Ольга БУСЛАВЕЦ: "Синхронизация с ENTSO-E не решит проблемы дефицита маневренной мощности"

Таким образом, сказалось одновременное влияние двух усиливающих друг друга факторов — снижение доступных объемов регулирования на ТЭС и увеличение потребности в маневренной генерации из-за повышения неравномерности суточного графика потребления и роста переменной генерации из ВИЭ. В итоге, это создало проблему дефицита маневренной генерации и привело к необходимости строительства новых высокоманевренных мощностей.

— Как ее можно решить?

— Необходимо повысить гибкость ОЭС Украины. На сегодня энергосистема больше всего нуждается в быстродействующих резервах первичного и автоматического вторичного регулирования, в частности — высокоманевренной генерации с быстрым стартом/остановкой и широким диапазоном регулирования мощности.

Так, по данным НЭК "Укрэнерго", потребность в дополнительной маневренной мощности оценивается в 500 МВт уже в текущем году и до 2.5 ГВт — в течение последующих пяти лет. Этот объем может быть получен либо путем расширения диапазона регулирования существующих энергоблоков, либо введением в эксплуатацию новой высокоманевренной генерации.

Конечно, наиболее естественным механизмом привлечения инвестиций в строительство новой мощности является полностью либерализированный и соответствующим образом отрегулированный рынок электрической энергии, создающий устойчивые ценовые сигналы для инвесторов. Но в реальных условиях исключительно рыночными механизмами развитие генерации стимулируется только в некоторых энергетических системах — ERCOT (Техас, США) и NEM (Австралия). В остальных странах строительство необходимой для покрытия спроса на электрическую энергию генерирующей мощности осуществляется планово в рамках конкурсной процедуры, либо с привлечением тех или иных механизмов государственной поддержки.

Украина не исключение. Более того, учитывая, что новый рынок электрической энергии запущен с рядом ограничений, в настоящее время строительство нужной энергосистеме генерации исключительно на рыночных условиях, по моему мнению, просто невозможно!

Приведу несколько ключевых особенностей, которые делают экономически нецелесообразным строительство новых мощностей вне конкурсных процедур:

Именно поэтому я уже неоднократно публично подчеркивала необходимость разблокирования конкурса на строительство новой генерирующей мощности! Его проведение позволит на конкурентной основе привлечь частные инвестиции в высокоманевренную генерацию. Все необходимые законодательные предпосылки для этого были созданы еще в конце прошлого года.

Повышению гибкости энергосистемы также будет способствовать еще ряд других мероприятий. А именно — привлечение производителей из ВИЭ к активному участию на рынке электрической энергии (путем перехода от модели "зеленого" тарифа к системе контрактов на разницу), развитие систем накопления энергии (требует принятия отдельного законопроекта), интеграция с ENTSO-E с одновременным развитием межсистемных связей.

— Можно ли и дальше наращивать ВИЭ без решения проблемы маневренных мощностей?

— Конечно можно! Но будет как в анекдоте про секретаря на собеседовании :

Какая у вас скорость печати?

120 знаков в минуту ...

А 150 сможете? — Ну, если сосредоточусь, то, в принципе, смогу ...

А 200? — Смогу двести, но такая ерунда получится ... J

Наш системный оператор НЭК "Укрэнерго" сбалансирует энергосистему в любом случае, вопрос только в цене такого балансирования и стоимости итогового энергомикса. Так, при дальнейшем росте и нерегулируемых СЭС и ВЭС в рамках модели "зеленого" тарифа или аукционной системы поддержки (то есть с учетом приоритетной диспетчеризации и оплаты за недоотпуск), в условиях отсутствия маневренных балансирующих мощностей диспетчеры НЭК "Укрэнерго" будут вынуждены ограничивать базовую генерацию АЭС, а также отдавать команды на разгрузку ВИЭ (с соответствующей оплатой по "зеленому" тарифу за "воздух" — невыработанной электроэнергии).

Кроме того, поскольку ВИЭ в первую очередь вытесняют из энергомикса тепловую генерацию, теряется смысл в ее дальнейшей поддержке в рабочем состоянии (в объемах, необходимых для успешного прохождения осенне-зимнего периода). Как следствие, в пиковые часы потребления возможно появление уже не профицита, а дефицита мощности, для компенсации которого нужно будет либо импортировать электрическую энергию, либо ограничивать потребителей. Конечно же, такой сценарий работы энергосистемы крайне нежелателен.

