Одной из проблем на рынке электроэнергии является профицит базовой мощности, который создает значительные небалансы на балансирующем рынке. Для корректировки ситуации НКРЭКУ применяет ценовые ограничения, но их последние значения привели к убыточности работы на этом сегменте тепловой генерации, которая должна разгружаться для сохранения уровня атомной генерации.
В частности, компания “Донбассэнерго” сообщила о возможных колоссальных убытках от работы на балансирующем рынке из-за применения предельной цены на разгрузку на уровне РДН-20%. В интервью для агентства ExPro коммерческий директор “Донбассэнерго” Олег Ларионов рассказал о причине убыточности, предложил пути решения проблемы балансирующего рынка и других сегментов, а также озвучил позицию компании по импорту электроэнергии в ОЭС Украины и прокомментировал процесс замещения импортного антрацита углем украинской добычи.
– С какими проблемами сталкивается компания на рынке электроэнергии в целом и на балансирующем рынке в частности?
– Основной проблемой является несбалансированность рынка, когда расходная часть всех производителей по разным причинам не равна доходной части, которая может быть получена на рынке. Отсюда и все перекосы. Это приводит к низкой цены на сегментах рынка, в частности РДН (снизился 1,45 грн. кВтч за прошлый год в 1,2 грн. кВтч в этом году) и перекосов на балансирующем рынке.
Почему я говорю о балансирующем рынке? После того, как в декабре 2019 г. – феврале 2020 г. компания имела колоссальные убытки, мы обратились к регулятору и доказали эффективность таких цен (предельная цена на разгрузку – 45% от цены на рынке “на сутки вперед”. – Прим. Ред.) на балансирующем рынке. Проработав 2-3 месяца, это ударило по “Гарантированному покупателю” и “Энергоатому”, и регулятор принял обратное решение (произошло постепенное поднятие price cap до – минус 20% РДН. – Прим. Ред.).
Дело в том, что когда наша Славянская ТЭС производит электроэнергию на полную мощность, согласно торговым графиком продажи электроэнергии – это условно – постоянные расходы составляют 40 коп. на 1 кВт-ч, а когда ее разгружают в один корпус – то УПЗ вырастают до 80 коп. на 1 кВт-ч. Поэтому именно price cap на балансирующем рынке влияет на покрытие наших УПЗ и для нас очень чувствительно.
– Price cap на уровне – 45% он цены РДН – это было приемлемое значение?
– Мы говорили о – 60%, но приняли – 45%. Мы считаем, что это объективно. Но когда “Гарантированный покупатель” и “Энергоатом” нуждались в средствах, решением о снижении ценового ограничения до – 20% взяли и уничтожили нас. Я все понимаю, но мы будем отстаивать свои законные права и доказывать, что это неправильно, в том числе в судах. Пока в целом не исправится ситуация на рынке, кому-то всегда будет плохо, поскольку рынок не сбалансирован.
Поскольку “Энергоатом”, который зажат в механизм ПСО, вынужден все продавать на РДН, его электроэнергия не продается. Параллельно тепловая генерация продает свою электроэнергию, но “Энергоатом” все равно работает, и нас принудительно не включают в работу или включают только на 3-4 часа вечером. Все остальное время компания несет убытки и не получает дополнительной прибыли, которая позволил бы покрыть условно-постоянные расходы.
Для покрытия условно-постоянных расходов, когда станция не производит электроэнергии, должна быть какая компенсация. Когда предельная цена была установлена на уровне – 45% от РДН, эти расходы покрывались.
– Вы покупали электроэнергию на балансирующем рынке по цене РДН – 45%, а продавали …
– Продавали по рыночной цене. Но цена покупки было не РДН – 45%, ведь это пороговое значение, реальная цена покупки состояла на рынке в зависимости от того, кто и предложения подал. Цена была на уровне РДН – 25-35%.
