Олег Ларіонов: Теплова генерація на європейських біржах конкурує здебільшого паливною складовою

Олег Ларіонов: Теплова генерація на європейських біржах конкурує здебільшого паливною складовою

Запровадження нової моделі ринку електроенергії створило виклики та надало нові можливості для багатьох учасників ринку, зокрема і для теплової генерації. Компанія «Донбасенерго» для роботи в нових умовах сформувала окремий трейдинговий підрозділ, активно почала працювати на різних сегментах ринку та готується надавати допоміжні послуг. Крім того, «Донбасенерго» вдалося на половину відмовитися від закупівлі імпортного антрациту.

Пропозиції щодо коригування ситуації на балансуючому ринку, запровадження ринку потужності, а також про ставлення «Донбасенерго» до імпорту електроенергії читайте в інтерв’ю комерційного директора компанії Олега Ларіонова агентству ExPro.

Що ви можете в цілому сказати про старт нового ринку та перші 8 місяців його роботи?

До початку роботи на ринку ми готувались за два роки. Для цього створили спеціальний трейдинговий підрозділ, який займається операціями купівлі-продажу, торгівлею на усіх сегментах.

Ми дуже хотіли, щоб був ринок, а не нове цінове регулювання. Увійшли у ринок добре, за перші місяці отримали позитивні результати, компанія цей період відпрацювала з прибутками. А потім настала тепла осінь, зима, зменшення споживання, незбалансованість, а якщо певніше — надлишок потужностей атомної базової генерації. Це призвело до просідання ціни, і всі компанії теплової генерації, включаючи ТЕЦ, почали працювати у збиток. У січні ситуація трохи змінилася після того, як регулятор зобов’язав операторів систем розподілу купувати втрати на ринку «на добу наперед», трохи змінив ПСО та збільшив долю гідрогенерації. Це дало свій результат, і ціна пішла в гору до економічно обґрунтованого рівня.

Маніпуляції, які відбувалися з 20 січня і до середини лютого, знову змусили всю теплову генерацію працювати зі збитками. З 1 березня, після прийняття змін до Правил ринку, ціни знову більш-менш стабілізувалися. Ми розуміємо, що, по-перше, рішення НКРЕКП стабілізували ціну, а, по-друге, реальний попит повернуся на рівень жовтня-вересня 2019 р. саме по профілю. Перекоси й маніпуляції були саме у січні - лютому.

Ви сказали «попит по профілю», що ви маєте на увазі?

На РДН вночі та вдень приблизно однаковий профіль споживання електроенергії. Загалом по Україні ранковий та вечірній піки яскраво виражені, але на РДН — приблизно базовий профіль. Коли були маніпуляції на ринку, то вночі споживання провалювалось на 4-5 ГВт, зараз цей попит повернувся, і споживання вирівнялось.

І ціни тоді провалювались, коли були маніпуляції?

Звичайно. А суть маніпуляцій у чому? Я не приходжу, не купую, провалюю ціну і потім купую електроенергію за ціною РДН мінус 30% (на балансуючому ринку – ред.). Другий вид маніпуляції: я роблю заявку по 10 грн/МВт-год, викидаю не існуючий об’єм, провалюю ціну на ринку і знову ж таки купую на балансуючому ринку по ціні – 30% від РДН. Ось суть двох механізмів маніпуляції — не прийти або подати дешеву заявку на неіснуючі обсяги електроенергії.

Зараз такі можливості забрали, але регулятор дає нові пропозиції щодо формування price cap та ціни з 1 квітня (на балансуючому ринку – ред.).

Перенесення восьмої години ранку в період максимального навантаження позитивно вплинуло на ціну?

Вплив цього часу на середню ціну — мінімальний. По-перше, це лише одна година, а, по-друге, ціна піднялась загалом приблизно на 10 грн/МВт-год на РДН, тобто це не суттєво. Але ця година була дефіцитною. Я та мої колеги ще в червні 2019 р. під час прийняття Правил виступали в НКРЕКП і казали, що восьма година дефіцитна, як і 24-та також.

Теплова генерація при нинішніх price caps на РДН та ВДР працює вночі на технічному мінімумі 

А тепер стало краще?

