Керівник Укренерго Всеволод Ковальчук: Ринковий вплив ГарПоку на ціноутворення електроенергії потрібно ліквідувати
В інтерв'ю БізнесЦензор виконуючий обов'язки голови правління ПрАТ НЕК "Укренерго" Всеволод Ковальчук відповів на питання, чому в грудні 2019 року виросла ринкова ціна електроенергії, в чому причина її волотильності, і які проблеми унеможливлюють нормальний ринок електроенергії в країні.
Із середини грудня 2019 року ціна електроенергії на ринку на добу наперед (РДН) підвищилась і часто змінюється. В кінці січня 2020 року ціна трохи знизилась, але не перестала бути волотильною.
Серед гравців ринку є версія, що великий вплив на ціну має диспетчер "Укренерго", який на свій розсуд обмежує ту чи іншу генерацію. Якщо він обмежує дорогу генерацію (ТЕС або ВЕС), ціна на ринку зменшується. А якщо обмежує дешеву (імпорт або АЕС), ціна на ринку зростає.
Саме з такими питанням БЦ звернувся до Всеволода Ковальчука всередині січня. Але вийшло велике інтерв'ю: про стосунки з профільним міністром Олексієм Оржелем і олігархом Ігорем Коломойським, про трансформатори і депозити, про дефіцит коштів і борги. І власне – про ціну електроенергії, диспетчеризацію і проблеми ринку.
Розділи:
- Про конкурс з обрання керівника Укренеро та стосунки з Олексієм Оржелєм
- Про мітинги, "не борги" Ігоря Коломойського та пропозиції Ковальчука олігарху
- Про тарифи Укренерго та дефіцит коштів
- Про інтеграцію енергосистеми України до європейської ENTSO-E
- Про з'єднання Бурштинського енергоострову з ОЕС України
- Про провал запуску ринку допоміжних послуг
- Про вплив ДП "Гарантований покупець" на ціну електроенергії
- Про резерви потужності та операційну безпеку
- Про "профіцит електроенергії" і його вплив на ціну
- Про борги ДТЕК Ріната Ахметова перед Укренерго
- Про ціноутворення в Бурштинському енергоострові
- Про проблеми ринку електричної енергії
- Про проблему зеленого тарифу
1. Наглядова рада визначає, як має бути проведений конкурс
- Чи подавали ви свою кандидатуру на конкурс з відбору голови правління НЕК "Укренерго", який було оголошено 13 січня?
- У вас є сумніви щодо цього питання? Я однозначно беру участь в цьому конкурсі.
- Наглядова рада функціонує в тому складі, в якому вона вказана на сайті Укренерго?
- Наразі наглядова рада (НГ) складається з шістьох осіб: чотири незалежних директори (Шевкі Аджунер, Луїджі Де Францискі, Педер Андреасен, Олив’є Апперт – БЦ) та двох представників держави (Сергій Кушнір, Олександр Поплавський – БЦ).
Пан Кушнір написав заяву про звільнення на адресу нашого акціонера – Міністерства фінансів. Але формально він досі залишається членом НГ, оскільки наказу про його звільнення поки не було.
- Ви обговорювали з прем'єром Олексієм Гончаруком конкурс на голову компанії після заяви міністра енергетики та захисту довкілля Олексія Оржеля, який в грудні анонсував зміну керівництва Укренерго? Тобто – вас.
- Я не обговорював з представниками уряду питання конкурсу, оскільки це не є етичним. Правила гри має задавати власник, який призначає наглядову раду та завдає політику власності.
Якщо закони України передбачають, що обрання та призначення голови правління компанії - повноваження наглядової ради, то власник не має втручатись у цей процес.
Законодавство не передбачає регулювання процесу проведення конкурсу, тому наглядова рада визначає, як він має бути проведений.
- В інтерв'ю БЦ Олексій Оржель озвучив претензії до вас. Серед них затягування будівництва підстанції "Кремінська", яка має сприяти надійному електроживленню Луганської області та інвестиційна програма Укренерго на 2020 рік. Як ви це прокоментуєте?
- Вважаю, що у питаннях ефективного управління не має бути особистого. Пан Оржель є міністром, в якого є певний перелік обов'язків. Я є керівником системного оператора. В мене також є перелік обов'язків. І ми мусимо їх виконувати незалежно від того, подобаємось ми один одному, чи ні.
Пан Оржель дійсно кілька разів піддавав публічній критиці діяльність Укренерго. Коли я чую необґрунтовані обвинувачення, я змушений на них відповідати. Тому може скластись враження, що у нас є з паном міністром конфлікт.
Але з мого боку жодної конфліктної ситуації на адресу пана Оржеля немає. Крім випадків, коли він просто не виконує свою функцію, як керівник держоргану, що забезпечує політику в електроенергетичній галузі.
З приводу ПС "Кремінська" ми вже багато разів давали свою позицію. Раніше Укренего повідомляло, що у попередні роки Кабінет міністрів на 17 місяців затримав затвердження проектно-кошторисної документації та вирішення питань землевідведення.
Всі наші коментарі з цього приводу підтверджені документами. Можемо їх надати, і ви побачите, скільки часу займає узгодження того чи іншого документу в центральних органах влади на виконання українських законів. А системний оператор без отримання цих дозволів не може побудувати об’єкт критичної інфраструктури, тому що потім за це доведеться відповідати перед правоохоронними органами.
- В чому міністр не виконує свою функцію? Назвіть приклад.
- Міністр вже більше трьох місяців не узгоджує інвестиційну програму Укренерго на 2020 рік. І це його особиста позиція. Це блокує фінансування будівництва та реконструкції ліній та підстанцій.
Наприклад, яким чином компанія має добудувати ПС "Кремінська", якщо міністерство не погоджує інвестиційну програму, а потім каже про затримку будівництва? Єдине, що перешкоджає інвестиціям в Укренерго – бюрократія в органах державної влади.
- Наскільки виконана інвестпрограма на 2019 рік?
- Другий рік поспіль ми виконуємо інвестиційну програму понад 95%. Це, мабуть, один з найкращих показників серед інших держкомпаній енергетичного сектору.
