Пресс-центр

Сергей Бедин: цена атомного киловатт-часа будет зависеть во многом от того, возложат ли на "Энергоатом" функцию дотирования населения (интервью)

Размер шрифта

Сбросить
13.03.2019

Как крупнейший производитель электроэнергии в Украине НАЭК "Энергоатом" готовится к конкурентному рынку? Почему намеченный на июль запуск либерализованной модели оптового рынка электроэнергии может быть перенесен? Какой цены следует ожидать на атомный киловатт-час после внедрения конкуренции? Об этом генеральный директор обособленного подразделения "Энергоатом – Трейдинг" НАЭК "Энергоатом" Сергей Бедин рассказал в интервью Энергореформе.

На сегодня многие эксперты и участники рынка склоняются к тому, что либерализации "опта" с 1 июля не будет. По Вашему мнению, удастся ли все-таки соблюсти сроки, определенные законом "О рынке электрической энергии"?

На сегодняшний день это зависит только от двух операторов, которые занимаются разными сегментами рынка. Это госпредприятие "Энергорынок", которое уже закупило соответствующее программное обеспечение (ПО) и осуществляет тестовые операции на рынке "на сутки вперед". И второй оператор – госпредприятие НЭК "Укрэнерго", которое заключило контракт на поставку ПО, однако оно пока находится на стадии внедрения. Представители "Укрэнерго" неоднократно заявляли о наличии проблем как с оплатой, так и с внедрением этого программного обеспечения. Поэтому дата 1 июля 2019 года весьма сомнительна.

А сам "Энергоатом" смог бы перейти к конкурентному рынку уже 1 июля?

Мы никого не задерживаем, и наша задача быть готовыми к моменту его запуска. На днях, как известно, словацкая Sfera a.s. победила в тендере на поставку НАЭК программного комплекса для работы в новом рынке. Четырех месяцев нам в принципе хватит, чтобы успеть подготовиться. Но это при условии, что регулятором будут утверждены необходимые руководства, предусмотренные Правилами рынка, а также будут решены проблемы с внедрением ПО на уровне системного оператора.

Однако процесс внедрения либерализованной модели от нашей воли не зависит, поскольку существуют еще пробелы в регуляторном поле.

Многое зависит от того, когда утвердят необходимые нормативные акты. Это, прежде всего, Порядок проведения электронных аукционов, который должен принять Кабинет министров. На уровне НКРЭКУ это руководства - по вспомогательным услугам, по балансирующему рынку, по выставлению счетов и регистрации двусторонних договоров, а также Договор о предоставлении денежной гарантии и Методика формирования цен на вспомогательные услуги. Эти документы являются приложениями к Правилам рынка, однако они до сих пор не утверждены. Хотя все тонкости работы должны быть прописаны именно там.

"Энергоатом" участвовал в разработке проекта Порядка проведения аукционов для государственных энергокомпаний. На каком этапе сейчас этот документ, по Вашим данным?

Минэнергоугля 5 февраля разослало проект в министерства и ведомства и ждет его согласования или замечаний. Проект предусматривает отбор электронной площадки и проведение на ней аукционов по продаже э/э. Ждем его публикации (это регуляторный акт) на сайте министерства для дальнейших обсуждений.

Рабочая группа рассматривала разные варианты организации аукционной площадки, например, предлагалось, чтобы каждое предприятие самостоятельно искало площадку для торгов. Однако Минэнергоугля предложило определить ее централизованно, на уровне министерства. Пока этот вопрос в стадии обсуждения.

Участники торгов на этой площадке будут конкурировать за нашу электроэнергию таким образом, чтобы мы не видели покупателя до самого момента заключения договора с победителем.

Будет ли "Энергоатом" реализовывать свою э/э через собственную трейдинговую структуру? Как такая практика согласовывается с мировым опытом?

