Уже больше года функционирует новая модель рынка электроэнергии со всеми ее сегментам: рынок двусторонних договоров, рынок “на сутки вперед”, внутрисуточный рынок, балансирующий рынок и рынок вспомогательных услуг.
НЭК “Укрэнерго” является оператором последних двух сегментов, но вместе с тем, компания регистрирует сделки купли-продажи и является активным покупателем как по двусторонним договорам, так и на сегментах РДН и ВГС. Также системный оператор привлечен к выполнению механизма ПСО, который влияет на весь рынок.
За первый год была налажена работа всех сегментов, но вместе с тем возник и ряд проблем, в частности долги, значительные профициты и другие. Об особенностях работы каждого из сегментов рынка агентство ExPro решило взять интервью у директора по рыночным операциям “Укрэнерго” Никиты Вишневского.
– Как прошел первый год работы нового рынка электроэнергии? Какие основные тенденции вы можете назвать?
– Первый год работы рынка ушел главным образом на то, чтобы участники рынка научились применять рыночные инструменты в реальных условиях, а также на шлифовку нормативной базы рынка (Правила рынка, Кодексы системы передачи и коммерческого учета и т.д.). И этот процесс продолжается и сегодня.
Существенные изменения количества участников на рынке наблюдались первые шесть месяцев, когда активно регистрировались новые. Также происходила определенная адаптация, все учились торговать и приспосабливались к новым условиям работы. В процессе работы рынка выяснялось, где именно нормативка не в полной мере обеспечивает нормальное и эффективное функционирование рыночных механизмов, не имеет предохранителей для действий, можно трактовать, как манипуляции и тому подобное.
Поэтому в первый год значительная часть событий на рынке (колебания цен, изменение соотношения объемов сегментов рынка, поведение участников и т.п.) была в основном реакцией на такие изменения нормативной базы, а также попытками участников рынка использовать рычаги и инструменты, которые были в их распоряжении.
Существенно на рыночную ситуацию всегда влияли крупные игроки, и, соответственно, то, как они использовали свои объемы электроэнергии. Это касается, прежде всего, “Гарантированного покупателя”, который, во-первых, является одним из крупнейших трейдеров, а, во-вторых, покупает у производителей большие объемы электроэнергии по сниженной цене и продает по отдельным, определенным государством механизмом в пределах возложение специальных обязанностей.
– За первый год все сегменты запустились, как и планировалось …
– Так, за год удалось запустить все сегменты. Но произошла задержка с рынком вспомогательных услуг, из-за необходимости проводить испытания генерирующих единиц на соответствие требованиям для предоставления допуслуг, менять методику их мониторинга и тому подобное.
Рынок допуслуг начал работать с 13 декабря 2019 г., после того, как на нем зарегистрировались первые участники, и проработал 6 дней. Но после этого пришлось временно (до 4 марта) приостановить его работу для оптимизации методики мониторинга вспомогательных услуг. Сегодня этот сегмент работает бесперебойно, и на него постоянно добавляются новые сертифицированные участники.
О рынке двусторонних договоров
– По рынку двусторонних договоров. Какую роль в этом сегменте играет “Укрэнерго”?
– На рынке двусторонних договоров мы регистрируем объемы электроэнергии, которую продают или покупают чеснока рынке (то есть их физические и торговые графики). При этом мы не видим, ни сумм, указанных в соглашениях, ни самих сделок. То есть мы регистрируем намерения двух участников рынка осуществить определенную операцию. Если два участника рынка (продавец и покупатель) подали одинаковые графики на один час, то есть один продает, а другой покупает, мы этот объем регистрируем. Далее он учитывается при последующих расчетах и исчислении небалансов.
Эта функция выполняется с самого начала рынка. Здесь на первом этапе участники рынка имели определенные вопросы по расчету объемов финансовых гарантий и некоторые другие, но пока они все решены. Поэтому, можно сказать, что сегмент двусторонних договоров сейчас успешно функционирует.
При том, хочу обратить внимание, что мы регистрируем все сделки независимо от типа собственности и площадки, где они произошли.
– Чтобы у вас была полная картина?
