Керівник Укренерго Кудрицький про торгові стратегії держмонополій, звинувачення у корупції та зелену металургію. Частина 2

Про “торгівлю повітрям” на Балансуючому ринку, взаємних боргах, дефіциті компанії та нову модель ПСО читайте у першій частині інтерв'ю.

6. Про торгові стратегії Енергоатому та ГарПоку

- Згідно закону про ринок е/е Енергоатом зобов’язаний продавати на Ринку на добу наперед (РДН) не менше 10% свого обсягу. ДП “Гарантований покупець” (ГарПок) тривалий час міг продавати ВДЕ виключно на РДН та ВДР. Чи є це причиною профіциту е/е на РДН?

— Так, є. Але вони все одно виставляють на РДН більше, бо не можуть розпродати все за двосторонніми договорами. Треба пам’ятати, що за старим ПСО більшу частину своєї електроенергії (80% від обсягів прогнозного балансу) Енергоатом продавав Гарпоку.

А самостійно на двосторонніх договорах — лише 5% виробітку через спец-аукціони. Також у Енергоатома була можливість продавати на двосторонніх договорах обсяги, які він виробляв понад ті, що вказані в прогнозному балансі.

- Чому Енергоатом та ГарПок важко розпродають свій ресурс по двосторонніх договорах? Не можуть чи не хочуть?

— Мені важко сказати чи не хочуть вони, чи не можуть. Але звичайно, що після старту торгів за новим механізмом ПСО держкомпаніям потрібен певний час, аби сформувати свої торгові стратегії, навчитися продавати всі обсяги.

- Енергоатом хвалиться, що з вересня буде продавати більше е/е. На вашу думку, Енергоатом вже навчився продавати?

— Мені здається, що у них є значний прогрес, якщо порівняти нинішню ситуацію з тією, що була у квітні.

Тоді Енергоатом на деякий час перестав продавати ГарПоку частину свого ресурсу і почав виставляти деякі обсяги на Ринок двосторонніх договорів (РДД).

Якщо ми порівняємо результати торгів того періоду і останніх аукціонів Енергоатому, то побачимо значний прогрес. Причому і з точки зору обсягів продажу і з точки зору ціни.

Оскільки непродана е/е продається з дисконтом до 45% від ціни РДН, то в цій ситуації набагато вигідніше продати трохи дешевше, ніж ціна РДН.

Адже економічно обґрунтованою є будь-яка знижка від ціни РДН, що менша за 45%.

- Ви бачите проблему в тому, що Енергоатом формує дуже великі лоти, а потім їх викуповує ДТЕК або трейдери з групи Приват, як ми бачили на минулих аукціонах?

— Поки ми бачили таку ситуацію лише в одному аукціоні (інтерв’ю проходило 11 серпня — БЦ), тому сьогодні важко сказати чи є тут якийсь стійкий тренд.

На мою думку, Енергоатом матиме можливість залучити дуже широке коло потенційних покупців на свої аукціони. Це дозволить збільшити середню ціну продажу. Адже що вища конкуренція, то більше шансів отримати хорошу ціну.

Гадаю, продаж великого обсягу, який викупила одна компанія — зараз поодиноке явище. Треба подивитися як ситуація буде розвиватися після того, як Енергоатом вийде на повну потужність на РДД.

- Як після зміни ПСО буде вести себе ГарПок? У нього залишиться е/е “зелених” — це приблизно 7%-8%, і третина ресурсу Укргідроенерго — ще 2%-3% від ринку. Чи зможе він продавати щось з цього по двостороннім договорам?

— Я вважаю, що така можливість є, і ГарПок зобов’язаний це робити.

- Але ж “зелена” генерація непрогнозована?

— “Зелені” загалом складнопрогнозовані, але у них є певний обсяг, який можна спрогнозувати заздалегідь та спокійно продавати на РДД щодня.

Додавши до цього обсяги Укргідроенерго, теоретично в певні години можна сформувати цікавий “портфель” для продажу і реалізувати його на РДД та РДН.

Сьогодні на РДН є денні години, в яких попит становить близько 4 ГВт-г. Це той обсяг, в який можна “вмістити” весь годинний виробіток генерації з ВДЕ. Тобто, небаланси ГарПока мають бути меншими, ніж зараз. Це моя особиста думка.