Так, звичайно. Тепер вона так само профіцитна, як і у денні години. Звідки береться дефіцит вночі, про який усі казали на початку нашого шляху? Ціна у 959 грн/МВт-год, яка обмежена нічним price cap, не покриває паливну складову ТЕС, тобто, працювати вночі – це апріорі генерувати у збиток. Оскільки теплова генерація має свою специфіку, вона не може розвантажитися до «нуля», і кожен день піднімати блоки досить проблематично, тому всі компанії — оператори ТЕС заявляли технічний мінімум, на якому можна було пройти ніч. І ми так робили. Всю іншу потужність ми виставляли вдень тому, що по іншому економічно не доцільно працювати.

Який у вас технічний мінімум?

260 МВт — технічний мінімум Слов’янської ТЕС, максимальна потужність у відпуску близько 720 МВт.

Скількома блоками працює станція?

У нас один блок, два корпуси – загалом встановлена потужність Слов’янської ТЕС складає 880 МВт, а номінальна - 800 МВт.

260 МВт ви тримали вночі?

260 МВт — це мінімум, так. Зазначу, що кожну ніч нам давали команду на завантаження чи на підйом другого корпусу, але це вже окрема тема. Це мінімізувало наші збитки і, відповідно, те, що ми заробляли вдень, перекривало нічні збитки.

Вдень теж є свої труднощі: в денні години при пуску теплового блоку питомі затрати зростають за рахунок пускових витрат природного газу, які за старого ринку покривалися відповідним платежем.

Якщо підняти нічні price caps на рівень окупності теплової генерації по паливній складовій…

Хоча б так, щоб ми (теплова генерація) змогли конкурувати один з одним паливною складовою.

А це скільки?

Це приблизно 1-1,1 грн/кВт-год. А якщо включити в ціну питомі постійні затрати, тоді буде сенс зробити конкуренцію.

У вас є газо-мазутні блоки?

Ні.

Два корпуси працюють виключно на антрациті?

У свій час ми працювали на імпортному антрациті, потім спробували перехід на вугілля марки «Г». Як у наших колег з «Центренерго» та ДТЕК, у класичному вигляді такий перехід зробити не можна, оскільки є технічні проблеми.

У 70-ті роки наш енергоблок був технічним ноу-хау. На Слов’янській ТЕС є окремий пилозавод для приготування та подачі пилу. Вугільний пил йде до котлів по окремих трубах. На блоках інших ТЕС пил виробляється безпосередньо під котлом, тобто у колег (ДТЕК та «Центренерго» - ред.) тракти подачі пилу мінімальні, а у нас – це біля 800 метрів труб, які йдуть до котла. Оскільки газова група вугілля дуже вибухонебезпечна, то є певні моменти щодо пожежної безпеки і для подачі марки Г треба ретельно готуватися.

На сьогодні ми вже дійшли до використання 55% вугілля вітчизняної марки «Г», всі інше — це імпортний антрацит. Поки переобладнати блок на 100% використання газової групи ми не можемо.

Які ваші пропозиції щодо роботи балансуючого ринку?

По балансуючому ринку, не секрет, що зміни в правила, які прийняв регулятор наприкінці листопада, призвели до напівманіпулятивних дій на ринку. Ці ж правила обговорювалися ще у вересні, а прийняли їх тільки 26 листопада. В обговореннях я особисто приймав участь і відстоював позицію необхідності прийняття одразу двох цін на небаланси. Якщо ти схибив, тебе треба покарати. Розмір покарання — це вже інше питання. Але, якщо ти помилився, ти повинен у будь-якому випадку мати втрати.

Що ми отримали натомість? Як ти допомагаєш енергосистемі, якщо ти знаєш, що вночі профіцит, і ти спеціально не купуєш і отримуєш дешевше? Це ти не допомагаєш – це ти спекулюєш. І позиція «Донбасенерго» з цього питання принципова!

Але регулятор прийняв рішення про нові ціни на балансуючому ринку, які почали діяти з 1 березня 2020 р.

Балансуючий ринок має бути ринком штрафних санкцій

Ці зміни, на вашу думку, правильні?

Вони правильні, але, наша думка така, що балансуючий ринок має бути ринком штрафних санкцій. І ми, якщо не виробимо, не зможемо підняти корпус, також будемо сплачувати. Це справедливо, але коли ніхто не сплачує, а нас смикають кожен день, а в останній час, наприклад, у лютому доходило до 300 команд диспетчера «Укренерго» на добу різним видам генерації, у тому числі й нам. А до цього було по 5-6 команд. Це не нормальна ситуація.

