Україна успішно завершила черговий опалювальний період, але для уникнення можливих збоїв у наступному сезоні — варто детально проаналізувати допущені управлінські помилки, зокрема на ринку електроенергії.
Незважаючи на номінальний профіцит встановлених генеруючих потужностей (з близько 50 ГВт реальна потреба становить 26 ГВт), взимку 2020–2021рр. більше 8 ГВт знаходилось у аварійному ремонті або не мало достатньої кількості первинних енергоносіїв для виробництва електроенергії[1], водночас, понад 6 ГВт перебувало в резерві або в стані консервації. Також слід враховувати, що через погодні умови абсолютна більшість потужностей ВДЕ не може бути задіяна за пікового попиту в зимовий період.
Ситуація була також загострена тим, що через вимушений вихід атомних енергоблоків у ремонт під час опалювального періоду, — збільшилось навантаження на теплову генерацію, і, відповідно зросла їх аварійність[2] та інтенсивність споживання вугілля[3].
Згідно із чисельними дослідженнями Центру Разумкова[4], ціни на оптовому ринку були економічно необґрунтованими. Наприклад, у період від квітня 2020р. по березень 2021р., лише 30% торгових діб характеризувались об’єктивною ціновою кон’юнктурою, яка дозволяла покривала собівартість ТЕС і ТЕЦ. Поряд із цим, оператор системи передачі заборгував вітчизняним виробникам електроенергії в балансуючому сегменті енергоринку 3,9 млрд. грн.
Тому дане дослідження має на меті дослідити закономірності формування позитивного небалансу, тобто надлишку виробленої та не спожитої електричної енергії, яку викупляє оператор системи передачі у постачальника.
Для досягнення поставленої мети був обраний діапазон дослідження (липень 2019р.–квітень 2021р.), який включає 650 торгових діб.
Спочатку досліджувався характер розсіювання позитивних небалансів залежно від їх середньозваженої ціни (рис. 1). Було встановлено, що більшість позитивних небалансів (48%) лежать в діапазоні критично низьких цін від 600 до 1200 грн/МВт год, які не покривають собівартість генерації електроенергії. Примітним є той факт, що для цього діапазону характерне суттєве зростання обсягів позитивного небалансу (2–3 рази) у порівнянні із коридором 1300–1800 грн/МВт год.
Наступним кроком став аналіз розсіювання показників позитивного небалансу залежно від ціни електроенергії в сегменті «ринку доби наперед» (рис. 2), який продемонстрував, що найменшому обсягу позитивних небалансів відповідає ціновий діапазон 1400…1750 грн/МВт год.
Окрім цього, для досліджуваного діапазону була побудована діаграма концентрації позитивних небалансів та обсягів розвантаження (рис. 3) згідно із якою 46% команд на розвантаження здійснювалась у стандартному діапазоні до 20 000 МВт год. Тому мають бути ретельно перевірені 26% випадків розвантаження, які знаходились у діапазоні від 60 000 до 90 000 МВт год.
Також було встановлено, що з грудня 2019р., після зміни правил балансуючого сегменту[5] відбулось суттєве зростання заявок на розвантаження.
Представлений вище аналіз свідчить про наступне.
По-перше, балансуючий сегмент енергоринку не виконує повноцінну функцію, яка була передбачена у законодавстві, а саме максимальне збалансування виробництва і споживання.
По-друге, незважаючи на відміну нижнього граничного обмеження, ціноутворення в балансуючому сегементі енергоринку залишається викривленим. Така ситуація спричинена тим, що прогалини у вторинному законодавстві дозволяють недобросовісним постачальникам спотворювати торгові операції[6] та демпінгувати ціну[7], яка значно нижче рівня собівартості атомної і теплової генерації. Все це, разом із низькою платіжною дисципліною, негативно позначається на доходах ДП«Гарантований покупець» від операцій в даному сегменті та впливає на заборгованість перед сектором альтернативної енергетики.
По-третє, поточна модель балансуючого сегменту енергоринку потребує детального аудиту і вдосконалення з метою відновлення ліквідності та створення належних умов для підготовки вітчизняних генеруючих компаній до нового опалювального сезону.
Саме тому, Центр Разумкова пропонує наступні заходи.
- Скасувати взаємозв’язок верхнього граничного обмеження в балансуючому сегменті та цінової кон’юнктури ринку доби наперед.
- Внести зміни до нормативно-правової бази згідно із якими дозволити здійснювати розвантаження по блокам.
- Ліквідувати стимули для виробників подавати завищені фізичні графіки та заявки на розвантаження (запровадження штрафів за невідповідність в системі MMS).
- Збільшити розрив між цінами для позитивного та негативного небалансу.
- Заборонити реалізацію електроенергії виробленої НАЕК «Енергоатом» в балансуючому сегменті до моменту вирівнювання цін для усіх категорій споживачів.
[1] При цьому максимальна потреба склала лише 25 ГВт із врахуванням 1 ГВт резерву потужності.
[2] Аварійність українських ТЕС в рази вище, аніж була в сезон 2019–2020рр. Все через несвоєчасно виконані програми ремонтних робіт. Причин дві — спочатку не було коштів (у І кварталі 2020р. теплова генерація простоювала, бо надходив імпорт електроенергії), у пік споживання та період ремонтів Енергоатома (грудень 2020–2021) тепловики зупинитись немогли.
[3] Тут варто нагадати, що на рівень наповнюваності складів вугіллям негативно вплинув вимушений простій шахт у першій половині 2020р., який був спричинений дефіцитом коштів на енергоринку.
[4] Дослідження «Дефекти енергоринку, як виклик національній безпеці». Режим доступу — https://razumkov.org.ua/statti/defekty-energorynku-iak-vyklyk-natsionalnii-bezpetsi
[5] Постанова НКРЕКП від 26.11.2019р. №2485
[6] Це відбувається за рахунок укладення договорів на поставку обсягів електроенергії вище можливих між трейдерами та державними підприємствами сегменту теплової генерації. Після цього трейдери надають підвищену заявку на РДН, яка не виконується і переходить до ВДР, і згодом перетворюється в небаланси. Це спонукає НЕК «Укренерго» надати диспетчерську вказівку тепловій генерації обмежити обсяг виробництва.
[7] Зокрема через існування покладання спеціальних обов’язків, яка передбачає відпуск електроенергії за ціною 1 та 15 коп/кВт год відповідно від ПрАТ «Укргідроенерго» та НАЕК «Енергоатом».