Разница, которая возникала между ценой покупки и рыночной ценой продажи, давала возможность покрыть условно-постоянные расходы при неработающем одном корпусе Славянской ТЭС, имеет место около 20 часов в сутки. Когда с 10 июня НКРЭКУ снизила price cap до – 20% РДН, компания оказалась в ситуации, когда она не в состоянии покрывать свои убытки. Отмечу, что реальная цена покупки сегодня на балансирующем рынке составляет РДН – 15-17%.
Еще до этого регулятор принимал решение о снижении предельной цены до – 35% РДН (с 27 мая). Мы понимали, что это решение было принято, чтобы помочь “Гарантированный покупателю” и “Энергоатома”, но когда price cap был снижен до – 20% – это было убийством для компании, поэтому мы решили обратиться в суд. Компания именно через это постановление (постановление НКРЕКП от 08.04.2020 г.. № 766. – Прим. Ред.) Несет убытки и может дойти до банкротства, все остальное – это рыночные условия.
– Зачем, по вашему мнению, регулятор принял такое решение?
– Комиссия пытается помочь “Энергоатома” и “Гарантированный покупателю”. Это выглядит вроде перекоса с одной генерации на другую. Условно говоря, “Энергоатом” не продал 1 ГВт, но он его произвел и “выпал” на балансирующий рынок. Пусть условно цена на РДН будет 1 грн./кВт-ч, получается, что при price cap – 45% “Энергоатом” получил 55 коп./кВт-ч, а в нынешних условиях – 80 коп./кВт-ч. То есть такое решение поддерживает “Энергоатом”, вместе с тем средства забрали в тепловой генерации, которая и так работала в “ноль”, и тем самым загнали ее в убытки.
Вас часто разгружает НЭК ” ” “Укрэнерго” на балансирующем рынке?
Конечно, нас вообще не загружают. Скачать могут на 10-20 МВт, чтобы немного откорректировать систему.
– Это принудительное разгрузки. Вы обязательно должны выполнять команду?
– Да, это команда диспетчера. Если ее не выполнять, может “просесть” энергосистема. Также за невыполнение команды диспетчера регулятор может лишить лицензии на производство.
– Уже потом считается цена на балансирующем рынке?
– Она считается по активации. “Укрэнерго” смотрит, кого и каким образом разгрузить согласно ранжиру заявок. На какой заявке закрывается эта операция, такая цена и складывается.
– Вы конкурируете на балансирующем рынке с ДТЭК и “Центрэнерго”?
– Так, с ДТЭК, “Центрэнерго” и ТЭЦ (Киевская, Харьковская).
– Таким образом, цена опускается ниже price cap?
– Когда price cap был – 45% от РДН, цена опускалась до – 25-35%, сейчас она – 15-17%. На балансирующем рынке также опускается и из-за конкуренции.
– Какой ущерб понесла компания от работы на балансирующем рынке?
– Общие убытки компании, львиная доля которых составляет снижение price cap до 20%, в июне составляют около 50 млн. грн., в июле – уже около 100 млн. грн. Это наша прямая потеря экономики и средств, ведь я эти средства заплатить “Укрэнерго”. Для нашей компании такие убытки должны убийственные последствия.
– Может помочь разрешить ситуацию работа ТЭС на природном газе? Говорят, что сейчас газ выгоднее использовать, чем уголь?
– Газ не выгоднее, чем уголь, потому что когда уменьшилась цена газа, тогда уголь также подешевел. Но паритет, по крайней мере, для нас, где-то 3000-3100 грн./тыс. куб. м газа. Уголь – лучше, поскольку газ покупается с привязкой к формулам, его цена непредсказуема, в то время как уголь можно купить за длинным контракту с фиксированной ценой. Сейчас для нас работа на газу невыгодна, а как для других компаний – не знаю.
– Что нужно сделать, чтобы исправить ситуацию на балансирующем рынке?
– Первое: отпустить “Энергоатом” (5 августа Кабмин уменьшил долю продаж “Энергоатома” в рамках ПСО с 80% до 50%. – Прим. ред.). Возможны две опции: сделать или финансовое ПСО, или принять переходное ПСО, которое мы поддерживаем. Согласно этому механизму “Энергоатом” будет продавать 35-40% на рынке и 50% отдавать поставщикам универсальных услуг для нужд населения. В таком случае “Энергоатом” сам будет решать, работать ему или нет, если он не сможет продать “базу”.
