Наш старый сайт

Юрий БОЙКО: "В списке приоритетов ДТЭК больше нет угля"

Юрий БОЙКО: "В списке приоритетов ДТЭК больше нет угля"

№46 (1239) от 16.11.202119.11.2021

Украина уже третий год живет в условиях серьезного изменения энергобаланса

Трансформация энергетического сектора ставит перед украинскими энергетиками сложные вызовы, полагает экс-глава Министерства энергетики (2020-2021 гг.) Юрий БОЙКО.

— Почему Украина традиционно тяжело входит в отопительный период?

— На самом деле вопрос на первый взгляд не сложный, но чем дольше работаешь в отрасли, тем менее очевиден на него ответ. Да, из года в год у нас проблемы, которые для рядового гражданина кажутся идентичными, но каждый год предпосылки для их возникновения разные.

В 2014 г., например, это начало военных действий на востоке страны, вследствие чего на контролируемой части Украины не осталось антрацитовых шахт и возникла необходимость поиска альтернативных решений по поставкам угля.

В прошлом году мы вообще входили в ОЗП с рекордными запасами угля. Но возник целый ряд факторов. Основные — летние остановки шахт, повышенное (относительно прогноза) потребление э/э в ноябре и декабре, а также очень большие задержки с выходом из ремонта трех энергоблоков Запорожской АЭС (суммарно на более чем 150 дней). Напомню, что каждый запорожский блок — это миллион кВт. И как следствие этого, была активная сработка запасов угля к середине января…

В этом году еще весной было ясно, что с углем могут быть проблемы. Тепловые станции вышли из зимы с полупустыми складами, а Центрэнерго еще и с долгом свыше 900 млн грн за использованный в январе и феврале газ…

Кроме того, мы уже третий год живем в условиях серьезного изменения энергобаланса. В чем это проявляется? Летом у нас так называемый профицитный рынок, вызванный большим объемом ВИЭ, которые необходимо принять системе и, как следствие, вытесняющих другие виды генерации. Это приводит к тому, что балансирующих мощностей системе нужно еще больше (для компенсации непрогнозированной выработки ВИЭ), но вместе с тем, тепловая генерация, выполняющая эту роль, из баланса как раз и вытесняется, а ресурс гидроэнергетики ограничен и имеет сезонную динамику. Кроме того, присутствие больших объемов энергии из ВИЭ без механизмов регулирования выработки, например систем накопления, уже начало приводить к летнему ограничению работы АЭС.

Ситуация улучшилась в августе 2020 г., когда были приняты изменения в Закон Украины «О рынке электрической энергии», которыми разрешили с оплатой ограничивать «зеленую» генерацию с целью оптимизации режимов работы системы…

Отмечу, что до лета 2019 г. таких проблем не было, благодаря небольшим объемам «зеленой» генерации в системе. Можно было планировать ее работу академическими подходами, при которых работают в базе:

  • АЭС — полностью;
  • гидроэлектростанции в режиме санитарного пропуска воды;
  • тепловая генерация — в зависимости от сезона и технологических особенностей для поддержания достаточного уровня горячего резерва;
  • ТЭЦ — зимой и в зависимости от уровня теплофикационной нагрузки.

Кроме того, ночью идет закачка воды в верхние хранилища ГАЭС, что позволяет минимизировать влияние ночных провалов нагрузки в системе и одновременно готовить резерв для использования в течение короткого периода вечернего максимума.

Работа ГЭС на максимуме — утренний и вечерний пик потребления. Это позволяло технически и финансово обеспечить оптимальную работу энергосистемы.

— А в чем проблема ВИЭ?

