01 апреля 2019 12:01

Горизонты энергетических реформ

1 июля этого года должен заработать рынок двусторонних контрактов.

Горизонты энергетических реформ

Надо отдать должное нынешнему рынку электроэнергии: несмотря на свои недостатки, у него было много положительных сторон — он с блеском справился с преодолением кризиса неплатежей 1990-х, продемонстрировал неплохое приспосабливание к регулированию энергосистемы и понятное, хотя и несовершенное ценообразование.

Но энергорынки практически всех соседних государств уже давно перешли на более совершенные модели, а наш оптовый рынок электроэнергии продолжал существовать в том же состоянии, пережив себе подобных более чем на десять лет.

Скандал вокруг формулы "Роттердам+" выявил причины такого долголетия, — украинский рынок электроэнергии был хорошо приспособлен к балансированию интересов энергоолигархов с властью (или провластными олигархами), поскольку достигнутые договоренности легко реализовывались в рамках его механизмов.

Но наконец-то приближается знаковое событие, которое пока не всегда заметно в мутной воде предвыборных дискуссий вокруг газовой тематики.

1 июля этого года должен заработать рынок двусторонних контрактов. Эта модель является разновидностью модели свободного доступа к сетям, при которой каждый потребитель имеет возможность сам выбирать себе поставщика (производителя) электроэнергии на основе их ценовых предложений. Такая модель используется в большинстве развитых стран мира, хорошо приспособлена для создания конкурентной среды, но довольно сложна для участников рынка, требует от них значительных дополнительных затрат на обеспечение его функционирования.

В Украине готовятся идти по такому пути еще с 2001 г., после принятия Концепции реформирования рынка электроэнергии. Но анализ уже сделанного, а также наработанных планов реформ свидетельствует, что с 1 июля для украинских энергетиков и потребителей могут наступить сложные времена.

Многочисленные ценовые прогнозы, приводившиеся в последнее время в СМИ и на дискуссионных площадках (мы тоже выполняли соответствующие расчеты в рамках проектных исследований), свидетельствуют, что запланированная трансформация рынка приведет по меньшей мере к двукратному увеличению средних цен на электроэнергию (в экспертной среде говорят и о трехкратном повышении), а для населения этот рост может быть еще большим (на рынках единого потребителя население, как правило, покупает электроэнергию процентов на 15–20 дороже по сравнению с промышленностью, проигрывая ей конкурентную борьбу за доступ к производителям с более привлекательными ценами и имея более высокие затраты на доставку).

Атомная и гидрогенерация (для них цены сегодня удерживаются на относительно низком уровне), скорее всего, практически с начала работы рынка подтянут свои цены до уровня тепловых электростанций (ТЭС), то есть поднимут их в 3–
3,5 раза. При этом при нынешней монопольной структуре производства электроэнергии (компания ДТЭК, НАЭК "Энергоатом" и ЧАО "Укргидроэнерго" в сумме производят почти 80% электроэнергии) у основных компаний-производителей фактически будет отсутствовать мотивация к сокращению затрат и соответствующему снижению цен.

Однако ключевым фактором ценовой спирали в энергетике и экономике в целом может стать дальнейшее несбалансированное развитие возобновляемой энергетики, поскольку:

— электроэнергия, произведенная с использованием возобновляемых источников энергии и имеющая гарантированный сбыт, замещает более дешевую энергию, выработанную на атомных и тепловых электростанциях;

— цена электроэнергии, произведенной с использованием возобновляемых источников, привязана к курсу евро, и повышение его курса приводит к росту для отечественных потребителей цен на эту электроэнергию в гривне;

— снижение производства на традиционных генерирующих мощностях ведет к увеличению условно-постоянных затрат на производство киловатт-часа электроэнергии;

— увеличится износ оборудования в традиционной энергетике из-за ухудшения условий ее работы.

Ветровые (ВЭС) и солнечные (СЭС) электростанции принадлежат к генерации с негарантированной мощностью (ЭНМ). Их особенностью является возможность быстрого непрогнозируемого изменения мощности под влиянием погодных факторов, которые могут иметь краткосрочный характер, — колебания мощности и долгосрочные отклонения от ожидаемого уровня — погрешности прогноза. Эти колебания и погрешности необходимо компенсировать изменением режимов работы традиционной генерации, что обусловливает необходимость повышения маневровых возможностей энергосистемы страны, которые и на сегодняшний день недостаточны.