Второе: стабилизировать весь рынок. Если “база” будет продана, потребитель пойдет за пиком, тогда вырастет цена на пик. Еще одна неправильная вещь – мы торгуем почасовым графиком, а не торгуем продуктом. Если потребителю нужна “база” плюс “пик”, и я как производитель готов предоставить этот график, – это совершенно разные продукты. Современная практика использования почасового графика не отражает стоимости каждого продукта.
Если отпустить ценообразования на балансирующем рынке, а именно на этом настаивает “Донбассэнерго”, сам рынок будет определять цену. Например, цена будет – 10% от РДН, тогда “Энергоатом” скажет: “Хорошо, я буду работать”. А завтра цена упадет до – 80% от РДН, и он подумает: “Мне так невыгодно”. Если он продаст весь объем на двусторонних договорах, то вообще все хорошо.
Еще раз: основная проблема заключается в том, что наш рынок сбалансирован – сегодня нам сделали плохо через балансирующий рынок, завтра сделают еще каким-то механизмом. Нужно отпускать всех в свободное плавание, и тогда уже кричи не кричи, а рынок так распорядился, ты что-то не смог сделать – это твои проблемы. А когда вам административно говорят, что вы должны сделать только так, конечно, мы будем делать все, чтобы доказать свою правоту и избежать искажений.
В подтверждение хочу также привести такое сравнение: ОРЦ (оптовая рыночная цена в старой модели рынка. – Прим. Ред.) была 1,68 грн./кВт-ч, сейчас цена на РДН – 1,17 грн./кВт-ч. При этом объем “зеленой” генерации вырос вдвое – с 28 до 57 млрд. грн. (стоимость электроэнергии из ВИЭ в год. – Прим. Ред.). А за счет кого это произошло? Конечно, пострадала традиционная генерация. “Центрэнерго” понесло убытки за первое полугодие, мы – с убытком, “Энергоатом”, я уверен, будет ущерб, особенно с учетом небалансов. Так, стоимость топлива тоже снизилась, но она изменилась примерно на 30 копеек, все остальное упало на тепловую генерацию.
– Если “Энергоатом” существенно выпустить на рынок двусторонних договоров, он не займет ваших потребителей?
– Я не знаю, возможно, и займет, а что делать? Это же рынок. “Энергоатом” будет продавать оптовые объемы “базы”. Тогда мы будем отыгрывать свою позицию на продажах “пиков”. Сейчас у нас даже такой возможности нет.
– Недавно НКРЭКУ подняла ночной price cap на РДН. Помогает ли это тепловой генерации?
– Это плюс, но в нынешней ситуации это не играет роли на фоне значительного профицита. У нас много электроэнергии. Смотрите, что происходит: население ночью не потребляет, а днем потребляет. Вся электроэнергия, которая продается “Энергоатомом” в адрес “Гарантированного покупателя”, идет ровным графиком. Днем ее потребляет население, а ночью эта электроэнергии создает профицит на РДН.
– Каково ваше мнение по организации выплат “зеленой” генерации, ее места на рынке?
– По моему мнению, “Гарантированный покупатель” должен заниматься исключительно покупкой “зеленой” электроэнергии. Однако мы убеждены, что “зеленых” нужно выпускать в свободный рынок и компенсировать им разницу – “зеленый” тариф минус цена на РДН.
По большому счету, средства, которыми планируется дофинансировать “Гарантированного покупателя” (за счет бюджета и банковских кредитов), нужно “вливать” в рынок, а не перечислять “Гарантированный покупателю” под “зеленых”, чтобы стабилизировалась цена.
– Если “зеленой” генерации компенсировать разницу, они все равно будут выпадать на небалансы?
