Спікер метафорично порівняв державне управління процесами на ринках енергоносіїв із вмиканням холодної та гарячої води. Натомість ми маємо поступово інтегруватися в європейські ринки, приймати їх правила, виходити на європейські ліквідні біржові майданчики, вважає він. Останній пункт особливо стосується торгівлі гарантіями походження. Крім того, він розповів про проблеми збільшення експорту електроенергії та балансу на ринку газу.
– Як Ви оцінюєте рішення Міністерства енергетики щодо відновлення експорту електроенергії?
– Я сприймаю це рішення позитивно. Воно правильне, але, в той же час, і вистраждане. Чому це рішення потрібне? Тому, що це був особливий період: з одного боку, впало споживання (мінімум споживання – у квітні і травні), а з іншого боку – потужне водопілля і великий сезонний виробіток електроенергії гідрогенерацією. Також почало зростати сезонне виробництво на сонячних електростанціях і на той момент ще не розпочалася масштабна ремонтна кампанія. Що ми бачимо сьогодні: Енергоатом розпочав ремонти і вивів пару блоків. В певні години це може означати перехід енергосистеми з профіцитного в дефіцитний режим.
Виходячи з балансової ситуації, генерація мала можливість продати свою електроенергію, яка не затребувана в Україні, і завдяки цьому заробити гроші на відновлення. Також є спеціальні обов’язки, які частково фінансуються за рахунок експорту, – на це йде 80% доходів експортерів. Кошти спрямовують Гарантованому покупцю для покриття різниці між ринковою ціною електроенергії та пільговим тарифом для населення.
Ці два місяці – це можливість для країни продати свій товар. Якби експорт досягнув рівня дозволених 400 МВт, то орієнтовні доходи склали б 1 млн євро на добу.
– Ви зазначили, що коли атомні блоки підуть на ремонти, у нас може зникнути експорт…
– Так. Енергосистема має стати більш адаптивною та гнучкою у питаннях імпорту-експорту. Треба розглядати країну як систему, як частину європейського енергетичного співтовариства. Треба інтегрувати її в систему європейських взаємовідносин. Це означає, що ми маємо автоматично імпортувати або експортувати електроенергію в залежності від потреб всередині країни, ринкової і фізичної доцільності.
Яскравий приклад – кейс з експортом. Рішення про відновлення експорту ухвалили 7 квітня, але наші колеги із сусідніх країн виявилися не готові до такого повороту подій. Однією з причин було те, що ми досі не входимо в загальну систему європейських взаємовідносин: у нас немає спільних аукціонів на перетин, у нас немає спільної системи обміну даними, спільної торгової системи. Врешті-решт, у нас одні прайс-кепи, а в Європі – інші. Ми маємо ухвалювати рішення, зважаючи на стратегічну мету – імплементувати європейські механізми в Україні, як, наприклад, той же REMIT.
– До речі, як Ви ставитесь до того, що законопроєкт про REMIT можуть ухвалити вже зовсім скоро?
– Ми сподіваємось, що це нарешті відбудеться (посміхається. – ред.). Компанія ДТЕК завжди послідовно підтримувала інтеграцію українського ринку електроенергії та газу до єдиного ринку Європейського Союзу і виступала за повну імплементацію всіх без винятку європейських правил в національне українське законодавство.
«Вбудувати» в національне законодавство положення Регламенту ЄС щодо цілісності та прозорості оптового енергетичного ринку (REMIT) – важливий крок на шляху до Європи.
І це принципова позиція компанії – українські ринки електричної енергії та природного газу якомога скоріше повинні стати повноцінною частиною глобального європейського ринку. ДТЕК підтримує імплементацію положень REMIT, адже це відображає євроінтеграційні прагнення України та її прагнення до повноцінного об’єднання з енергетичними ринками ЄС.
Більше того, ми навіть готові забезпечити необхідну підтримку імплементації європейських правил. Бо переконані, що правила доброчесності та прозорості стануть важливою передумовою для інвестування в енергетичну інфраструктуру та генерацію України.
– В умовах війни уряд буде обмежувати експорт для першочергового забезпечення внутрішніх потреб країни. Можливо, варто запровадити механізм, за якого «Укренерго» буде повідомляти про наявність профіциту в енергосистемі. І тоді експорт буде автоматично дозволений, якщо дефіцит – автоматично заборонений.