Я вважаю, що перед ГарПоком має стояти задача — оптимізувати для продажу вартість власного портфелю, щоб в подальшому виставляти Укренерго якомога менший рахунок для компенсації своїх витрат на “зелений” тариф. Тобто, Укренерго має дофінансовувати їх за залишковим принципом.

- Але ж у ГарПоку немає мотивації це робити.

— Ця мета випливає з самої моделі фінансування ГарПоку. І вона зафіксована в нормативних актах. Але, що стосується їхніх KPI, як компанії, гадаю, це питання краще адресувати їм.

Ми сподіваємося на те, що ГарПок зможе максимізувати вартість проданої ним е/е. Це дозволить зменшити обсяг дефіциту Укренерго, з якого ми почали нашу розмову (див. першу частину інтерв'ю — БЦ), бо він складається саме з тих грошей, які ми маємо їм доплатити.

Крім того, я не думаю, що їм приємно спілкуватися із “зеленими”, які недоотримують гроші і питають їх: де оплата за вироблену електроенергію? І це стосується не лише ВДЕ, а ще й Енергоатома з Укргідронерго.

- У вас є відповідь на питання, чому у попередні місяці, коли почались проблеми з виплатами “зеленого” тарифу, ГарПок платив всього 5% “зеленим”? Хоча при існуючих ринкових цінах він продає е/е “зелених” приблизно за третину від вартості “зеленого” тарифу.

— Питання про те, чому вони розплачуються із “зеленими” всього на 5% замість 30%, було б доцільним, якби вони повністю продавались.

Адже, коли ти “випадаєш” на Балансуючий ринок, ціна, за якою там продається твоя е/е, складає менше 30% від розміру “зеленого” тарифу. Це 15% — 20% від нього, в залежності від граничних цін, які діють на Балансуючому ринку в даний момент.

В результаті, на Балансуючому ринку утворюється борг, який гаситься поступово. Укренерго щодня розподіляє всі кошти, які прийшли з цього сегменту, пропорційно між тими учасниками, що мають їх отримати.

У нас є спец-рахунок, через який проводяться всі без виключення операції на Балансуючому ринку. І ми не можемо його наповнювати з інших джерел, окрім розрахунків учасників ринку.

Також на Балансуючому ринку оплата приходить з великим запізненням. Це пов’язано з тим, що є учасники, які не розраховуються за балансуючу енергію вчасно. Знову ж таки, це “Вода Донбасу”, Укрінтеренерго (ПОН), деякі інші водоканали, муніципальні компанії.

- У “зелених” панує думка, що ця ситуація з неплатежами від ГарПоку спеціально створена, щоб “дотиснути” їх і змусити погодитись на урізання “зеленого” тарифу.

— Була проблема, яка врегулювалася тільки на початку червня. А саме: велику частину коштів ГарПок щомісяця “відволікав” на оплату ПДВ. Оскільки тоді діяла несиметрична система формування податкового кредиту та податкових зобов’язань.

Фактично, податкові зобов’язання у нього утворювалися одразу після того, як він виставляв Укренерго акт за надану послугу (збільшення частки виробництва електроенергії із ВДЕ) і признавав дохід. А ми не могли сплатити за цю послугу, бо не мали для цього коштів у тарифі.

У них виникали податкові зобов'язання, а податковий кредит від того, що вони отримали відповідні інвойси від виробників з ВДЕ, не виникали.

І у них кожного місяця був цей касовий розрив. І лише на початку червня вони позбулися цієї проблеми. Тобто велика частина коштів, до мільярда гривень на місяць, “відволікалась” ще й на це.

7. Про аномальний профіцит на ВДР у липні

- У липні багато учасників ринку жалілись на аномалію, коли ціна на Внутрішньодобовому ринку (ВДР) була нижча, ніж ціна на Ринку на добу наперед (РДН). Хоча в нормальних ринкових умовах мало б бути навпаки. Чому це відбувалось?

— В нормальній ситуації, покупець е/е діє в такій послідовності: спочатку він йде на сегмент двосторонніх договорів (РДД) і купує там якусь частину е/е.

Те, що він не зміг купити на цьому сегменті, він придбає на спотовому РДН по дещо вищій ціні. А все, що він не зміг купити на завтра, докупає всередині доби поставки, тобто на ВДР.

ВДР є ринком “спот плюс” в тому плані, що він — ще більше наближений до моменту поставки, і, відповідно, ціна на ньому є дорожчою.

- Тобто, ціна залежить від часу прогнозування.

