fbpx
Публикации

Рынок электроэнергии, «зеленый бум» и российский импорт: что произошло в электроэнергетике за год и что будет дальше

13.01.2020

В 2019 году электроэнергетика в Украине начала жить по новым правилам – появился рынок. Пусть и с ограничениями, он работает уже больше 6 месяцев.

Старт нового рынка позволил начать импорт электроэнергии, отменив регуляторные ограничения, а законодательные инициативы главы профильного комитета ВР Андрея Геруса добавили в круг поставщиков Россию. Это решение вызвало много споров и к концу года импорт из РФ снова ограничили. Но осадок у отдельных игроков рынка остался.

Запомнится год и «зеленым бумом» — мощность альтернативной генерации выросла почти втрое. И это плохая новость для украинского бюджета, поскольку денег на выплаты по «зеленому» тарифу скоро не будет хватать.

Есть и технические проблемы. В стране теперь производится больше электроэнергии, чем потребляется. Для поддержания баланса в энергосистеме «Укрэнерго» ограничивает выработку на атомных, тепловых, гидроэлектростанциях, и даже на самих ВЭС и СЭС.

Вместе с экспертами OilPoint проанализировал ключевые события в электроэнергетике за прошедший год и обсудил, что нас ждет в ближайшем будущем.

Рынок электроэнергии

Без преувеличения главным событием 2019 года в энергетике стал запуск нового рынка электроэнергии.

Он подразумевает отказ от продаж электроэнергии через посредника в лице ГП “Энергорынок”, и переход к так называемому свободному рынку, который живет по правилам прямых договорных отношений между производителями тока и потребителями.

Вплоть до начала работы «прямых договоров» у участников рынка были опасения касательно возможного роста цен, звучали предложения отложить старт на несколько месяцев, а то и лет.

Но реформу запустили вовремя – 1 июля, в соответствии с требованиями закона 2017 года «О рынке электроэнергии».

Скачок цен действительно произошел — в первый месяц электроэнергия для промышленности подорожала примерно на 20%. Но со временем «пожар» удалось локализовать, цены даже опустились ниже «дорыночных».

За счет чего удалось это сделать? Изначально помогли тарифные ограничения и угрозы штрафов за нарушения конкуренции. Проблема в том, что подобное регулирование не является рыночным механизмом. Поэтому планировалось, что прайскепы (ограничители цен – Ред.) со временем будут отменены.

«Мы стоим перед выбором модели развития нового рынка. Сейчас он работает в переходном периоде, так называемом «Safemode», когда сохраняется возможность регулятора влиять на цены, а правительства – перераспределять доход госпредприятий для субсидирования населения и «зеленки», — отмечает информированный источник OilPoint в сфере электроэнергетики.

По его словам, такие ограничения продолжат действовать до апреля, после чего возможны два варианта – либерализация либо сохранение регулирования.

Есть и другая проблема. Основной производитель электроэнергии – «Энергоатом» (более 50% генерации в стране – Ред.) – практически не участвует в торгах на свободном рынке. Компания обязана продавать 90% выработки атомных станций госпредприятию «Гарантированный покупатель» по фиксированным ценам.

«ГП» в свою очередь продает электроэнергию так называемым поставщикам универсальных услуг для обеспечения потребностей населения – по ценам еще ниже стоимости покупки у «Энергоатома».

Таким образом, власть перестраховалась от рисков резких скачков тарифа на электричество для своего электората, чьи голоса пригодятся на грядущих местных выборах. Но у этой медали есть обратная сторона: самая дешевая в стране электроэнергия “Энергоатома” просто «не доходит» до свободного рынка, то есть — до промышленных и коммерческих предприятий страны.

Свято место пусто не бывает: отсутствие коммерческих предложений электроэнергии от атомщиков привело к тому, что доминирующее положение на свободном рынке получила тепловая генерация, а в этом секторе гегемоном является «ДТЭК» Рината Ахметова.

Российский импорт

Вторым важным событием этого года стали законодательные корректировки, получившие в прессе название «правки Геруса». Речь идет о нормативных изменениях, после которых стал возможным импорт электроэнергии из России и Беларуси по двусторонним договорам.

Парламент поддержал поправку на голосовании 18 сентября 2019 года, а уже с 1 октября российскую электроэнергию начала импортировать компания Юнайтед Энерджи, связанная с Игорем Коломойским.

Это дало возможность критикам власти с новой силой заговорить о том, что новая команда работает в интересах лидера группы «Приват». Но Герус свою инициативу объяснял необходимостью «повышения конкуренции на рынке и борьбой с монополией «ДТЭК».

Сечения для импорта в октябре также выкупили компании «Де Трейдинг» владельца «Донбассэнерго» Максима Ефимова, «Эру Трейдинг» Ярослава Мудрого и Дейла Пери, «ТАС Энергия» Сергея Тигипко и «Д Трейдинг», входящее в «ДТЭК» Рината Ахметова.