— Давайте попробуем разобраться на самом ярком примере… Производство солнечной энергии зависит от солнечной активности. Другими словами, э/э производится тогда, когда светит солнце. Но вот потребность в э/э от наличия солнца зависит мало. Обычно спрос возрастает как раз после захода солнца, а пик выработки солнечной генерации возникает как раз между утренним и вечерним пиком нагрузки в системе. Основной отличительной особенностью работы энергосистемы является необходимость соблюдения ежемоментного баланса выработанной и потребленной э/э. Диспетчер энергосистемы, у которого есть источник с непостоянной, а часто и непрогнозируемой выработкой э/э (в системе более 6000 МВт солнца) должен обеспечить замещение вечером этих 6000 МВт другой доступной генерацией, кроме того, обеспечить еще и дополнительную выработку, связанную с вечерним ростом потребления. Каждый тип генерации имеет свои особенности. Например, атомная генерация разгружаться на 6000 МВт, а потом подняться на эту же величину в течение одних суток не может. Это под силу ГЭС, ГАЭС, при наличии воды в хранилищах, либо ТЭС. Но для этого ТЭС должны нести технологически минимальную нагрузку, т.е. быть в работе. С холодного состояния блоков резко начать выдавать электроэнергию они не могут… В этом как раз и проблема — необходимо иметь достаточное количество доступной резервной мощности для надежной работы системы. А наличие генерации с непрогнозируемой выработкой эту задачу усложняет…

— Это касается всех ВИЭ?

— Не просто ВИЭ, а именно солнца. Почему? Потому что другие возобновляемые источники более стабильны, даже ветер. Он может быть сильнее или слабее, но ветроэлектростанции выдают мощность 24 часа в сутки, а не 14 или вообще 0, и в отличие от солнца присутствуют в балансе мощности в холодный период года.

— Но у нас мало мощностей ВЭС?

— Ветровой электроэнергии у нас в системе в среднем около 600 МВт, а солнце во время пиков доходит до 6000 МВт. Это вместе с "домашними" крышными СЭС, которых построили уже под 1000 МВт. Рост объемов "зеленой" генерации, как я уже упоминал, изменил логику формирования баланса. Но к технической проблеме добавилась экономическая — изменения правил работы рынка. От модели с единым покупателем мы перешли к модели рыночной, где цена должна формироваться на рыночных условиях. Но, по моему мнению, все это эффективно не заработало, к сожалению.

— Почему?

— Еще работая в ГП «Энергорынок», я и мои коллеги предупреждали, что подготовка к внедрению новой модели была крайне слабой — с расчетом, что проблемы решаться сами. А ряд важных условий не были выполнены. Такие, как перекрестное субсидирование (заниженный тариф для населения), долги проблемных категорий потребителей (вода Донбасса, госшахты, предприятия ЖКХ…), как уже сформированные в оптовом рынке (предыдущей модели), так и в условиях их работы в новой модели рынка. Много вопросов осталось по коммерческому учету, которые, кстати, до сих пор в процессе решения. Но по ряду причин модель запустили. Не секрет, что ключевыми лоббистами изменений был ДТЭК, «Энергоатом» и "Укргидроэнегро", рассчитывающие при новых условиях работы зарабатывать больше денег. "Энергоатом", к примеру, имел самый низкий тариф в предыдущей модели рынка — 77 копеек.

— А кто-то был против?

— Среди производителей против выступали только представители ТЭЦ, которые понимали, что у них самая дорогая э/э и они не смогут конкурировать с другими производителями. У них электроэнергия — это побочный продукт от основной деятельности — производства тепла и горячей воды, большие ТЭЦ работают преимущественно на газе, поменьше — на угле. В предыдущей модели рынка они работали, кстати, имея самые высокие фиксированные тарифы. Хотя по факту был период, когда они выиграли и в новой модели — в период постковидных низких цен на газ, оттянув на себя долю рынка у других генераций в тот момент.

— А в чем дефектность рынка?

— Во-первых, прежде чем заходить в рынок, нужно было решить проблему перекрестного субсидирования. Но политическая целесообразность победила экономические правила, и в новую модель мы зашли с существенно заниженными ценами на э/э для бытовых потребителей.

