Зарегулированный рынок электроэнергии не дает адекватных ценовых сигналов. Цена для населения втрое ниже рыночной, что приводит к финансовой разбалансированности ключевых энергокомпаний, убеждена экс-глава Минэнерго Ольга БУСЛАВЕЦ.
— Какие потенциальные опасности, на Ваш взгляд, ждут Украину в конце ОЗП?
— Несмотря на неудовлетворительную подготовку к осенне-зимнему периоду (ОЗП) 2021/22, при которой запасы угля на электростанциях были в четыре раза меньше, а запасы природного газа в подземных хранилищах газа (ПХГ) на треть меньше, чем в начале предыдущего ОЗП, половина зимы прошла спокойно, без отключений и ограничений потребителей. Этому способствовали сразу несколько факторов — увеличение импортных поставок угля на ТЭС морем (на сегодня "приплыло" 14 судов объемом около 1 млн т), стабильная работа "Энергоатома" с высокой, более 12 ГВт, нагрузкой, импорт из Беларуси в среднем 800 МВт и умеренная температура воздуха без длительных затяжных морозов.
Что касается ожидаемых рисков на период окончания ОЗП, то я бы выделила следующие: низкие запасы угля на ТЭС и отсутствие природного газа для электроэнергетики.
На 28.01.22 г. на складах ТЭС и ТЭЦ было 762 тыс т, и это не та "подушка", которая позволяет чувствовать уверенность в стабильном прохождении второй половины ОЗП.
Во-первых, ожидается значительное снижения генерации АЭС. Уже с середины февраля предусмотрен плановый вывод в ремонт двух энергоблоков АЭС (ХАЭС-2 на 1 ГВт и РАЭС-1 на 440 МВт), а в марте — еще трех (включая РАЭС-2 на 440 МВт). Прогнозная нагрузка АЭС в марте будет наименьшая за последние 6 лет — около 9.5 ГВт. Как показывает практика, март может быть холоднее декабря.
Динамика среднемесячной нагрузки АЭС за последние 6 лет
Во-вторых, 24-26 февраля 2022 г. системным оператором "Укрэнерго" запланирована тестовая работа энергосистемы в изолированном режиме в рамках подготовки к синхронизации ОЭС Украины с ENTSO-E. Отсутствие импорта электроэнергии из Беларуси, снижение нагрузки АЭС будет компенсироваться увеличенной нагрузкой на тепловые электростанции, что повлечет за собой увеличение потребления угля и, вероятно, природного газа. По оценкам "Укрэнерго", перед началом изолированной работы на складах ТЭС должно быть не меньше 1 млн т угля. А дополнительные объемы газа для электростанций в ПХГ вообще отсутствуют.
В-третьих, с прохождением тестовой работы в изолированном режиме есть еще как технические риски (введение такого режима предусматривает наличие всех необходимых первичных, вторичных резервов и резервов замещения), так и политические, например — блокирование со стороны РФ возврата ОЭС Украины в синхронную зону стран СНГ. К этому нужно быть готовым и иметь достаточные объемы топлива (угля и газа) для длительной работы в автономном режиме, причем, как на складах (ТЭС/ТЭЦ) и в ПГХ, так и в виде подписанных контрактов с гарантированной поставкой.
В-четвертых, нужно быть готовыми к возникновению различных форс-мажорных ситуаций, в том числе — внеплановый выход в ремонт одного или нескольких атомных энергоблоков. Это резко увеличит расход угля и драматическим образом скажется на наших накопленных запасах. Такие ситуации неоднократно случались раньше, в том числе в течение этого ОЗП, и не учитывать их - самоуверенно и непрофессионально! Из последних событий: 23 января останавливали на один день ремонт блока №3 Южно-Украинской АЭС. 25 января из-за аварийного отключения двух энергоблоков Хмельницкой и Запорожской атомных электростанций реализовывался сценарий одновременного выбытия из энергобаланса 2 ГВт мощностей АЭС.
Для покрытия дефицита в энергосистеме были задействованы все резервы: максимально загрузили гидроэлектростанции и теплоэлектростанции, в том числе два блока Бурштынской ТЭС были переведены на работу с Бурштынского энергоострова в ОЭС Украины и задействован антрацитовый блок №3 Криворожской ТЭС. Также привлекли аварийную помощь со смежных энергосистем, в том числе Беларуси — до 650 МВт. И это при продолжении импорта из Беларуси до 900 МВт.
Объем потребления э/э на 25.01.22 г.
Конечно, я никоим образом не желаю их повторения и уверена в профессионализме наших энергетиков, но вот "железо", учитывая его возраст, режим эксплуатации и хроническое недофинансирование как генерации, так и электротехнического оборудования,"вызывает опасения. Поэтому произошедшая ситуация должна отрезвить тех, кто заявляет, что все хорошо и стабильно в энергетике, когда это совсем не так. Вместо этих заявлений нужно действительно работать над созданием условий для стабилизации ситуации, особенно в условиях подготовки к запланированному на конец февраля тестированию работы ОЭС Украины в изолированном от смежных энергосистем режиме.