Ціни на балансуючому ринку могли бути ще більш жорсткіші?

Так, наша пропозиція була наступна: у випадку надмірного споживання ціна для купівлі небалансу мала застосовуватися на рівні гранична ціна на РДН в цю годину + 15%, а при недоспоживанні та продажу небалансу – ціна мала становити -60% від середньої ціни на РДН в цю годину.

Тобто, щоб ціни могли ще більше коливатися?

Так, але поки цього не буде. Регулятор пояснює, що високі ціни для купівлі небалансу і низькі для його продажу можуть боляче вдарити по постачальникам універсальних послуг. Тому за результатами нових правил необхідно спостерігати. Через півроку можливо їх необхідно буде зробити більш жорсткими.

Всі розуміють, що балансуючий ринок не повинен бути ринком, а в Україні, на жаль, він ним став.

Що ви можете сказати щодо ринку допоміжних послуг? Компанія буде в ньому приймати участь?

Так, ми зараз працюємо над цим питанням. Через воєнні дії ми не встигли провести остаточну реконструкцію блоку, і зараз можливості забезпечувати первинне та частково вторинне регулювання у нас немає. Щодо частини вторинного та третинного регулювання — зараз готуємо документи для сертифікації.

«Оператор ринку» пропонує на РДН та ВДР ввести неттінг, взаємозалік розрахунків. Чи підтримує «Донбасенерго» таку ініціативу?

Неттінг дозволить оптимізувати фінансові потоки, тому принципово ми це підтримуємо. Навіщо кошти задарма ганяти?

Але є питання: якщо неттінг застосовувати на РДН і ВДР, то варто його запровадити і на балансуючому ринку.

Що ви можете сказати про торгівлю на біржових майданчиках?

У нас є договір з «Українською енергетичною біржою». Ми декілька разів з ними обговорювали питання продажів. Нам потрібні продажі на півроку, на рік вперед, а маємо збут лише на добу наперед. Нас, як компанію, така ситуація не влаштовує, адже ми маємо складати плани щодо закупівлі того ж вугілля на довготривалій основі. Як сформувати ціну на вугілля, якщо ви не знаєте, яка буде ціна на електроенергію?

Тому ми хотіли вийти з пропозицією довгострокових контрактів, але на падаючому ринку в цьому не було сенсу. Ми плануємо з 1 квітня, коли регулятор прийме всі правила, і ми будемо розуміти їх, вийти з власними пропозиціями, наприклад, до кінця поточного року або до кінця фінансового року (до 1 березня 2021р).

Чи займається ваш трейдинговий підрозділ експортом та імпортом електроенергії?

Так.

Присутність імпорту е/е в ОЕС України, він б'є по вугільній генерації?

Наша позиція щодо імпорту/експорту наступна: по-перше, експорт/імпорт має бути; по-друге, коли білоруси та росіяни нам кажуть: «Ми вам продаємо, а ви нам – ні», я вважаю, що це не коректно. На мою думку, якщо у нас буде профіцитна ніч – нехай вони купують у нас вночі, якщо у нас дефіцитний день – ласкаво просимо. Це було б справедливо!

Ми можемо постачати нашу «нічну» профіцитну електроенергію в Росію та Білорусь?

Там складаються для цього ринкові умови? Звичайно. А як працює Бурштинський острів? Вночі ми експортуємо туди, вдень – імпортуємо в острів, тими ж мережами.

Імпорт е/е в ОЕС України з Білорусі та Росії був би виправданий, якби наші компанії могли вільно експортувати туди електроенергію

Просто в Росії є монополіст «Інтер РАО», в Білорусі – «Беленерго»…

Фізично – ми можемо, але політично – наші сусіди не хочуть. Більш того, білоруси не дають можливості здійснювати транзит електроенергії в країни, які входять в Nord Pool. Фізично ми можемо продавати електроенергію в Литву транзитом через Білорусь, але нам цього не дають зробити. Наприклад, вночі Україна могла б продавати зайву електроенергію «Енергоатома».

Тобто імпорт в ОЕС був би виправданий, якби були вільні кордони для наших поставок в Росію або Білорусь?