Во-вторых, не решен вопрос проблемных потребителей - должников. В предыдущей модели рынка их неоплата разделялась между всеми производителями равномерно. Уровень расчетов в системе достигал 98.5% для базовой генерации и 100% для ВИЭ. Система работала достаточно четко. Уровень расчетов 98.5% за год позволял любой компании- производителю уверенно планировать хозяйственную деятельность. Компании были с деньгами, понимали и прогнозировали свой денежный поток.

ГП "Энергорынок" имел спецсчет, и он был защищен. Сколько бы средств не было получено — все получали свою равную долю. Зеленые — 100%, как и предусмотрено Законом, остальные производители — пропорционально стоимости выработанного товара. На этот спецсчет нельзя было наложить арест и взыскать долг. Это, с одной стороны, было определенной защитой всех производителей от возможного желания кого-то получить преференции путем первоочередного взыскания долга, а с другой — позволяло государству годами не замечать проблемных потребителей при допустимом уровне их влияния на платежеспособность системы в целом.

Сегодня у нас проблемные потребители остались, а вот ситуация кардинально иная: нет спецсчета, нет равного распределения между производителями долгов таких потребителей. Эти долги аккумулируются на конкретных субъектах хозяйствования, среди которых есть и стратегические предприятия — НЭК "Укрэнерго", НАЭК "Энергоатом", ЧАО "Укргидроэнерго", ГПВД "Укринтерэнерго"… Последнее выполняет функцию поставщика последней надежды.

— Пожалуйста, подробнее про долги, где сейчас они оседают?

— ГПВД "Укринтерэнерго" обязано поставлять э/э тем потребителям, которые не нашли поставщика. Обычно это проблемные категории.

Относительно "Укрэнерго", то здесь сложнее — не платят за услугу по передаче – долг около 5 млрд грн за услугу по диспетчеризации — долг около 1 млрд грн, долг за небалансы — 9.2 млрд грн. Последнее — это как раз потребление сверх коммерческого графика, в основном проблемными потребителями. В этом случае потребители выходят на так называемый балансирующий рынок. И здесь один из ключевых парадоксов этого рынка… Для того, чтобы обеспечить сверхдоговорное потребление в системе, диспетчер ищет резерв и активирует его. И это самая дорогая э/э в системе! А потребляется она наименее платежеспособной категорией потребителей!

Ярким примером экономической несправедливости на рынке является ситуация с предприятиями "Укргидроэнерго". Они в последние месяцы где-то 40–50% товара производят на балансирующий рынок, т.е. активно регулируют систему — работают не в объеме своих коммерческих продаж, а вдвое больше! Что это значит? У компании есть определенное понимание своего коммерческого графика, который в первую очередь зависит от технических аспектов — кроме готовности самого оборудования, учитывается состояние водохранилищ и годовых режимов их сработки. Они понимают, какое количество электричества они могут выработать за сутки и месяц. Этим количеством электрической энергии они и торгуют на РДД, РСВ и ВСР. И у них это, кстати, достаточно хорошо получается. Однако по команде диспетчера для поддержания баланса работы энергосистемы "Укргидроэнерго" увеличивает производство электрической энергии в какие-то часы. И этот объем, который вырабатывается по команде диспетчера, удваивает их общий показатель производства, но расчет за эту часть произведенной э/э производится с задержкой в 10 месяцев!!! Это слишком долго. Кроме того, имели место и "перевернутые" ситуации в начале работы рынка, когда компания по команде диспетчера "вне ранжира" закачивала электроэнергию в пик.

— А ТЭС?

— Все изложенное выше в полной мере относится и к тепловой генерации. У "Укргидроэнерго", кстати, нет такого понятия, как топливная составляющая, топливо у них - это вода! А у ТЭС есть! Станция сжигает дополнительный уголь, производит дополнительную э/э по команде диспетчера и даже получает хорошую цену за эту э/э, но не деньги!!!

