Микита Вишневський: «Щоб збалансувати ринок, кожен має виробляти лише той обсяг, який продав»

Микита Вишневський: «Щоб збалансувати ринок, кожен має виробляти лише той обсяг, який продав»

Вже більше року функціонує нова модель ринку електроенергії з усіма її сегментами: ринок двосторонніх договорів, ринок «на добу наперед», внутрішньодобовий ринок, балансуючий ринок та ринок допоміжних послуг. НЕК «Укренерго» є оператором останніх двох сегментів, але разом з тим, компанія реєструє операції купівлі-продажу і є активним покупцем як за двосторонніми договорами, так і на сегментах РДН та ВДР. Також системний оператор залучений до виконання механізму ПСО, який впливає на весь ринок.

За перший рік була налагоджена робота всіх сегментів, але разом з тим виник і ряд проблем, зокрема борги, значні профіцити та інші. Про особливості роботи кожного із сегментів ринку агентство ExPro вирішило взяти інтерв’ю у директора з ринкових операцій «Укренерго» Микити Вишневського.

Як пройшов перший рік роботи нового ринку електроенергії? Які основні тенденції ви можете назвати?

Перший рік роботи ринку пішов головним чином на те, щоб учасники ринку навчилися застосовувати ринкові інструменти в реальних умовах, а також на шліфовку нормативної бази ринку (Правила ринку, Кодекси системи передачі та комерційного обліку тощо). І цей процес продовжується й сьогодні.

Суттєві зміни кількості учасників на ринку спостерігались перші шість місяців, коли активно реєструвались нові. Також відбувалася певна адаптація, всі вчилися торгувати та пристосовувалися до нових умов роботи. В процесі роботи ринку з’ясовувалося де саме нормативка не в повній мірі забезпечує нормальне та ефективне функціонування ринкових механізмів, не має запобіжників для дій, що можна трактувати, як маніпуляції тощо.

Тому в перший рік значна частина подій на ринку (коливання цін, зміна співвідношення обсягів сегментів ринку, поведінка учасників тощо) була здебільшого реакцією на такі зміни нормативної бази, а також спробами учасників ринку використовувати важелі та інструменти, що були в їх розпорядженні.

Суттєво на ринкову ситуацію завжди впливали великі гравці, і, відповідно, те як вони використовували свої обсяги електроенергії. Це стосується насамперед «Гарантованого покупця», який, по-перше, є одним з найбільших трейдерів, а, по-друге, купує у виробників великі обсяги електроенергії за зниженою ціною і продає за окремим, визначеним державою механізмом в межах покладання спеціальних обов’язків.

За перший рік всі сегменти запустилися, як і планувалося…

Так, за рік вдалося запустити всі сегменти. Але сталася затримка із ринком допоміжних послуг, через необхідність проводити випробування генеруючих одиниць на відповідність вимогам для надання доппослуг, змінювати методику їх моніторингу тощо.

Ринок доппослуг почав працювати з 13 грудня 2019 р., після того, як на ньому зареєструвалися перші учасники, і пропрацював 6 днів. Але після цього довелося тимчасово (до 4 березня) призупинити його роботу для оптимізації методики моніторингу допоміжних послуг. Сьогодні цей сегмент працює безперебійно, і на нього постійно додаються нові сертифіковані учасники.

 

Про ринок двосторонніх договорів

Щодо ринку двосторонніх договорів. Яку роль на цьому сегменті відіграє «Укренерго»?

На ринку двосторонніх договорів ми реєструємо обсяги електроенергії, яку продають або купують часники ринку (тобто їх фізичні та торгові графіки). При цьому ми не бачимо, ані сум, які зазначені в угодах, ані самих угод. Тобто ми реєструємо наміри двох учасників ринку здійснити певну операцію. Якщо два учасники ринку (продавець та покупець) подали однакові графіки на одну годину, тобто один продає, а інший купує, ми цей обсяг реєструємо. Далі він враховується при подальших розрахунках і обчисленні небалансів.

Ця функція виконується з самого початку ринку. Тут на першому етапі учасники ринку мали певні питання щодо розрахунку обсягів фінансових гарантій та деякі інші, але наразі вони всі вирішені. Тому, можна сказати, що сегмент двосторонніх договорів наразі успішно функціонує.

При тому, хочу звернути увагу, що ми реєструємо всі угоди незалежно від типу власності та майданчику, де вони відбулися.