– Это необходимо для того, чтобы потом можно было корректно вычислить небалансы. То есть сначала мы регистрируем объемы, которые участники рынка реализовали по двусторонним договорам, потом получаем аналогичные данные от “Оператора рынка” с на РДН и ВГС, а затем – от поставщиков услуг коммерческого учета (ППКО) факт коммерческого учета. Разница между фактом коммерческого учета и проданными и приобретенными объему всех сегментах, а также диспетчерскими командами (электроэнергия, которую выработали или не выработали в результате диспетчерских команд), составляет небаланс в разрезе каждого участника рынка.
– “Укрэнерго” покупает технические потери на РДН, ВГС, а также на рынке двусторонних договоров. Где вы покупаете больше? Где лучше покупать, чтобы удешевить стоимость потерь?
– Мы стараемся максимально эффективно покупать электроэнергию для компенсации наших технологических потерь. Согласно постановлению НКРЭКУЦ №2896 от 17.12.2019 г. мы приобретаем не менее 80% в РДН. Итак, после того как наши специалисты по прогнозированию сформируют объемы технологических потерь на период, мы можем увидеть, сколько именно и на каких сегментах надо купить.
Бывают часы, в которые из-за погрешности в прогнозировании, мы отклоняемся, но общий объем приобретенной нами на РДН электроэнергии для компенсации потерь составляет около 85%. Остальные (около 15%) – приобретаем по двусторонним договорам. При этом в этих двусторонних договорах цены обычно ниже, чем на РДН.
Если мы не приобрели какой-то объем на РДН, то часть стараемся докупить на ВГС – это около 1%, и, к сожалению, как и у всех участников рынка, из-за погрешности в прогнозировании у нас также бывают небалансы (около 1-2% объема).
– Если бы не было требования о 80%, вы бы покупали столько же на РДН, или более перешли на РДД?
– Мы бы сделали соответствующий анализ предложений. Поскольку наши объемы являются достаточно большими, думаю, мы бы смогли приобретать их по цене, которая выгодна чем на РДН. Возможно, даже за счет сотрудничества с такими крупными производителями как “Энергоатом”, я думаю, что мы бы им, как потребитель, были бы интересны.
– Чтобы покупать базовую нагрузку?
– Так, а остальные, видимо, докупали бы на РДН или на ВГС.
– Получается, если бы не было сетевых компаний на РДН, то объем спроса (торгов) еще бы больше упал?
– Не исключено, что такая проблема могла бы быть. Как вы видите, каждый день, даже сейчас на РДН предложение значительно превышает спрос, и это также является проблемой.
– Если РДН не так интересен для игроков рынка, то он постепенно теряет функцию индикатора, ведь надо чтобы он был максимально насыщен, чтобы оставаться индикативом по цене, как вы думаете?
– Конечно, большая конкуренция в этом сегменте, то он интереснее и лучше отражает реальное соотношение спроса и предложения. Если с РДН исключить оператора системы передачи и операторов систем распределения, это приведет к снижению спроса на нем. В результате “Гарантированный покупатель” будет реализовывать там еще меньше электроэнергии, чем сейчас (интервью проходило 30 июля – ред.). Эти нераспроданные объемы попадут на балансирующий рынок, где превратятся в небаланс и будут оплачены с дисконтом по сравнению с ценой РДН.
Соответственно “Гарантированный покупатель” недополучит прибыль, и выставит все эти недополученные средства, в соответствии с ПСО, в счетах для “Укрэнерго” за услугу по увеличению доли ВИЭ. (Интервью проходило 30 июля, до того как КМУ изменил механизм ПСО Постановлением №694 от 5.08.2020 – ред.) Есть эти счета, которые сегодня и так слишком большими, станут еще больше.
Вообще основной принцип рынка заключается в том, что каждый имеет производить только то, что продано потребителю на рынке двусторонних договоров, рынка на сутки вперед и внутрисуточном рынке. А балансирующий рынок, должна быть местом наказания для тех, кто произвел или употребил вне торговым графику.
Если бы у нас все производили лишь то, что продано фактическом потребителю на РДД, РДН и ВГС, не было бы ситуации, когда производитель (“Энергоатом”) продает определенные объемы электроэнергии трейдеру (“Гарантированный покупателю”), который потом не может их перепродать на РДД, РДН и ВГС. В результате эта электроэнергия стабильно попадает на балансирующий рынок, ведь “Энергоатом” фактически продал ее трейдеру, а конечному потребителю ее так и не успели реализовать. Указанную ситуацию должны урегулировать изменения в ПСО. (КМУ принял новый механизм ПСО Постановлением № 694 от 5.08.2020 г. – ред.)