2. Олігархічним групам простіше пролобіювати якийсь закон, ніж конкурувати на ринку
- Які претензії до вас має Ігор Коломойський? Його канал 1+1 у вересні 2019 зняв про вас критичний сюжет, а працівники заводів Коломойського два місяці у серпні-вересні 2019 мітингували під вікнами Укренерго.
- З приводу сюжету, вважаю його некоректним і таким, в якому розповсюджується неправдива інформація. До того ж, телеканал не врахував усні та письмові пояснення, які ми надавали по суті поставлених ними питань.
Про це ми також офіційно повідомляли менеджмент каналу 1+1. Але я не пов'язую цей матеріал з персональним впливом пана Коломойського на канал. Для мене було б дивно, якщо людина з таким статусом і статками займалась би аналізом декларацій окремих людей в Україні, а потім давала вказівку випускати викривлені сюжети.
Але у минулому році тривалі мітинги представників феросплавних підприємств під центральним офісом Укренерго дійсно створювали незручності для співробітників компанії.
Ми також страждаємо фінансово від того, що цими ж підприємствами досі несплачені сотні мільйонів гривень, які передбачені структурою наших тарифів. Через це нам складно виконувати зобов'язання перед нашими контрагентами.
І, судячи з усього, нас чекає тривала судова тягонина з підприємствами, які входять до сфери комерційних інтересів умовної групи "Приват" (Нікопольський та Запорізький феросплавні заводи, Покровський та Марганцевий ГЗК Коломойського – БЦ).
- Яка сума боргів з боку компаній Коломойського?
- Загальна заборгованість за передачу електроенергії складає близько 1,2 млрд грн. Частина цього боргу – це поточна заборгованість, або борг з невеликою прострочкою.
Але сума, не сплачена умовною групою "Приват", не входить до цих розрахунків. Оскільки суд для цих підприємств у забезпечення їх позову проти НКРЕКП призупинив дію тарифів на передачу та диспетчеризацію.
Де-юре це не борг, поки не буде рішення суду. Втім, Нацкомісія з регулювання енергетики (НКРЕКП) все одно їх враховує як складову нашої тарифної виручки.
- Яка сума цих "не боргів" від заводів Коломойського?
- Наразі понад 420 млн грн. Лише після того, як НКРЕКП, рішення якої оскаржуються, виграє суд з цих питань, ця сума буде вважатись боргом. І ще буде процедура стягнення цих коштів.
- В грудні, в одному з інтерв’ю ви підтвердили, що у вас відбулася зустріч з Коломойським. Що ви обговорювали?
- Це була коротка розмова. Частково вона була присвячена перерахованим вище проблемам, пов’язаними з мітингами під Укренерго. Я тоді турбувався за співробітників компанії, які вкрай негативно сприймали постійні шуми, що лунали з вулиці з боку мітингарів. Але головне було не це.
Що дратує великого споживача? Ціна електроенергії, кінцевий чек. І йому неважливо, чому він зріс. Тому основним предметом зустрічі, по-перше, було пояснення того, що основні витрати в тарифі Укренерго не змінилися.
По-друге, ми говорили про те, що чималу суму в чеку за електроенергію складає вартість допоміжних послуг. Ці послуги можуть надаватись й споживачами. І такі великі споживачі, як феросплавні підприємства могли б без проблем надавати послуги з балансування в обсязі 100 МВт (послуга demand response). Це незначний обсяг для такого великого споживача.
Але з цим питанням я звертався не тільки до пана Коломойського. Укренерго виходило з такою пропозицію до всіх великих споживачів електроенергії, у тому числі до підприємств пана Ахметова ("Метінвест" Ріната Ахметова та Вадима Новінського – БЦ), в тому числі до підприємств пана Пінчука (Interpipe Віктора Пінчука – БЦ).
Ми всім кажемо одне: давайте ефективно заробляти в умовах нового ринку, а не тільки скаржитись, що хтось інший заробляє. За нашими попередніми розрахунками, наразі на балансуючому ринку приблизно 100 МВт маневрової потужності споживача – це близько додаткових 0,5 млрд грн на рік.
- Як споживачі на це реагують?
- На жаль, поки що позитивного відгуку у нас від них немає. Я ще можу зрозуміти підприємства групи СКМ (Ахметова – БЦ), тому що в них є бізнес з виробництва електроенергії (енергохолдинг ДТЕК – БЦ) і там може бути внутрішня конкуренція.
Але що стосується великих підприємств того ж пана Коломойського, пана Пінчука, пана Жеваго (залізорудна компанія Ferrexpo Костянтина Жеваго – БЦ) – для них це "гроші під ногами". Треба просто нахилитись і підняти їх.
Мені здається, що невеликі підприємства, які не входять в олігархічні орбіти, швидше приєднаються до ринку допоміжних послуг.
Напевно, в цьому і є суть олігархії: здебільшого працювати у зв'язку із владою і мати певні неринкові преференції. А, коли у тебе є такі преференції, маржинальність твого бізнесу більше, ніж у ринкових умовах. Простіше пролобіювати якийсь закон, щоб отримати гроші швидше.
Можливо я помиляюсь, але десятиліття таких "легких грошей" зменшують підприємницьких дух серед великих компаній, який ще є у малого та середнього бізнесу.
3. Загальний дефіцит Укренерго в 2019 році складає близько 650 млн грн
- Скільки Укренерго недоотримало тарифної виручки в 2019 році?
- Тобто, яка заборгованість? Найболючіша – це прострочена заборгованість ДП "Енергоринок" у 623 млн гривень за перше півріччя 2019 року. З моменту запуску нової моделі ринку (з 1 липня 2019 року – БЦ), вся заборгованість, включно з простроченою і поточною, за послуги передачі та диспетчеризації складає біля 1,5 млрд грн. І крім того, є близько 420 млн грн несплачених феросплавними заводами.
ДП "Енергоринок" погасило частину боргів попередніх періодів. Тому реальне сальдо неотримання грошей від "Енергоринку" в 2019 році не 623 млн грн, а близько 250 млн грн.
Всього нам "Енергоринок" винен понад 1,6 млрд грн за всі роки. Ми, зі свого боку, також маємо борги: не закриті поки що рахунки перед контрагентами, нараховану але поки що невиплачену зарплату, резерви під виплату податків і дивідендів державі.