Щоб у вас була повна картина?

Це необхідно для того, щоб потім можна було коректно обчислити небаланси. Тобто спочатку ми реєструємо обсяги, які учасники рикну реалізували за двосторонніми договорами, потім отримуємо аналогічні дані від «Оператора ринку» з на РДН та ВДР, а потім — від постачальників послуг комерційного обліку (ППКО) факт комерційного обліку. Різниця між фактом комерційного обліку та проданими і придбаними обсягами на всіх сегментах, а також диспетчерськими командами (електроенергія, яку виробили або не виробили в результаті диспетчерських команд), складає небаланс в розрізі кожного учасника ринку.

«Укренерго» купує технічні втрати на РДН, ВДР, а також на ринку двосторонніх договорів. Де ви купуєте більше? Де краще купувати, щоб здешевити вартість втрат?

Ми намагаємося максимально ефективно купувати електроенергію для компенсації наших технологічних втрат. Згідно з постановою НКРЕКП №2896 від 17.12.2019 р. ми маємо придбавати не менше ніж 80% на РДН. Отже, після того як наші фахівці з прогнозування сформують обсяги технологічних втрат на період, ми можемо побачити, скільки саме і на яких сегментах треба купити.

Бувають години, в які через похибку в прогнозуванні, ми відхиляємось, але загальний обсяг придбаної нами на РДН електроенергії для компенсації втрат складає близько 85%. Решту (близько 15%) – придбаваємо за двосторонніми договорами. При цьому в цих двосторонніх договорах ціни зазвичай нижчі, ніж на РДН.

Якщо ми не придбали якийсь обсяг на РДН, то частину намагаємося докупити на ВДР – це близько 1%, і, нажаль, як і у всіх учасників ринку, через похибку в прогнозуванні у нас також бувають небаланси (близько 1-2% обсягу).

Якби не було вимоги про 80%, ви б купували стільки ж на РДН, чи більше перейшли на РДД?

Ми б зробили відповідний аналіз пропозицій. Оскільки наші обсяги є достатньо великими, гадаю, ми б змогли придбавати їх за ціною, яка вигідніша ніж на РДН. Можливо, навіть за рахунок співпраці із такими великими виробниками як «Енергоатом», я думаю, що ми б їм, як споживач, були б цікаві.

Щоб купувати базове навантаження?

Так, а решту, мабуть, докуповували б на РДН або на ВДР.

Виходить, якби не було мережевих компаній на РДН, то обсяг попиту (торгів) ще б більше впав?

Не виключено, що така проблема могла би бути. Як ви бачите, кожного дня, навіть зараз на РДН пропозиція значно перевищує попит, і це також є проблемою.

Якщо РДН не такий цікавий для гравців ринку, то він поступово втрачає функцію індикатора, адже треба щоб він був максимально насичений, щоб залишатися індикативом по ціні, як ви думаєте?

Звісно, що більша конкуренція в цьому сегменті, то він цікавіший і краще відображає реальне співвідношення попиту і пропозиції. Якщо з РДН виключити оператора системи передачі та операторів систем розподілу, це призведе до зниження попиту на ньому. В результаті «Гарантований покупець» буде реалізовувати там ще менше електроенергії, ніж зараз (інтерв’ю проходило 30 липня - ред.). Ці нерозпродані обсяги потраплять на балансуючий ринок, де перетворяться на небаланс та будуть оплачені з дисконтом у порівнянні з ціною РДН.

Відповідно «Гарантований покупець» недоотримає прибуток, і виставить всі ці недоотримані кошти, відповідно до ПСО, в рахунках для «Укренерго» за послугу із збільшення частки ВДЕ. (інтерв’ю проходило 30 липня, до того як КМУ змінив механізм ПСО Постановою № 694 від 5.08.2020р – ред.) Тобто ці рахунки, які сьогодні є і так завеликими, стануть ще більшими.

Взагалі основний принцип ринку полягає в тому, що кожен має виробляти лише те, що продано споживачу на ринку двосторонніх договорів, ринку на добу наперед та внутрішньодобовому ринку. А балансуючий ринок, має бути місцем покарання для тих, хто виробив або спожив поза торговим графіком.