И еще одним риском, я считаю, является усугубление финансовой разбалансированности ключевых энергокомпаний. На сегодня наш зарегулированный рынок электроэнергии не дает адекватных ценовых сигналов. А ценообразование на рынке электрической энергии должно обеспечивать безубыточную работу предприятий, в том числе в рамках возложенных спецобязанностей по обеспечению низкой цены на электроэнергию для населения (ПСО). Проблемы в этом направлении с большой вероятностью возникнут именно в конце ОЗП в связи с ожидаемым падением цены на электроэнергию на рынке и объемов ее производства НАЭК "Энергоатом". Так, производство электроэнергии АЭС в марте 2022 г. ожидается на 1.5 млрд кВтч меньше, чем в январе 2022 г., а разницу в деньгах поставщикам универсальных услуг (ПУУ) за поставленную населению электроэнергию нужно будет заплатить"почти в таком же объёме.
Цена для населения на сегодняшний день втрое ниже рыночной, что приводит к необходимости огромной (более 10 млрд грн ежемесячно) оплате соответствующей компенсации со стороны госкомпаний "Энергоатом" и "Укргидроэнерго". Денег в марте точно не хватит. Так называемое финансовое ПСО не сбалансировано.
— А что с природным газом, хватит ли его и что ожидает нас после окончания ОЗП?
— С начала ОЗП из подземных хранилищ газа"отобрано 6.5 млрд куб м. На 28.01.22 г. в ПХГ — 11.4 млрд куб м природного газа, из которых только 6.3 млрд куб м — остается для внутреннего потребления. Суточное внутреннее потребление природного газа в среднем при температуре больше -10°С — до 180 млн куб м. Внутренняя добыча в сутки всего 55 млн куб м, остальное — для покрытия потребления за счет поднятия газа из ПХГ. При этом, чем меньше газа остается в подземных хранилищах, тем меньше суточный объем можно поднять для внутреннего потребления! Импорта газа не было с октября прошлого года. В то же время Украина не сможет обойтись без импорта для покрытия пиковых нагрузок при низких температурах воздуха под конец отопительного периода.
Кроме того, в связи с низкими запасами угля на ТЭС, газ как резервное топливо будет использоваться в случае дефицита электроэнергии для покрытия спроса.
По оценкам экспертов, дефицит природного газа в I кв. 2022 г. составит минимум 2 млрд куб м.
По имеющейся у меня информации, НАК "Нафтогаз Украины" находится в глубоком финансовом дефиците, средств на импорт газа нет. Вероятно, государству придется искать для компании эти средства, а это от $2 до $3 млрд (в зависимости от актуальной цены газа).
Если средства не будут найдены или не хватит импортных мощностей из Евросоюза, "Нафтогаз" не сможет обеспечить достаточный импорт газа для покрытия суточных дефицитов.
Это может привести к ограничению потребления промышленных потребителей, теплоэлектроцентралей и котельных, которое почувствуется потребителями в результате понижения температуры в жилищах и отсутствия горячей воды. И что не допустимо, но очень вероятно — к отбору российского газа из транзитного потока, что обязательно будет использовано РФ для остановки транзита по территории Украины и расторжению действующего транзитного контракта с соответствующими финансовыми, экономическими и политическими последствиями.
Хотя по последним заявлениям премьер-министра Д.Шмыгаля, "Нафтогаз" будет с февраля импортировать природный газ для закачки в ПГХ для следующего ОЗП 2022/2023, что совсем не логично, учитывая высокие цены. Думаю, что это было сказано с такой аргументацией, при этом понимается наличие дефицита газа в феврале, но не желание это признавать. Ведь власть все это время заявляла, что в энергетике все хорошо.
— Помогут ли нынешние цены нарастить добычу газа и угля непосредственно в"Украине?
— Вряд ли. По итогам 2021 г. Украина сократила добычу природного газа на 2.2% — до 19.8 млрд куб м, что является самым низким значением за последние 10 лет. Падение добычи наблюдается в государственном секторе — "Укргаздобыче".
Зато добыча частного сектора выросла и достигает 25% общих объемов. Но такая динамика может измениться на противоположную.
В ответ на многочисленные заявления пищевиков об угрозе остановки из-за непомерно высокой цены на природный газ, правительство пообещало раздавать дешевый ресурс, однако сделало это за счет средств украинских газодобывающих компаний. Газодобывающие компании спонсируют пищевиков вместо вложения средств в увеличение добычи.
— Какие проблемы существуют для следующего ОЗП, учитывая новую ценовую реальность?
