В «Укренерго» завжди відстоювали позицію підвищення конкуренції на ринку

— Я думаю, і для нас це не стало новиною, ми не змогли забезпечити достатнього рівня конкуренції на ринку електричної енергії України. Це очевидно - сьогодні тільки три компанії в країні виробляють більше 80% електричної енергії. Як відомо, конкуренція забезпечує ефективну і найголовніше - справедливу ціну на будь-який товар. І в цьому плані електроенергія не є винятком. Ми вважаємо, що повноцінна конкуренція буде забезпечена тільки після синхронізації українських електричних мереж з європейською континентальною мережею ENTSO-E. Коли у нас з'явиться вільний доступ і принцип імпортного паритету на такий кінцевий продукт як електроенергія.

— Причина – введення спеціальних обов'язків в червні 2019 року. А саме: ціна для населення має бути незмінною, фіксованою і ніяким чином не прив'язаною до динамічних цін на електричну енергію на ринку. Ось таке рішення, на мій погляд, призвело до великих проблем, зокрема, формування боргів.

Зараз «Гарантований покупець» закупає електроенергію для потреб населення мінімум по 56,7 копійок за 1 кіловат-годину. При цьому він продає її постачальникам універсальних послуг (ПУП) значно дешевше - в середньому по 14-15 копійок. Населення сплачує ПУПам за цю ж електроенергію вже по 1,06 гривень. Але в цій сумі вартість електроенергії, як товару, займає в кращому випадку ті ж самі 15 копійок, а то й менше. Решта — так звана плата за «дорогу», тобто тарифи оператора системи передачі (ОСП, на передачу та диспетчеризацію) і операторів систем розподілу (ОСР), а також послуги постачальника. Тобто населення платить за електроенергію, як товар, в рази менше, ніж вона коштує насправді.

І при цьому тариф на передачу не покриває всі витрати, передбачені з нього. Тобто зобов'язання і навантаження на тариф на передачу покладені, але рівень цього тарифу їх не покриває.

— Перегляд тарифу на передачу – суто вимушений крок, до якого спонукав виключно брак коштів для компенсації дефіциту «Гарантованого покупця». Водночас, зрозумійте, що при цьому ціна електроенергії, як товару, в тарифах для населення знову коштуватиме або «нуль», або взагалі матиме «мінусове» значення. І це знову нічого спільного з ринком не має, але ж, врешті-решт, сплатити за електричну енергію треба. Це означає, що інші учасники ринку в тій або іншій формі забезпечують покриття цього дефіциту. Тому такі державні компанії, як «Енергоатом» та «Укргідроенерго» опинилися в дискримінаційному та складному фінансовому становищі у порівнянні з іншими учасниками ринку.

— Неправильно буде говорити, що проблеми, про які ми з вами говоримо, дійсно вирішуються лише підвищенням тарифів. Також неправильно просто сперечатися про те, добрий чи поганий тариф, і у скільки саме раз його треба збільшувати. Правильно говорити про те, чи відображає він всі ті навантаження (витрати), які на нього покладено тими або іншими рішеннями держави.

Адже, якби структура тарифу на передачу включала виключно ті витрати, що необхідні для забезпечення операційної діяльності Укренерго, то він сьогодні складав би не більше 8 копійок за 1 кіловат-годину. Це гроші, необхідні для забезпечення наших основних функцій - адміністрацій розрахунків, забезпечення передачі електричної енергії, виконання інвестиційної програми тощо.

Але сьогодні окрім того, що я перерахував, в структуру тарифу на передачу включено витрати на компенсацію «зеленого» тарифу та компенсацію дефіциту «Гарантованого покупця» від спецобов'язків (ПСО) для населення. Тому, якщо держава зробить якісь кроки для того, щоб суми цих компенсацій зменшилися або ж знайде інші джерела для їх фінансування, то і тариф на передачу також має зменшитися.

Крім того, перші 7 місяців 2020 року тариф на передачу вже не покривав витрати на «зелений» тариф та компенсацію дефіциту від ПСО для населення. Середній місячний рахунок, який нам виставляв «Гарантований покупець» складав близько 3 мільярдів гривень, а в тарифі, якій діяв у першому півріччі, на ці витрати було передбачено трохи більше 800 млн гривень на місяць (в новому тарифі з 1 серпня – більше 1 млрд грн). Тобто щомісячно дефіцит коштів складав більше 2 мільярдів гривень, тому утворився значний борг.