Якби у нас всі виробляли лише те, що продано фактичному споживачу на РДД, РДН та ВДР, не було б ситуації, коли виробник («Енергоатом») продає певні обсяги електроенергії трейдеру («Гарантованому покупцю»), який потім не може їх перепродати на РДД, РДН та ВДР. В результаті ця електроенергія стабільно потрапляє на балансуючий ринок, адже «Енергоатом» фактично продав її трейдеру, а кінцевому споживачу її так і не встигли реалізувати. Зазначену ситуацію мають врегулювати зміни до ПСО. (КМУ ухвалив новий механізм ПСО Постановою № 694 від 5.08.2020 р. – ред.)

Зараз ми маємо циклічну проблему: постійний позитивний торговий небаланс, тобто електроенергії планується виробляти значно більше, ніж продано споживачу на РДД, РДН та ВДР. При цьому диспетчерам треба збалансувати систему (звести фізичний баланс), відповідно їм доводиться віддавати багато команд на розвантаження відповідно до пропозицій постачальників послуг з балансування, тобто ТЕС, ТЕЦ та ГЕС. І це в свою чергу призводить до того, що ці електростанції, незважаючи на те, що продали певний обсяг електроенергії споживачам, фактично не виробляють її (а перепродають чужу), тому у них (ТЕС і ТЕЦ) накопичуються запаси палива.

 

Про балансуючий ринок

Щодо балансуючого ринку. Вам боргують кошти постачальник «останньої надії», ДП «Регіональні електричні мережі», інші компанії, а ви боргуєте кошти постачальникам послуг з балансування. Як вирішити цю проблему?

Станом на 30.07.2020р, нарахування по дебіторській заборгованості за період з липня 2019 року по липень 2020 року складали 21,69 млрд. З них було сплачено 18,94 млрд, заборгованість перед «Укренерго» становить 2,75 млрд. грн, а заборгованість «Укренерго» — 4,61 млрд. грн.

Чому така різниця?

Іноді можна почути, що учасники ринку звинувачують нас в тому, що ми нібито якимось чином використовуємо кошти, зібрані з учасників ринку, і через це затримуємо сплату. Але це абсолютна неправда, оскільки на балансуючому ринку застосовуються рахунки із спеціальним режимом використання, з яких залучити кошти на будь-яку іншу діяльність просто неможливо. Ми використовуємо нульовий алгоритм розподілу, тобто гроші, зібрані з учасників сьогодні, виплачуються завтра в повному обсязі та пропорційно по самих старих боргах.

І тут найголовніше — пропорційність, яка запобігає дискримінації учасників ринку, кожному з яких ми сплачуємо відповідну частку до боргу. Зараз ми сплачуємо борги за другу декаду травня (інтервю проходило 30 липня — ред.). Тобто розрив — близько двох місяців і однієї декади. Він пов’язаний з тими боргами, про які ви запитували, це постачальник «останньої надії» та інші компанії, які не сплачують. І тут, нажаль, без державницького рішення щодо джерел фінансування для них, ця проблема не вирішиться.

Ми використовуємо усі можливості для отримання цих коштів, наприклад відкликаємо гроші, що надходять на рахунки боржників із спецрежимом використання, але це не врятовує ситуацію, адже надходження там незначні, борг поступово зростає, що призводить до збільшення касового розриву.

Але заборгованість учасників ринку — лише частина проблеми. Є ще дельта між нею та заборгованістю «Укренерго» перед учасниками ринку. Для того, щоб покривати її в Правилах ринку з самого початку (цей розділ не змінювався від початку роботи нового ринку), було передбачено так званий субрахунок UA-1 для розподілення залишкової вартості небалансів електричної енергії. Відповідно до п. 5.21.1 Правил ринку через цей субрахунок ми маємо збирати з представників навантаження або розподіляти між ними дельту, про яку ми говоримо.

Наразі НКРЕКП розглядає зміни до Правил ринку, відповідно до яких ця дельта може включатися до структури витрат тарифу на диспетчеризацію.

Звідки виникає ця дельта?

Справа в тому, що протягом однієї години диспетчери віддають постачальникам послуг з балансування команди як на завантаження, так і на розвантаження. Всі вони оплачуються Укренерго за ціною балансуючої енергії, яку пропонують самі постачальники послуг з балансування в межах механізму балансуючого ринку (при цьому пропозиції на завантаження ранжуються за зростанням ціни, а на розвантаження – за спаданням). А учасники ринку, небаланси яких врегульовуються за допомогою цієї балансуючої енергії, сплачують Укренерго за ці послуги балансування середню в годині ціну небалансу (IMSP), яка розраховується за спеціальною формулою, що міститься в Правилах ринку (п. 5.15.2.).

