на відпуск електричної енергії, що виробляється на АЕС, - 28,26 коп./кВт*год". Тобто тариф був штучно скоригований НКРЕКП у бік зменшення із причини збільшення виробництва електроенергії на АЕС, що свідчить про використання викривленого неринко- вого методу зворотного розрахунку відпускних цін для генеруючих компаній. Таким чином, усі генеруючі компанії України, незалежно від виду генерації, фактично можна вважати ціноотримувачами. Парадоксальність ситуації полягає в тому, що і всі споживачі електроенергії також є ціноотримувачами, а фактично єдиним гравцем на ринку електроенергії, який визначає ціни для споживачів і виробників, є НКРЕКП. За цих умов можна припустити, що ні кінцеві споживачі, ні виробники не мають ринкової влади в частині впливу на ціноутворення та ціни на ринку електроенергії.

Розрахунок тарифу на електроенергію для НАЕК "Енергоатом" з урахуванням необхідних інвестицій. НКРЕКП перманентно стримує підвищення тарифу на електроенергію для НАЕК "Енергоатом" за рахунок недопущення включення у нього в повному обсязі інвестицій, необхідних для нового будівництва, модернізації, реконструкції та подовження терміну експлуатації діючих АЕС, підвищення безпеки їхньої роботи, які передбачені у енергетичній стратегії України. Проведемо розрахунок тарифу на електроенергію для НАЕК "Енергоатом" з урахуванням необхідних інвестицій (табл. 1).

Розрахунки у табл. 1 показують, що тариф на електроенергію для НАЕК "Енергоатом" для різних років протягом 2011-2015 рр. занижений приблизно у 2-3 рази. У разі повного урахування необхідних інвестицій НАЕК "Енергоатом" відповідний тариф наближається до відпускних оптових цін генеруючих компаній ТЕС, які працюють за ціновими заявками. Таке скорочення розриву оптових відпускних цін між генеруючими компаніями АЕС та ТЕС за умов лібералізації ринку електроенергії створюватиме передумови для посилення конкуренції на ОРЕ.

Формування тарифів продажу електроенергії генеруючим компаніям, що працюють за ціновими заявками на ОРЕ. Формування тарифів продажу електроенергії в ОРЕ для виробників, які працюють за ціновими заявками (генеруючі компанії ТЕС), здійснюється згідно з Правилами оптового ринку електричної енергії України погодинно і включає такі платежі: платіж за вироблену електроенергію; платіж за робочу потужність; платіж за маневреність; додаткові платежі на реконструкцію та модернізацію енергетичного обладнання та для виконання законодавчих актів і урядових рішень; інші платежі; зменшення платежу енергоблокам за порушення режиму роботи та ін.

ціновий конкуренція ринковий електроенергія

Розрахунок тарифу на електроенергію НАЕК "Енергоатом" з урахуванням необхідних інвестицій

Генеруючі компанії, які працюють за ціновими заявками, конкуруючи між собою, на щоденній основі подають у ДП "Енергоринок" цінові заявки за кожним окремим енергоблоком, що може бути використаний для покриття електричного навантаження в ОЕС України протягом наступної доби. ДП "Енергоринок" згідно з Правилами ОРЕ впорядковує всі заявлені блоки за зростанням величини заявленої ціни. Відповідно до прогнозу навантаження на наступну добу (заданого графіка) ДП "Енергоринок" визначає, які саме блоки братимуть участь у його покритті за принципом найменшої вартості. Таким чином ДП "Енергоринок" визначає для виробників, які працюють за ціновими заявками, граничну ціну системи, ціну робочої потужності та ціни за маневреність, за якими генеруючим компаніям мають нараховуватись відповідні платежі.

Гранична ціна системи (ГЦС), відповідно до п. 5.7.1 Правил ОРЕ, визначається ціною найдорожчого із включених до заданого графіка навантаження маневрених блоків виробників, які працюють за ціновими заявками, у кожному розрахунковому періоді доби. ГЦС є ціною, за якою нараховується платіж за відпущену електроенергію усім блокам виробників, які працюють за ціновими заявками. При цьому, для недопущення зростання платежів за електроенергію, для генеруючих компаній ТЕС відповідно до п. 5.7.2 Правил ОРЕ передбачено застосування НКРЕКП обмеження ГЦС (К_НКРЕ).

