Введение новой модели рынка электроэнергии создало вызовы и предоставило новые возможности для многих участников рынка, в том числе и для тепловой генерации.
Компания “Донбассэнерго” для работы в новых условиях сформировала отдельное трейдинговое подразделение, активно начала работать на различных сегментах рынка и готовится предоставлять вспомогательные услуги. Кроме того, “Донбассэнерго” удалось на половину отказаться от закупки импортного антрацита.
Предложения по корректировке ситуации на балансирующем рынке, введение рынка мощности, а также об отношении “Донбассэнерго” к импорту электроэнергии в интервью коммерческого директора компании Олега Ларионова агентству ExPro .
– Что вы можете в целом сказать о старте нового рынка и первые 8 месяцев его работы?
– До начала работы на рынке мы готовились за два года. Для этого создано специальное трейдинговое подразделение, которое занимается операциями купли-продажи, торговлей на всех сегментах.
Мы очень хотели, чтобы был рынок, а не новое ценовое регулирование. Вошли в рынок хорошо, за первые месяцы получили положительные результаты, компания этот период отработала с прибылью. А потом наступила теплая осень, зима, уменьшение потребления, несбалансированность, а если вернее – избыток мощностей атомной базовой генерации. Это привело к проседанию цены, и все компании тепловой генерации, включая ТЭЦ, начали работать в убыток. В январе ситуация несколько изменилась после того, как регулятор обязал операторов систем распределения покупать потери на рынке “на сутки вперед”, немного изменил ПСО и увеличил долю гидрогенерации. Это дало свой результат, и цена пошла в гору к экономически обоснованному уровню.
Манипуляции, которые происходили с 20 января и до середины февраля, снова заставили всю тепловую генерацию работать с убытками. С 1 марта, после принятия изменений в Правила рынка, цены снова более-менее стабилизировались. Мы понимаем, что, во-первых, решение НКРЭКУ стабилизировало цену, а, во-вторых, реальный спрос вернулся на уровень сентября-октября 2019 г. именно по профилю. Перекосы и манипуляции были именно в январе – феврале.
– Вы сказали “спрос по профилю”, что вы имеете в виду?
– На РДН ночью и днем примерно одинаковый профиль потребление электроэнергии. В целом по Украине утренний и вечерний пики ярко выражены, но на РДН – примерно базовый профиль. Когда были манипуляции на рынке, то ночью потребления проваливаясь на 4-5 ГВт, сейчас этот спрос вернулся, и потребление выровнялось.
– И цены тогда проваливались, когда были манипуляции?
– Конечно. А суть манипуляций в чем? Я не прихожу, не покупаю, проваливаю цену и потом покупаю электроэнергию по цене РДН минус 30% (на балансирующем рынке – ред.). Второй вид манипуляции: я делаю заявку по 10 грн./МВт-ч, выбрасываю не существовавший объем, проваливаю цену на рынке и опять же покупаю на балансирующем рынке по цене – 30% от РДН. Вот суть двух механизмов манипуляции – не прийти или подать дешевую заявку на несуществующие объемы электроэнергии.
Сейчас такие возможности забрали, но регулятор дает новые предложения по формированию price cap и цены с 1 апреля (на балансирующем рынке – ред.).
– Перенос восьми часов утра в период максимальной нагрузки положительно повлияло на цену?
– Влияние этого времени на среднюю цену – минимальное. Во-первых, это только 1:00, а, во-вторых, цена поднялась в среднем примерно на 10 грн./МВт-ч в РДН, то есть это не существенно. Но этот час была дефицитной. Я и мои коллеги еще в июне 2019 во время принятия Правил выступали в НКРЭКУ и говорили, что восемь часов дефицитная, как и 24-также.
Тепловая генерация при нынешних price caps на РДН и ВГС работает ночью на техническом минимуме.
– А теперь стало лучше?