Крім того, ми трохи зменшили свою інвестиційну програму, зекономили на закупівлях близько 219 млн грн та непогано заощадили на операційних витратах. Це правильна економія – зробили ту ж роботу за менші гроші.
Плюс, ми отримали більше фінансових доходів від залишків на рахунках. Таким чином, загальний дефіцит в 2019 році складає близько 650 млн грн.
- Тримали гроші на депозитах? Багато хто вбачає в цьому корупційний ризик.
- З 1 липня 2019 року ми не маємо депозитів. Але я не розумію претензії. Якщо у підприємства є грошові кошти, то чому вони не мають приносити дохід?
А що ви скажете про підприємства, які мають гроші, але не розміщують їх не депозитах? Як на мене, якщо підприємство тримає великі гроші на поточному рахунку і не отримує на це нарахування, то це і має викликати питання.
- Можна домовитись з банком, що він офіційно розмістить кошти на депозит під 13% замість 15%. А різницю виплатить менеджеру неофіційно.
- У нас завжди були найвищі ставки по депозитах, які існували в країні. KPI (показник ефективності – БЦ) мого фінансового директора в тому, що я в будь-який час можу подивитись ставки по депозитах юросіб серед банків з репутацією. І якщо знайду більшу ставку, ніж та, під яку ми розміщуємо свої кошти, то це означає, що мій фіндир не відповідає своїй посаді.
На 1 липня 2019 року ми отримували 17,5% річних на одномісячних депозитах і 16,8% на поточних рахунках. Більшість підприємств отримують нуль.
З липня ми не маємо жодної копійки депозитів. Ми бачили, що у нас є проблеми з розрахунками, тому була команда згорнути все на поточні рахунки, щоб підвищити поточну ліквідність. Це дуже допомогло. Тому що в перші пару місяців запуску ринку не розрахунки з нами сягали 3 млрд грн.
Щодо відсотків, нарахованих на залишки на поточних рахунках, то на 31 грудня 2019 року ми мали в Ощадбанку - 12,5%, 13,5% в Укргазбанку і 13,3% в Таскомбанку.
Якщо ви покажете підприємства, які на поточних рахунках мають кращі відсотки, скажіть – обов'язково буду переймати досвід.
- Який середньозважений тариф Укренерго на передачу та диспетчеризацію електроенергії затверджений регулятором на 2020 рік?
- Середньозважений тариф на передачу у другому півріччі 2019 року складав 165,9 грн/МВт*г без ПДВ.
Нагадаю, було 347,43 грн/МВт*г в липні, 312,14 грн/МВт*г в серпні, а з першого вересня – 116,54 грн/МВт*г. Тарифи на диспетчеризацію з липня складав 8,9 грн/МВт*г, а з жовтня зменшився до 8,04 грн/МВт*г.
Тариф на передачу на 2020 рік на 6% менший ніж середньозважений 2019 року і складає 155,4 грн/МВт*г. На диспетчеризацію трохи більший – 10,23 грн/МВт*г.
Його левова частка – близько 9 грн з МВт*г, закладена на допоміжні послуги. Я хочу підкреслити, що операційні та капітальні витрати Укренерго, тобто без урахування витрат на виконання ринкових функцій, на змінюються з 2016 року. Вони складають в середньому близько 65 грн/МВт*г.
- Яку частку в тарифі складає компенсація зеленій генерації?
- В цьому році більшу частку такої компенсації буде сплачувати ДП "Гарантований покупець" (ГарПок) за рахунок прибутку, який отримає від перепродажу електроенергії НАЕК "Енергоатом".
Пропорція буде приблизна така: 70%-75% компенсації закриватиме ГарПок, а 25-30% буде покрито з тарифу Укренерго.
Зазначу, що Укренерго повністю розрахувалося з ГарПоком щодо компенсації витрат на "зелений" тариф за минулий рік. За друге півріччя ГарПок виставив на рахунки на суму майже 9,2 млрд грн, тоді як в тарифі на передачу на ці цілі було передбачено лише близько 7,8 млрд грн.
Ми сплатили ГарПоку загалом 7,3 млрд грн. Після того, як "Гарантований покупець" скоригував вартість послуги, обсяг обов’язків Укренерго перед цим підприємством зменшився до 6,8 млрд грн. В результаті чого утворилася переплата в розмірі 431 млн грн.
4. Головне питання інтеграції в ENTSO-E – це питання державних політик
- На якій стадії зараз інтеграція української енергосистеми у співтовариство європейських системних операторів електроенергії ENTSO-E? На це вистачає фінансування?
- Головне питання інтеграції в ENTSO-E – це не питання грошей. Це питання політик. Як технологічних політик Укренерго, так і державної політики.
В минулому році ми провели тестування блоків тепло- та гідроелектростанцій, результати яких були визнані нашими партнерами з ENTSO-E задовільними, підписали сервісний контракт з Консорціумом ENTSO-E в рамках якого наразі триває розробка та дослідження певних математичних моделей, які необхідні для інтеграції нашої енергосистеми з європейською.
Запуск оптового ринку електроенергії – це також один з ключових необхідних елементів на шляху до євроінтеграції. Але, з точки зору ENTSO-E, підтвердженням того, що модель ринку є правильна, має стати сертифікація системного оператора.
На жаль, наш запит на сертифікацію, попередньо схвалений НКРЕКП у жовтні 2019, поки що не затверджений.
Секретаріат Енергетичного співтовариства рекомендує зробити сертифікацію електричного ОСП по тій самій моделі, що і газового, тобто обрати модель незалежного системного оператора Independent System Operator (ISO), а не модель розділення власності Ownership Unbundling (OU).
Але й те і інше потребує змін в законодавство. Відповідні документи були нами розроблені та офіційно надіслані на адресу Мінекоенерго. Втім, поки що законопроект ще не був зареєстрований у парламенті.
Також не треба забувати, що для стабільної роботи енергосистеми, яку ми маємо продемонструвати ENTSO-E, генерація також має інвестувати у оновлення свого обладнання. Укренерго, зі свого боку, виконує свої як технічні, так і інвестиційні зобов'язання перед європейськими партнерами в повному обсязі.
- Чи підтверджуєте строки будівництва по підстанції "Кремінська" до червня 2020 року?