– Це можливий крок на шляху трансформації до повністю вільного ринку.
Існує міф, що всю електроенергію можна вивезти з України за добу, як кота у мішку, після чого вона зовсім зникне в країні. Важливо зрозуміти: якщо електроенергії не буде вистачати, її суто фізично буде неможливо передати на експорт. Це фізика процесу на рівні законів Кірхгофа, які вивчають в школі. Тому експорт буде можливий лише тоді, коли буде збалансований внутрішній попит. Задовольнити попит може або суто внутрішнє виробництво, або імпорт, або мікс цих джерел.
Вільні експортно-імпортні операції дозволять експортувати, коли є профіцит. Можливість експортувати електроенергію в профіцитні години дозволить зняти частку фінансового навантаження з «Укренерго», з Гарантованого покупця, зменшити розмір дотацій, а може навіть дати можливість «зеленій» генерації самій заробити на експорті.
Також важливим питанням є підготовка до наступного опалювального сезону та відбудова генеруючих потужностей. Для цього потрібні кошти, які генерація могла б заробити сама, експортуючи електроенергію.
– З якого саме періоду експортні операції можна вважати доцільними після такої складної зими? Скільки часу ми втратили для можливого експорту?
– Якщо брати суто математично, напевно, це була середина березня. Але треба враховувати різні ризики – пошкодження обладнання, наявність резервних потужностей. Також процедура ухвалення відповідних рішень потребує певного часу. На мою думку, технічно експорт був можливий з середини березня, коли в енергосистемі з’явився резерв понад 1 ГВт.
– Що Ви можете сказати про експорт в Молдову?
– Молдова дозволила експорт обсягом 650 МВт. І за результатами аукціонів ми бачимо, що доступ до перетину купують різні компанії – не тільки приватні, але й державні (ЕКУ, Центренерго, Укргідроенерго). В той же час у Молдови є відповідні контракти (з російською компанією «Інтер РАО», яка володіє Молдовською ДРЕС. – ред.) і вони не можуть так швидко змінити контрагента, тому від них не можна очікувати значних обсягів купівлі.
Питання щодо постачання електроенергії в Молдову має також свою технологічну площину. Справа у тому, що енергосистема Молдови була спроектована в Радянському Союзі, її забезпечення проходить через нинішню так звану «Придністровську молдовську республіку». Цією територією проходить велика кількість ЛЕП, власне Молдовська державна районна електростанція (ДРЕС), яка розташована на території невизнаної республіки. Тому Молдова вкрай залежна від ситуації, яка відбувається на території Придністров’я. Щоб знизити градус чутливості, їй потрібно збудувати мережі безпосередньо з Україною та Румунією.
Також є економічна частина питання. Незважаючи на те, що ціни у Молдові вищі, ніж в Україні, вони все одно не відповідають європейському рівню. Тому виробник, який працює в Придністров’ї, пропонує більш низькі ціни, аніж ті, які пропонують румуни або українські виробники. Виходячи з цього, молдовська сторона має двосторонні договори на середньострокову перспективу – наприклад, річний контракт, за яким вони мають купувати відповідний обсяг у виробника з Придністров’я. Крім того, в Молдові немає спотового ринку, який є дуже гнучким інструментом і міг би дозволити нашим компаніям продавати невеликі обсяги на добу наперед.
– Що Ви скажете про процес запровадження гарантій походження електроенергії з ВДЕ?
– Гарантії походження – це дуже важлива європейські ініціатива, яка потрібна виробникам електроенергії, щоб їх товар вирізнявся з-поміж інших. Система торгівлі сертифікатами функціонує окремо від купівлі-продажу електроенергії. Це механізм додаткового фінансування «зелених» виробників для того, щоб виконувати норми європейських планів щодо частки ВДЕ.
Також це необхідний елемент для споживачів електроенергії, які продають свої товари в ЄС, і до яких існують відповідні вимоги щодо частки чистої електроенергії в структурі споживання.
Цей процес також є елементом європейської інтеграції. Ми вважаємо, що нам потрібно відразу імплементувати європейську систему торгівлі такими сертифікатами.
Українські сертифікати не мають бути унікальними.