– Да конечно. Теперь она так же профицитная, как и в дневные часы. Откуда берется дефицит ночью, о котором все говорили в начале нашего пути? Цена в 959 грн./МВт-ч, которая ограничена ночным price cap, не покрывает топливную составляющую ТЭС, то есть, работать ночью – это априори генерировать в убыток. Поскольку тепловая генерация имеет свою специфику, она не может разгрузиться к “нулю”, и каждый день поднимать блоки достаточно проблематично, поэтому все компании – операторы ТЭС заявляли технический минимум, на котором можно было пройти ночь. И мы так делали. Всю остальную мощность мы выставляли днем, потому что по-другому экономически нецелесообразно работать.
– Какой у вас технический минимум?
– 260 МВт – технический минимум Славянской ТЭС, максимальная мощность в отпуск около 720 МВт.
– Сколькими блоками работает станция?
– У нас один блок, два корпуса – всего установленная мощность Славянской ТЭС составляет 880 МВт, а номинальная – 800 МВт.
– 260 МВт вы держали ночью?
– 260 МВт – это минимум, да. Отмечу, что каждую ночь нам давали команду на загрузку или на подъем второго корпуса, но это уже отдельная тема. Это минимизировало наши убытки и, соответственно, то, что мы зарабатывали днем, перекрывало ночные убытки.
Днем тоже есть свои трудности: в дневные часы при пуске теплового блока удельные затраты растут за счет пусковых расходов природного газа, которые при старом рынке покрывались соответствующим платежом.
– Если поднять ночные price caps на уровень окупаемости тепловой генерации по топливной составляющей …
– Хотя бы так, чтобы мы (тепловая генерация) смогли конкурировать друг с другом топливной составляющей.
– А это сколько?
– Это примерно 1-1,1 грн./кВт-ч. А если включить в цену удельные постоянные затраты, тогда будет смысл сделать конкуренцию.
– У вас есть газо-мазутные блоки?
– Нет.
– Два корпуса работают исключительно на антраците?
– В свое время мы работали на импортном антраците, затем попытались переход на уголь марки “Г”. Как у наших коллег из “Центрэнерго” и ДТЭК, в классическом виде этот переход сделать нельзя, поскольку есть технические проблемы.
В 70-е годы наш энергоблок был техническим ноу-хау. На Славянской ТЭС есть отдельный пилозавод для приготовления и подачи пыли. Угольная пыль идет к котлам по отдельным трубам. На блоках других ТЭС пыль производится непосредственно под котлом, то есть у коллег (ДТЭК и “Центрэнерго” – ред.) Тракты подачи пыли минимальны, а у нас – это около 800 метров труб, идущих к котлу. Поскольку газовая группа угля очень взрывоопасная, то есть определенные моменты пожарной безопасности и для подачи марки Г надо тщательно готовиться.
На сегодня мы уже дошли до использования 55% угля отечественной марки “Г”, все остальное – это импортный антрацит. Пока переоборудовать блок на 100% использование газовой группы мы не можем.
– Ваши предложения по работе балансирующего рынка?
– По балансирующему рынку, не секрет, что изменения в правила, которые принял регулятор в конце ноября, привели к полуманипулятивным действиям. Эти же правила обсуждались еще в сентябре, а приняли их только 26 ноября. В обсуждениях я лично принимал участие и отстаивал позицию необходимости принятия сразу двух цен на небалансы. Если ты ошибся, тебя надо наказать. Размер наказания – это уже другой вопрос. Но, если ты ошибся, ты должен в любом случае нести расходы.
Что мы получили взамен? Как ты помогаешь энергосистеме, если знаешь, что ночью профицит, и ты специально не покупаешь и получаешь дешевле? Это ты не помогаешь – это ты спекулируют. И позиция “Донбассэнерго” по этому вопросу принципиальная!
Но регулятор принял решение о новых ценах на балансирующем рынке, которые начали действовать с 1 марта 2020
Балансирующий рынок должен быть рынком штрафных санкций
– Эти изменения, по вашему мнению, правильные?
– Они правильные, но наше мнение таково, что балансирующий рынок должен быть рынком штрафных санкций. И мы, если не выработаем, не сможем поднять корпус, также будем платить. Это справедливо, но когда никто не платит, а нас дергают каждый день, а в последнее время, например, в феврале доходило до 300 команд диспетчера “Укрэнерго” в сутки различным видам генерации, в том числе и нам. А до этого было по 5-6 команд. Это не нормальная ситуация.