Отдельную трейдинговую структуру для этого мы создавать не будем. У нас создано обособленное подразделение (ОП) "Энергоатом – Трейдинг". Мы будем централизованно реализовывать электроэнергию АЭС на всех сегментах рынка. На мировом рынке так делают все компании, потому что если отпустить станции в "свободное плавание", то они будут конкурировать между собой и искажать цены рынка.

По Вашим прогнозам, в каких пропорциях будет торговаться "атомная" э/э в разных сегментах рынка?

Скажу только одно. Это будут два сегмента – сегмент двухсторонних договоров и сегмент "на сутки вперед". Минимальную долю продажи э/э в сегменте "на сутки вперед" для нас устанавливает НКРЭКУ, а также законом "О рынке электрической энергии" – это 10-15%. Вот мы и планируем, что 10-15% будем продавать на этом рынке, а остальное – на рынке двусторонних договоров.

Что касается вопроса, на какие временные периоды мы будем осуществлять продажи – на год, квартал, месяц, ‒ это останется нашей коммерческой тайной.

А вот если "Укргидроэнерго", к примеру, захочет покупать у вас ночную э/э для ГАЭС (на цели закачки воды), это тоже может происходить через двусторонние договоры?

Может, но мы вынуждены, согласно закону, продавать э/э только на электронных аукционах. Будет ли у нас интерес продавать на таких электронных аукционах отдельно ночную э/э или нам будет выгоднее реализовывать ее ровным графиком – это мы уже посмотрим.

То есть приоритетно вы ориентируетесь именно на прямые договоры, после того, как реализуете на рынке "на сутки вперед" минимально требуемые объемы?

Да. Потому что, во-первых, прямой договор дает четкий ориентир: кто покупатель, какой период поставки, график и какая цена. В итоге мы можем планировать свой доход от реализации и поступление денежных средств.

А во-вторых, долгосрочный контракт можно отнести в банк и получить под него кредит на финансирование инвестиционных проектов. Тогда как при продаже на рынке "на сутки вперед" у тебя односуточная выручка – сегодня вышел продавать, сегодня и деньги получил. Никакой плановой цены и никакого планового объема быть не может. Для банков это не актив.

Но ведь "Энергоатому" придется работать и на внутрисуточном рынке?

Мы понимаем внутрисуточный рынок как возможность сглаживать ожидаемые отклонения от графика внутри суток после фиксации торгового графика по двусторонним договорам и рынку "на сутки вперед". То есть, мы продали 100%, а потом у нас идет какое-то отклонение: снижение нагрузки на блок или, наоборот, есть возможность повысить нагрузку на блоке, ‒ тогда мы этот объем либо докупаем, либо допродаем на внутрисуточном рынке.

Соответственно, на балансирующем рынке ваше участие технически невозможно?

Балансирующий рынок будет работать для всех тех, у кого оборудование соответствует требованиям "Укрэнерго" по балансированию. Все участники должны будут подавать заявки на загрузку и на разгрузку на определенные временные интервалы и определенную мощность – до 10 ступенек на разгрузку и до 10 ступенек на загрузку. "Укрэнерго" ранжирует все эти заявки и, в случае возникновения необходимости регулирования энергосистемы, удовлетворяет заявки. На загрузку – в первую очередь, наиболее дешевых заявленных энергоблоков, и на разгрузку - наиболее дорогих.

Те производители, которые могут экономить на топливе и получать хорошие деньги, могут вообще останавливаться. "Энергоатом" не может в таких режимах экономить топливо так же, как тепловая генерация. Ядерное топливо загрузили, и оно работает весь цикл. Это строго определенное количество суток. Поэтому, снижение мощности атомного энергоблока приводит к росту себестоимости э/э. Кроме того, в работе АЭС во главу угла всегда ставится ядерная безопасность. Без 100%-ной уверенности в ее соблюдении нельзя переходить к рассмотрению других аспектов этого вопроса, даже если бы экономически это было выгодно.