Уместно напомнить, что новый рынок работает в нескольких сегментах. Купить электричество можно на рынке «на сутки вперед», на внутрисуточном рынке и по двухсторонним договорам, рассчитанным на долгосрочные поставки.

Существует также балансирующий рынок — для покупателей, которые не смогли приобрести энергию на других площадках. Почему важны эти технические детали? Потому что импорт российского электричества был возможен с момента запуска рынка, но только «на сутки вперед».

Белорусская э/э начала продаваться на этом сегменте еще в июле, но российских поставок до принятия правки не было. Это связано с тем, что крупные промышленники, как правило, заключают именно двухсторонние контракты — по ним покупается больше половины потребляемого электричества.

Аналитик в сфере энергетики Евгения Нестеренко отмечает, что с точки зрения энергетической безопасности – разрешение импорта электроэнергии из РФ было спорным решением. Но благодаря этому, по ее словам, конкуренция на рынке действительно выросла.

Запрет на продажу российской электроэнергии снова начал действовать 25 декабря. Закон, подписанный президентом Владимиром Зеленским, запрещает ее поставки как на «внутрисуточный рынок», так и по двусторонним договорам. При этом осталась возможность для импорта на рынок «на сутки вперед».

Но это еще не все сюрпризы. Власть оставила себе другую возможность для маневра: при необходимости, ограничение может снять Кабмин. Это предусмотрено на случай чрезвычайных ситуаций в ОЭС.

Благодаря импорту значительно уменьшился дефицит предложения в ОЭС Украины, также это стало одной из причин резкого падения цен на рынке «на сутки вперед» (средневзвешенная цена за октябрь – 1533,16 грн за МВт-ч, за ноябрь – 1320,35грн за МВт-час).

При том, что импорт из России ограничен, электроэнергия из Беларуси все еще доступна и ее поставки будут расти.

«Должна быть запущена БелАЭС, ведутся переговоры о строительстве межгосударственных ЛЭП и вставок постоянного тока на границе между странами», — говорит эксперт.

На снижение цен повлияла и теплая погода. Из-за аномально высокой для конца осени и начала зимы температуры, объем потребления оказался существенно ниже расчетного. Электроэнергии на рынке оказалось гораздо больше, чем нужно, и она начала терять свою ценность.

В прямом смысле этого слова. Так, за последний месяц, стоимость электроэнергии на рынке «на сутки вперед» несколько раз обновила исторический минимум, дойдя 8 декабря до 758 грн за МВт-час. При том, что еще в сентябре цены на РДН колебались около 1600 гривен за МВт-час.

Рост мощностей ВИЭ

По расчетам Минэкоэнерго, за 2019 год установленная мощность объектов возобновляемой энергии выросла в 2,7 раза – с 2,1 ГВт до 5,7 ГВт. Теперь около 4% электроэнергии в Украине производится из возобновляемых источников, без учета доли больших ГЭС.

В этом году мощность ВИЭ вырастет до 7,7 ГВт, учитывая лишь станции, которым уже установили «зеленый» тариф. Процент потребления альтернативной энергии при этом поднимется почти до 7% в общем балансе производства электричества страны.

Ожидаемый резкий рост выработки энергии ВИЭ влечет за собой две главные проблемы. Первая — безразмерные величины «зеленых» тарифов, из-за чего уже в 2020 году «Гарантированному покупателю» может не хватить 13,5 млрд гривен для погашения всех обязательств перед производителями.

Тут власть пытается работать на опережение: Минэкоэнерго либерально предлагает снизить тариф, но продлить срок его действия. Вариант НКРЭ более радикальный — снижение выплат и возможность выкупа государством объектов ВИЭ по цене затрат на реализацию проектов. Какое решение будет принято – пока не ясно.

Эксперт по вопросам энергетики Наталия Слободян предлагает обратиться к опыту других стран. Например, в Польше потребители обязаны покупать определенное количество «зеленой» энергии, она автоматически включается в счета. Из этих средств оплачивается часть «зеленого» тарифа.

Есть еще “чешский путь” урегулирования – пересмотр программы выплат уже построенным объектам ВИЭ после завершения периода окупаемости инвестиций. Когда проект выходит на чистую прибыль, по договоренности между государством и инвестором выплаты снижаются.

«Зеленый» тариф могут и вовсе отменить. В последнюю пятницу 2019 года 49 народных депутатов обратились в Конституционный суд с требованием признать антиконституционным закон «Об альтернативных источниках энергии».

Нардепы утверждают, что при его принятии Верховная Рада превысила свои полномочия, поскольку решения о подобных финансовых расходах утверждает Кабмин.