– “Зеленые” могут выйти и продать кому-то свои объемы по прямым договорам, могут продать на РДН. Но понимаете, в чем вопрос: освободили их от небалансов – хорошо. Согласно статистике, они создают около 30% небалансов от заказанного объема. То есть им нужно улучшить прогнозирование. Сейчас они нарабатывают статистику, чтобы уменьшить небалансы до 10-12%.
Штрафовать их за небалансы? Я считаю, нужно. Как это нивелировать? Пусть входят в балансирующие группы и там договариваются с генерацией. Или необязательно с генерацией: есть много балансирующих групп, состоящих только из потребителей. Мы их к себе не затягиваем.
Но это на самом деле нужно (ответственность за небалансы. – Прим. Ред.), И тогда ситуация будет выравниваться, ведь они будут заинтересованы.
А как у нас? Есть много сегментов, в том числе балансирующий рынок, с возможностью участия в балансирующих группах, на них работают только те, кто понимает, как работать. Сейчас половина потребителей не знают, что такое рынок, им ПУПы как продавали, так и продают электроэнергию по Правилам рынка по цене РДН (которая действовала два месяца назад) + 3%.
– Вы сертифицируетесь для предоставления вспомогательных услуг?
– К сожалению пока нет. Для этого нужно провести отдельную реконструкцию блоков Славянской ТЭС. Сейчас просто нет физической возможности остановить блоки для проведения ремонтных работ.
– Ваше мнение о запрете импорта электроэнергии в ОЭС Украины до конца 2021 г., как предлагает Минэнерго?
– Это дискуссионный вопрос. С одной стороны, экспорт в Беларусь – это хорошее достижение “Энергоатома”, но есть одно “но”. Сегодня в Беларуси дефицит, потому что стоит ряд ТЭЦ, работающих на дотационном газа. Если бы у нас были одинаковые рынки газа и электроэнергии, тогда нет вопросов.
Почему за Европу никто слова не говорит? Потому что там цена газа такая же, как и у нас. Но стоит отметить, что в Венгрии, Польше, Словакии и других странах ЕС условно-постоянные расходы тепловой генерации покрываются платой за мощность или за счет вспомогательных услуг, там это составляет около 13-15 евро/МВт-ч. У них на рынке продается только топливная составляющая, а у нас – условно-постоянные расходы, топливная составляющая, акциз и другие налоги.
– Вы считаете, как только белорусские ТЭЦ выйдут по ремонту, экспорт прекратится?
– Сто процентов. Поэтому это дискуссионный вопрос: когда заходит импортная электроэнергия, следует 10 раз подумать, а не она для нас завтра дороже. Также давайте не забывать, что тепловая генерация – это наши шахтеры, энергетики, моногорода …
– Как идет процесс увеличения потребления украинского угля марки “Г” на Славянской ТЭС?
– Мы сейчас проводим эксперименты, отрабатываем различные режимы на Славянской ТЭС, у нас иногда получается довести использование угля газовой группы до 95%. Но это пока экспериментальный показатель, а в среднем – около 75%. Сейчас мы мало покупаем антрацит. Если раньше мы работали только на марке “А” и везли по 150 тыс. Т в месяц, то сейчас импортируем только 20-25 тыс. Т ежемесячно.
Мы продолжаем нашу работу в этом направлении. Надеюсь, что в начале 2021 г. мы будем работать только на марке “Г”. Иногда нужна подсветка газом.
– Вы полностью обеспечиваете себя маркой “Г”?
– Если мы выйдем на использование 100% газового угля, то нет. Мы обеспечиваем себя на две трети.
– Какой тезисом Вы бы хотели завершить интервью?
– Во-первых, нужно финансово стабилизировать рынок. Во-вторых, по всем расчетам, к 2050 г. Минимум 3-4 ГВт угольной мощности все равно будет присутствовать в балансе ОЭС Украины. Поэтому уже сегодня необходимо начинать строительство новых технологических, экологических и экономических блоков. Это даст импульс промышленности Украины, приведет к удешевлению электроэнергии в будущем и реанимирует энергетику страны в целом. (Дмитрий Сидоров, Виталий Корниенко, ExPro/Энергетика Украины и мира)