Ситуация с точки зрения стоимости балансирования энергосистемы будет несколько дешевле, если увеличение мощности ВИЭ будет происходить на рыночных условиях, без дополнительной системы стимулирования и использования принципа "бери или плати". При этом такие производители в полной мере должны отвечать за созданные ими небалансы, что будет способствовать их заинтересованности в развитии балансирующих мощностей и систем накопления электрической энергии.

— Стоит ли вообще решать проблему маневренных мощностей в условиях синхронизации с ENTSO-E, а до этого — при наличии перетоков из РБ и РФ. Есть угроза невыполнения плана синхронизации?

— Хочу ответственно заявить — утверждение, что синхронизация с ENTSO-E системно решит проблемы дефицита маневренной или какой-то другой мощности, — неверное! И предостеречь от слепой веры в то, что "заграница" нам в этом поможет.

Во-первых — у нас довольно слабые межсистемные связи с ENTSO-E.

Так, по данным НЭК "Укрэнерго", сегодняшние межгосударственные линии электропередачи на пересечении Украина-ENTSO-E обеспечивают пропускную способность на уровне лишь 1800-1900 МВт. Причем даже после перехода на синхронную работу с ENTSO-E пропускная способность не увеличится — для этого потребуется строительство/ввод в эксплуатацию ряда дополнительных линий, в том числе на стороне соседей.

Во-вторых, все имеющиеся интерконнекторы сосредоточены на крайнем западе Украины. И в случае возникновения дефицита мощности в центре или на востоке страны, транзит будет ограничен из-за внутренних "узких мест" в системе передачи. Например, по сечению Запад-Винница.

В-третьих, в вопросах безопасности поставок надеяться на импорт электрической энергии априори неверно, ведь никто не сможет гарантировать, что в каждый момент времени будут законтрактованы и осуществлены поставки именно тех объемов, которые необходимы энергосистеме.

В-четвертых, из-за отсутствия источников финансирования выполнения Национального плана сокращения выбросов от крупных сжигающих установок, с 2025 г. ожидается дефицит уже не только маневренной, но и полупиковой и базовой генерации! Причем в объемах, которые импорт из ENTSO-E физически не сможет покрыть. Как следствие, ОЭС Украины перестанет отвечать требованиям адекватности, перетоки превысят предельные договорные показатели и нашу энергосистему вообще отключат от общеевропейской сети!

Отдельно хочу подчеркнуть, что после синхронизации с ENTSO-E тоже не стоит возлагать особых надежд на строительство новой генерации на рыночных условиях. Ведь в таком случае инвесторы будут конкурировать с уже построенными объектами в странах ЕС, инвестиции в которые были возвращены. А также с теми, кто построился с привлечением более дешевого капитала. Кроме того, в целях повышения конкурентоспособности собственной генерации, европейские страны активно привлекают различные формы государственной поддержки для стимулирования ее строительства. Таким образом, ценовые индикаторы европейского энергорынка в современных условиях также не будут способствовать привлечению инвестиций в строительство нужных для энергосистемы Украины генерирующих мощностей.

Поэтому хочу еще раз подчеркнуть, полагаться необходимо исключительно на свои силы, и в вопросах безопасности поставки электроэнергии рассчитывать только на собственную генерацию.

— Почему у нас возникает ситуация дефицита/профицита электроэнергии, такие дисбалансы?

— Это комплексная проблема, к появлению которой приводит много факторов. Это и сезонность спроса на электрическую энергию, и влияние переменной генерации из ВИЭ, производство которой возрастает как раз в теплую половину года, когда потребление снижается. Существенно влияет также график ремонтов атомных энергоблоков, и в целом — качество выполнения ремонтной кампании, как на АЭС, так и на ТЭС. Важным фактором является уровень осадков и водность рек.

Бесспорно, важнейшим фактором является финансовая стабилизация рынка электрической энергии и сбалансированная, безубыточная работа его участников, в частности — производителей электроэнергии. Ведь без соответствующего финансового ресурса невозможно качественно выполнить ремонтную кампанию или обеспечить накопление топлива на складах в необходимых для прохождения осенне-зимнего периода объемах. Также не следует забывать и о негативном влиянии импорта электроэнергии, который (в периоды профицита) путем демпинга может вытеснять отечественную тепловую и даже атомную генерацию.

— Какое будущее у "перекрестного" субсидирования?