– Цены на балансирующем рынке могли быть еще более жесткие?
– Так, наше предложение была следующая: в случае чрезмерного потребления цена для покупки небаланса имела применяться на уровне предельная цена на РДН в этот час + 15%, а при недопотреблении и продажи небаланса – цена должна составлять -60% от средней цены на РДН в это время.
– То есть, чтобы цены могли еще больше колебаться?
– Да, но пока этого не будет. Регулятор объясняет, что высокие цены покупки небаланса и низкие для его продажи могут больно ударить по поставщикам универсальных услуг. Поэтому по результатам новых правил необходимо наблюдать. Через полгода возможно их необходимо будет сделать более жесткими.
Все понимают, что балансирующий рынок не должен быть рынком, а в Украине, к сожалению, он им стал.
– Что вы можете сказать по рынку вспомогательных услуг? Компания будет в нем участвовать?
– Да, мы сейчас работаем над этим вопросом. Из-за военных действий мы не успели провести окончательную реконструкцию блока, и сейчас возможности обеспечивать первичное и частично вторичное регулирование у нас нет. По части вторичного и третичного регулирования – сейчас готовим документы для сертификации.
– “Оператор рынка” предлагает на РДН и ВГС ввести неттинг, взаимозачет расчетов. Поддерживает “Донбассэнерго” такую инициативу?
– Неттинг позволит оптимизировать финансовые потоки, поэтому важно мы это поддерживаем. Зачем средства даром гонять?
Но есть вопрос: если неттинг применять на РДН и ВГС, то стоит его ввести и на балансирующем рынке.
– Что вы можете сказать о торговле на биржевых площадках?
– У нас есть договор с “Украинской энергетической биржей”. Мы несколько раз с ними обсуждали вопрос продаж. Нам нужны продажи на полгода, на год вперед, а имеем сбыт только на сутки вперед. Нас, как компании, такая ситуация не устраивает, ведь мы имеем составлять планы по закупке того же угля на долговременной основе. Как сформировать цену на уголь, если вы не знаете, какая будет цена на электроэнергию?
Поэтому мы хотели выйти с предложением долгосрочных контрактов, но на падающем рынке в этом не было смысла. Мы планируем с 1 апреля, когда регулятор примет все правила, и мы будем понимать их, выйти со своими предложениями, например, до конца текущего года или до конца финансового года (до 1 марта 2021 г.).
– Занимается ваше трейдинговое подразделение экспортом и импортом электроэнергии?
– Да.
– Присутствие импорта э/э в ОЭС Украины, он бьет по угольной генерации?
– Наша позиция в отношении импорта/экспорта следующая: во-первых, экспорт / импорт должно быть; во-вторых, когда белорусы и россияне нам говорят: “Мы вам продаем, а вы нам – нет”, я считаю, что это некорректно. По моему мнению, если у нас будет профицитной ночь – пусть они покупают у нас ночью, если у нас дефицитный день – милости просим. Это было бы справедливо!
– Мы можем поставлять нашу “ночную” профицитную электроэнергию в Россию и Беларусь?
– Там складываются для этого рыночные условия? Конечно. А как работает Орловский остров? Ночью мы экспортируем туда, днем – импортируем в остров, теми же сетями.
Импорт э/э в ОЭС Украины из Беларуси и России был бы оправдан, если бы наши компании могли свободно экспортировать туда электроэнергию
Просто в России есть монополист “Интер РАО”, в Беларуси – “Белэнерго” …
Физически – мы можем, но политически – наши соседи не хотят. Более того, белорусы не дают возможности осуществлять транзит электроэнергии в страны, входящие в Nord Pool. Физически мы можем продавать электроэнергию в Литву транзитом через Беларусь, но нам этого не дают сделать. Например, ночью Украина могла бы продавать лишнюю электроэнергию “Энергоатома”.
– То есть импорт в ОЭС был бы оправдан, если бы были свободные границы для наших поставок в Россию или Беларусь?