- Так, підтверджую. На об'єкті наразі працює величезна кількість людей. Ми, готуючись до холодної зими, скоригували їх так, щоб навіть в цьому разі вони не припинялися. Тож, я сподіваюся, що ми можемо впоратися навіть трохи скоріше.
5. Необхідність вставки постійного струму між ОЕС України та Бурштинським островом ще необхідно доказати
- Чи збирається Укренерго будувати вставку постійного струму (ВПС) між Об'єднаною енергосистемою України (ОЕС) та Бурштинським енергоостровом (БуОс)?
- Ми готуємося до повного синхронного з'єднання з європейською енергосистемою. ВПС наразі не має статусу інвестиційного проекту.
Її необхідність як з економічної, так і з технічної точки зору ще треба довести. Наразі триває другий етап відповідного дослідження, який проводиться за підтримки Світового банку. Результати його ми очікуємо в квітні-травні.
Наша потреба у вивченні можливості побудови ВПС між ОЕС України та "островом Бурштинської ТЕС" виникла насамперед через високу концентрацію генерації в одних руках в острові (Бурштинська ТЕС ДТЕК виробляє понад 90% електроенергії в БуОс – БЦ).
Але реалії ринку показують, що зараз цінова політика в енергострові краща, ніж в ОЕС України (не показує, ціна в БуОс і зараз найчастіше вища, ніж в ОЕС – БЦ).
ВПС мала б дозволити імпортувати європейську електроенергію в ОЕС України та створити тут конкуренцію. До того ж, навіть в умовах повної синхронізації було б помилкою вважати, що це зайва інвестиція. Оскільки ВПС – дуже потужний інструмент, який використовується для регулювання системи в межах єдиної синхронної зони Європи. І там є такі приклади.
- Якщо Світовий банк затвердить проект, скільки буде коштувати ВПС і яке джерело коштів?
- Остаточно про вартість проекту будівництва ВПС можна буде казати лише після того, як буде завершено дослідження. За попередніми оцінками ВПС потужністю у 600 МВт буде коштувати $120-$150 млн.
- Всі пам'ятають "трансформаторний скандал", коли в 2015 році, за вашого попередника Юрія Касіча, Укренерго намагалось купити обладнання у Запорізького трансформаторного заводу (ЗТР) Костянтина Григоришина по завищених цінах. Скільки встановлено трансформаторів з того часу, як ви прийшли у компанію?
- В 2015 році, до того як очолив компанію, була схвалена програма, за якою за певний період мало бути замінено більше 100 одиниць трансформаторного обладнання. Звичайно, я переглянув її.
В результаті установка частини обладнання стала складовою великих проектів, які здійснюються за кредитні кошти Європейського банку реконструкції та розвитку (ЄБРР) та Європейського інвестиційного банку (ЄІБ).
Загалом 58 одиниць трансформаторного обладнання, з яких 26 одиниць на сьогодні вже змонтовані та працюють. На 2020 рік заплановано завершення монтажу ще 31 одиниці. Ще одна одиниця — стане частиною іншого інвестпроекту.
Іноді трансформатори плутають з одиницями трансформаторного обладнання. Наприклад, трансформатор з верхньою напругою 750 кВ складається з шести одиниць. Тому не можна казати, що купили 58 трансформаторів, а змонтували, наприклад, 9. Це цілком різні цифри.
6. Важливо не перетворити інвестиції у ринок доппослуг в інструмент легких грошей
- Чому ринок допоміжних послуг (можливість отримувати гроші за резерв генерації) не був запущений з початку дії оптового ринку електроенергії? І чому він повноцінно не працює до цього часу?
- Можливість отримувати гроші за резерв є не тільки у генерації. Укренерго вжило всіх заходів, щоб не допустити дискримінації на ринку допоміжних послуг і для споживачів також передбачена така можливість.
Ми також неодноразово казали про те, що всі необхідні для запуску цього сегменту ринку документи Регулятор прийняв лише за кілька днів до старту нової моделі ринку. А без них потенційні учасники ринку доппослуг не могли пройти процедуру перевірки відповідності їх обладнання, яка також потребує певного часу.
Ми були зацікавлені, щоб "Укргідроенерго", як основний постачальник цих послуг, швидше пройшло процедуру перевірки відповідності. Для цього в стислі терміни Укренерго забезпечило проведення необхідних випробувань їх обладнання.
В результаті "Укргідроенерго" – перша компанія, яка отримала свідоцтво про перевірку відповідності. Вони самі постійно казали, що дуже чекають запуску ринку допоміжних послуг, тому що не отримують кошти, які б мали отримувати.
Але коли ми їх кваліфікували, "Укргідроенерго" не прийшло на аукціон з допоміжних послуг, який відбувся у грудні 2019 року.
Єдиний учасник, який прийшов на аукціон, це була Курахівська ТЕС (входить у ДТЕК Ахметова – БЦ). Але система моніторингу зафіксувала невідповідність роботи їх енергогенеруючих одиниць заявленим параметрам ринку допоміжних послуг.
- Яким саме параметрам?
- Основні можна звести до двох – надання резерву за нашою командою (вихід на задану потужність) та готовність надати цей резерв в будь-який акцептований період доби.
Причини порушення цих критеріїв можуть бути як незадовільний технічний стан обладнання, так і помилки при наданні вхідної інформації з боку учасника.
Він має проаналізувати причини порушення та усунути їх. А, відповідно до діючих нормативних документів, якщо порушуєш параметри, то автоматично "вилітаєш" з ринку допоміжних послуг.
Згідно Кодексу системи передачі – за більше ніж "два порушення поспіль", а згідно Правил ринку – більше "будь-яких трьох днів".
- Чому з 12 ТЕС, які працюють в країні лише одна захотіла взяти участь у ринку допоміжних послуг?
- Для того, щоб прийняти участь, потрібно підготуватись. Формально ти можеш відповідати параметрам. Але через старе, автоматика не спрацьовує, тощо – критерії допоміжних послуг не досягаються.
Для автоматичних резервів важливим аспектом є синхронізація вимірювань активної потужності. Але оскільки автоматичний запит на надання резерву не може бути виконаний миттєво, а час запізнення різний не тільки в різних учасників, а й навіть серед одиниць обладнання одного і того ж учасника, тому і виникає ризик недосягнення критерію.