Деньги — через 10 месяцев, и эта задержка с тенденцией к увеличению… Начинали с задержки в 2 месяца…

— А шахтам тоже нужны деньги, чтобы работать?

— Конечно. Все это провоцирует колоссальные неплатежи на рынке. И это далеко не все яркие примеры. Давайте вспомним "зеленых", которым в тариф НЭК "Укрэнерго" регулятор не заложил необходимый объем финансирования. Например, история с необходимостью предусмотреть в бюджете компенсацию не менее 20% стоимости товара ВИЭ. Эта норма не выполнялась в прошлом году, не выполняется в этом и не планируется в следующем году. Но Регулятор не включает компенсацию 20% объема товара при расчете тарифа на передачу НЭК «Укрэнерго", мотивируя это тем, что это должно быть профинансировано из бюджета.

Вот так создаются методологические долги, которых сегодня более 30 млрд грн.

При этом НЭК «Укрэнерго», стратегическое предприятие, выполняющее ключевую роль в обеспечении энергобезопасности государства, имеет задолженность перед «ГарПок» более 30 млрд грн, которая просто не была заложена в тариф! Напомню о почти 10 млрд грн долгов балансирующего рынка и получим абсолютно неприемлемую цифру для статуса и роли этой компании.

— Какова история долгов?

— В старой модели в ГП "Энергорынок" за 19 лет функционирования накопилось 27 млрд грн долгов. Почти половина из них образовалась в период 2014-2016 гг., когда осуществлялись безоплатные перетоки на временно неконтролируемые территории Луганской и Донецкой областей. Все понимали, что эта э/э не будет оплачена, но было политическое решение не прекращать поставки. Это отдельная и очень непростая тема для дискуссии.

В новой модели рынка эта цифра долгов была преодолена за год работы. Это упрощенная обывательская оценка успешности перехода на новую модель.

— Проблема в модели?

— В том-то и дело, что модель сама по себе действительно хорошая. Но на спортивном автомобиле ездить по вспаханному полю не лучшая идея… Я уже упоминал, что и подготовки к переходу как таковой не было, да и обязательные условия не были выполнены…

Юрий Бойко, советник премьер-министра Украины

— Давайте вернемся к отопительному сезону. Вы сказали, что причина проблем каждый год разная...

— Да. Мы в прошлый сезон входили с рекордными запасами — почти 3 млн т угля, что было вполне достаточно. Но существенные задержки с выходом из ремонта 3-х энергоблоков ЗАЭС (суммарно более 150 дней), более низкие температуры в ноябре и декабре прошлого года привели к интенсивной сработке угля уже к середине января. Нагрузки выше, а АЭС катастрофически не хватало. За ноябрь-январь было сожжено на 2.8 млн т угля больше плана!

Трудности появились по ходу отопительного сезона. Здесь нужно упомянуть, что и ДТЭК вынужденно останавливал шахты летом, так как склады станций были переполнены, а спрос на э/э тепловой генерации летом падает. А раскачать работу шахты — это тоже процесс, требующий денег и времени.

Поэтому кратковременно (около трех недель), но вынужденно "Центрэнерго" в период января-февраля работало на газе.

Кстати, продолжая историю с балансирующим рынком, они сожгли дорогостоящий газ на 950 млн грн, произвели электроэнергию, которая попала на балансирующий рынок с премией на тот момент 15%, а рассчитались с ними за эту э/э всего месяц назад. И то только благодаря тому, что «Укргидроэнерго» и «Энергоатом» добровольно уступили свое право очереди получить свою часть долга с балансирующего рынка. В ином случае «Центрэнерго» получило бы эти деньги где-то в январе-феврале 2022 г.

— А в этом году?