— Сумарна заборгованість на ринку на сьогодні - вже під 20 мільярдів гривень. І це - зобов'язання «Гарантованого покупця» перед «Енергоатом», «Укргідроенерго» і виробниками з ВДЕ. У якій пропорції там борги — це питання до них. Ми ж це побачимо крізь призму рахунків, які виставляє нам «Гарантований покупець», і які затверджує НКРЕКП.

— Спочатку передбачалося, що у «Гарантованого покупця» буде лише одна функція - викупати електричну енергію у виробників з ВДЕ за високим «зеленим» тарифом і продавати її за ринковою ціною, яка дещо нижче. При цьому різниця між ціною купівлі та продажу мала компенсуватися через наш тариф на передачу. Але навесні минулого року було рішення Уряду про пільгові ціни для населення. І для того, щоб їх забезпечити створили перший механізм ПСО, за яким «Енергоатом» і «Укргідроенерго» віддавали певні обсяги електричної енергії «Гарантованому покупцеві» за низькою ціною. «Гарантований покупець» також за низькою ціною віддавав частину цих обсягів постачальникам універсальних послуг (ПУП). А залишок електроенергії мав право реалізувати на «ринку на добу наперед» (РДН) за ринковою ціною. І це мало би дати певний позитивний економічний ефект для «Гарантованого покупця», якби не одне «але». Справа в тому, що Закон «Про ринок електричної енергії», який прийняли задовго до того, як створили механізм ПСО для населення, не передбачав якихось пільгових цін на електроенергію. Пільг не мало бути взагалі. Більше того, в ньому є пряма норма про те, що перехресне субсидіювання (яким по суті є ПСО), має бути ліквідовано до 1 липня 2019 року. Тому саме рішення про покладання спеціальних зобов'язань (ПСО) і призвели насправді до тих проблем, які ми сьогодні маємо.

— Коли в третьому кварталі минулого року - після запуску ринку – середня ціна на РДН була близько 1,60 грн, все це економічно «зросталося». Тобто «Енергоатом» продавав «Гарантованому покупцю» багато електроенергії по 56,7 копійок за 1 кіловат-годину. Після цього «Гарантований покупець» частину цих обсягів віддавав ПУПам, а частину — продавав в середньому по 1,60 гривень за 1 кіловат-годину. Відповідно заробляв близько 1 гривні за 1 кіловат-годину, і завдяки такому заробітку покривав свої збитки від ПСО для населення. Але потім ціна на РДН впала, особливо на початку 2020 року. Сьогодні середньозважена ціна на «ринку на добу наперед» складає 1 – 1,2 гривні. Відповідно «Гарантований покупець» втратив десь 40-60 копійок за 1 кіловат-годину прибутку. І він це все «ретранслює» нам в тариф, який не передбачав відповідні перекоси.

— Я не думаю, що рішення буде саме таким. Навіть, якщо «Гарантованого покупця» дійсно ліквідують, це не означатиме ліквідацію його боргу. Навіть якщо допустити ліквідацію Гарпока разом з боргом, тоді виробники з ВДЕ, у яких він купує електроенергію за «зеленим» тарифом, будуть позиватися до арбітражів та виграють свої позови. Адже держава Україна гарантувала їм, що буде купляти їх продукцію за визначеним «зеленим» тарифом. Коли створювались такі підприємства, як «Гарантований покупець» та «Оператор ринку», їх назвали відповідно до напряму їх діяльності. Тобто це були зовсім нові підприємства без поганої історії в минулому, і, як то кажуть, розпочали роботу з чистого аркуша. А тепер аркуш вже не чистий, там є певні записи. І це буде точно вже не проста ліквідація - певні претензії оформлені і відмовитися від них не вийде.

— Ми на початку року дуже серйозно обговорювали таку можливість. Для цього потрібен виробник, який за рахунок своєї внутрішньої фінансової потужності зможе усунути всі перекоси в бюджеті «Гарантованого покупця». Це була б стабільніша історія. І я вважаю, що таке рішення було б цілком прийнятне.

