Цена атомного киловатт-часа будет зависеть во многом от того, возложат ли на “Энергоатом” функцию дотирования населения

Энергореформа, 13.03.2019

Фрагменты из интервью Сергея Бедина, генеральный директор обособленного подразделения “Энергоатом – Трейдинг” НАЭК “Энергоатом”

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 Сергей Бедин рассказал в интервью.

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.

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.

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.

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

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.

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.

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. “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.

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.

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.

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.

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.