І я думаю, що "Укргідроенерго" вирішили не ризикувати виходити на ринок допоміжних послуг. Зараз ми перезапускаємо цей сегмент ринку. Ми ініціювали перед Регулятором введення значних розширень "коридорів толерантності" і полегшення досягнення критеріїв для учасників.
- Параметри для ринку допоміжних послуг, які діють в Україні, такі самі як і в Євросоюзі?
- Так. Параметри допоміжних послуг визначені в Кодексі системи передачі, в якому імплементовані норми технологічних регламентів ENTSO-E.
- Як споживачу стати учасником такого ринку?
- Він має забезпечити можливість надання резервів згідно вимог Кодексу та можливість здійснення моніторингу надання доппослуги.
Простіше кажучи, це програмне забезпечення і пара датчиків. Обладнати такою системою, наприклад, кондиціонер – це невиправдано дорого. А обладнати феросплавний, або трубний завод – це копійки для таких споживачів.
- Багато було розмов, що запуск ринку допоміжних послуг зробить привабливим інвестиції у маневрові потужності генерації. Де інвестори?
- Умови цього ринку затвердив попередній Уряд у кінці червня 2019 року. Ми негайно піддали їх критиці, тому що були розробниками своєї версії умов.
Там не міститься жодних гарантій для інвесторів. Але важливо не перетворити інвестиції у ринок допоміжних послуг в інструмент легких грошей, який призведе до подальшого зростання вартості електроенергії.
Конкурси не проводяться, тому що в них ніхто не приймає участь. А без конкурсів нові інвестори бояться йти в Україну.
Якби ринок запрацював з існуючими українськими компаніями, на ньому б сформувалися ціни, можна було б зробити прогнози. Тоді інвестори зацікавились би. Але для них мають бути збалансовані державні гарантії.
Якщо в Німеччину інвестори готові заходити з IRR (Internal Rate of Return, внутрішня ставка доходності – БЦ) 3%-5%, то в Україну на 15% йти не хочуть, на 20% - думають і біжать лише на 25%. При тому, на інших маржинальних ринках, наприклад – у Південній Америці – та сама ситуація.
Але, якщо у вас вибір – більше платити за електроенергію, чи мати постійні відключення, то що ви оберете?
- Умовно IRR 25% сьогодні у "зелених". Але, за вашими словами такий самий треба дати і інвесторам у маневрові потужності для допоміжних послуг. В чому різниця?
- Там інша ситуація. Якщо б сказали зеленим: "ви окупаєте свої інвестиції за чотири роки, а далі ви йдете у ринок". Це було б справедливо. Але "зелений" тариф розрахований на десятиліття.
7. Ринковий вплив ГарПоку на ціноутворення потрібно ліквідувати
- Через теплу погоду і падіння промислового виробництва споживання електроенергії в країні знизилось. В окремі години диспетчеру Укренерго доведеться обмежувати генерацію.
Вочевидь, що коли обмежується дорога генерація (ТЕС, ТЕЦ, ВДЕ), ціна на ринку падає, а коли обмежується дешева генерація (АЕС, імпорт з РФ або Білорусі), то ціна росте. В грудні 2019 – січні 2020 ціна на ринку на добу наперед (РДН) в ОЕС виросла.
Якими принципами керується диспетчер, щоб вирішити, який вид генерації обмежувати?
- Ви далеко не перший, хто задає такі питання, натякаючи, що Укренерго навмисно обмежує імпорт електроенергії, щоб підвищити ціну на ринку. На все, що ви розказали, я покажу вам один графік.
Ключовим моментом в цьому графіку є 10 грудня 2019 року, коли Урядом були прийняті зміни до положення про покладання спеціальних обов'язків (зміни у постанову №483 про PSO в електроенергетиці згідно яких операторам передачі та розподілу потрібно закупати ресурс для технологічних втрат на ринку, а не по фіксованим цінам, як раніше – БЦ).
Обмеження імпорту Укренерго здійснює виключно керуючись інтересами безпеки системи. Але ви можете подивитись, що в середині листопада (19-29 листопада), імпорт був дозволений на рівні 2,5 ГВт, але ціна не падала.
Навпаки, на початку грудня (4-9 грудня), диспетчер вводить обмеження на імпорт, але ціна все одно падає.
Це протирічить логіці, що імпорт дозволяє зменшити ціну. З 10 грудня вступає в силу нова модель PSO. І починаються проблеми з ціною. З того часу жодного дня немає великих обсягів дозволеного імпорту.
- Чому ми ви вважаєте, що імпорт не впливає на ціну електроенергії?
- По-перше, імпорту об'єктивно мало (за 5 перших місяців роботи ринку імпорт в ОЕС України з РФ та Білорусі склав 1,7% від загального споживання – БЦ).
По-друге, основні імпортери не завжди продають ресурс на ринку на добу наперед (РДН). Переважно це – трейдери з промислових груп, які продають своїм же підприємствам по двосторонніх договорах.
Між дозволеним імпортом і ціною електроенергії на РДН кореляції немає.
- Чому ж тоді у грудні ціна пішла вгору?
- Є кореляція з іншою частиною графіку. Із заявками ГарПоку. ДП "Гарантований покупець" формує ціни на ринку на добу наперед. Ринковий вплив ГарПоку на ціноутворення потрібно ліквідувати.
- Чи можете підтвердити інформацію про зловживання ГарПоку, коли він виставляє на продаж дорогий обсяг електроенергії вище фактично наявного обсягу? В результаті, невикуплений обсяг "випадає" на балансуючий ринок, як позитивний небаланс і продається з дисконтом 30% від ринкової ціни. Але через це ціна на ринку залишається високою.
- Глобально – так. Є проблема, що обсяг заявленої на продаж електроенергії на РДН більше обсягу фактично виробленої електроенергії. Думаю, на цю тему вам потрібно брати коментарі у ГарПоку.
Ця проблема стала актуальною після того, коли згідно зі змінами у PSO, з 10 грудня ГарПок отримав можливість виставляти не фіксовану цінову заявку у 560 грн/МВт*г на РДН, а заявку з ціною, якою виставить сам (з обмеженням до 1600 грн вдень – БЦ).