Для прикладу у звіті Антимонопольного комітету України (АМКУ) [12] зазначається, що 13 березня 2015 р. усього до покриття графіку електричного навантаження було заявлено 54 блоки ТЕС (блок № 3 Запорізької ТЕС включено до графіку на обов'язковій основі). Ціна найдорожчого, тобто ціноутворюючого, блоку, включеного в роботу 13.03.2015 р. (блок № 10 Старобешівської ТЕС ПАТ "Донбасенерго"), визначає максимальну ціну електроенергії на цю годину - 940 грн/МВт*год. Проте ГЦС, обмежена відповідним коефіцієнтом, становила - 600 грн/МВт*год. Таким чином, на годину максимального покриття ціна енергоблокам за відпущену електроенергію виявилася нижчою за ринкову на 30%. Обмеження ціни коефіцієнтом К_НКРЕ, встановленим НКРЕКП, призвело до того, що на годину максимального покриття всі енергоблоки, включені в роботу (40 блоків), за винятком блока № 4 Старобешівської ТЕС ПАТ "Донбасенерго", виявилися "дорожчими", ніж встановлене НКРЕКП обмеження (рис.).

Приклад застосування НКРЕКП обмеження ГЦС

Зокрема, з 1.01.2014 р. по 18.09.2014 р. НКРЕКП застосовувалось обмеження ГЦС на рівні 380 грн/МВт*год., з 19.09.2014 р. по 16.11.2014 р. - 445 грн/МВт*год., з 17.11.2014 р. по 30.06.2015 р. - 600 грн/МВт*год.

Оцінка ринкової влади генеруючих компаній, які працюють за ціновими заявками, з використанням коефіцієнта Лернера. Дотримуючись описаного вище підходу до визначення та регулювання цін у сегменті виробництва та оптового продажу електроенергії, зокрема для виробників, які працюють за ціновими заявками, за формулою (1) розраховані величини коефіцієнта Лернера Ь, який використовується для оцінювання ринкової влади компаній, набувають від'ємних значень (!):

де P_m - монопольна ціна; MC - граничні витрати [7].

Згідно з економічною теорією та практикою функціонування конкурентних ринків електроенергії типу "на наступну добу", ринкова ціна на електроенергію встановлюється на рівні короткострокових граничних витрат замикаючого енергоблоку, необхідного для задоволення попиту споживачів на електроенергію. Індивідуальні граничні витрати виробників (МС_і), які працюють в ОРЕ за ціновими заявками, визначаються величинами їхніх поблочних цінових заявок, а граничні витрати сегмента виробництва та оптового продажу електроенергії виробниками, які працюють за ціновими заявками, в цілому - ціною найдорожчого замикаючого блоку, що бере участь у покритті графіку заданого навантаження ОЕС України. Тобто саме такий блок визначає граничну ціну системи. Таким чином має виконуватись рівність ГЦС = МСмах. За цих умов коефіцієнт Лернера L =0, що свідчитиме про відсутність ринкової влади виробників у цілому, оскільки ринкова ціна на електроенергію в енергосистемі дорівнює граничним витратам на її виробництво. Індивідуальні ж коефіцієнти Лернера для окремих виробників електроенергії в умовах жорсткого цінового регулювання НКРЕКП можуть набувати як негативних (при МС_і>К_НКРЕ), так і позитивних (при МС_і<К_НКРЕ) значень.

Регулярна практика застосування НКРЕКП обмеження ГЦС (К_НКРЕ) призводить до того, що фактична відпускна ціна стає нижчою за граничні витрати на виробництво електроенергії (К_НКРЕ<МС_і), а відповідно і L< 0, що свідчить не лише про відсутність ринкової влади у виробників, які працюють за ціновими заявками, а й про високу ринкову владу регулятора, що викликає таку ситуацію.

З урахуванням чинних Правил ОРЕ коефіцієнти Лернера для генеруючих компаній, які працюють за ціновими заявками, мають розраховуватись для окремих енергоблоків на погодинній основі. Разом із тим, враховуючи надвеликий масив результуючих даних щодо індивідуальних Li для календарного року (сотні тисяч значень), обмежимо оцінку Li для ціноутворюючих блоків ТЕС окремими днями з усіх сезонів року протягом 2013-2015 рр. (вибірка становить 36 діб). Вихідні дані та результати розрахунку коефіцієнтів Лернера для ціноутворюючих блоків генеруючих компаній України наведено в табл. 2 та 3.

З табл. 3 видно, що Li ціноутворюючих енергоблоків ТЕС коливаються в діапазоні від 0 (ринкова влада відсутня) до -0,67 або -67% (високий рівень ринкової влади у регулятора). Крім того, вибірка демонструє, що НКРЕКП застосовувала обмеження ГЦС для кожної з 36 діб сформованої вибірки, істотно впливаючи на рівень цін виробників, які працюють за ціновими заявками, на ОРЕ.