– Чисто українськими?
– Так. Я вважаю, що попит на такі сертифікати на внутрішньому ринку буде досить обмеженим. Якщо ми це будемо робити на регіональній європейській платформі, то ми матимемо затребуваний продукт. Плюс зможемо працювати з Європою як єдине ціле – як на ринку електроенергії, так і на ринку «зелених» сертифікатів.
– Тобто ми маємо одразу вийти на європейську ліквідну біржу, а не починати торгівлю на українському майданчику?
– Так, у нас має бути система сертифікації, яка вже або акредитована європейською біржою, або ж власне європейська платформа буде акредитувати наших виробників.
– Які варіанти у нас є?
– Секретаріат енергетичного співтовариства деякий час тому проводив тендер на розробку регіональної платформи. Переможцем став Grexel, провідний постачальник реєстрів енергетичних сертифікатів у Європі з річним обсягом транзакцій понад мільярд МВт-год. Grexel завершив проєкт і представив результати у травні 2022 року. За інформацією розробника, реєстр може бути локалізований у конкретній країні протягом трьох місяців. Плюс також у тому, що таке програмне забезпечення може бути використано для випуску гарантій походження і для інших продуктів (опалення, охолодження, відновлювані гази).
– Але ж ми прийняли законодавство, згідно якого регулятором цього ринку буде НКРЕКП, а платформою для торгівлі – «Оператор ринку».
– В такому випадку це буде локальна платформа.
Ми маємо розуміти, скільки покупців таких сертифікатів буде в Україні. І виникне питання: чи буде достатнім в Україні попит на ці сертифікати? Такий попит однозначно є в Європі, у Туреччині (до нас приходять запити від тамтешніх споживачів). Але ми не впевнені, що в Україні це буде дуже затребуваний продукт. Тому нам треба відразу інтегруватися в більш розвинений ринок, щоб зі старту вийти з пропозицією у ліквідне середовище.
Якщо ми бачимо, що найбільший попит на ці сертифікати є в Європі, то треба туди інтегруватися і там їх продавати.
– Перед минулим ОЗП регулятор відмовлявся переглядати прайс-кепи, але зараз багато що змінилося, треба багато коштів для відновлення генерації після атак ворога. Що ж робити з граничними цінами?
– Через наявність прайс-кепів у нас не все працює так, як має працювати згідно з європейською моделлю. Крім того, ми розуміємо той масштаб руйнувань, якого зазнала вся енергосистема.
По-перше, через окупацію та руйнацію Україна тимчасово втратила 75% потужностей ТЕС. Загалом для підготовки до наступного опалювального сезону потрібно понад 10 млрд грн. Галузі кошти потрібні не колись, а саме зараз, до початку осені, адже потрібно відновлювати обладнання. А будь-яке відновлення – це і замовлення обладнання, і будівельні роботи, а, значить, час.
По-друге, ми всі знаємо, що енергоємність промисловості або будь-якої комерційної установи – дуже низька. Тобто частка електроенергії у собівартості, навіть в середньому по промисловості, складає близько 6%. Цієї зими ми всі побачили, що електроенергія насправді не коштує так багато, як коштує її відсутність. Знеструмлення не дає можливості реалізувати будь-які процеси – чи то продаж ліків в аптеці, чи то виплавка металу на металургійному заводі.
Ми маємо думати не про забезпечення низьких або високих цін. Замість цього потрібно розробити механізм економічно обґрунтованих цін. Саме такими є європейські ціни, адже Європа – це дуже великий ринок, з якого можна брати електроенергію майже в необмежених обсягах.
Ми бачили масову закупівлю дизель-генераторів, собівартість виробництва електроенергії з яких була по 25 грн/кВт-год. Потім пішла імпортна електроенергія, яка коштувала 7-8 грн/кВт-год, і за нею була черга споживачів. Наші європейські колеги не можуть одразу підвищувати обсяг експорту електроенергії в Україну, тому що Україна ніколи не працювала в таких режимах синхронізації з ЄС. Перш за все вони мають дбати про технологічну безпеку власної енергосистеми. Коли ми почали говорити, що нам потрібен імпорт 2 ГВт, вони для початку виділили 400 МВт, щоб цей обсяг був нормальним з точки зору фізики перехідних процесів. Якщо ми різко припинимо споживати цей обсяг електроенергії, то їх енергосистема буде працювати стабільно. Щоб пройти весь шлях до відкриття повних можливих обсягів торгівлі, треба від шести місяців до року.