Дальнейший рост в энергосистеме ЭНМ обострит давние проблемы балансирования энергосистемы, которые в перспективе можно решать следующим образом:

— повышение маневровых возможностей существующих угольных электростанций и дальнейшее развитие гидроэнергетики;

— внедрение специализированных технологий для повышения маневровых возможностей энергосистемы — высокоманевровых электростанций с быстрым стартом, специализированных систем поддержки и регулирования частоты и мощности, систем переноса мощности ВЭС и СЭС, а также систем использования их мощности в специализированных производствах, то есть без влияния на работу энергосистемы;

— ограничение мощности АЭС и/или ЭНМ.

К сожалению, новая модель энергорынка усложнит реализацию всех этих мероприятий.

Балансирование энергосистемы и формирование ее перспективной структуры при этой модели осуществляются на рыночных принципах, из-за чего возрастают риски инвестиций в строительстве (реконструкции) электростанций, не имеющих преференций при участии в работе рынка по новой модели. Поэтому без дополнительных гарантий инвестиции в развитие традиционной генерации выглядят маловероятными.

При этом ограничение мощности АЭС или ЭНМ противоречит идеологии новой модели рынка электроэнергии, при которой резервирование мощностей, необходимых для балансирования, оплачивают потребители, а сам процесс балансирования — субъекты, нарушившие баланс (т.е. баланс должен формироваться за счет решений субъектов, а не администрирования). Для ЭНМ на законодательном уровне гарантирована компенсация упущенной выгоды при ограничении их мощности, то есть возмещение стоимости не произведенной ими электроэнергии, которая очевидно будет осуществляться за счет потребителей, поскольку другие источники не предусмотрены.

Ограничение мощности АЭС возможно исключительно за счет покупки вспомогательных услуг по очень высоким ценам, компенсирующим ТЭС и ГЭС убытки от продажи электроэнергии по ценам ниже, чем у АЭС (только так можно "вытеснить" мощности АЭС с рынка ТЭС и ГЭС по ценовым предложениям).

То есть ограничение мощности АЭС и/или ЭНМ будет сопровождаться ростом цен на электроэнергию.

При новой модели усложняется реализация и другого направления решения проблем с регулированием энергосистемы, сопровождающих интенсивное развитие ВЭС и СЭС, — повышения маневровых возможностей существующих ТЭС и дальнейшего развития гидроэнергетики, а также внедрения специализированных технологий для повышения маневровых возможностей энергосистемы.

К тому же модернизация ТЭС может осуществляться в соответствии с Национальным планом снижения выбросов от крупных сжигательных установок. Собственно, речь идет о переходе Украины к низкоуглеродной энергетике. В этом плане систематизированы планы электрогенерирующих компаний по реконструкции существующих мощностей в тепловой генерации, срокам вывода их из эксплуатации и возможности их работы в перспективе с учетом экологических ограничений, а также нового строительства. Также в документе определены обязательства по установке газоочистительного оборудования по отдельным генерирующим мощностям и по возможному времени работы без установки такого оборудования. Для реализации плана требуется финансирование в объеме 15–20 млрд долл.

Если существующая модель оптового рынка электроэнергии предусматривала возможность предоставления инвестиционных надбавок на выполнение мероприятий по развитию генерации Объединенной энергетической системы Украины (ОЭС), что выступало гарантией возврата кредитов и возмещения собственных средств, вложенных в реализацию соответствующих проектов, в частности проектов по реконструкции ТЭС и ГЭС, нового строительства, внедрения мероприятий по снижению негативного влияния на окружающую среду и т.п., то новая модель не предусматривает таких источников гарантий инвестирования. Источники финансирования указанного Национального плана, при новой модели рынка, прямо не определены.

Следует отметить, что источником финансирования мер по развитию традиционной энергетики, в частности реконструкции (модернизации) ТЭС, предусматривающей и приведение экологических показателей к нормативным требованиям, и внедрение специализированных технологий для повышения маневровых возможностей энергосистемы, является предусмотренная законодательством возможность Оператору систем передачи инициировать проведение конкурсов на приобретение услуг по развитию генерирующих мощностей и мероприятий по управлению спросом для обеспечения балансовой надежности при отсутствии заинтересованности инвесторов в реализации соответствующих проектов. При этом инвесторы, выигравшие конкурс, получат гарантии частичного возврата инвестиций. К сожалению, трудно сказать, когда этот механизм заработает, поскольку нормативно-правовое обеспечение проведения этих конкурсов пока разрабатывается.