— В этом году еще весной было ясно, что с углем могут быть проблемы — тепловые станции вышли из зимы с полупустыми складами, а "Центрэнерго" еще и с долгом свыше 900 млн грн за использованный в январе и феврале газ… Да и за зимний период денег особо не заработали — низкие прайс-кэпы, постоянно растущие цены на энергоресурсы и долги балансирующего рынка — вот краткий список тому причин.

В летний период, когда падает спрос на э/э, падает цена на рынке и ТЭС работают меньшим составом оборудования, заработать денег для ремонтов и накопления для ОЗП угля еще тяжелее.

Поэтому в этом году был сделан акцент на максимизации работы атомной генерации в осенне-зимний период.

Напомню, что в этом ОЗП "Энергоатом" должен работать совсем другим составом оборудования. Если в прошлом году у нас было 10 блоков в работе и мы вынужденно пережигали уголь, то в этом году мы ожидаем 14 блоков, а на протяжении 2-х недель февраля, при необходимости, даже все 15 блоков.

Отмечу, что один блок-миллионник АЭС — это порядка 6 блоков ТЭС… Да! Для покрытия базовой нагрузки, но согласитесь, разница в структуре производства по сравнению с прошлым годом огромная. Это должно существенно улучшить ситуацию с накоплением угля в зимние месяцы, потому что уже в марте тепловики опять будут востребованы — половина атомных блоков уйдет на плановые ремонты и перегрузку топлива…

Кроме того, правительство сосредоточилось на решении проблем ликвидности государственной тепловой генерации, которая по ряду причин осталась без денег, без угля и с долгами.

Было потрачено большое количество времени, но в конце концов средства "Центрэнерго" получило. Дальше — работа менеджмента компании и их непосредственная обязанность обеспечить работу станций в ОЗП. А это и обеспечение углем, и выполнение ремонтов. Но уже можно сказать, что и за сентябрь, и за октябрь планы поставок угля как внутренней добычи, так и импортные контракты, не выполнены в полном объеме. Что характерно, невыполнение поставок произошли и по Польше, и по Казахстану.

— Почему?

— Из Польши не смогла привезти законтрактованный объем также и ДТЭК. "Центрэнерго", например, при плановом объеме 80 тыс т в месяц в сентябре смогла привезти 10 тыс т, октябре — около 20 тыс т.

— А как так получилось?

— У меня нет точного ответа — условия контрактов, их выполнение и т.д. — это компетенция менеджмента компаний, и я могу только предполагать. Формально все называют исключительно логистические причины. Но очевидно же, что сегодня очень жесткая конкуренция за энергоресурсы — все бросились спасать свои национальные энергосистемы, и США, Китай, Германия резко увеличивают потребление угля. Поэтому польский уголь достаточно активно выкупается Германией. Польский производитель, думаю, делает выбор в пользу немецкого покупателя, потому что они могут и лучшую цену предложить, и условия оплаты, та же логистика в пределах ЕС проще и дешевле. Напомню, что цена на уголь за последний год выросла в четыре раза. В прошлом году мы видели цифры около $60 за т, в этом году были периоды и за $240.

— А Казахстан, ведь в сентябре и октябре запрета России не было?

— Казахстанский уголь в этот период в незначительных объемах все же ехал. Но ключевые перевозчики, которые обладают большими вагонными парками, находятся в санкционном списке, и проблема была в доставке.

— Импорт с РБ и РФ будет?

— Действие запрета на импорт из этих стран истек 30 октября, НЭК "Укрэнерго" провела аукцион на сечение и по РБ, и по РФ. Есть победители этих аукционов. Если посмотреть на список победителей и цену, по которой было получено право на использование сечения, то я бы предположил, что импорт из РБ будет, а вот из РФ — вряд ли. Экономическая логика говорит, что белорусам выгодны такие поставки, поскольку цена на нашем рынке существенно выше. Причина для этого слишком банальная — и газ, и уголь Беларусь получает из России по политическим ценам, которые значительно ниже, чем в Украине или на мировых рынках. И у них есть создающий профицит в их системе атомный блок, который хоть и с перебоями, но работает. Я склоняюсь к тому, что импорт из Беларуси все-таки будет. Как минимум до конца года. Из РФ, предполагаю, — нет.