— Очень правильно акцентировано внимание на новую ценовую реальность, которая существенно усложняет процесс подготовки к следующему ОЗП.
Ведь что нужно сделать, чтобы потребители зимой были с электричеством и теплом? Накопить достаточные запасы угля на складах ТЭС/ТЭЦ и природного газа в ПГХ, а также иметь исправное оборудование, которое обеспечит производство электроэнергии и ее доставку потребителям.
Поэтому основной проблемой подготовки к следующему ОЗП будет обеспечение финансовой стабильности компаний, которые должны будут выполнить необходимые ремонты генерирующего и сетевого оборудования, а также закупить уголь и газ в необходимых объемах. Причем делать это лучше не следующей зимой за максимальную стоимость, а в летний период сниженного спроса и более низких цен.
К сожалению, мы (я имею ввиду энергетику Украины) сейчас в такой ситуации, при которой на протяжении года уже не существует "спокойных" периодов. Уже в апреле-мае из-за сниженного спроса на электроэнергию, больших профицитов генерации ВИЭ (солнечных электростанций) и ГЭС (паводок) ожидается традиционная сезонная "просадка" цены на рынке электроэнергии. Вероятно, что такая цена может быть кратно ниже себестоимости производства электроэнергии на ТЭС (при нынешних ценах на уголь это около — 3 грн/кВтч, с учетом фьючерсов на май — около 2.5 грн/кВтч). Таким образом, когда нужно будет аккумулировать ресурсы для закупки топлива на зиму по минимальным ценам, у компаний не будет оборотных средств, а наоборот будут максимальные убытки.
Поэтому нужно делать ставку на увеличение собственной добычи как угля, так и газа. А с учетом длительности технологических процессов (для новых лав - это 8-9 месяцев), закладывать средства на техническое переоборудование шахт нужно уже сейчас!
Кроме того, необходимо внедрять альтернативные механизмы поддержки полупиковой тепловой генерации в межсезонный период для закупки топлива и содержания оборудования в работоспособном состоянии — так называемую плату за мощность.
Иначе в следующую зиму вновь будем закупать дорогой импортный уголь, что само по себе рискованно для энергобезопасности страны и тянет за собой значительное повышение цены на электроэнергию для потребителей.
— Чем опасна потенциальная закредитованность "Укрэнерго" и "Нафтогаза"? Может ли Украина частично потерять контроль за тарифообразованием в пользу кредиторов?
— Опасна не столько закредитованность, сколько отсутствие источников для обеспечения безубыточности и финансовой стабильности этих предприятий. Например, при наличии у "Укрэнерго" еще старых долгов в объеме 15 млрд грн (из-за"Гарпока) перед производителями из ВИЭ и НАЭК "Энергоатом", НКРЭКУ в тарифе НЭК "Укрэнерго" на 2022 г. не предусмотрела оплату всей товарной продукции по "зеленому" тарифу, что противоречит подписанному в ноябре 2021 г. Меморандуму с МВФ руководством Украины. Как следствие, долги НЭК "Укрэнерго" перед Гарантированным покупателем в конце года могут вырасти еще на 10 млрд грн. Это, в свою очередь, повлечет за собой необходимость в новых кредитах, возвращать которые нужно будет уже с процентами.
— Сейчас рынки электроэнергии и газа так построены, что они систематически генерируют долги. В то же время кредитование "Укрэнерго" дает только дополнительное время для решения этих проблем, переводя "короткие" долги в "средние". Как проблему генерирования долгов решить для рынка электроэнергии?
— К сожалению, вместо реального решения проблем на рынках газа и электроэнергии, применяется ручное регулирование, ломающее все рыночные механизмы, а решение проблем откладывается на потом.
Например, спасая от банкротства "Центрэнерго" путем фактического кредитования "Энергоатомом" и "Нафтогазом", последние компании сами остаются без средств, а это отсутствие денег на текущую деятельность, строительство (уже заявленного) новых атомных блоков и на импорт столь необходимого газа в этот ОЗП.
"Энергоатом" вообще превратили в кредитное учреждение.
"Энергоатом" прокредитовало на 500 млн грн государственные угледобывающие предприятия в декабре, "Энергоатом" продает электричество вдвое дешевле "Укрзализныце" на весь 2022 г., чем потом покупает у "Центрэнерго" по 2.1 грн/кВтг с поставкой в октябре-декабре на условиях 100% предоплаты.
Что касается "Укрэнерго", то в первую очередь необходимо обеспечить сбалансированный тариф НЭК "Укрэнерго" на передачу и диспетчеризацию, при котором бы не формировались новые долги. Также необходимо решить проблему балансирующего рынка, с долгами за потребленную балансирующую энергию (а это 12 млрд грн). Причем, так как большая часть этих долгов сформирована потребителями государственной (госшахты) и коммунальной собственности (водоканалы), к решению этой проблемы должно подключиться государство.