Натомість ми зараз працюємо в системі «ON-OFF»: відкрили експорт на місяць і закрили, відкрили імпорт на місяць і закрили. Тому обсяги цих перетоків залишаються досить обмеженими, і тому ж безпека постачання електроенергії в Україну зменшується. Адже теоретично ми могли б отримувати з Європи 2 ГВт, а наразі у нас ліміт 1050 МВт. Ця інтеграція – дуже важлива, бо завдяки імпорту ми могли б вирішити проблему забезпечення енергією.
Коли ми синхронізуємо прайс-кепи з Європою (я маю на увазі в комерційному сегменті, населення – це інша історія), тоді буде більш гнучким механізм врегулювання всіх процесів, пов’язаних з фізикою. Тому прайс-кепи мають бути такими, як вони є на суміжних ринках – це Румунія, Польща, Словаччина.
Крім того, ми багато говоримо про розподілену генерацію, але коли заходить мова про собівартість цієї генерації, її відповідність поточним ринковим умовам, ми приходимо до висновку, що ця генерація виробляє електроенергію за ціною вище прайс-кепу. В таких умовах немає економічного стимулу для придбання такого обладнання та його використання.
Навіть якщо вам подарують таке обладнання, ваш бухгалтер порахує, наприклад, що для його роботи вам потрібно купити газу на 1 млн грн, а електроенергії буде продано на 0,5 млн грн. Збиток – півмільйона. Тому, на мою думку, ці плани не можуть бути реалізовані якось масштабно. Навіть ті проєкти, які є, не мають під собою економічного підґрунтя.
– Цікаво те, що цю дорогу електроенергію споживачі купують добровільно, рахуючи свою економіку.
– Ми зараз продаємо приватним компаніям імпортовану електроенергію, бо такі споживачі не будуть підпадати під обмеження (це врегульовано урядовою постановою). Тому деякі з наших клієнтів вважають адекватною ціну, яка є вищою за прайс-кепи, і купують ресурс для забезпечення власних потреб і уникнення можливих відключень. Вони готові платити більше цілий місяць за стабільне постачання.
Обмежуючи ціни, регуляторні органи роблять вибір за споживача, і тим самим одночасно збільшують ризики постачання електроенергії і для країни загалом, і для окремого споживача.
– Чи потрібний нам буде імпорт вугілля для підготовки до наступного ОЗП?
– Це складне питання. Прогнозували, що для проходження минулого ОЗП нам потрібно було імпортувати вугілля. Ми придбали одне судно ще до масованих атак на енергетичну інфраструктуру. Коли побачили, що у нас уже немає тієї кількості обладнання, яке буде працювати на цьому вугіллі, ми були вимушені перепродати його по дорозі до України.
З минулого ОЗП ми вийшли із запасом понад 1 млн тонн вугілля на складах ТЕС (станом на квітень 2023 р.). Цього вистачить більше, ніж на 50 днів роботи ТЕС ДТЕК. Це велика подушка безпеки.
– Як ембарго на постачання вугілля з Росії вплинуло на світові або європейські ціни на?
– Ринок вугілля швидко зростав на фоні загального росту цін на вуглеводні, останній був пов'язаний із загальною невизначеністю процесів у Європі. Невизначеність із постачанням газу стала тригером для зростання цін. Вугілля йшло в тренді, як замінник газу.
Зараз, коли Європа пройшла минулу зиму, всі зрозуміли, що є шляхи диверсифікації. Європейські склади вугілля і ПСГ мають високий рівень заповнення як для такого сезону, ринок відреагував зрозумілим чином і ціни суттєво знизилися.
Якщо така ситуація буде і надалі, то можна буде говорити про стабілізацію цін, а потім про сезонне зростання, наприклад, перед зимою. Зазвичай сезонний приріст дає плюс 30-40%. Це нормальна величина. Якщо будуть події, які вплинуть на поточні ланцюги постачання, це спричинить невизначеність, що призведе до зростання цін.