Что будет делать "Энергоатом" на конкурентном рынке, если внезапно на внеплановый ремонт остановится энергоблок-"тысячник" ВВЭР-1000? Чем и как будете компенсировать покупателю законтрактованную мощность?

Для подобных случаев существует следующий сценарий: мы автоматически попадаем на балансирующий рынок и будем вынуждены оплатить оператору системы передачи активацию балансирующей мощности. Но это на первый час работы. Потом мы выходим на внутрисуточный рынок, чтобы перекрыть недостаток для выполнения своих торговых графиков уже там.

На следующие сутки мы просто не будем выходить с этим недостающим объемом на рынок "на сутки вперед". То есть, сокращаем продажу э/э в этом сегменте рынка и закрываем вопрос. А кто именно будет перекрывать атомную мощность, это уже решает оператор системы передачи, который, в соответствии с заявками, будет уже активировать генерирующее оборудование других энергокомпаний. Как обычно, вначале это ГЭС, потом ГАЭС, потом тепловые энергоблоки. Можно просто посмотреть графики НЭК "Укрэнерго", которые оно публикуют на своем сайте, и увидеть, как они замещают атомную генерацию в момент выхода нашего "миллионника" во внеплановый ремонт.

Существует ли в "Энергоатоме" прогнозный финансовый баланс работы компании в конкурентном энергорынке, с учетом продажи э/э во всех его сегментах, а также дотирования "зеленой" генерации в переходный период с 1 июля 2019 года по 1 июля 2020 года?

Такого баланса нет и его никто не составлял. У нас есть финплан на 2019 год, и он сейчас находится на визировании в Кабинете министров. В нем предусмотрено, что во второй половине года мы получим средневзвешенную цену около 90 копеек за киловатт-час.

Какие примерно объемы средств будут изыматься из "Энергоатома" на субсидирование "зеленой" генерации?

По результатам 2018 года мы посчитали, сколько средств "Энергорынок" компенсирует возобновляемой энергетике и вышли на цифру порядка 15 млрд грн в год без НДС. Это объем компенсаций в период с 1 июля 2019-го по 1 июля 2020 года, – с учетом того, что не будет так интенсивно расти объем вводимых новых "зеленых" мощностей. Если же они будут галопирующим образом наращиваться, то цена вопроса возрастет.

Субсидирование "зеленой" энергетики возлагается на нас на переходный период, на один год. Мы инициировали внесение изменений в законопроект №8449-д, который предусматривает введение "зеленых" аукционов – с тем, чтобы отменить эту обязанность и сделать эту процедуру стандартной, как предусмотрено законом. А именно, чтобы "Укрэнерго", через свой тариф на передачу, компенсировал эту разницу Гарантированному покупателю.

Может ли государство вмешиваться в работу НАЭК в плане администрирования финансовых потоков компании, а также регулирования цены атомного киловатт-часа, реализуемого в конкурентном рынке?

Нет. Мы ожидаем, что государство может на нас возложить выполнение спецобязательств по дотированию населения – аналогично компенсации разницы в тарифах "зеленой" генерации. Другого рода вмешательства мы не ожидаем, потому что реформа рынка и положения Закона "О рынке электрической энергии" предполагают свободное ценообразование.

О чем говорит зарубежный опыт в плане работы ядерных энергокомпаний в условиях конкурентного рынка? Какая доля электроэнергии АЭС реализуется по двусторонним договорам? Каковы цены атомного киловатт-часа на либерализованных энергорынках?

Мы изучали опыт стран, которые эксплуатируют такие же ядерные установки как у нас – ВВЭР-1000 и ВВЭР-440. Это близлежащие к нам Чехия, Словакия, Венгрия. Они все работают на максимальной нагрузке от начала и до конца топливной кампании. Они не участвуют в маневрировании, потому как для этого есть другие мощности.