— Так. Якщо ти заздалегідь замовляєш обсяги, то платиш менше. Якщо купуєш обсяг на завтра — більше, якщо замовляєш на декілька годин вперед — ще більше. Що ближче до моменту поставки, то дорожче.

- Чому ж у нас у липні відбувалось навпаки — ВДР був дешевше РДН?

— Тому, що у нас існує прогнозований профіцит на ринку. Виробники та інші учасники ринку намагаються більше продати.

І вони це роблять, як я вже сказав: спочатку на РДД, потім на РДН. І, виходить, що у них є дві опції: або продати на ВДР трохи дешевше, ніж на РДН, або — на Балансуючому ринку вже з великим дисконтом — до 45% від ціни РДН.

Тому, продавцям вигідніше продати на ВДР зі знижкою 5-10% від ціни РДН, замість того, щоб гарантовано потрапити на Балансуючий ринок, де доведеться продавати значно дешевше.

В якийсь момент склалася ситуація, коли через великий обсяг пропозицій ціна на ВДР стала нижча, ніж на РДН.

І тоді деякі трейдери вирішили скористатися цією ситуацією: почали продавати на двосторонніх договорах і на РДН е/е, яку докуповували на дешевому ВДР.

- Як вони на РДН можуть продавати обсяги з ВДР, якщо РДН — на завтра, а ВДР — на сьогодні?

— На РДН вони продають обсяги, яких у них ще немає, знаючи заздалегідь, що зможуть купити їх в день поставки на ВДР за нижчою ціною.

Те саме можна бачити і з боку споживачів, які намагаються мінімізувати вартість купленої е/е. Тобто, якщо споживач бачить, що РДН дорожчий за ВДР, він звичайно піде на ВДР.

Це також вплинуло на збільшення попиту на ВДР і в подальшому обвалювало ціну на РДН.

У нас в кінці липня — на початку серпня обсяг ВДР виріс до 10% від споживання, і це дуже багато.

На початку роботи ринку було 2-4%. В той період на РДН залишилися переважно покупці технологічних втрат електроенергії в мережах — обленерго і Укренерго, які зобов’язані купувати 80% таких обсягів на РДН.

- Тобто, у нас все навпаки стало. ВДР почав зростати за рахунок обсягів РДН

— Так. Фактично цю проблему вже “вилікували” на початку серпня. Було декілька ідей, як це зробити.

Одна з них — поставити нижній прайскеп ВДР на рівні не нижче РДН, чи “РДН плюс 1%”. Тоді не вигідно було б виходити на ВДР, щоб докуповувати обсяги, адже це дорожче.

Друга — взагалі призупинити ВДР. І був третій шлях, яким і пішов Регулятор.

Це пропозиція Укренерго, відповідно до якої 6 серпня було внесено зміни (постанова №1526 — БЦ) до так званої “ковідної” постанови НКРЕКП №766 від 8 квітня.

Регулятор зобов’язав Укренерго відправляти порушників на так званий семиденний “карантин”. А саме — постачальників і трейдерів, у яких за результатами ринку двосторонніх договорів, РДН та експортно-імпортних операцій була сформована “коротка позиція” (продано більше, ніж придбано).

Ми зобов’язані позбавляти таких учасників ринку протягом семи днів права продавати на РДН та ВДР, а також відмовляти в реєстрації угод на ринку двосторонніх договорів.

Не встигли ми ще відправити в “карантин” перших порушників, як обсяг торгівлі на ВДР зменшився вдвічі. Обсяг РДН досяг в денній зоні 4 ГВт-г, в нічній — 3 ГВт-г.

8. Про ціновий перекіс в Бурштинському енергоострові

- Чи є сьогодні імпорт е/е в Україну? З яких напрямків він йде?

— В січні-квітні найбільше імпорту було зі Словаччини — майже 60% всього обсягу. Ще близько 25% — з Угорщини.

Загалом, за цей період було імпортовано з європейського напрямку трохи більше 1,7 млрд кВт-г. Однак після введення карантину імпорт почав зменшуватися, і в останні три місяці не перевищує 20-30 млн кВт·год на місяць.

Причина — відсутність експорту. Це є особливістю “острову Бурштинської ТЕС” (БуОс, окрема зона української енергосистеми, синхронізована з європейською енергосистемою — БЦ).

Полягає вона в наступному: БуОс за угодою про спільний блок регулювання, лідером якого є польський системний оператор PSE, має бути самозбалансованим.