«Гарантований покупець» інституціонально не здатен вирішити проблему з боргами, тому що у нього немає іншої діяльності, крім перепродажу електричної енергії. По суті, «Гарантований покупець» - це класичний трейдер, але обмежений певними правилами. Тобто він не може досить вільно оперувати тією електричною енергією, яку він отримав через ПСО, або від «зеленої» генерації. Це підприємство не має ніякого інструменту для того, щоб фінансово збалансувати свою діяльність.

— Перш за все, треба розуміти, що до мереж оператора системи передачі, тобто Укренерго, приєднано лише 13,5% обсягів сонячних і 15% обсягів вітрових електростанцій. Тобто саме на такий обсяг встановленої потужності об'єктів ВДЕ Укренерго видавало технічні умови на приєднання. Отже понад 80% цих енергооб'єктів приєднані до мереж операторів систем розподілу (ОСР), які і видавали їм технічні умови на приєднання.

Укренерго в своїй діяльності, в тому числі і при видачі ТУ на приєднання, керується виключно законом. Так до початку червня 2020 року (відповідно до ст.21 Закону України «Про ринок електричної енергії» та п.1.6 ст.1 Розділу ІІІ Кодексу системи передачі) можливості ОСП для відмови у видачі техумов для приєднання ВДЕ були вкрай обмеженими. А саме, ми не могли відмовити, якщо в місці, де планувалося приєднати нову електростанцію, не було обмежень пропускної спроможності мережі (мережевих обмежень). Тобто ми зобов'язані були видавати ТУ на приєднання, якщо технічні можливості ліній електропередачі та іншого обладнання мережі дозволяли пропустити через неї вироблену новим об'єктом електроенергію. При цьому законодавство та нормативні акти не враховували речі, пов'язані з операційною безпекою, необхідністю балансувати енергосистему. Тобто ніде не передбачалося, що при видачі ТУ треба враховувати наявність попиту на електроенергію, вироблену з нового генеруючого об'єкта, можливість балансових обмежень, пов'язаних з рівнем споживання та забезпеченням операційної безпеки.

Досі мережевих обмежень для об'єктів ВДЕ, на які ми видавали або погоджували ТУ, не було, відповідно не було причин відмовляти. А причини обмежень виробництва на «зелених» електростанціях, які ми мали протягом останнього року, пов'язані не з мережевими обмеженнями, а із загрозою порушення меж операційної безпеки при роботі енергосистеми. Тобто це балансові обмеження, спричинені відсутністю достатнього рівня споживання (попиту) електроенергії, який дозволив би спожити всі обсяги, вироблені вітровими та сонячними електростанціями.

Але 3 червня 2020 року НКРЕКП своєю Постановою №1070 ухвалила зміни до Кодексу системи передачі, які дозволяють нам тимчасово обмежувати приєднання до мереж об'єктів ВДЕ, якщо досягнуто межі операційної безпеки. Рішення про такі обмеження будуть ухвалюватися на основі певних критеріїв, які ми наразі розробляємо та згодом опублікуємо на сайті Укренерго.

Саме ці останні зміни до Кодексу системи передачі дозволять нам контролювати обсяг потужностей «зеленої» генерації, які приєднуються до мереж. До цього моменту у нас не було майже ніяких важелів для цього. І всі техумови та погодження, які ми видавали, були зроблені цілком у відповідності до чинного на той момент законодавства.

— Баланс електричної енергії – це баланс її виробництва та споживання. Якщо електростанція виробляє певні обсяги електроенергії, але не може їх продати, то вони є зайвими в енергосистемі, адже їх ніхто не купив, а відповідно і не спожив. Ці надлишкові обсяги називаються «небалансами», які компенсуються в межах балансуючого ринку. Тому для дотримання балансу в енергосистемі генеруючим об'єктам важливо не лише бути здатними генерувати певні обсяги електроенергії, а й продати їх кінцевому споживачу, аби гарантувати споживання. А, якщо раптом, всі теплові, атомні, гідро та інші електростанції почнуть усі разом виробляти все, на що здатні, то ніякого споживання сьогодні в Україні на такі обсяги не вистачить.

Ринок існує саме для того, щоб електроенергія продавалася виробниками, і вони конкурували між собою в тому числі за рахунок цін, і виборювали можливість потрапити в той обсяг електроенергії, який наразі споживається.