По суті, ці зміни у PSO "випустили джина", що може впливати на ціноутворення у ручному режимі. Сьогодні реально впливають на ціноутворення НАЕК "Енергоатом" і ГарПок.
Коли у такої державної компанії як ГарПок є монопольний статус, вона могла б стримувати ціну. Так, наприклад, відбувається у Франції. Але в Україні у такої компанії є внутрішній конфлікт.
ГарПоку треба заробити, щоб заплатити зеленій генерації та перекрити збитки від постачання електроенергії населенню по ціні PSO.
8. Нам потрібно постійно підтримувати 1000 МВт вторинного резерву
- Все ж таки, чи є правила, які прописують порядок обмеження диспетчером того чи іншого виду генерації у разі профіциту?
- Треба припинити використовувати поняття "профіцит" або "дефіцит" електроенергії. Коли ми приймаємо рішення по обмеженню імпорту або генерації, ми не керуємося принципами "дефіцит-профіцит" взагалі. Головний принцип: підтримка необхідного обсягу резервів.
- Що це означає?
- Нам потрібно постійно підтримувати 1000 МВт вторинного резерву. Насправді, потрібно по тисячі первинного, вторинного та третинного (розрізняються швидкістю набору потужності – БЦ).
Первинний резерв ми і так підтримуємо за рахунок паралельної роботи з енергосистемами Білорусі та РФ – зараз, а в майбутньому – з ENTSO-E.
А вторинний резерв нам треба мати на випадок, якщо станеться позапланове відключення одного з 13 атомних енергоблоків потужністю 1000 МВт.
Що означає вторинний резерв 1000 МВт? Це означає, що ми маємо забезпечити автоматичне включення додаткової потужності протягом 30 секунд із подальшим збільшенням генерації, про що диспетчер попереджає за 15 хвилин.
Таким параметрам відповідають ГЕС, ТЕС, ТЕЦ, можуть бути задіяні АЕС. Також можемо використати потужність з РФ. Але обсяг додаткового перетоку може бути не більше, ніж 100 МВт*г. в годину. Тобто, потужність в окремі моменти може бути вище, але за годину – не більше 100 МВт*г.
Тепер рахуємо. Умовно – 100 МВт з РФ. ГЕС "Укргідроенерго" можуть дати 400 МВт протягом 3-5 годин на добу. Бо тепла зима і немає води…
- Чому не відносите потужність гідроакумулюючих станцій (ГАЕС) до резерву?
- Ми вимушено використовуємо ГАЕС для оперативного балансування системи. Взагалі-то вони для цього не призначені. Вони мають згладжувати добові графіки: працювати на закачку у нічні провали споживання і виробляти електроенергію у ранкові та вечірні піки споживання.
Дністровська ГАЕС не зручна для поточного регулювання. Виключається один енергоблок і випадає 420 МВт потужності. Чим його заміняти?
Диспетчерське регулювання – це не проста задача. Всі спрощують її через поняття "дефіциту-профіциту". Але є ще динамічні зміни в часі. Є темпи прийняття рішень. Наприклад, зменшилась швидкість вітру – випали ВЕС. Вітер же не попереджає диспетчера за 15 хвилин, що його не буде.
- Якщо врахувати РФ та "Укргідроенерго", скільки треба мати резервів на ТЕС?
- Традиційно на ТЕС ми намагаємось тримати резерв 600 МВт. Що це означає? Для того, щоб мати резерв 600 МВт на ТЕС, треба постійно мати не менше 1000 МВт ТЕС в роботі.
Наприклад енергоблок ТЕС потужністю 200 МВт має постійно працювати з потужністю 150 МВт, щоб ми в будь-який момент могли "розігнати" його до 200 МВт. Якщо ми "потушимо" блок, то разом із генерацією 150 МВт втратимо 50 МВт вторинного резерву.
Але коли ми увійшли в теплу зиму 2019-2020, нам треба "вставити" в систему і "Енергоатом" у якого 10 блоків працюють (10 тис. МВт).
Треба забезпечити роботу ТЕС, тому що крім електроенергії вони виробляють тепло. Тобто, хоча б по одному блоку на кожній станції (сьогодні в ОЕС України 11 ТЕС – БЦ) мають працювати. Ще додається близько 1,2 тис. МВт.
Також 2 тис. МВт взимку дають ТЕЦ, які працюють для забезпечення теплового режиму.
І додається, наприклад, 1000 МВт, які генерують вітропарки. Нагадаю, що електроенергія ВДЕ оплачується навіть у тому випадку, коли вона не споживається.
У підсумку потужність генерації стає більша, ніж весь мінімальний попит. А система має бути в балансі при імпорті "нуль".
Що в такому випадку робить диспетчер? Він дає команду атомній генерації на розвантаження. Або – вітровій генерації. Тому що ми не можемо розвантажити ГЕС, ми і так їх тримаємо в резерві. І не можемо розвантажити ТЕС, тому що вони і так працюють на мінімальній потужності.
Тобто, питання операційної безпеки на першому місці. Давайте у споживача запитаємо: ти хочеш, щоб на 5% дешевшою була енергія, але щоб кожні 5 годин зникала напруга?
9. Профіцит електроенергії є по факту споживання, але не на ринку на добу наперед
- Як відбувається імпорт з РФ, якщо російське "Інтер РАО" продає рівним графіком, а диспетчер Укренерго вводить обмеження на імпорт?
- В Україну він не йде рівним графіком. Я гадаю, нерівномірність може впливати на те, що російський імпорт трейдерам коштує дорожче.
Це створює підґрунтя для безпідставних заяв з їхнього боку на адресу Укренерго про те, що начебто ми допомагаємо ДТЕК.
А ДТЕК скаржиться в НКРЕКП, звинувачуючи нас в тому, що ми обмежуємо його ТЕС та ВЕС на користь імпорту. Замкнене коло.
Зараз за добу диспетчер в середньому дає 250 команд по оперативній безпеці. І це дуже багато. З іншого боку, те що нас критикують й імпортери, і зелені, і власники ТЕС, і "Енергоатом" – каже про те, що ми дійсно незалежні і нікому не подобаємось.