Для цього Укренерго, як системний оператор, повинен забезпечити для балансування певний обсяг резервів, який дорівнює потужності найбільшого елементу генерації в зоні регулювання.

В даному випадку — це енергоблок Бурштинської ТЕС (входить в ДТЕК Ахметова — БЦ). Але через те, що у блоків цієї електростанції доволі обмежений діапазон регулювання (120-180 МВт), кожен з них резервується двома іншими.

За таких умов при зниженому споживанні, як зараз, доводиться зменшувати обсяги імпорту. При цьому окрім споживання, зменшенню імпорту сприяє і те, що відповідно до закону пріоритет надається генерації з ВДЕ.

Підсумовуючи, в поточних обставинах імпорт е/е з Європи в БуОс дуже обмежений в окремі нічні години і в години денного провалу, а можливий лише у вечірній максимум.

БЦ: на початку серпня ДТЕК відновив експорт е/е у Європу. А відповідно — збільшився імпорт е/е в БуОс.

- А наскільки вони “не є суттєвими”? Вони складають менше відсотка від споживання в БуОс?

— Не нижче відсотка, але вони не відіграють суттєвої ролі під час формування ціни на електроенергію в цій торговій зоні.

Реальна зміна цінової кон’юнктури в БуОс пов’язана зі значними обсягами імпорту, і можлива лише після того, як відновиться повномасштабний експорт.

А це, у свою чергу, пов’язано з відновленням цінової кон’юнктури по традиційних експортних напрямках, передусім — в Угорщині та Румунії.

Там ціни були дещо нижчі. Для того, щоб відновився великий експорт, ціни в Угорщині та Румунії мають перевищити ті, що склалися в торговій зоні БуОс. І при цьому вони мають принаймні перекривати тариф на передачу та плату за доступ до міждержавних перетинів.

Відповідно, ринки сусідніх країн мають стати “преміальними” у порівнянні з торговою зоною БуОс.

- До карантину вони такими були?

— Так, вони такими були в окремі години. При цьому, у нас була можливість отримувати зі Словаччини значні обсяги е/е по імпорту, які могли суттєво впливати на ціноутворення.

- Бурштинська ТЕС виробляє в БуОс близько 90% е/е. Виходить, поки ДТЕК Ахметова не включить експорт, ціни в БуОс будуть постійно більшими, ніж в ОЕС України. Маємо дві торгові зони для українців, де для одних е/е коштує на 20% — 30% дорожче, ніж для інших. Взагалі це нездорова ситуація.

— Різниця цін торгових зонах Об’єднаної енергосистеми (ОЕС) та БуОс є закономірною, адже там все облаштовано і працює по різному. І це не дивно.

Наприклад, ціни в Польщі і Словаччині також відрізняються. І ціна залежить, скоріше, від торгових зон, ніж від країн.

- Це зрозуміло. Але ви кажете про математику, а я про нормальну державну політику. Ненормально в рамках однієї країни ставити підприємства в одній торговій зоні в набагато гірші умови, ніж в іншій.

— Це не стільки державна політика, скільки наслідок того факту, що БуОс фізично є від’єднаним від решти ОЕС України.

- Тобто держава нічого з цим не може зробити до моменту приєднання всієї ОЕС України до ENTSO-Е?

— Вірно. Або до моменту, коли відновиться повномасштабний експорт.

- …Або до моменту, коли якісь рішення прийме Антимонопольний комітет.

— Можливо.

9. Про звинувачення у корупції

- Екс-член Наглядової ради Укренерго Лев Підлисецький наприкінці липня провів прес-конференцію, на якій натякнув, що керівництво Укренерго може бути замішано у корупції. Він послався на forensic-звіт KPMG, в якому міститься інформація щодо перевірки таких звинувачень. Прокоментуйте звинувачення Підлісецького.

— Коментар до звинувачень Підлісецького — це досить складна справа. Оскільки, пан Підлісецький під час своєї прес-конференції так і не зміг сформулювати конкретні звинувачення. Наприклад, на мою адресу.

Він фактично сам відповів на частину питань, які поставив на цій прес-конференції. Вказавши, наприклад, що моє прізвище не згадується в звіті KPMG. Також він уточнив, що у звіті не встановлено фактів корупції.

Треба просто розуміти природу цього звіту і його мету. Справа в тому, що восени 2019 року була серія публікацій в медіа. На нашу думку, вони носили замовний характер.