Сейчас мы имеем циклическую проблему: постоянный положительный торговый небаланс, то есть электроэнергии планируется производить значительно больше, чем продано потребителю на РДД, РДН и ВГС. При этом диспетчерам надо сбалансировать систему (свести физический баланс), соответственно им приходится отдавать много команд разгрузки в соответствии с предложениями поставщиков услуг по балансировке, то есть ТЭС, ТЭЦ и ГЭС. И это в свою очередь приводит к тому, что эти электростанции, несмотря на то, что продали определенный объем электроэнергии потребителям, фактически не производят ее (а перепродают чужой), поэтому у них (ТЭС и ТЭЦ) накапливаются запасы топлива.
О балансирующий рынок
– По балансирующему рынку. Вам задолжали средства поставщик “последней надежды”, ГП “Региональные электрические сети”, другие компании, а вы задолжали средства поставщикам услуг по балансировке. Как решить эту проблему?
– По состоянию на 30.07.2020, начисления по дебиторской задолженности за период с июля 2019 г. по июль 2020 г. составляли 21690000000. Из них было уплачено 18940000000, задолженность перед “Укрэнерго” составляет 2750000000. грн., а задолженность “Укрэнерго” – 4610000000. грн.
– Почему такая разница?
– Иногда можно услышать, что участники рынка обвиняют нас в том, что мы якобы каким-то образом используем средства, собранные с участников рынка, и поэтому задерживаем оплату. Но это абсолютная неправда, поскольку на балансирующем рынке применяются счета со специальным режимом использования, из которых привлечь средства на любую другую деятельность просто невозможно. Мы используем нулевой алгоритм распределения, то есть деньги, собранные с участников сегодня, выплачиваются завтра в полном объеме и пропорционально по самым старым долгам.
И здесь самое главное – пропорциональность, которая предотвращает дискриминации участников рынка, каждому из которых мы платим соответствующую долю в долга. Сейчас мы платим долги за вторую декаду мая (интервью проходило 30 июля – ред.). То есть разрыв – около двух месяцев и одной декады. Он связан с теми долгами, о которых вы спрашивали, это поставщик “последней надежды” и другие компании, которые не платят. И здесь, к сожалению, без государственного решения относительно источников финансирования для них, эта проблема не решится.
Мы используем все возможности для получения этих средств, например, отзываем деньги, поступающие на счета должников по спецрежимом использования, но это не спасает ситуацию, ведь поступления там незначительные, долг постепенно возрастает, что приводит к увеличению кассового разрыва.
Но задолженность участников рынка – лишь часть проблемы. Есть еще дельта между ней и задолженностью “Укрэнерго” перед участниками рынка. Для того, чтобы покрывать ее в Правилах рынка с самого начала (этот раздел не менялся с начала работы нового рынка), было предусмотрено так называемый субсчет UA-1 для распределения остаточной стоимости небалансов электроэнергии. В соответствии с п. 5.21.1 Правил рынке через этот субсчет мы собирать из представителей нагрузки или распределять между ними дельту, о которой мы говорим.
Сейчас НКРЕКП рассматривает изменения в Правила рынка, согласно которым эта дельта может включаться в структуру расходов тарифа на диспетчеризацию.
– Откуда возникает эта дельта?
– Дело в том, что в течение одного часа диспетчеры отдают поставщикам услуг по балансировке команды как на загрузку, так и на разгрузку. Все они оплачиваются Укрэнерго по цене балансирующей энергии, которую предлагают сами поставщики услуг по балансировке в рамках механизма балансирующего рынка (при этом предложения на загрузку ранжируются по возрастанию цены, а на разгрузку – по убыванию). А участники рынка, небалансы которых регулируются с помощью этой балансирующей энергии, платят Укрэнерго за эти услуги балансировки среднюю в час цену небаланса (IMSP), которая рассчитывается по специальной формуле, содержащейся в Правилах рынка (п. 5.15.2.).