Вторая проблема ВИЭ – резкие перепады выработки: никто не может сказать, сколько дней в году будет светить солнце и дуть ветер. При этом производители «зеленой» электроэнергии не несут ответственности за небалансы, вызванные неточностью прогнозов собственной генерации.

«В определенные периоды объекты генерации предварительно заявляют о готовности выдавать в систему на 30% и больше от реального потребления производства по факту. Нужно повышать точность прогнозирования для солнечной и ветровой генерации, а также постепенно вводить ответственность за небаланс»,- говорит Слободян.

Баланс в энергосистеме необходимо поддерживать в реальном времени, чтобы объем выработки электроэнергии соответствовал спросу. Неточность прогнозов в данном случае усложняет работу диспетчера.

Сегодня уже существуют технические возможности для более точного прогнозирования выработки из ВИЭ, отклонения могут колебаться в пределах 5%. Введение ответственности за небалансы должно стимулировать производителей внедрять такие системы на собственных станциях.

У роста мощностей ВИЭ есть и побочный эффект. Сегодня в Украине производится больше  электроэнергии, чем потребляется. Следовательно, часть генерации становится невостребованной.

«Если какого-то вида генерации становится больше, а спрос при этом не растет, а даже падает – выработки из других ресурсов должно становится меньше. В нашей ситуации будет уменьшаться доля тепловой генерации», — отмечает эксперт, пожелавший остаться анонимным.

«Уже весной 2020 года мы можем прийти к абсолютно новому режиму работы энергосистемы, когда в отдельные часы солнечная, ветровая, атомная и гидроэнергетика будут покрывать все внутреннее потребление», — добавил он.

При этом ограничения выработки коснутся и других сегментов генерации, в первую очередь – атомной. Ограничения затрагивают и сами станции ВИЭ, но для них это не будет критичным – сегодняшнее законодательство предусматривает полный объем выплат даже за не отпущенную в сеть электроэнергию.

Переизбыток выработки в энергосистеме

Из-за всех описанных факторов — начавшегося импорта, собственной перевыработки и высокой температуры — уже в начале осени энергосистема была перегружена генерирующими мощностями на 2 ГВт.

Для разгрузки системы, главный диспетчер “Укрэнерго” в ночь с 4 на 5 ноября начал принудительно ограничивать выработку ветроэлектростанций на 300-400 МВт. Спустя несколько дней это коснулось и атомной генерации — только вышедший из ремонта блок Хмельницкой АЭС некоторое время удерживали на пониженной мощности.

В конце года ситуация повторилась снова — на этот раз даже при отсутствующем импорте профицит в ОЭС в ночь с 21 на 22 декабря доходил уже до 3 ГВт. И это при отсутствующем импорте.

Поэтому мощность атомной генерации пришлось не только ограничивать, но и снижать. 4 блока на Запорожской, Ровненской и Южно-Украинской АЭС разгрузили суммарно на 400 МВт. Продолжились и ограничения ВИЭ.

Как неоднократно заявляли в «Укрэнерго», в этом году нас ожидают еще большие перегрузки в системе.

Минэкоэнерго прогнозирует рост импорта электроэнергии, поскольку в январе этого года будет запущен первый блок новой Белорусской АЭС. Для балансировки системы диспетчер начнет ограничивать как импорт, так и выработку на отечественных станциях, отмечают эксперты.

Кроме того, в мае 2020 года ожидается максимальный объем «зеленой» генерации. Резко вырастет выработка солнечных станций, а общая мощность ВИЭ к концу весны достигнет 6,6 ГВт. Это неизбежно приведет к применению ограничений, прежде всего, к другим видам генерации, поскольку ВИЭ, согласно действующему законодательству, может ограничиваться лишь при угрозе дестабилизации энергосистемы, получая при этом финансовые компенсации.

Самые существенные ограничения могут коснуться «Энергоатома» как базовой генерации, хотя именно он дает самую дешевую электроэнергию и создает финансовый ресурс для компенсации высокого «зеленого» тарифа.

Впрочем, в любом случае ограничения атомной генерации не хватит для покрытия профицита, особенно учитывая необходимость наполнения бюджета «Гарантированного покупателя» за счет продажи электроэнергии с АЭС.

«Введение временных ограничений для генерации ВИЭ по командам оператора могло бы стать важным решением этой проблемы», — считает Андрей Чубик, исследователь рынка электроэнергии.

В случае применения ограничений для ВИЭ, их доля структуре генерации, несмотря на рост количества объектов, может практически не измениться.

«Для балансировки системы придется ограничивать генерацию и из ВИЭ, использовать ее не на 100%, а, допустим, на 80%, снижать пики производства. Такие ограничения на выработку вводятся в странах с быстрорастущей мощностью ВИЭ, в Китае, например», — подтвердил другой участник рынка.