І ці публікації були присвячені конкретним тендерам і іншим аспектам діяльності Укренерго. Лунали звинувачення на адресу керівництва компанії.

У відповідь на ці медіа-атаки ми зробили низку публічних заяв. Крім того, Наглядова рада компанії зініціювала для того, щоб самостійно розібратися в ситуації, не публічне дослідження про те, що відбувається в компанії.

- Коли було завершене це дослідження? Яка інформація в ньому міститься?

— Ми, як менеджмент, усунулися від цього процесу. Наприклад, ми не підписували договір на проведення дослідження. Його підписував compliance officer (менджер з дотримання корпоративних правил — БЦ), який підзвітний Наглядовій раді.

Увесь процес аналізу даних для звіту, формування звіту, обговорення звіту — він проходив фактично між KPMG, Наглядовою радою і комплаєнс-офіцером.

Я, як в.о. керівника компанії на той момент, був ознайомлений з проміжними результатами цього звіту. Але у мене, чи у когось з менеджменту, навіть немає цього звіту на руках.

Тобто це не звіт, яким володіє менеджмент. Звітом володіє Наглядова рада. Тому коментувати деталі цього звіту я не можу.

- Ще раз: коли було презентовано звіт Наглядовій раді?

— Презентовано було на початку липня.

- На той момент Лев Підлісецький ще був членом Наглядової ради. Він мав право ознайомитись з цим звітом?

— Так, безумовно. Це дуже важка і невдячна справа коментувати звинувачення. Я можу також сказати, що у нас були досить дивні ситуації, пов’язані з діяльністю Лева на посаді члена Наглядової ради. Підлісецького дійсно цікавили тендери компанії. Але не всі, а тільки деякі.

- Ви маєте на увазі тендери, в яких приймала участь ПрАТ “ПівденьЗахідЕлектроМережБуд” (ПЗЕМБ), якою володіла сім'я Підлесецьких. В якій кількості тендерів вона приймала участь?

— Вона брала участь в 7 тендерах. При цьому, три роки до того ПЗЕМБ не брала участь в жодному тендері Укренерго. Після його призначення в Наглядову раду, ця компанія взяла участь одразу в 7 тендерах.

В одному чи двох якихось невеликих, де не було жорстких кваліфікаційних вимог, незначні за сумою контракти вони виграли. А в тих тендерах, де передбачались якісь масштабні роботи з високими кваліфікаційними вимогами до значного досвіду роботи — ця компанія не була допущена до цих тендерів.

І, власне кажучи, після цього ми зіткнулися з певною критикою наших дій. Ми отримали також сигнали від учасників ринку будівельних послуг про те, що можливий наявний конфлікт інтересів у члена Наглядової ради.

Тому, питання наявності цього конфлікту інтересів, я думаю, мають вирішити правоохоронні органи.

- Було багато інформації в ЗМІ про те, що з керівництвом Укренерго пов'язана компанія “Хорос” Юрія Качанова, яка будує мережеві об'єкти. Які підряди або субпідряди Укренерго вона отримувала в останні роки?

— З початку 2017 року “Хорос” не отримувала взагалі ніяких контрактів по торгах на Прозорро. Жодного. Нуль. Хоча ця компанія брала участь в наших тендерах на Прозорро.

Але вона програла їх, або не була допущена до оцінки. Так само, до речі, як і компанія, з якою певний момент свого життя був пов’язаний пан Підлісецький.

Щодо субпідрядів, вони приймали участь у двох невеликих контрактах 2018 року на заміну автотрансформаторів.

- Наскільки мені відомо, “Хорос“ був субпідрядником у підрядників Укренерго за кредитні кошти міжнародних організацій.

— Що стосується міжнародних контрактів, з 2017 року “Хорос” виграли два контракти по Світовому банку. В консорціумі із корейськими компаніями. Вони там виграли два контракти на реконструкцію двох підстанцій.

Ще вони були в нас на субпідряді в хорватської компанії Dalekovod, яка виконувала реконструкцію на підстанції Київська. Цей субпідряд вони отримали в рамках проекту з фінансуванням ЄБРР Рівненська АЕС — Київська підстанція. Але ці роботи були завершені досить давно.

Механізм субпідряду міжнародних компаній виглядає таким чином, що до нас приходить генпідрядник і просить погодити перелік своїх субпідрядників.