Разница между средствами, которые должны поступить в Укрэнерго, и средствами, которые должны быть оплачены Укрэнерго участникам рынка, как раз и создается разницей в ценах балансирующей энергии и ценой небаланса, это является дельта, о которой мы говорим. И она, соответственно, также должна быть распределена между представителями нагрузки.
– Каким образом “Укрэнерго” будет дофинансировать эту дельту? Через субсчет UA-1?
– Так, в действующей редакции Правил рынка, было предусмотрено распределять эти средства на представителей нагрузки через субсчет излишков небаланса электроэнергии UA-1, то есть на поставщиков, которые для потребителя закупают электроэнергию.
– Вы разобьете на каждого поставщика его долю?
– Именно так. Так и было сделано, мы эти расчеты тщательно проверяем, учитывая данные по каждому часу, в зависимости от того, какое у кого было нагрузки (потребления), соответственно эта дельта пропорционально и распределялась.
– Но эта дельта возникает постоянно и ее постоянно нужно выставлять счета поставщикам …
– Согласно тем изменениям, которые будут рассматриваться НКРЭКУ, эту дельту планируется положить в наш тариф на диспетчеризацию. Для того, чтобы избежать недоразумений, которые возникают когда мы выставляем счета, ведь оказалось, что некоторые поставщики не закладывали эти расходы при планировании своей финансовой деятельности.
– То есть, профицит на балансирующем рынке вызывает еще и такую проблему?
– Для полноценного анализа надо посмотреть, что было бы, если бы система работала в условиях длительного рыночного дефицита и в более или менее сбалансированном состоянии, и посмотреть была бы такая же ситуация, стала бы она зеркальной, и тогда бы, возможно, у нас оставались какие-то средства. На данный момент, к сожалению, имеем финансовый дефицит.
– К каким price caps необходимо двигаться на балансирующем рынке, ведь последние решения НКРЭКУ смягчающие ответственность за небалансы?
– Если говорить о балансирующий рынок, как вещь в себе, то это должно быть рынок штрафов. То есть price cap на разгрузку должно быть близким к нулю, на загрузку – как в начальных редакциях закона (быть 50 тыс. грн./МВт-ч). Но, учитывая, что у нас есть ПСО и рыночный профицит, этими решениями регулятор пытается сбалансировать ситуацию, чтобы не произошло так, когда у нас за месяц работы какое-то предприятие станет банкротом. Если бы у нас был нулевой price cap, что бы произошло с “Энергоатомом” и “Гарантированным покупателем” через месяц?
Пока не будет полностью рыночного ценообразования на всех сегментах и пока есть льготные цены для бытовых потребителей это должно за счет чего-то компенсироваться. Регулятор раз пытается сбалансировать ситуацию.
О рынке вспомогательных услуг
– На рынке вспомогательных услуг количество игроков растет, компании-операторы ТЭС и ГЭС сертифицируют свое оборудование, а какова ситуация с ТЭЦ?
– Сейчас у нас есть один представитель этой группы генерации (Харьковская ТЭЦ-5 – ред.), Они также активно участвуют в аукционах на закупку доппослуг. Надо отметить, что именно с их приходом на рынок вспомогательных услуг он стал более динамичным, поскольку до этого у нас было только два игрока, а конкуренция – совсем незначительна. Появление третьего участника оживила ситуацию.
– Кто еще кроме существующих ТЭС, ТЭЦ и ГЭС может прийти на этот рынок?
– Во-первых, это могут быть маневровые мощности, на строительство которых планируется объявить соответствующий конкурс. Также это могут быть energy storages и потребители, которые могут изменять свое потребление под действием автоматики или по команде диспетчера. В карантин, мы активно работали именно в этом направлении: провели несколько встреч с крупными потребителями, чтобы рассказать им о возможности участия в этом рынке. Надеюсь после того, как карантин завершится, мы эту работу продолжим и через некоторое время будем иметь таких игроков.
– Это заводы?
– Так, это могут быть заводы или комбинированные системы, например, сеть супермаркетов, которая имеет достаточно большую мощность потребления (холодильное оборудование и т.д.). От того, что они на 15-20 минут или на час уменьшат объем потребления, продукты в холодильных не успеют испортиться, а потребитель сможет оказать услугу и заработать деньги. В то же время обязательным условием для таких участников является возможность предоставления услуги 1 МВт.