Стоит указать, что времени на раскачку у украинской энергетики нет. Без внедрения уже в ближайшей перспективе специализированных технологий для повышения маневровых возможностей энергосистемы обеспечить балансовую надежность в определенные периоды времени будет невозможно.

Если же механизмы приведения выбросов загрязнителей в воздух в тепловой энергетике к нормативным значениям не заработают в этом году, то обязательства по выведению из эксплуатации энергоблоков на ТЭС и ТЭЦ возникнут уже в ближайшие годы. А это сделает проблемным не только балансирование энергосистемы, но и стабильное энергообеспечение страны.

Таким образом, новая модель энергорынка при интенсивном развитии "зеленой" энергетики поставит перед украинской энергетикой проблемы, перспективы решения которых пока непонятны.

Высокие темпы развития электроэнергии, произведенной на возобновляемых источниках, являются по сути внедрением низкоуглеродной политики ЕС в Украине. Интересно, что переход на европейские цены на газ (импортный паритет) также является элементом политики низкоуглеродного развития, поскольку спрос на газ там значительно завышен из-за обязательств по сокращению выбросов и необходимости регулировать энергосистемы с большими объемами возобновляемой энергетики (газовая тепловая генерация является меньшим загрязнителем по сравнению с угольной и имеет лучшие маневровые характеристики). Интересно, что формирование конкурентного рынка газа столкнулось с проблемами, близкими существующим на энергорынке.

Трансформация газового рынка согласно европейской целевой модели зашла в тупик из-за его монопольной структуры. Через НАК "Нафтогаз Украины" и снабжающие компании (предприятия, аффилированные с облгазами, 70% которых принадлежат олигархической группе Фирташа) по схеме специальных обязанностей населению и предприятиям теплокоммунэнерго поставляется более половины потребленного в Украине газа. При этом правительство практически не принимает меры по демонополизации рынка, сводя реформы к повышению цены на газ.

Когда в 2016 г. в средствах массовой информации шла дискуссия о повышении цен на газ, и многие эксперты говорили о неоправданности этого шага (на скважинах "Укргаздобычи" себестоимость составляла 30–40 долл. за тысячу кубометров, а некоторые специалисты называли 15–20 долл.), добывающие компании просили дать им поработать с такими ценами, не повышая рентную плату, чтобы иметь возможность вложить необходимые средства в добычу.

С тех пор прошло уже фактически три года. Добывающие компании получили огромные средства. Например, по данным СМИ, в 
2018 г. компания "Укргаздобыча" получила около 45 млрд грн инвестиционных средств, или почти 
1,7 млрд долл., увеличив при этом добычу всего на 1,3% (в целом в стране добыча выросла на 2,4%). То есть высокие цены на газ сами по себе не гарантируют высокой инвестиционной активности. Добывающие компании в условиях непрозрачного монопольного рынка демонстрируют неэффективность капитальных затрат, а внешние инвесторы в добывающую сферу не спешат.

Таким образом, дорогие электроэнергия и газ (расчеты свидетельствуют, что реализация нынешней энергетической политики приоритетного развития возобновляемой энергетики, закрепленная, в частности, в Энергетической стратегии до 2035 г., приведет к росту цен на электроэнергию в 2035 г. на 30–50%) станут фактором деиндустриализации страны.

Это окажет негативное влияние или на формирование ВВП страны, и/или на уровень инфляции, поскольку рост цен на электроэнергию обусловливает либо снижение валовых доходов при сохранении цен на продукцию, товары и услуги их производителями, либо рост цен при сохранении валовых доходов производителей на существующем уровне.

Снижение возможности конечных потребителей — домохозяйств и учреждений бюджетной сферы — покупать продукцию, товары и услуги из-за роста цен на электроэнергию приводит к уменьшению спроса на них на внутреннем рынке, что оказывает дополнительное негативное влияние на развитие экономики и формирование ВВП Украины. При этом углубление энергетической бедности будет сопровождаться накоплением потребителями долгов.

Конечно, безвыходных ситуаций не бывает. Поэтому будем надеяться, что через несколько лет все изложенное в статье будет восприниматься просто как описание негативных сценариев накануне масштабных и в дальнейшем успешных реформ в энергетике.