— Нужно уточнить, что имеется в виду под "перекрестным субсидированием". Если сохранение низкой цены для бытовых потребителей, то сейчас это происходит не за счет других категорий потребителей (классическое перекрестное субсидирование), а путем возложения специальных обязанностей на государственные энергогенерирующие предприятия. В рамках ПСО НАЭК "Энергоатом"иУкргидроэнерго" обязаны подавать около 53% и 30% отпуска электроэнергии государственному трейдеру (ГП "Гарантированный покупатель") , соответственно, за пятнадцать и одну копейку за киловатт-час.

Поддержка производителей по "зеленому" тарифу, в свою очередь, осуществляется через тариф оператора системы передачи (и потенциально — государственный бюджет Украины), то есть потребителями электрической энергии, а не производителями. При этом эти две системы поддержки являются самостоятельными и финансово практически не пересекаются. Таким образом, нельзя утверждать, что в данный момент существует некое "перекрестное" субсидирование в классическом виде. Поддержка — да, стимулирование — да, но не "перекрестное" субсидирование.

В любом случае, согласно Закону "О рынке электрической энергии", "перекрестное" субсидирование в новой модели рынка существовать не должно.

— Какое будущее у ПСО? Что ПСО означает для "Энергоатома"? Стоит ли всю генерацию ставить в одни условия с одинаковым допуском к рынку?

— ПСО не может долго существовать в текущем виде — оно экономически не сбалансировано и приводит к накоплению долгов и увеличению финансового небаланса, прежде всего, для НАЭК "Энергоатом". Так, цена электроэнергии для бытовых потребителей не покрывает даже предусмотренных для "Энергоатома" 15 коп за кВч — фактически у Гарантированного покупателя в рамках ПСО будет доступна только половина от необходимого объема средств. Как следствие, если ПСО не будет изменено, до конца года долг Гарантированного покупателя перед НАЭК "Энергоатом" составит более 5 млрд грн (с учетом несбалансированности ПСО в Бурштынском энергоострове). Кроме того, из-за низкой цены продажи более половины электроэнергии в рамках ПСО, предприятие объективно не сможет продать оставшиеся объемы электрической энергии по цене, достаточной для выполнения своего финансового плана. Как следствие, суммарный финансовый небаланс предприятия к концу года увеличится на сумму от 10 до 15 млрд грн (в зависимости от эффективности коммерческой стратегии и реального отпуска электроэнергии), не считая уже имеющихся долгов в объеме около 21 млрд грн.

Поэтому ПСО объективно надо менять. Это может быть, как переход на финансовую модель поддержки, так и продление действующей переходной модели — не принципиально. Но ключевым условием таких изменений должно быть обеспечение безубыточности государственных энергогенерирующих предприятий — как "Энергоатома", так и "Укргидроэнерго".

Что касается вопроса — "стоит ли всю генерации ставить в одинаковые условия с одинаковым допуском к рынку" — бесспорно, что да. Более того, возглавляя министерство, я приложила максимум усилий, чтобы создать для "Энергоатома" возможность свободно продавать максимально возможный объем энергии на конкурентных сегментах рынка — двусторонних договорах или рынке "на сутки вперед". И если еще год назад предприятие ни одного киловатт-часа не могло продать по двусторонним договорам, то сейчас около 40% всего отпуска электроэнергии успешно реализуется в этом сегменте рынка на электронной торговой бирже.

— Как ТЭС выходить из проблемы ценовых качелей между газом и углем? Что выгоднее сжигать? Особенно, как выходить из этой ситуации "Центрэнерго", поскольку государство модернизировало ТЭС для имеющегося в Украине угля?

— Ответ на вопрос "что выгоднее" зависит, конечно, от соотношения цен на природный газ и уголь. Технологически, пылеугольные блоки украинских ТЭС могут в различных пропорциях (до 100%) использовать природный газ вместо угля. И летом прошлого года, когда цена на газ была низкой, некоторое время (неполные июнь-июль) более выгодно было использовать природный газ для производства электрической энергии.

Но Вы абсолютно правы относительно приоритетов. Государственным энергогенерирующим предприятием ОАО "Центрэнерго" через инвестиционную составляющую в свое время (2016-2019 гг.) был осуществлен перевод ряда энергоблоков на работу на отечественном "газовом" угле. На модернизацию было потрачено около 500 млн грн. Это дало уверенность и шахтерам, и энергетикам в том, что во-первых, на отечественную угольную продукцию будет спрос, а во-вторых — будут обеспечены нужные объемы поставок угля на склады ТЭС предприятия.