Також є проблема в тому, що електроенергії продається набагато більше, ніж насправді споживається. І в кожну годину диспетчер відразу автоматично входить з небалансом.
- Можете коротко відповісти на просте питання: чому при профіциті електроенергії ціна на ринку зростає?
- Фізичний профіцит з'являється по факту споживання, а не на ринку в процесі заявок на продаж і купівлю. Хибно твердження: раз в системі є обмеження, то на ринку профіцит.
Але ціноутворюючим для всіх сегментів ринку є ринок на добу наперед (РДН). Це близько 30% ринку.
Відповідно, треба дивитись на заявки з попиту і пропозиції на РДН в конкретний момент часу. А там, як я вже казав, є багато фіктивного попиту, який штовхає ціну вверх.
- Питання "торгівлі повітрям" на РДН вирішується?
- Так. Зараз намагаємося це зробити разом з НКРЕКП.
10. Експортер має оплачувати транспортування електроенергії
- Як ви прокоментуєте борги ДТЕК перед Укренерго за передачу електроенергії? ДТЕК оприлюднив позицію, що ці борги стосуються експорту. І вони нібито є незаконними, бо такої норми немає в Кодексі системи передачі.
- Експортер має сплачувати тариф на обсяг експорту електроенергії. Логіка в тому, що передачу електроенергії імпортера сплачує український споживач. А експортована електроенергія продається за межами країни, тому тариф на її передачу кінцевий споживач не сплачує.
Те, що всі експортери мають платити, виходить з нормативних документів НКРЕКП та додатково закріплено у роз’ясненні Регулятора для тих, хто не зрозумів. Плата за транспортування експорту врахована НКРЕКП в тарифі Укренерго на передачу.
Ми дали нашу позицію з цього приводу. Думаю, найближчим часом НКРЕКП внесе відповідні зміни у Кодекс, що прибере будь-які дискусії з цього приводу.
- Чи платять за передачу електроенергії інші експортери, крім трейдера D.Trading, який входить в ДТЕК?
- Так. Інші експортери сплачують тариф. В рік експортується близько 5 млн МВт*г. Якщо помножити цю цифру на тариф Укренерго – 166 грн/МВт*г, виходить 830 млн грн в рік.
Як що б експортери не платили ці гроші, ми б не могли здійснювати свою діяльність.
11. Тепер ДТЕКу стало набагато важче викуповувати і не використовувати перетин для імпорту зі Словаччини
- Як вийшло так, що наприкінці грудня середньозважена добова ціна на РДН у торговій зоні Бурштинського острову (БуОс) вперше впала нижче аналогічної ціни в ОЕС України?
- Проблема ціноутворення в БуОс була в тому, що там єдиним конкурентом генерації ДТЕК був імпорт зі Словаччини (згідно інформації НКРЕКП, ДТЕК викупав перетин для імпорту зі Словаччини, але не імпортував електроенергію, щоб не дозволити зменшення ціни в БуОс – БЦ).
Наприкінці листопада 2019 року ми домовились зі Словацьким системним оператором і завели збільшений обсяг пропускної спроможності зі словацької підстанції "Вельке Капушани".
Було 400 МВт технічно можливої потужності імпорту, а стало 650 МВт. Це моментально дало тимчасове сильне зниження ціни в острів Бурштинської ТЕС. І після цього енергохолдингу ДТЕК стало набагато важче викуповувати і не використовувати перетин для імпорту зі Словаччини.
БЦ: Прикметно, що саме в час збільшення можливості імпорту зі Словаччини, "ДТЕК Західенерго" почав шантажувати місцеву владу відключенням Бурштинської ТЕС "через імпорт електроенергії із Росії", який технічно неможливий в БуОс.
- Збільшення пропускної спроможності дозволило подолати зловживання ДТЕК в БуОс з блокуванням імпорту?
- Заради об'єктивності треба сказати, що не постачав не тільки ДТЕК, але й інші трейдери. Річ в тім, що наші нічні прайс-кепи (гранична ціна продажу на РДН, у нічні години складає 1103 грн/МВт*г – БЦ) нижчі, ніж ринкова ціна у Словаччині вночі. Тому було не вигідно.
Були окремі трейдери, які завантажувались тільки у ті години, у які потрібно і на 100% використовували викуплений перетин. Але чому це не зменшувало ціну в БуОс раніше? Тому що була велика конкуренція на цю маржу.
В окремі тижні ціна перетину на аукціонах Укренерго доходила до 350 грн/МВт*г. Тобто 12-15 євро за МВт*г платили нам за право імпортувати. А там вся маржа – 20 євро на МВт*г в максимумі.
Тому вигоду від такого імпорту отримував не споживач, а системний оператор. Але ми спрямували гроші, здійснили заміну трансформаторів і підняли пропускну спроможність.
До слова, гроші отримані на аукціонах по доступу до перетину, після сплати податків ми можемо використати лише як інвестиції на розширення перетину.
Наступний крок – це реконструкція підстанції "Мукачево". Ми витратимо на неї кілька десятків мільйонів гривень в цьому році. Це збільшить можливість імпорту зі Словаччини до 800 МВт.
Третя стадія, більш серйозна – будівництво разом із словацьким системним оператором SEPS другої лінії з'єднання паралельно. Це багаторічний проект. Він завершиться не раніше 2025-2027 років, бо на їх стороні багато проблем із відведенням земельних ділянок.
- Поясніть, чому в Словаччині ціна електроенергії постійно нижча, ніж у нас? А, наприклад, у Румунії та Угорщині – вища? Відповідно, в Угорщину і Румунію ми роками продаємо електроенергію, а зі Словаччини – імпортуємо.
- У Румунії та Угорщині географічно "заперті" енергосистеми. Немає достатньо з’єднань з іншими країнами. До того ж, у них попит на електроенергію більший, ніж власне виробництво. Вони завжди були дефіцитними, ще з радянських часів. Але тоді існувала енергосистема "Мир" і ми постачали їм електроенергію.
Після розвалу СРСР вони перестали отримувати електроенергію від нас і почали отримувати з країн Європи.
Оскільки у них дуже довго триває період оцінки будівництва ліній електропередачі, то дві великі лінії по 400 кВ, які мали з'єднати Словаччину і Угорщину, досі в початковій стадії будівництва. Експорт з БуОс, або транзит через Україну був для них надійним покриттям дефіциту.