– Условно говоря, “АТБ” имеет посчитать возможное время отключения своих холодильников?
– Да. Понятно, что выключить холодильники на несколько часов подряд они не могут, но могут, например, через час, то есть имеют возможность прийти на аукцион и оказать услугу на уменьшение нагрузки в течение суток но через час.
– Надо всем работникам дать команду выключить холодильники в определенное время с розетки?
– Нет, для этого необходимо установить специальную автоматику, централизованное управление. При прохождении испытаний должна предоставляться определенная телеметрия (информация, которая все время автоматически поступает к оператору системы передачи), чтобы мы могли определить, качественно оказанная услуга.
– Не все потребители могут так просто включать или выключать потребления?
– Не все, но в других странах, например, так делают с бытовыми бойлерами. Для этого на них устанавливают устройство, оснащенное GSM-картой присоединен к интернету по Wi-Fi. Определенное количество бойлеров объединены в большую управляемую автоматикой группу, так можно получить услугу объемом от 1 МВт.
– Эта услуга будет зафиксирована для “Укрэнерго”?
– Конечно.
– Устройство позволит ее зафиксировать?
– Устройство позволяет посчитать. Чтобы каждый час объем услуги 1 МВт, нам нужно набрать определенное количество бойлеров, на которых установлено устройства, о которых мы говорили. Затем должен быть определенный агрегатор (сервер), который будет получать от бойлеров информацию об их работе. С этого агрегатора будет осуществляться связь с нашим центральным регулятором.
– Вы сертифицирует все эти бойлеры и агрегатор?
– Необходимо будет подтвердить, что он с заданной скоростью набирает мощность. Для этого надо провести испытания для сертификации и тому подобное. После сертификации владельцу агрегатора надо будет заключить договор об участии в рынке вспомогательных услуг, и он сможет приходить на аукционы.
– Наверное, такое же можно делать с электромобилями?
– Технология vehicle to grid это предполагает, но здесь есть сложности. В часы, когда у нас вечернее максимум (между 20:00 и 22:00) нагрузки и энергосистема нуждается, чтобы производство электроэнергии быстро увеличивалось (а соответственно и представители доппослуг или уменьшали потребления, или увеличивали выработку), люди обычно едут или уже приехали с работы и ставят автомобиль заряжаться (потреблять).
Так же и на утренний максимум (между 8:00 и 10:00) – люди приехали на работу и поставили свой автомобиль на зарядку. Это сложный случай, поэтому нам понадобится гораздо большее количество автомобилей, или же они не всегда смогут участвовать в рыке доппослуг.
– Если это ввести, люди в Украине будут пытаться использовать свой электромобиль для таких целей…
– Думаю, сейчас мы имеем интересный случай. Во время карантина из-за пандемии COVID-19 многие работают удаленно, на многих предприятиях действуют переменные графики работы. То есть далеко не все работают именно с 9:00 до 18:00. Многие можете приехать домой позже или раньше. Поэтому, возможно, со временем пики потребления могут постепенно смещаться, и в результате мы будем иметь, как сейчас двух характерных пиков потребления (утренний и вечерний).
– Есть ли конкуренция на рынке вспомогательных услуг в разрезе каждого типа услуги?
– По разным услугам есть свои особенности. Например, по первичному регулирования – одна ГЭС не сертифицирована, поскольку это не свойственный для них вид регулирования. ГЭС технологически сложно в этом участвовать, поэтому они на этот сегмент рынка соответственно не выходили. ТЭЦ могут участвовать и упомянутый сертифицированный участник рынка систематически это подтверждает, он приходит на аукционы и определенный объем первичного регулирования нам продает. То есть на первичном присутствуют – ТЭЦ и ТЭС.
В данный момент мы знаем о заинтересованности “Энергоатома” относительно участия в первичном регулировании. Это незначительные объемы относительно установленной мощности (примерно 2-5%), но подчеркну, что это не означает, что АЭС можно маневрировать.
По автоматического вторичного регулирования – Все участвуют. Большие преимущества имеют ГЭС, ведь им достаточно легко пустить гидроагрегат, который не работает, это не требует много времени. На этом сегменте присутствуют ГЭС, ТЭС и ТЭЦ, так же все присутствующие на ручном вторичном регулировании.