Так, це було б справедливо. Тим паче, коли імпортер, придбавши певний обсяг, розуміє, що він має в будь-якому випадку продати, бо інакше він випаде на балансуючий ринок. Тоді він починає пропонувати електроенергію по дуже низькій ціні. Таким чином, він збиває ціну, оскільки вимушений продати весь свій графік, адже якщо він цього не зробить, то буде ще болючіше.

Також варто враховувати, що ми маємо дуже спотворений ринок. На наш погляд, щоб все було коректно, треба запроваджувати фінансове ПСО, щоб всі учасники ринку продавали, а потім ті лишки, які утворяться, направляли на потреби ПСО. Зараз у нас товарне ПСО, товар забирають і намагаються щось з цим робити, коли вдало, коли ні.

На сьогодні у нас, з урахуванням попиту, є профіцит атомної генерації на рівні 1-2 ГВт. Якби «Енергоатом» був вільним гравцем, він міг би продавати ці обсяги за прямими договорами або більше на РДН. Він міг би обрати, що йому краще – зупинити два блоки і продавати дорожче, або працювати і продавати більший обсяг, але за нижчою ціною. А на сьогодні що виходить – він працює, йому байдуже, він не учасник балансування, а ви, шановна теплова генерація, працюйте як хочете – завантажуйтеся, розвантажуйтеся. Це не правильно!

Було б розумно частину відпуску «Енергоатома» дозволити продавати на двосторонніх договорах?

Так. Його треба відпустити і забирати надлишки коштів.

Чи підтримує компанія інтеграцію в ENTSO-E?

Компанія підтримує такий напрям, але є одне «але». Ми провели аналіз і наголошуємо на тому, що практично в усіх країнах Європи існує ринок допоміжних послуг або ринок потужності.

В Європі (зокрема, в Угорщині, Словаччині, Польщі) біржова ціна виробників не включає доходів генерації від інших механізмів фінансування, які покривають частину її постійних витрат. У той час як в Україні біржа є єдиним джерелом надходження коштів для генерації. Вартість електроенергії, що відпускається виробниками суміжних з Україною країн, у середньому на 40 коп.-кВтг вище біржових цін у цих країнах за рахунок отримання генерацією додаткових платежів.

В ЄС умовно постійні затрати теплової генерації можуть покриватися шляхом надання допоміжних послуг. Виходить, що коли європейські компанії-оператори ТЕС виставляють свою електроенергію на біржі, вони конкурують лише паливною складовою, всі інші умовно постійні витрати у них покриті за рахунок продажів за довгостроковими контрактами на електроенергію, плати за потужність, яку вони постійно отримують, або з продажу допоміжних послуг.

Якщо ж від нашої сьогоднішньої собівартості, умовно 1,4 грн/кВт-год, відняти постійні витрати у розмірі 40 коп./кВт-год, ми також зможемо продавати по гривні і конкурувати з європейцями. А коли говорять, що біржа у Словаччині – це гривня за кВт-год, і в українській тепловій генерації має бути та ж гривня… Такий підхід до формування ціни на РСВ є не коректним.

Нам потрібен ринок потужності або розвинутий ринок допоміжних послуг?

Нам потрібно запровадити обидва цих механізми. На рівні регулятора та парламентського комітету розмови на цю тему ведуться, але необхідні зміни на законодавчому рівні.

Що ви скажете про плату за викиди вуглекислого газу, як перешкоду для інтеграції нашої теплової генерації в європейський ринок?

Для того, щоб зменшити викиди вуглекислого газу до мінімуму, ми підписали контракт на суму $684 млн з китайською компанією Dongfang Electric Corporation (м. Ченду, провінція Сичуань) на будівництво на Слов’янській ТЕС двох нових енергоблоків, 330 МВт кожний. Мета цього безпрецедентного для України проекту — підвищити ефективність роботи станції, продовжити ресурс її використання на 40 років, знизити залежність від антрациту — спалювати низькосортне вугілля, який доступний нам на підконтрольній Україні території, і генерувати «чисту» електроенергію згідно європейським екологічним стандартам. Це також нові робочі місця, додаткові надходження до бюджетів різних рівнів. Впевнений, цей проект сприятиме відродженню Донбасу!

Дмитро Сидоров, Віталій Корнієнко