– Да, это было бы справедливо. Тем более, когда импортер, приобретя определенный объем, понимает, что он в любом случае продать, иначе он выпадет на балансирующий рынок. Тогда он начинает предлагать электроэнергию по очень низкой цене. Таким образом, он сбивает цену, поскольку вынужден продать весь свой график, ведь если он этого не сделает, то будет еще больнее.
Также следует учитывать, что мы имеем очень искаженный рынок. На наш взгляд, чтобы все было корректно, надо вводить финансовое ПСО, чтобы все участники рынка продавали, а потом те остатки, которые образуются, направляли на нужды ПСО. Сейчас у нас товарное ПСО, товар забирают и пытаются что-то с этим делать, когда удачно, когда нет.
На сегодня у нас, с учетом спроса, есть профицит атомной генерации на уровне 1-2 ГВт. Если бы “Энергоатом” был свободным игроком, он мог бы продавать эти объемы по прямым договорам или больше на РДН. Он мог бы выбрать, что ему лучше – остановить два блока и продавать дороже, или работать и продавать больший объем, но по более низкой цене. А сегодня что получается – он работает, ему безразлично, он не участник балансировки, а вы, уважаемая тепловая генерация, работайте как хотите – загружайтесь, разгружайтесь. Это не правильно!
– Было бы разумно часть отпуска “Энергоатома” разрешить продавать на двусторонних договорах?
– Да. Его надо отпустить и забирать излишки средств.
– Поддерживает компания интеграцию в ENTSO-E?
– Компания поддерживает такое направление, но есть одно “но”. Мы провели анализ и подчеркиваем, что практически во всех странах Европы существует рынок вспомогательных услуг или рынок мощности.
В Европе (в частности, в Венгрии, Словакии, Польше) биржевая цена производителей не включает доходов генерации от других механизмов финансирования, которые покрывают часть ее постоянных затрат. В то время как в Украине биржа является единственным источником поступления средств для генерации. Стоимость электроэнергии, отпускаемой производителями сопредельных с Украиной стран, в среднем на 40 коп. кВт-ч выше биржевых цен в этих странах за счет получения генерацией дополнительных платежей.
В ЕС условно постоянные затраты тепловой генерации могут покрываться путем предоставления вспомогательных услуг. Получается, что когда европейские компании-операторы ТЭС выставляют свою электроэнергию на бирже, они конкурируют только топливной составляющей, все остальные условно постоянные затраты в них покрыты за счет продаж по долгосрочным контрактам на электроэнергию, платы за мощность, которую они постоянно получают, или по продаже вспомогательных услуг.
Если же от нашей сегодняшней себестоимости, условно 1,4 грн./кВт-ч, отнять постоянные расходы в размере 40 коп./кВт-ч, мы также сможем продавать по гривне и конкурировать с европейцами. А когда говорят, что биржа в Словакии – это гривна за кВт-ч, и в украинской тепловой генерации должна быть та же гривна … Такой подход к формированию цены на РСВ является не корректным.
– Нам нужен рынок мощности или развитый рынок вспомогательных услуг?
– Нам нужно ввести оба этих механизма. На уровне регулятора и парламентского комитета разговоры на эту тему ведутся, но необходимые изменения на законодательном уровне.
– Что вы скажете о плате за выбросы углекислого газа, как препятствие для интеграции нашей тепловой генерации в европейский рынок?
– Для того, чтобы уменьшить выбросы углекислого газа к минимуму, мы подписали контракт на сумму $684 млн. с китайской компанией Dongfang Electric Corporation (г. Чэнду, провинция Сычуань) на строительство на Славянской ТЭС двух новых энергоблоков, 330 МВт каждый. Цель этого беспрецедентного для Украины проекта – повысить эффективность работы станции, продлить ресурс ее использования на 40 лет, снизить зависимость от антрацита – сжигать низкосортные угли, который доступен нам на подконтрольной Украины территории, и генерировать “чистую” электроэнергию согласно европейским экологическим стандартам. Это также новые рабочие места, дополнительные поступления в бюджеты различных уровней. Уверен, этот проект будет способствовать возрождению Донбасса! (Дмитрий Сидоров, Виталий Корниенко, (Expro.com.ua/Энергетика Украины и мира)