І ми цей перелік погоджуємо, або деякі компанії не погоджуємо у зв’язку з відсутністю необхідного досвіду. Цей досвід обумовлюється на етапі заключення контракту з генпідрядником.

Тобто, це досить прозорий механізм. І коли субпідрядник погоджений з нашої сторони — це не означає, що він буде виконувати роботи. А тільки означає, що генпідрядник може звернутись до одної, другої, третьої компанії з погодженого списку, щоб укласти з ними угоду субпідряду.

Тому те, що мені відомо зараз — це дві підстанції по проектам Світового банку. Це давно вже завершений проект по Київській підстанції, і ще підстанції Західна та Броварська — там вони, здається, включені до переліку субпідрядників компаній Hyosung та Xian відповідно. Це проекти ЄБРР.

10. Про “зелену металургію”, ринок допоміжних послуг та приєднання до ENTSO-E

- Як ви відноситесь до поняття “зелена металургія“, яке було включено у проєкт закону щодо зниження “зелених” тарифів? Ця норма звільняє чотири електрометалургійні заводи, включаючи Дніпросталь Віктора Пінчука, від сплати частини тарифу Укренерго, яка йде на покриття “зеленого” тарифу. Скільки ці заводи не заплатять НЕК?

— Якщо ми говоримо про 2020 рік, то негативний ефект від цієї норми буде, за нашими оцінками, до 100 млн грн.

По-перше, це все одно не мала сума. По-друге, безвідносно до суми, я вважаю цю норму глибоко несправедливою. Такою, що, по суті, ставить в нерівні умови різних споживачів.

Що особливо сумно — цю пільгу, яку матимуть підприємства з цього переліку — сплатять всі інші споживачі. Оскільки той обсяг витрат, який є у нашому тарифі, він має бути так чи інакше все одно сплачений.

Це означає, що ця пільга буде тягарем для інших споживачів. Серед яких не тільки інші виробничі промислові підприємства, а також школи, дитсадки, лікарні, малий і середній бізнес.

- Чим, на вашу думку, відрізняється “зелена” генерація від “зеленої металургії”? І там, і там надається пільга за рахунок споживачів під привидом екології.

— Насправді, це досить складне питання, але відмінностей багато. Все таки, дотація пов’язана з ВДЕ, розкладається на всіх споживачів через тариф на передачу, з неї не виключені деякі з них.

Друге. Фіксований “зелений” тариф — це все-таки ідея якоїсь тимчасової підтримки нової технології, якою у свій час були сонячні й вітрові електростанції. Вона в принципі є досить поширеною у світі. Питання, звичайно, в рівні цієї підтримки і в моменті, коли її треба було припиняти.

Це все питання, які можна і треба обговорювати. Але в цілому ідея не є чимось унікальним для України. Хочемо цього чи ні, але це сформований довгостроковий тренд.

“Зелена металургія” — це те, що виникло, наскільки я розумію, спонтанно. І це точно не було до цього частиною якоїсь сформульованої державної політики. Принаймні цим вони відрізняються.

- За моїми спостереженнями, держава в особі Міненерго поставила на “ручник” розвиток “зеленої” генерації. Взагалі-то, з початку 2020 року мали відбуватись “зелені” аукціони. Але пройшло вже більше півроку, а жодного не було. Чи варто чекати аукціони взагалі?

— Я думаю, що варто. Навіть якщо обсяги приєднання нових ВДЕ будуть скромнішими від обсягів 2019 року.

Все одно механізм треба відпрацювати. А для цього треба його запустити. Що стосується ручного управління — нам часто, з не до кінця зрозумілих мені причин, закидають, що ми, як системний оператор, протягом 2018-2019 років не використали певний “ручник”...

- Зрозуміло — чому. Бо ви видавали дозволи (технічні умови) на будівництво великих об’єктів ВДЕ.

— Ми вже не раз говорили, що цей “ручник” уявний. А насправді його не було. Скоріше була норма, яка, до речі, розповсюджена в європейських країнах, що системний оператор (мережевий оператор) не має права відмовити будь-кому — виробнику, споживачу — якщо тільки мережа здатна пропустити відповідний обсяг потужності.

З іншого боку, система аукціонів, що базуватиметься на звіті з оцінки достатності генеруючих потужностей, який на 10 років розробляє і кожного року оновлює системний оператор і затверджує НКРЕКП — це набагато прозоріший механізм.