У результаті аналізу методів ціноутворення на ринку електроенергії України АМКУ доходить слушного висновку: "Правилами ОРЕ визначена вирішальна роль НКРЕКП на розмір платежів, що будуть нараховані виробникам, які працюють за ціновими заявками, шляхом затвердження прогнозованої ОРЦ, граничної ціни системи та коригуючих коефіцієнтів” [12]. При цьому, на наш погляд, застосування обмеження ГЦС не можна вважати прозорим, оскільки порядок/методика, за якою НКРЕКП обчислює та встановлює обмеження граничної ціни системи (Кнкре), не затверджена, як того вимагає Директива 2009/72/ЄС. Таким чином, ціноутворення як на оптовому, так і на роздрібному ринках електроенергії України повністю регулюється НКРЕКП і має ознаки дискримінаційності.

Оцінка ринкової влади генеруючих компаній, які працюють за ціновими заявками, з використанням показників дохідності (EBITDA margin). Одним із методів визначення ринкової влади компаній за поведінковим принципом є оцінювання та порівняльний аналіз їхньої дохідності. Застосування такого підходу ґрунтується на припущенні, що компанії, які займають домінуюче (монопольне) становище на ринку, своєю економічною поведінкою, у т.ч. дискримінаційними рішеннями та практиками, відчутно впливають на умови обороту товару на ринку. Зокрема, припускається, що такі компанії можуть істотно впливати на ціни збуту і таким чином отримувати "монопольну ренту", яка проявляється через їхню надвисоку дохідність. Тобто рівень дохідності домінуючих компаній, якщо вони мають істотну ринкову владу, має бути значно вищим за їхніх конкурентів, а також за рівень дохідності подібних компаній на конкурентних ринках інших країн.

Для економічного аналізу дохідності компаній (бізнесу) у світовій практиці використовується показник рентабельності за EBITDA (EBITDA margin). Цей показник розраховується як відношення EBITDA (earnings before interest, taxes, depreciation and amortization - прибуток до сплати відсотків, податків, амортизації) до Revenue (чистий дохід). Перевагами цього показника є те, що він "очищений" від відмінностей структури капіталу, особливостей амортизаційної політики окремих компаній та різниці в умовах їхнього оподаткування. Зокрема, він широко застосовується для аналізу та міжнародних порівнянь дохідності "великою четвіркою" авторитетних міжнародних аудиторських компаній.

EBITDA margin можна розрахувати на підставі даних річної фінансової звітності підприємства таким чином:

EBITDA margin= (Фінансовийрезультат від операційної діяльності + Амортизація) / Чистий дохід від реалізації продукції, де: Фінансовий результат від операційної діяльності - р. 2190 (прибуток) або р. 2195 (збиток) форми 2 "Звіт про фінансові результати"; Амортизація - р. 2515 форми 2 "Звіт про фінансові результати"; Чистий дохід від реалізації продукції компанії - р. 2000 форми 2 "Звіт про фінансові результати".

Результати розрахунку EBITDA margin для ГК України на основі даних їхніх річних звітів про фінансові результати, а також середні значення EBITDA margin таких компаній в Україні, країнах Європи (ЄС, Швейцарії та Норвегії), країнах, що розвиваються, та світі загалом за 2012-2016 рр. наведено у табл. 4. З неї видно, що аномально високим є EBITDA margin ПАТ "Укргідроенерго" у межах 6369%, що пояснюється відносно невисокою собівартістю виробництва електроенергії на ГЕС за рахунок відсутності паливної складової, а також високою нормою прибутку у відпускних тарифах компанії. Незначно вищим протягом 2012-2014 рр. за ГК ТЕС є EBITDA margin НАЕК "Енергоатом", що коливається в межах 2228%. Найнижчі величини EBITDA margin за 2012-2014 рр. характерні для ГК ТЕС (від 0% (ПАТ "ДТЕК Західенерго" до 25% (ПАТ "Донбасенерго")), що, з одного боку, пояснюється великими паливними витратами у собівартості виробництва електроенергії ТЕС, а з іншого - державним регулюванням цін, зокрема практикою НКРЕКП щодо обмеження ГЦС.

Порівняння середньої величини EBITDA margin ГК України (крім ПАТ "Укр- гідроенерго") з аналогічними середніми величинами ГК країн Європи, країн, що розвиваються, та світу в цілому протягом 2012-2016 рр. (за винятком 2015 р., коли істотний вплив на економічні процеси та результати на ринку електроенергії мали форс-мажорні обставини, зокрема проблеми у забезпеченні паливом ТЕС) свідчить, що рівень дохідності компаній України є подібним до зазначених груп країн, а відхилення в рівні дохідності незначні.

Таким чином, оцінка та порівняльний аналіз рентабельності за EBITDA генеруючих компаній України не дозволяють говорити про наявність у них надвисокої дохідності як на ринку електроенергії України (за винятком ПАТ "Укргід- роенерго"), так і порівняно з конкурентними ринками електроенергії країн світу. Проведений аналіз дохідності за період 2012-2016 рр. дає підстави стверджувати про відсутність "монопольної ренти" у генеруючих компаній України, яка може бути притаманна компаніям, що займають домінуюче або преференційне становище на ринку внаслідок володіння великою його часткою, застосування недобросовісних практик конкуренції або преференційних регулюючих впливів державних органів.