Какую именно долю атомной электроэнергии реализуют в Европе по двусторонним договорам – сказать трудно, так как у европейских энергокомпаний в портфелях зачастую есть много разных видов генерации: атомная, тепловая, гидро- и возобновляемая. Поэтому определить, какой именно киловатт реализован по двухстороннему договору, невозможно. Однако известно другое: все эти страны реализуют более 80% производимой э/э на рынке двусторонних контрактов.

Что касается цен по двусторонним контрактам европейских атомных операторов – это коммерческая тайна, а те индикативные цены, которые формируются на рынке "на сутки вперед" ‒ они для всех участников одинаковы, так как определяются по маржинальному принципу.

Можно ли вычислить цену атомного киловатт-часа по финансовой отчетности компаний?

Очень трудно это сделать, потому что, повторюсь, в каждой компании смесь разных генераций. Если же взять такую крупную мультинациональную компанию, как Electricite de France, то у них еще есть свои обязательства по продажам населению, а также виртуальным электростанциям.

Какие еще проблемы, организационного или технического характера, существуют при подготовке к рынку на данном этапе?   

Большие опасения вызывает тот факт, что у нас в отрасли мало специалистов, которые понимают, что будет с 1 июля. Например, сегодня никто не знает, как именно будет продаваться электроэнергия, начиная с этой даты. Как мы сможем продать свою электроэнергию трейдерам, поставщикам и так далее?

Все сегменты рынка запускаются с 1 июля – во-первых, мы не успеем заключить прямой контракт, во-вторых, не запустится рынок "на сутки вперед". Будет работать только внутрисуточный и балансирующий рынок. И то не на все часы первых суток работы. Никто над этим не задумывался еще, все готовятся, а вот как именно все это будет происходить, не знает никто. Нужно вносить определенные изменения в нормативную базу, чтобы рынок "на сутки вперед" и рынок двусторонних договоров смогли организационно запуститься чуть раньше, чем они начнут фактически работать.

Удовлетворяет ли вас на данном подготовительном этапе уровень сотрудничества с "Укрэнерго"? В последнее время оттуда начали уходить лучшие специалисты. Довольны ли вы эффективностью работы будущего оператора системы передачи?

Мы видим, что сроки выполнения "Укрэнерго" многих предусмотренных законом шагов либо сорваны, либо под высокой угрозой срыва. Согласно Кодексу коммерческого учета, на эту компанию возложена функция Администратора коммерческого учета. Программное обеспечение для администратора пока не закуплено и даже тендер не объявлен.

Сейчас функцию учета, вместо "Укрэнерго", выполняют бывшие облэнерго в лице операторов систем распределения (ОСР) – по постановлению НКРЭКУ. Все работает по временной схеме. Когда перестанет существовать "Энергорынок" ‒ нынешний главный оператор коммерческого учета, тогда вообще никто не будет сводить данные по стране. В "Укрэнерго" нет программного обеспечения, "Энергорынок" уже этого не делает. Точка. Коллапс.

"Укрэнерго" во всех своих публикациях в СМИ об этой проблеме умалчивает. Они готовятся к запуску балансирующего рынка, к выполнению функции администратора расчетов, а вот к запуску коммерческого учета не готовятся. А это краеугольный камень. Нет тех весов, на которых производители будут "отвешивать" электроэнергию на всех этапах технологического цикла – от производителя до потребителя.

Можно ли предположить, что на конкурентном рынке цена атомной э/э, которая сейчас составляет 56,6 коп. за 1 кВт-час, возрастет раза в два?

В два раза - это как минимум. Все зависит от того, какой механизм найдет НКРЭКУ по ликвидации перекрестного субсидирования в соответствии с пунктом 3 переходных положений закона №2019. Одним из возможных сценариев, который сейчас рассматривается, предлагается полностью возложить субсидирование населения в течение переходного периода на "Энергоатом". Это приведет к соответствующему удорожанию не только атомного киловатт-часа, но и цен на э/э остальных производителей.

Беседовал Олег Кильницкий

Энергореформа, 13.03.2019