– Як Ви бачите ситуацію із забороною експорту газу, можливо її треба скасувати, чи запровадити квоти, або лишити її, як вона є?
– Цю історію треба поділити на дві частини. Перша – це безпека постачання газу для населення та теплокомуненерго. Це сегмент ПСО. Зараз споживання цим сегментом становить 13 млрд м3 на рік. Це фактично дорівнює видобутку «Укргазвидобування».
Тобто ми розуміємо, що система ПСО знаходиться в балансі, видобуток покриває споживання.
Крім цього є комерційний сегмент. Це приватні компанії, які видобувають 3,8 млрд м3 газу на рік при комерційному споживанні 3 млрд куб м3 на рік. Бачите різницю? І це за умови заборони на експорт.
Ми говоримо: «Навіщо ми беремо і закупорюємо цю історію, коли це суто комерційна ситуація?». Приватні видобувники газу можуть постачати газ в Європу за довгими контрактами і отримувати більш високі ціни. З іншого боку, нічого не заважає комерційним споживачам закуповувати імпортний газ.
Зараз приватні компанії скорочують видобуток, адже вони мають багато газу, закачують його в ПСГ та пропонують владі: «Давайте ми його продамо», але зрозумілої та конкретної відповіді поки що немає.
– Чи можете Ви прокоментувати «свіже» розслідування НКРЕКП щодо низки компаній, в тому числі і з Групи ДТЕК?
– Давайте по пунктах. По-перше, ми не порушували закон, і це в принципі неможливо. Чому? Тому що в європейській моделі ринку електроенергії, яка імплементована та наразі працює в Україні, все надзвичайно прозоро. Іншого такого ринку в Україні наразі немає. Всі торгівельні операції відбуваються виключно на електронних платформах, які адмініструють оператори відповідних сегментів — Оператор ринку, УЕБ, НЕК «Укренерго». Ці системи функціонують так, що тут фактично неможливо зробити щось «протиправне». Програмне забезпечення, на якому функціонують усі сегменти, забезпечує виконання правил ринку. Система просто не прийме заявку або операцію, яка не відповідає нормативній базі. Якщо це врахувати, то стане зрозуміло: голосні звинувачення у 3MI — це не більше, аніж піар на заголовках.
До речі, Ви вірно відзначили, що Регулятор розглядає поведінку низки компаній, а точніше восьми. Проте 3MI вже традиційно згадують лише ДТЕК. Шкода, що об’єктивність приносять у жертву резонансу, спекулюючи на відомих брендах. Алеповернімося до фактів.
По-друге, будь-які звинувачення звучать безпідставно ще й тому, що всі продажі електроенергії ДТЕК забезпечені паливом. На складах ТЕС зберігається запас вугілля на понад 50 днів роботи, що перевищує всі встановлені нормативи. Це означає, що ДТЕК міг виробити обсяги електроенергії, які раніше законтрактував для продажу. Але «Укренерго», як оператор балансуючого ринку, прийняв рішення активувати команду на розвантаження (важливо те, що генерація не може не виконати таку команду) для ТЕС ДТЕК, віддавши перевагу іншому генеруючому обладнанню. Відповідно до цих рішень учасники балансуючої групи Д.Трейдінг були змушені вдатися до закупівлі ресурсу на балансуючому ринку.
Досьє «ЕнергоБізнесу»
Дмитро Маляр
Освіта: має освіту енергетика та економіста. Здобув перші дипломи у Донецькому державному технічному університеті: отримав ступінь магістра за спеціальністю «Електричні станції» у 2002 році, спеціаліста за фахом «Економіка підприємства» у 2003 році. У 2011-2013 роках розвинув свої компетенції завдяки програмам Masters of Business Administration (MBA) в українських та міжнародних бізнес-школах: kmbs (Україна) та INSEAD (Франція).
Кар’єра: має 20-річний досвід роботи на керівних посадах в енергетичних компаніях у державному та приватному секторах. З 2019 року – директор з управління портфелем енергоресурсів D.Trading. З 2022 року очолює український бізнес D.Trading, обіймаючи посаду генерального директора «Д.Трейдінг».
«Д.Трейдінг» – український підрозділ міжнародного трейдингового бізнесу D.Trading, що входить у Групу ДТЕК.