Висновки. Інституційно-поведінковий підхід до аналізу процесів ціноутворення на ринку електроенергії України дозволив обґрунтувати, що всі генеруючі компанії України та всіх споживачів електроенергії фактично можна вважати ціноотримува- чами, а єдиним гравцем на ринку електроенергії, який визначає ціни для споживачів і виробників, є НКРЕКП. За цих умов ні кінцеві споживачі, ні виробники, які здійснюють продаж електроенергії в ОРЕ, не мають ринкової влади в частині впливу на ціноутворення та ціни на електроенергію. Натомість державний регулятор ринку електроенергії України має високий рівень ринкової влади, що реалізується ним у формі інстиіуційної монополії і дозволяє істотно впливати на умови обороту електроенергії на ринку та відповідні фінансово-економічні показники учасників ринку.

Ключовим напрямом нормалізації ціноутворення на ринку електроенергії України є його побудова на ринкових принципах, що є загальноприйнятою світовою, зокрема європейською, практикою. Така трансформація має здійснюватися на основі лібералізації ринку електроенергії України, імплементації положень Третього енергетичного пакета ЄС, зокрема Директиви 2009/72/ЄС про спільні правила внутрішнього ринку електроенергії, принципи якої знайшли відображення в чинному Законі України від 13.04.2017 р. № 2019-УШ "Про ринок електричної енергії". При цьому вкрай важливо забезпечити підвищення конкурентності та прозорості ринку електроенергії України, що є ключовими умовами його ефективності.

Перспективами подальших досліджень є обґрунтування сфер та способів державного регулювання ціноутворення на ринку електроенергії України у контексті підготовчого (перехідного) періоду його трансформації до лібералізованої моделі ринку європейського типу.

Список використаних джерел

1. Communication from the commission to the European parliament, the council, the European economic and social committee and the committee of the regions "Energy 2020: A strategy for competitive, sustainable and secure energy". Brussels: European Commission, 2010. URL: http://eur-lex.europa.eu/legal-content/EN/TXT/?uri=celex: 52010 DC0639

2. Communication from the commission to the European parliament, the council, the European economic and social committee and the committee of the regions "Delivering a New Deal for Energy Consumers". Brussels: European Commission, 2015. URL: https://ec.europa.eu/energy/sites/ener/files/documents/1_EN_ACT_part1_v8.pdf

3. Cooke D. Empowering customer choice in electricity markets. Paris: IEA, 2011. doi: https://doi.org/10.1787/ 5kg3n27x4v41 -en

4. Економічна безпека держави: міждисциплінарний підхід. Черкаси: видавець Чабаненко Ю.А., 2013. 642 с.

5. Енергетичні ринки України: регуляторна конвергенція та інтеграція / НАН України, ДУ "Інститут економіки та прогнозування НАН України". Київ, 2014. 212 с.

6. Серебренніков Б.С. Трансформація ринку електроенергії України в умовах європейської інтеграції. Євроінтеграційні та глобальні аспекти економічного розвитку України. Київ: Київський університет ім. Б.Грінченка, 2017. С. 63-68. URL: http://fitu.kubg.edu.ua/images/phocagallery/K_F_E/Konferencia/Zbir- nuk_yevrointehratsiini-ta-hlobalni-aspekty-ekonomichnoho-rozvytku-ukrainy.pdf

7. Шерер Ф., Росс Д. Структура отраслевых рынков. Москва: ИНФРА-М, 1997. 698 с.

8. Правила оптового ринку електричної енергії України. Київ: ДП "Енергоринок", 2016. URL: http://www.er. gov.ua/doc.php?f=2543

9. Звіт НКРЕКП за 2014 р. Київ: НКРЕКП, 2015. URL: http://www.nerc.gov.ua/data/filearch/Catalog3/ Richnyi_zvit_ 2014.pdf

10. Енергетична стратегія України на період до 2030 р. Київ: Міненерговугілля України, 2006. URL: http://mpe.kmu.gov.ua/fuel/control/uk/doccatalog/list?currDir=50358

11. Оновлення Енергетичної стратегії України на період до 2030 р. Київ: Міненерговугілля України, 2012. URL: http://mpe.kmu.gov.ua/minugol/control/uk/doccatalog/list?currDir=50358

12. Інформація щодо ознак монопольного (домінуючого) становища на загальнодержавному ринку електричної енергії, яка купується ДП "Енергоринок" з метою здійснення діяльності з оптового постачання електричної енергії на оптовому ринку електричної енергії України. Київ: АМК України, 2015. URL: http://www.amc. gov.ua/amku/doccatalog/document?id=120029&schema=main

Размещено на Allbest.ru