– Тип регулирования должны предоставлять storages?
– Технологически они могут принимать участие во всех видах регулирования. Я думаю, что они появятся на тех сегментах, которые будут более дефицитными, чтобы гарантированно себя окупить. Сейчас – это первичное и автоматическое вторичное регулирование.
Также для активного привлечения участников рынка мы подавали в НКРЕКП свои предложения по градации стоимости этих видов резервов. Сейчас для всех видов регулирования эта стоимость примерно одинакова, мы считаем, что автоматические резервы должны стоить дороже, ведь их сложнее предоставлять. Такую же позицию подтвердили консультанты по Energy Security Project агентства USAID.
– Тогда проект storage станет более экономически привлекательным?
– В том числе.
– Ряд компаний в Украине уже заявили о намерениях построить storage. Например, ДТЭК планирует 1 МВт …
– Так они приходили к нам консультироваться относительно требований для сертификации storages. Но дело в том, что услуга должна быть сертифицирована от 1 МВт, а не просто установленной мощностью 1 МВт. Я думаю, они это учтут и их система накопления будет несколько большей мощности или она будет синхронизирована с другой генерацией предоставляющая дополнительные услуги, чтобы суммарный объем услуги был более 1 МВт.
Об аукционах по продаже межгосударственного сечения
– По аукционам по продаже межгосударственного сечения. Мы наблюдаем, что на западной границе (остров Бурштинскои ТЭС) идет активно торговля, выкупают сечение, в то же время российский и белорусский границу – никому не нужен.
– Почему? В июле у нас состоялся первый экспорт в Беларусь.
– В целом конкуренция за межгосударственный сечение?
– Да. По направлению Острова БуТЕС конкуренция есть, а вот на пересечениях с Беларусью, и Россией нет. Такая ситуация объясняется решениями правительства, которые мы выполняем. Если смотреть исключительно с рыночной точки зрения, то конкуренция – это всегда хорошо.
– Как движется процесс создания совместных аукционов со странами-членами ENTSO-E?
– НКРЕКП был утвержден порядок, согласно которому было разработано техническое задание на новую электронную аукционную платформу, которая позволит проводить совместные аукционы. Кроме того, требуется ряд изменений в другого законодательства, в частности, валютного регулирования. Это необходимо для того, чтобы игроки из европейских рынков могли приходить на наши аукционы, и для того, чтобы, когда мы будем распределять средства между украинским и европейским ОСП, не было потерь при конвертации валюты. Во время совместных аукционов сечение приобретается у одного оператора, который затем делит средства пополам – между собой и соседним оператором.
О механизме возложение специальных обязанностей
– Как, по вашему мнению, лучше изменить ПСО, чтобы уменьшить профицит?
– В любом случае ПСО должно быть реализовано таким образом, чтобы не было на рынке игрока, который не несет ответственности за то, что он неэффективно выполняет или не осуществляет возложенные на него функции. Возвращаясь к разговору, что каждый имеет производить только то, что продал, если мы посмотрим на сегодняшнюю ситуацию, то увидим, что “Энергоатом” продал электроэнергию “Гарантированный покупателю”, а он ее не реализовал на других сегментах рынка и она “вылетела” на балансирующий рынок. Это создает финансовые и другие сложности. Поэтому, по моему мнению, для того, чтобы механизм ПСО эффективно работал, “Энергоатом” распоряжаться собственной электроэнергией. Каким образом будет решен поставки и ценовая стабильность для населения или изменение этой цены – вопрос к правительству. Что касается “Гарантированного покупателя”, хочу отметить, что это, по сути, лишь функция, поэтому логично,
– На ваш взгляд, “Энергоатом” должен быть максимально самостоятельным в продаже своей электроэнергии?
– Конечно, если участник рынка отвечает за объем проданной электроэнергии, в случае, если он ее не продал, имеет уменьшать свою мощность. Это будет логично. Ограничения установить для “Энергоатома”, надо смотреть, но компания, которая производит более 50% электроэнергии, должна иметь доступ ко всем сегментам рынка. (Дмитрий Сидоров, Виталий Корниенко, ExPro/Энергетика Украины и мира)