— Так, дійсно якщо товар «продається», це не означає, що його дійсно буде «продано». «Гарантований покупець», який на державне замовлення викуповує електроенергію у ВДЕ, на жаль, часто не може реалізувати всі ці обсяги на вільному ринку. В різні періоди до 80% електричної енергії, якою розпоряджається підприємство поза межами ПСО, не вдається реалізувати ані на «ринку на добу наперед», а ні на «ринку двосторонніх договорів», до якого це держпідприємство нещодавно отримало доступ.

При цьому, відповідно до Закону України «Про ринок електричної енергії», генерацію виробників з ВДЕ під час балансування енергосистеми можна обмежувати лише в останню чергу. Крім того, Закон гарантує їм компенсацію за всю недовироблену електроенергію в результаті диспетчерських обмежень. Фінансувати ці обов'язки держави, як і все решта на ринку, доведеться за рахунок кінцевих споживачів.

— Так, тому ми застосовуємо обмеження ВДЕ лише в крайньому випадку, аби не створювати додаткове фінансове навантаження на споживача. І треба сказати, що незважаючи на те, що все це цілком відповідає нашому законодавству, такі преференції для «зелених» спотворюють логіку ринку.

— На жаль, не існує якогось єдиного рішення, що врегулює питання для всіх учасників ринку. Неможливо тільки прийняти закон, або написати Правила ринку. Це має бути комплекс заходів, які в критичній ситуації спочатку врегулюють, а потім стабілізують її. Меморандум – він би міг бути кращим в різних своїх аспектах. Але, коли ти покращуєш щось для однієї сторони, то для іншої щось неодмінно погіршиться. Наприклад, з одного боку, Меморандум міг би ще більше знизити розмір «зеленого» тарифу, що зняло би фінансове навантаження зі споживачів та спростило б ще низку моментів в енергетичній галузі. Але, з іншого боку, це не чесно по відношенню до «зелених», які інвестували в свої проекти, розраховуючи на зобов'язання, які взяла на себе держава.

— Так, він вже працює. В ньому беруть участь ПрАТ «Укргідроенерго», ДТЕК Східенерго та ДТЕК Дніпроенерго, Харківська ТЕЦ 5. Механізм дії - аукціони, а допуск до аукціонів генеруючі одиниці учасників отримують після проходження сертифікації, яку проводить НЕК «Укренерго».

Чи цей ринок допоміжних послуг є таким, як би я його бачив в ідеальному світлі? Ні. Моє бачення - всі параметри по моніторингу надання допоміжних послуг мають бути абсолютно ідентичними європейським. У нас вони - дещо послаблені. На жаль, поки що на ньому не такий високий, як хотілося би, рівень конкуренції. Як можна її посилити? Це активне залучення великих споживачів до участі на ринку допоміжних послуг. А також - реалізація проектів Energy storage. Ми в «Укренерго» завжди відстоювали, і будемо відстоювати позицію підвищення конкуренції на всіх сегментах, де це тільки можливо.

— Для оптимізації електричних режимів мережі ми провели певну роботу, і в новій редакції Плану розвитку мережі на 2020-2029 роки визначили перелік підстанцій, на яких буде оптимально будувати Energy storage та високоманеврові генеруючі потужності. Тут враховувалася умови та вартість приєднання, умови їх подальшої роботи в енергосистемі, зниження технологічних втрат електроенергії в мережах, забезпечення надійності живлення споживачів тощо.

— Поки ще не виконано всіх заходів, передбачених Дорожньою картою синхронізації (попереду, наприклад, випробування атомних енергоблоків), у нас ще є час. Але, коли ми нарешті зробимо все, а оператора системи передачі так і не буде сертифіковано, то це стане проблемою. Ми сподіваємося, що сертифікація відбудеться вже в цьому році. Але Верховна Рада для цього має ухвалити зміни до закону, які дозволять сертифікувати Укренерго за моделлю ІSO (Independent System Operator). Синхронізацію ж заплановано на 2023 рік.

Треба сказати, що відсутність сертифікації заважає нам, наприклад, приєднатись до ITC-механізму (Inter-Transmission System Operator Compensation), який дозволяє відшкодовувати системним операторам інфраструктурні витрати та технологічні втрати електроенергії в мережах при здійсненні транскордонних операцій.