Різниця між коштами, що мають надійти до Укренерго, та коштами, що мають бути сплачені Укренерго учасникам ринку, як раз і створюється різницею у цінах балансуючої енергії та ціною небалансу, цє є дельта, про яку ми говоримо. І вона, відповідно, також має бути розподілена між представниками навантаження.

Яким чином «Укренерго» буде дофінансовувати цю дельту? Через субрахунок UA-1?

Так, в чинній редакції Правил ринку, було передбачено розподіляти ці кошти на представників навантаження через субрахунок надлишків небалансу електричної енергії UA-1, тобто на постачальників, які для споживача закуповують електроенергію.

Ви розіб’єте на кожного постачальника його частку?

Саме так. Так і було зроблено, ми ці розрахунки ретельно перевіряємо, враховуючі дані по кожній годині, в залежності від того, яке у кого було навантаження (споживання), відповідно ця дельта пропорційно і розподілялася.

Але ж ця дельта виникає постійно і за неї постійно треба виставляти рахунки постачальникам...

Відповідно до тих змін, які будуть розглядатися НКРЕКП, цю дельту планується покласти в наш тариф на диспетчеризацію. Для того, щоб уникнути непорозумінь, які виникають коли ми виставляємо рахунки, адже, виявилося, що деякі постачальники не закладали ці витрати при плануванні своєї фінансової діяльності.

Тобто, профіцит на балансуючому ринку викликає ще й таку проблему?

Для повноцінного аналізу треба подивитися, що було би, якби система працювала в умовах тривалого ринкового дефіциту та у більш менш збалансованому стані, і подивитися чи була б така сама ситуація, чи стала би вона дзеркальною, і тоді б, можливо, у нас лишалися якісь кошти. На разі, нажаль, маємо фінансовий дефіцит.

До яких price caps необхідно рухатися на балансуючому ринку, адже останні рішення НКРЕКП пом’якшують відповідальність за небаланси?

Якщо говорити про балансуючий ринок, як річ в собі, то це має бути ринок штрафів. Тобто price cap на розвантаження має бути близьким до нуля, на завантаження – як в початкових редакціях закону (мало бути 50 тис грн/МВт-год). Але, враховуючи що в нас є ПСО та ринковий профіцит, цими рішеннями регулятор намагається збалансувати ситуацію, щоб не сталося так, коли у нас за місяць роботи якесь підприємство стане банкрутом. Якби у нас був нульовий price cap, що би відбулося з «Енергоатомом» та «Гарантованим покупцем» через місяць?

Поки не буде повністю ринкового ціноутворення на всіх сегментах і поки є пільгові ціни для побутових споживачів це має за рахунок чогось компенсуватися. Регулятор якраз намагається збалансувати ситуацію.

 

Про ринок допоміжних послуг

На ринку допоміжних послуг кількість гравців зростає, компанії-оператори ТЕС і ГЕС сертифікують своє обладнання, а яка ситуація з ТЕЦ?

Наразі у нас є один представник цієї групи генерації (Харківська ТЕЦ-5 – ред.), вони також активно беруть участь у аукціонах на закупівлю доппослуг. Треба зазначити, що саме з їх приходом на ринок допоміжних послуг він став динамічнішим, оскільки до цього у нас було лише два гравці, а конкуренція — зовсім незначна. Поява третього учасника пожвавила ситуацію.

Хто ще окрім існуючих ТЕС, ТЕЦ та ГЕС може прийти на цей ринок?

По-перше, це можуть бути маневрові потужності, на будівництво яких планується оголосити відповідний конкурс. Також це можуть бути energy storages і споживачі, які можуть змінювати своє споживання під дією автоматики або за командою диспетчера. До карантину, ми активно працювали саме в цьому напрямку: провели декілька зустрічей із великими споживачами, аби розповісти їм про можливість участі в цьому ринку. Сподіваюсь після того, як карантин завершиться, ми цю роботу продовжимо і через певний час будемо мати таких гравців.

Це заводи?

Так, це можуть бути заводи або комбіновані системи, наприклад, мережа супермаркетів, яка має достатньо велику потужність споживання (холодильне обладнання тощо). Від того, що вони на 15-20 хвилин або на годину зменшать обсяг споживання, продукти в холодильних не встигнуть зіпсуватися, а споживач зможе надати послугу та заробити гроші. Водночас обов’язковою умовою для таких учасників є можливість надання послуги 1 МВт .