Также я вижу большие риски, но уже для государственных энергогенерирующих компаний "Энергоатом" и "Укргидроэнерго", в случае продолжения политики удержания низкой фиксированной цены для населения. Эта цена на сегодняшний день втрое ниже рыночной. Это, в свою очередь, приводит к необходимости огромной, более 10 млрд грн ежемесячно, оплате соответствующей компенсации со стороны госкомпаний. Конечно, должен быть принят план постепенного перехода на рыночные тарифы для населения с адресной поддержкой незащищенных слоев населения, иначе ни о каком развитии атомной и гидроэнергетики в Украине не может быть и речи.
— Что нужно государственной тепловой генерации для обеспечения себя углем, как собственной добычи, так и импорта?
— В первую очередь — финансовая стабильность энергогенерирующих предприятий для закупки топлива в межотопительный период по относительно низким ценам, а также физическое наличие угля внутренней добычи. Как я уже говорила, для этого необходимо незамедлительно инвестировать средства в техническое переоборудование государственных шахт и закладку там новых лав.
— Могут ли АЭС увеличить свою долю в структуре генерации в конце 2020-х (под Carbon Border Adjustment Mechanism (CBAM), чтобы уменьшить использование ископаемого топлива в генерации? Что для этого нужно?
— Могут. Для этого есть небольшой резерв в оптимизации ремонтной кампании атомных энергоблоков — сокращение сроков ремонта, перенос их на энергопрофицитные весенне-летние месяцы. Такая оптимизация позволит выйти на годовое производство АЭС около 90 млрд кВтч электрической энергии. Конечно, достройка еще одного энергоблока-"миллионника" (ХАЭС-3) также позволит увеличить годовое производство атомной электроэнергии на около 7 млрд кВтч. Кроме этого, необходимо увеличить гибкость энергосистемы, провести конкурс на строительство новой высокоманевренной генерации, накопителей энергии, заниматься вопросом управления спросом на стороне потребителя электроэнергии.
— Как решить энергетический парадокс евроинтеграции Украины: ОЭС интегрируется в ENTSO-E, но мы не вступим в Евросоюз, то есть не будем подключены к структурным фондам ЕС, гранты и кредиты которых направлены на "зеленый" переход более бедных стран Союза? При этом к нам будут применять CBAM. Как Украине вступать в изнурительную гонку экомодернизации, опираясь лишь на свои силы?
— Никакого парадокса, связанного с синхронизацией ОЭС Украины с энергосистемами континентальной Европы ENTSO-E и внедрением CBAM, на самом деле не существует. В случае внедрения этих пошлин, они будут распространяться на товары нашей промышленности, производство которых связано с выбросами СО2, вне зависимости от того, будет ли синхронизирована наша энергосистема или нет. В то же время синхронизация как раз и создаст почву для привлечения инвестиций в электроэнергетику, развитие ВИЭ (причем"на рыночных условиях), увеличит гибкость энергосистемы и потенциал для наращивания экспорта электроэнергии. Не говоря уже о том, что отсоединение от сети РФ/РБ и интеграция с энергосистемами ЕС - это один из краеугольных камней нашей дальнейшей энергетической безопасности.
Но Вы правы в части необходимости тотальной модернизации нашего электроэнергетического комплекса. И это нужно не столько для ЕС и "зеленого" перехода, сколько нам для обеспечения безопасности поставок, энергоэффективности и улучшения собственной экологии.
Досье "ЭнергоБизнеса"
Ольга БУСЛАВЕЦ — и.о. министра энергетики Украины с апреля по декабрь 2020 г.; заслуженный энергетик.
Родилась 5 марта 1975 г. в Макеевке, Донецкая область.
Образование: Донецкий государственный технический университет, энергетический факультет (1997 г.), кафедра электроснабжения промышленных городов, специальность — инженер-электрик; кандидат технических наук (НТУ "ХПИ"), 2018 г.
Карьера: 2000-2003 гг. — ПО "Донецкуголь", бухгалтер, инженер-экономист; 2003-2005 гг. — бухгалтер, инженер 1-й категории ГП "Донецкэнергоуголь"; с 2005 г. — главный специалист Департамента электроэнергетики Министерства энергетики; 2015-2017 гг. — директор Департамента электроэнергетического комплекса Минэнерго; с декабря 2017 г. по 10 февраля 2020 г. — гендиректор Директората энергетических рынков Минэнерго; с апреля по июнь 2020 г. — и.о. министра энергетики и защиты окружающей среды; с июня по декабрь 2020 г. - и.о. министра энергетики.
Семья: замужем, есть сын.
Хобби: путешествия, книги, психология, велопрогулки.
Читайте также:
- Ольга БУСЛАВЕЦ: "Синхронизация с ENTSO-E не решит проблемы дефицита маневренной мощности"