- А чому в Словаччині дешевий ресурс?
- Словаччина знаходиться у вигідному географічному положенні. Країна-транзитер. В неї дуже багато з'єднань із сусідніми країнами: з Чехією, Австрією, Польщею. Через них вона може отримувати "зелену" електроенергію з Німеччини або атомну – зі Словенії.
Всі ці країни мають надлишкову потужність електричної генерації. Тому в Словаччині найменші внутрішні ціни на електроенергію в Європі. І нам вигідно розвивати перетин зі Словаччини для імпорту в окремі години. А також вигідно розвивати перетини із Румунією та Угорщиною для того, щоб конкурувати за експорт туди.
- Можна чекати, що при розширенні перетину із Словаччиною, ціна електроенергії в БуОс продовжить зниження?
- Так. Звичайно.
12. Існуючий механізм PSO я вважаю злом №1 серед нинішніх проблем ринку
- Яка найбільша проблема ринку зараз?
- Це механізм PSO. Перехресне субсидування населення – це зло для ринкових умов. Але перехресне субсидування, яке здійснюється не правильно – це ще більше зло.
Раніше був єдиний котел (ДП "Енергоринок" - БЦ), де перемішувався увесь ресурс. А тепер є котел, в якому перемішується половина ресурсу (ГарПок – БЦ), що дискримінує права окремих учасників.
Через це "Енергоатом" лишився осторонь ринку двосторонніх договорів. Модифікація PSO не вирішила цю проблему. Велика частина споживачів, які не є населенням, не мають доступу до електроенергії "Енергоатому". Конкуренція викривлена.
Перед ринком всі вважали, що "Енергоатом" отримає велику ринкову владу. Але через існуючий механізм PSO така влада перейшла до ГарПоку.
Існуючий механізм PSO я вважаю злом №1 серед нинішніх проблем ринку.
- Є зло №2?
- Проблема №2 на сьогодні – це механізми роботи на ринку двосторонніх договорів та на РДН. Вони приводять до надзвичайно високої волатильності ціни.
Через це неможливо робити якісні прогнози, а постачальники електроенергії змушені закладати у ціну ризики. Відповідно, кінцевий споживач не відчуває ніякої користі від періодичних знижень ціни.
Вигоду від низької ціни отримують лише великі підприємства, які напряму працюють на тих чи інших сегментах ринку, або вертикально-інтегровані компанії.
В різних країнах така проблема вирішується по-різному. Наприклад, у Франції є держпідприємство, яке формує спеціальний фонд для буферного стримування. Коли ціна на ринку мала, підприємство заробляє гроші, а коли ціна висока, воно працює в збиток, компенсуючи постачальникам різницю в ціні.
- Які ще проблеми?
- Також є проблемою непрозорий ринок двосторонніх договорів. Як відомо, зараз державні підприємства мають проводити аукціони на "Українській енергетичній біржі" (УЕБ), а приватні ні в чому не зобов’язані.
Але форма власності не має визначати правила гри. Або всі продавайте через біржові інструменти, або ніхто.
Ще одна проблема в тому, що немає нормальних фінансових інструментів для ринку. УЕБ – це не біржа, а лише площадка, де одні люди можуть домовитись з іншими людьми про угоди.
Тому якомога швидше треба запроваджувати повноцінний ринковий механізм, повноцінний кліринг (повні розрахунки – БЦ) на всіх сегментах ринку, кредитування і фінансові гарантії.
Крім того, у нас до цього часу є "каста недоторканих", які можуть собі дозволити не платити за електроенергію. Але правила мають бути єдині для всіх.
Також великою проблемою є якість комерційного обліку у операторів системи розподілу (ОСР, обленерго). Ця проблема досі не вирішена. І перехід на нормальні щоденні розрахунки, як це відбувається у Європі, без підвищення якості даних, які надають ОСР, неможливо.
Це проблеми, які я ідентифікую як основні на ринку електроенергії.
13. Чим пізніше буде рішення про обмеження зелених, тим гірше буде для країни
- Зелена генерація є проблемою для ринку?
- Зелені створюють фінансовий тягар для споживача та збільшують обсяги небалансів. Але якщо об’єктивно подивитись, то обсяги небалансів від погано працюючих ринкових механізмів більші, ніж від ВДЕ.
Проблемою в цій сфері є то, що не визначено, хто і яким чином буде платити зелений тариф. Але більшим злом є те, що ця проблема не вирішується.
В період цієї невизначеності ми одночасно і знищуємо інвестиційний клімат, за який всі переживають, і поглиблюємо проблему фінансового тягаря від "зелених". Чим пізніше буде рішення, тим гірше буде для країни.
- Чи може Укренерго на свій розсуд не видавати технічні умови на підключення об’єктів ВДЕ?
- В поточній нормативній базі – не може. Ми не можемо відмовити нікому у видачі технічних умов. Наприклад, хтось прийде і скаже, що хоче побудувати 100 ГВт сонячних панелей (найбільша в країні Покровська СЕС ДТЕКу має 0,3 ГВт – БЦ). Покаже, що в нього є під це земельні ділянки, згідно процедури. Ми видамо йому технічні умови на 100 ГВт сонця.
Але впишемо туди наше право обмежувати його генерацію без компенсації тоді, коли ми вважаємо за потрібне. І він повинен буде збудувати мереж мільярди на два доларів, щоб мати можливість підключити ці 100 ГВт.
Якщо ви подивитесь на технічні умови, які видавало Укренерго в другій половині 2019 року, абсолютна більшість містить положення про можливість обмеження потужності без сплати компенсації. Це є спірне питання. Я вважаю, що його потрібно вводити в законодавче поле.
- Раніше у вас була ідея, щоб Укренерго закупило стореджі (промислові акумулятори). Вже відмовились від неї?
- Ні. Енергетичні накопичувачі (energy storage) актуальні, як ніколи. Досі маємо план побудувати 220 МВт акумуляторів. Наприклад – для балансування зелених, через яких весною нам не буде вистачати 1000 МВт резерву.
Це буде перша така складна весна, тому що дуже багато запустилось ВДЕ в 2019 році.