— Еще хочется спросить об интеграции с ENTSO-E и работе в изолированном режиме. Тут вызовы есть?

— С технической точки зрения проблем особых нет. Реалистичность планов уже давно находится в зависимости от политических процессов. В середине ноября мы ожидаем подтверждения сертификации НЭК "Укрэнерго" от секретариата Энергетического сообщества. И эти ожидания оптимистичные.

После этого нам необходимо будет отработать несколько дней зимой и летом в изолированном режиме, во время которых выполнить ряд метрологических упражнений, согласно требованиям уже ENTSO.

— Сколько дней?

— В прессе читал разные варианты: от нескольких дней до месяца. Правильный ответ — несколько дней. Их количество зависит от скорости сбора необходимой информации о работе энергосистемы в изолированном режиме. НЭК «Укрэнерго» рассчитывает эту работу выполнить за 3-4 дня.

К самой работе в изолированном режиме у нас, как по моему мнению, слишком большой ажиотаж. По сути, эти три или четыре дня работы мало чем будут отличаться для диспетчера по сравнению с его штатными задачами по поддержанию баланса в системе. Главное — это наличие достаточных резервов мощности, чтобы у диспетчера был ресурс, чем управлять.

— А Украине выгодна интеграция с ENTSO-E?

— С технической, да и коммерческой точки зрения, на мой взгляд, мы Европе нужнее, чем Европа Украине. Потому что мы потенциально энергопрофицитны, а часть наших соседей энергодефицитны в горизонте ближайших 5 лет. Но возможность коммерческих перетоков между странами на основании конкуренции должна существенно улучшить инвестиционную привлекательность отечественной энергетики. Так что мой ответ — это брак по расчету. Но нужно не забывать и о "зеленой" повестке дня Европы. В сфере энергетики она сейчас на первом месте. Нам, как стране, необходимо это учитывать при разработке сценариев и нашей роли на европейском рынке электроэнергии после технической синхронизации энергосистем.

— Но как интегрироваться, если вот такие долги в «Укрэнерго»?

— В этом направлении в последнее время наметился существенный прогресс — НЭК "Укрэнерго" вышла на аукцион по размещению еврооблигаций на сумму полного покрытия задолженности перед "зелеными" производителями за 2020 и 2021 гг. Речь идет о сумме около 20 млрд грн. Аукцион прошел успешно. Сейчас идет финализация предложений, которые значительно превысили выставленный объем (о том, как развивались события вокруг выпуска НЭК "Укрэнерго" "зеленых" облигаций, читайте в материале "Целевая "зелень". — Ред.). В результате «зеленые» получат долгожданное погашение долгов. Также такой успех говорит и о доверии западных инвесторов и положительных ожиданиях в отношении компании и Украины. Необходимо будет еще подписать договор между «Укрэнерго», Минфином и НКРЭКУ об обязательстве последних включить тело и проценты по обслуживанию еврооблигаций в тариф «Укрэнерго» будущих периодов. Таким образом финансовое положение НЭК «Укрэнерго» будет существенно улучшено.

— А как дальше работать с «зеленой» генерацией, чтобы она не продолжала создавать проблемы?

— Необходимо внедрять аукционный подход к строительству новых объектов генерации, и не только для ВИЭ. Хорошая конкуренция еще никому не помешала, а этот подход как раз и предусматривает экономическое соревнование за право построить новый источник энергии.

Есть ряд других инициатив по изменению формы поддержки «зеленых». Например, так называемый Feed-in-Premium (контракт на разницу тарифа, который позволит производителям ВИЭ самостоятельно продавать электроэнергию на рынке и получать от государства разницу между "зеленым" тарифом и рыночной ценой. — Ред.). Это прогрессивная инициатива. Надеюсь, что она будет поддержана Верховной Радой, что позволит снизить нагрузку на тариф «Укрэнерго».