— На сьогодні найважливіший етап цього процесу — проведення досліджень атомних енергоблоків. Наразі «Енергоатом», по тих даних які він нам надає, завершує всі необхідні організаційні процедури. І, якщо все буде добре, в серпні розпочнуться відповідні тести систем регулювання збудження частоти атомних блоків. І я б дуже хотів, щоб до кінця вересня ми пройшли тестування. Після цього їх результати будуть передані до Проектної групи ENTSO-E «Україна/Молдова» для проведення аналізу та завершення побудови спільної математичної моделі синхронної роботи української та європейської енергосистем. З обережним оптимізмом я можу сказати, що всі ці дослідження мають бути успішними.

— В цьому році у нас досить велика інвестиційна програма - вдвічі більша, ніж торік. На сьогодні у нас 36 підстанцій знаходяться під комплексною реконструкцією. Нас затримувала відсутність затвердженого фінансового плану, але 26 червня Міністерство фінансів видало наказ про його погодження. Це дозволяє нам інвестувати та сплачувати за роботу підрядників, які півроку працювали безкоштовно. Підстанція «Кремінська» 12 травня стала під напругу та вже повноцінно виконує свої функції.

Комплексна модернізація 36 підстанцій – це результат роботи попередніх років, довготривалий та важкий процес. В наших планах - до 2029 року реконструювати всі підстанції «Укренерго», зробити їх повністю автоматизованими, тобто, не передбачається людський фактор при здійснені перемикань і всіх інших операційних робіт. І це насамперед виведе «Укренерго» на єдині стандарти роботи передових європейських системних операторів.

Якщо в цифрах про інвестиційну програму на 2020 рік, то вона складає понад шість мільярдів гривень. 5 мільярдів - залучені кредити, а 1,3 мільярди - це кошти, які передбачені тарифом.

Ще один важливий момент - інвестиції на 75% покриваються довгостроковими кредитами від міжнародних фінансових установ (ЄБРР, МБРР та інших) під 1-3 % річних на 15-20 років. Це значно зменшує навантаження на наші тарифи, адже кредити дозволяють розтягнути відшкодування через тариф вартості будівництва на довгий час. Якщо уявити, що замість цих кредитів ми все це будували би за власний кошт, то тариф довелося би різко збільшувати, адже платити за будівництво та нове обладнання треба вже зараз.

— Підстанція 500 кВ «Кремінська» - це стратегічний об'єкт для енергобезпеки нашої держави, адже ми повертаємо північ Луганщини з режиму «енергоострову» назад до Об'єднаної енергосистеми України. Вона також є важливою інфраструктурною віхою, яка гарантує надійне живлення споживачів Луганщини, коли українська енергосистема має бути від'єднана від Росії та Білорусі, що передуватиме інтеграції нашої енергосистеми до європейської.

Це сучасний енергооб'єкт. Його особливість – перші для нас комплектні розподільчі пристрої з елегазовою ізоляцією (КРПЕ) на класі напруги 500 кВ і 220 кВ (Південна Корея), що мають високу експлуатаційну надійність (перший капітальний ремонт після 25 років експлуатації) та не вимагають постійної присутності експлуатаційного персоналу на підстанції. Крім того, завдяки компактності КРПЕ площа ділянки підстанції становить 3,3 га – що у 7 разів менше, ніж якби будувалися традиційні відкриті розподільчі пристрої.

Підстанція повністю автоматизована – на ній впроваджено автоматизовану систему керування технологічним процесом (АСКТП), що дозволяє контролювати роботу та керувати обладнанням підстанції у віддаленому режимі.

— Я би оцінив достатньо обережно - оптимістично. Думаю, що буде значне покращення - на горизонті 7 років, тобто через 4 роки після європейської інтеграції. Чому саме ці терміни? Один рік, щоб усі зацікавленні особи зрозуміли перспективи і ризики, а за 3 роки відреагують, тобто розпочнуть інвестиції та будівництво об'єктів електроенергетики. Тому, я думаю, що 5 років, - це коротка дистанція, а от у горизонті 7 років, я думаю, що ми побачимо позитивні результати. Але є одне застереження - ніяких регуляторних та мотивованих рішень, які відкинуть або синхронізацію, або змінять правила гри на ринку.