Умовно кажучи, «АТБ» має порахувати можливий час відключення своїх холодильників?

Так. Зрозуміло, що вимкнути холодильники на декілька годин поспіль вони не можуть, але можуть, наприклад, через годину, тобто мають можливість прийти на аукціон та надати послугу на зменшення навантаження протягом доби але через годину.

Треба всім працівникам дати команду вимкнути холодильники в певний час із розетки?

Ні, для цього має бути встановлено спеціальну автоматику, централізоване управління. При проходженні випробувань має надаватися певна телеметрія (інформація, яка увесь час автоматично надходить до оператора системи передачі), щоб ми могли визначити, чи якісно надана послуга.

Не всі споживачі можуть так просто вмикати або вимикати споживання?

Не всі, але в інших країнах, наприклад, так роблять із побутовими бойлерами. Для цього на них встановлюють пристрій, оснащений GSM-карткою або приєднаний до інтернету по Wi-Fi. Певну кількість бойлерів об’єднують у велику керовану автоматикою групу, так можна отримати послугу обсягом від 1 МВт.

Ця послуга буде зафіксована для «Укренерго»?

Звісно.

Цей пристрій дозволить її зафіксувати?

Пристрій дозволяє порахувати. Щоб мати кожну годину обсяг послуги 1 МВт, нам потрібно набрати певну кількість бойлерів, на яких встановлено пристрої, про які ми говорили. Потім має бути певний агрегатор (сервер), який отримуватиме від бойлерів інформацію про їх роботу. З цього агрегатора здійснюватиметься зв'язок із нашим центральним регулятором.

Ви сертифікуєте всі ці бойлери та агрегатор?

Необхідно буде підтвердити, що він із заданою швидкістю набирає потужність. Для цього треба провести випробування для сертифікації тощо. Після сертифікації власнику агрегатора треба буде укласти договір про участь у ринку допоміжних послуг, і він зможе приходити на аукціони.

Напевно, таке ж можна робити з електромобілями?

Технологія vehicle to grid це передбачає, але тут є складності. В години, коли у нас вечірній максимум (між 20:00та 22:00 годиною) навантаження і енергосистема потребує, щоб виробництво електроенергії швидко збільшувалося (а відповідно і надавачі доппослуг або зменшували споживання, або збільшували виробіток), люди зазвичай їдуть або вже приїхали з роботи і ставлять автомобіль заряджатися (споживати).

Так само і на ранковий максимум (між 8:00 та 10:00) – люди приїхали на роботу і поставили свій автомобіль на зарядку. Це складний випадок, тому нам потрібна буде набагато більша кількість автомобілів, або ж вони не завжди зможуть брати участь у рику доппослуг.

Якщо це запровадити, люди в Україні будуть намагатися використати свій електромобіль для таких цілей…

Гадаю, зараз ми маємо цікавий випадок. Під час карантину через пандемію COVID-19 багато людей працюють віддалено, на багатьох підприємствах діють змінні графіки роботи. Тобто далеко не всі працюють саме з 9:00 до 18:00. Багато хто можете приїхати додому пізніше або раніше. Тому, можливо, з часом піки споживання можуть поступово зміщатися, і в результаті ми не матимемо, як зараз двох характерних піків споживання (ранковий та вечірній).

Чи є конкуренція на ринку допоміжних послуг в розрізі кожного типу послуги?

По різним послугам є свої особливості. Наприклад, щодо первинного регулювання – жодна ГЕС не сертифікована, оскільки це не властивий для них вид регулювання. ГЕС технологічно складно в цьому брати участь, тому вони на цей сегмент ринку відповідно не виходили. ТЕЦ можуть брати участь і згаданий сертифікований учасник ринку систематично це підтверджує, він приходить на аукціони і певний обсяг первинного регулювання нам продає. Тобто на первинному присутні – ТЕЦ і ТЕС.

На разі ми знаємо про зацікавленість «Енергоатому» щодо участі у первинному регулюванні. Це незначні обсяги відносно встановленої потужності (приблизно 2-5%), але підкреслю, що це не означає, що АЕС можна маневрувати.

Щодо автоматичного вторинного регулювання — тут всі беруть участь. Великі переваги мають ГЕС, адже їм достатньо легко пустити гідроагрегат, який не працює, це не потребує багато часу. На цьому сегменті присутні ГЕС, ТЕС та ТЕЦ, так само всі присутні на ручному вторинному регулюванні.