— Сейчас ДТЭК обвиняют в привлечении аварийной помощи. Насколько такие выпады правильны?

— Если говорить о последнем случае активации аварийной помощи со стороны НЭК "Укрэнерго", то техническая причина — это действительно аварии в течение короткого промежутка времени сразу на 4-х станциях ДТЭК. Но для объективности, давайте посмотрим сколько блоков в работе у ДТЭК, и сколько у "Центрэнерго". Госкомпания работает составом один блок на станцию, у ДТЭК аналогичный показатель - больше 3-х, т.е. именно ДТЭК несет основную нагрузку в категории ТЭС.

Но по моему наблюдению уже несколько лет в списке приоритетов ДТЭК нет пункта о поддержании хорошего технического состояния угольной генерации. Они уже даже публично заявляют о готовности эту часть бизнеса продать. Я вижу акцент у компании на ВИЭ. Понимая, что альтернативы декарбонизации нет, а механизмом пограничной углеродной корректировки СВАМ (Carbon Border Adjustment Mechanism) нас все равно догонят, компания переориентирует свой бизнес... Все это может привести к преждевременному закрытию угольных станций. Но надо объективно смотреть на вещи — достаточных инвестиций в ремонты и экологическую модернизацию не проводит не только ДТЭК — это в полной мере относится и к другим игрокам рынка, включая госкомпанию. Яркий пример, когда бизнес-интересы и интересы государства не совпадают. С одной стороны, государство хочет дешевую э/э, "зеленую" энергетику, с другой — бизнес не готов вкладывать деньги в заведомо убыточные проекты.

ДТЭК действуют достаточно прагматично и не скрывает этого: им не платят долги балансирующего рынка, устанавливаются прайс-кэпы, которые были убыточны до августа 2021 г. относительно стоимости топлива, они не делают ремонты и публично увязывают объемы и факт проведения ремонтов с погашением долгов и установлением правил рынка, позволяющих работать с прибылью.

Досье "ЭнергоБизнеса"

Юрий БОЙКО — родился в 1972 г. в Ровно.

Образование: КПИ, 1995 г., специальность "Автоматическое управление электроэнергетическими системами", инженер-электрик; МИМ, 2002 г., магистр бизнес администрирования; ЛНУ им. И.Франко, 2013 г., специалист-юрист.

Карьера: Трудовую деятельность начал энергетиком отдела главного энергетика Ровенского радиотехнического завода; работал инженером-электриком ООО "ЭЛВИС" (г. Ровно); инспектором инспекции энергонадзора ОАО "Эй-И-Эс Ровноэнерго".

С 2003 г. работал на руководящих должностях в энергетической отрасли: директором Броварского района электрических сетей ОАО "А.Е.С. Киевоблэнерго"; руководителем департамента управления проектами (оптимизация бизнес-процессов, внедрение системы мониторинга КРI), заместителем директора по производству и эксплуатации распределительных сетей, директором по производству и работе по снижению потерь, директором по капитальному строительству Управления по операционной деятельности ЗАО "А.Е.С. Киевоблэнерго ".

В 2009—2011 гг. — технический директор, затем вице-президент ЧП "УК Метрополия". С сентября 2011 г. по октябрь 2012 г. — технический директор ООО "Инжиниринговая Компания Новые Энергетические Технологии"; с ноября 2012 г. по октябрь 2014 г. — и. о. предправления, а затем предправления ОАО "Черниговоблэнерго". С октября 2014 г. до мая 2020 г. — замдиректора по экономике и финансам ГП "Энергорынок". В мае 2020 г. назначен замминистра энергетики и защиты окружающей среды. 20 ноября был назначен и. о. министра энергетики. С июня 2021 г. — советник премьер-министра Украины.

Семья: женат, воспитывает двух дочерей.