Использование же природного газа вместо угля в данном случае нарушает этот хрупкий баланс. Фактически запускается следующий механизм: снижается спрос на уголь — падает его производство, а когда спрос на уголь восстанавливается — производственные мощности отечественных шахт уже недостаточны для покрытия потребности ТЭС. Возникает дефицит угля и необходимость импортировать даже те сорта, которые добываются в Украине. Собственно, это и произошло нынешней зимой, когда "Центрэнерго" было вынуждено завозить уголь, в том числе из РФ. Но тогда, кроме влияния природного газа, был целый комплекс причин, я уже о них неоднократно ранее рассказывала ...

— Если и дальше будет расти ВИЭ, то возникает вопрос — кого выводить и как?

— Прежде всего отмечу, что бесконтрольный рост ВИЭ по "зеленому" тарифу на данный момент остановлен благодаря разработанному Минэнерго и принятому Верховной Радой еще летом прошлого года закону, который имплементирует компромиссные договоренности с производителями электроэнергии из альтернативных источников. Эти договоренности были отображены в соответствующем Меморандуме о взаимопонимании между производителями и правительством. На сегодня более эффективным механизмом стимулирования развития ВИЭ является аукционная система, которая позволяет правительству, во-первых, устанавливать квоты поддержки и определять приоритетные технологии ВИЭ, а во-вторых — на конкурентных условиях определять реальную стоимость "зеленой" электроэнергии.

Вопрос "кого выводить" не совсем корректен — солнечная и ветровая генерация в украинских климатических условиях не могут полностью заменить тепловую. Конечно, если не рассматривать фантастические сценарии по строительству несколько сотен гигаватт СЭС и ВЭС совместно с системами накопления большой емкости. Но, действительно, в периоды солнечной или ветровой активности в первую очередь снижается производство именно тепловой угольной генерации. И тенденции последних лет в части снижения доли ТЭС это четко подтверждают. Однако, учитывая особенности украинских ТЭС, в частности их ограниченные регулирующие возможности, длительное время выхода на рабочую мощность и неприспособленность к частым пускам/остановам, дальнейший рост ВИЭ при текущем энергомиксе приведет либо к снижению базовой мощности АЭС, либо к ограничению самых ВИЭ.

Повторюсь — решить эту проблему можно за счет развития балансирующих мощностей, а именно, высокоманевренной генерации и систем накопления энергии. Причем под системами накопления в первую очередь я имею в виду гидроаккумулирующие станции, т.е. достройку 5-7 очередей Днестровской ГАЭС, строительство Каневской ГАЭС. Литий-ионные аккумуляторы потенциально также интересны, но только для решения отдельных задач (первичного регулирования, балансирования собственного потребления в сочетании с рассредоточенной генерацией из ВИЭ, снижения перетоков и потерь в сети).

— Какой микс можно считать, на Ваш взгляд, оптимальным для Украины в период 2020-2025 гг.?

— Сохранение и даже увеличение за счет оптимизации ремонтной кампании доли производства электроэнергии АЭС, ввод дополнительно 2-2.5 ГВт высокоманевренной генерации и до 2 ГВт систем накопления (с учетом ГАЭС), а также постепенное эволюционное снижение как установленной мощности, так и объемов производства электроэнергии полупиковыми угольными электростанциями.

Но "в погоне за декарбонизацией" нам в первую очередь следует помнить о собственной энергетической безопасности! Так, по данным НЭК "Укрэнерго" для покрытия прогнозируемого спроса на электрическую энергию в ОЭС Украины к 2030 г. должно оставаться в работоспособном состоянии не менее 12 ГВт полупиковых мощностей тепловых электростанций. Причем глубоко модернизированных и отвечающих всем жестким европейским нормам по выбросам СО₂, пыли, серы и азота.

Что касается возобновляемой энергетики, то нужно трансформировать структуру ее установленной мощности, предоставляя больший приоритет биоэнергетике (стабильное производство) и ветроэнергетике, генерация которой в Украине выше именно в зимний период, когда возрастает спрос на электрическую энергию. Внедрение аукционной системы поддержки возобновляемой энергетики как раз и позволит обеспечить такое регулирование путем квотирования по отдельным технологиям ВИЭ.