Який тип регулювання мають надавати storages?

Технологічно вони можуть брати участь у всіх видах регулювання. Я думаю, що вони з’являться на тих сегментах, які будуть більш дефіцитними, щоб гарантовано себе окупити. Наразі – це первинне та автоматичне вторинне регулювання.

Також для активнішого залучення учасників ринку ми подавали до НКРЕКП свої пропозиції щодо градації вартості цих видів резервів. Наразі для всіх видів регулювання ця вартість приблизно однакова, ми вважаємо, що автоматичні резерви мають коштувати дорожче, адже їх складніше надавати. Таку саму позицію підтвердили консультанти з Energy Security Project агентства USAID.

Тоді проект storage стане більш економічно привабливим?

В тому числі.

Ряд компаній в Україні вже заявили про наміри збудувати storage. Наприклад, ДТЕК планує 1 МВт…

Так вони приходили до нас консультуватися стосовно вимог для сертифікації storages. Але ж справа в тому, що послуга має бути сертифікована від 1 МВт, а не просто встановленою потужністю 1 МВт. Я думаю, вони це врахують і їх система накопичення буде трохи більшої потужності або ж вона буде синхронізована з іншою генерацією що надає допоміжні послуги, щоб сумарний обсяг послуги був більше за 1 МВт.

 

Про аукціони з продажу міждержавного перетину

Щодо аукціонів з продажу міждержавного перетину. Ми спостерігаємо, що на західному кордоні (Острів Бурштиньскої ТЕС) йде активно торгівля, викуповують перетин, в той же час російський та білоруський кордон – нікому не потрібен.

Чому? В липні у нас відбувся перший експорт в Білорусь.

В цілому є конкуренція за міждержавний перетин?

Так. По напрямку Острову БуТЕС конкуренція є, а от на перетинах з Білоруссю, та Росією ні. Така ситуація пояснюється рішеннями уряду, які ми виконуємо. Якщо дивитися виключно з ринкової точки зору, то конкуренція – це завжди добре.

Як рухається процес створення спільних аукціонів з країнами-членами ENTSO-E?

НКРЕКП було затверджено порядок, відповідно до якого було розроблено технічне завдання на нову електронну аукціонну платформу, яка дозволить проводити спільні аукціони. Крім того, потрібна низка змін до іншого законодавства, зокрема, щодо валютного регулювання. Це необхідне для того, щоб гравці з європейських ринків могли приходити на наші аукціони, і для того, щоб, коли ми будемо розподіляти кошти між українським і європейськими ОСП, не було втрат при конвертації валюти. Під час спільних аукціонів перетин купується у одного оператора, який потім ділить кошти навпіл – між собою та сусіднім оператором.

 

Про механізм покладання спеціальних обов’язків

Як, на вашу думку, краще змінити ПСО, щоб зменшити профіцит?

В будь якому випадку ПСО має бути реалізоване таким чином, щоб не було на ринку гравця, який не несе відповідальності за те, що він неефективно виконує або не здійснює покладені на нього функції. Повертаючись до розмови, що кожен має виробляти лише те, що продав, якщо ми подивимося на сьогоднішню ситуацію, то побачимо, що «Енергоатом» продав електроенергію «Гарантованому покупцю», а він її не реалізував на інших сегментах ринку і вона «вилетіла» на балансуючий ринок. Це створює фінансові та інші складності. Тому, на мою думку, для того, щоб механізм ПСО ефективно працював, «Енергоатом» має розпоряджатися власною електроенергією. Яким чином буде вирішено постачання та цінова стабільність для населення або зміна цієї ціни – питання до уряду. Стосовно «Гарантованого покупця», хочу зазначити, що це, по суті, лише функція, тому логічно, що його задачею було придбавати та продавати в повному обсязі електроенергію, вироблену з ВДЕ.

На ваш погляд, «Енергоатом» має бути максимально самостійним в продажі своєї електроенергії?

Звісно, якщо учасник ринку відповідає за обсяг проданої електроенергії, тоді, якщо він її не продав, має зменшувати свою потужність. Це буде логічно. Які обмеження встановити для «Енергоатому», треба дивитися, але компанія, яка виробляє більше 50% електроенергії, повинна мати доступ до всіх сегментів ринку.

Дмитро Сидоров, Віталій Корнієнко