Нехай краще буде так, ніж коли нам закидають, що ми не використали формулу: “ми не видаємо ТУ, бо нам здається, що це буде дуже дорого для країни”.

- Яка генерація на сьогодні приєдналась до ринку допоміжних послуг?

— Укргідроенерго, їхні станції. Курахівська ТЕС. Завершуємо тестування блоків на Бурштинській ТЕС та Запорізькій ТЕС (всі ТЕС входять до ДТЕК Ахметова — БЦ).

Центренерго і Донбасенерго теж мають плани щодо надання ДП, але їхні блоки ще не сертифіковані. Також сертифікована Харківська ТЕЦ-5 (нардепа від ОПЗЖ Юрія Бойка — БЦ).

- Чи є хоч один споживач, який приєднався до ринку допоміжних послуг?

— Ні, ще немає. Ми проводимо переговори з декількома великими індустріальними компаніями, які могли би приєднатися до цього механізму. І я сподіваюсь, що до кінця року ми побачимо перших споживачів, які надають резерви системі.

Це технологія demand-response — або регулювання на стороні споживача. Чемпіоном Європи з цього виду резервів є Франція.

Але і німецькі, і італійські і інші європейські ОСП активно розвивають балансування на стороні попиту, бо це може бути елементарно дешевше. Це коли автоматика дає команду споживачу на завантаження-розвантаження.

- Розкажіть, що залишилось зробити для приєднання до ENTSO-E до 2023 року?

— З великих завдань найперше і найближче — це тестування атомних блоків, яке розпочалось в середині серпня. Планується провести 5 випробувань на 4 енергоблоках.

На енергоблоці №2 Рівненський АЕС та №1 Запорізької АЕС ці тестування вже завершилися. Ще два заплановані на початок жовтня на енергоблоках №1 і №3 Южно-Української АЕС.

Це є завершальним кроком в проведенні випробувань в енергосистемі, оскільки, нагадаю, що енергоблоки ТЕС, ТЕЦ та ГЕС ми вже відтестовані у минулому році. Отримані результати використовуються ENTSO-E для подальших досліджень динамічної та статичної стійкості енергосистеми.

Друге обов’язкове і вкрай нагальне завдання — це сертифікація Укренерго як незалежного оператора системи передачі за моделлю ISO (Independent System Operator, незалежний оператор — БЦ).

- Для цього Верховна Рада має підтримати відповідний законопроєкт?

— 3 вересня Верховна Рада розглядала відповідний законопроект 3364-1 в першому читанні, але для його прийняття за основу не вистачило 9 голосів народних депутатів.

Парламент також відправив документ на доопрацювання в профільний Комітет парламенту. На жаль, сертифікація, яка могла б відбутися протягом декількох місяців після прийняття такого законопроєкту, знову відтерміновується.

Важливо розуміти, що прийняття цього документу надасть можливість Укренерго бути сертифікованими за моделлю ISO, яка не передбачає передачу нам у власність магістральних мереж.

Після цього ми подамо пакет документів в НКРЕКП, вони зроблять аналіз, винесуть рішення про попередню сертифікацію і відправлять цей пакет документів до Секретаріату Енергетичного співтовариства.

Секретаріат має підтвердити цю попередню сертифікацію. Після цього Регулятор затвердить сертифікацію Укренерго. Така сертифікація є безумовною та обов’язковою вимогою для інтеграції української та європейської енергосистем, оскільки несертифікований оператор не може бути членом ENTSO-E.

Також у 2021 році, базуючись на результатах тестів енергоблоків, ENTSO-E завершить математичне моделювання і відповідні розрахунки динамічної і статичної стійкості об’єднаних європейської та української енергосистеми.

Простіше кажучи, буде проаналізовано, як синхронна робота з українською мережею вплине на європейську енергосистему. Якщо ми отримаємо позитивний висновок, ми зможемо розпочати підготовку ОЕС України до роботи в ізольованому від енергосистем РФ та Білорусі режимі.

Проходження ізольованого режиму — це теж тестування, але вже в режимі реального часу. Енергосистема повинна на певний час влітку і взимку перейти на ізольований режим, побути в ньому, щоб ENTSO-E зібрали дані, як система реагує і балансується в ізольованому режимі.

Це є останній етап перед остаточним переходом на синхронну роботу з європейською енергосистемою, який запланований на 2023 рік. Цей термін неодноразово підтверджувався ENTSO-E протягом цього року.

Сергій ГОЛОВНЬОВ