Член набсовета "Укрэнерго" Юрий Бойко: На энергоблоках скоро начнутся ремонты. Чтобы избежать отключений, придется не только экономить электроэнергию

— География ракетных ударов РФ по Украине и сообщения газодобывающих компаний говорят о нацеленности на газодобычу. Как это отразится на энергетике?

— Газ в зимний период — это основное топливо для работы котельных, ТЭЦ, а в последнее время в значительной степени и для тепловой генерации. Поэтому для работы энергетического комплекса критически важно, чтобы его было достаточно.

Давайте рассмотрим очень обобщенно, что такое баланс газа в стране. Итак, у нас есть газ в хранилищах, внутренняя добыча и импорт. Именно эти три составляющие формируют доступный ресурс газа на осенне-зимний период. Вспомним, что в октябре прошлого года публично заявлялось о накоплении в хранилищах газа на уровне 12,9 млрд куб. м вместо 13,2 млрд куб. м, как это определило правительство на отопительный сезон 2024-2025 гг. Импорт в прошлом году был незначительным, потому на ситуацию практически не повлиял. И, конечно же, была внутренняя газодобыча . Этот ресурс должен покрыть конкретную потребность в газе различных групп потребителей: бытовые, котельные, ТЭЦ, промышленность, бюджетная сфера и т.д. И, кстати, потребление по стране с высокой точностью можно спрогнозировать.

Какой из этого вывод? Если мы уменьшаем внутреннюю добычу или ее теряем, то единственным вариантом замещения этого объема является импорт. Еще в августе прошлого года математические расчеты показывали, что при текущих тенденциях (добыча, накопление, потребление) на эту зиму газа хватит, что соответствует реалиям. Однако основные проблемы начинают появляться во время подготовки к предстоящей зиме — 2025–2026 гг. Последние атаки газодобычи — это уже серьезный сигнал о том, что данный фактор нужно учитывать.

— Сколько придется импортировать газа в этом году?

— Очень трудно называть какие-либо цифры или давать прогнозы в условиях, когда мы стараемся максимально закрыть информацию по соображениям безопасности. И даже люди, которые ей располагают, расходятся в оценках, какой объем газа нам нужно закачать до следующей зимы. Министр энергетики Герман Галущенко в январе оценивал такую потребность более чем в 1 млрд "кубов", но это было еще до первого серьезного обстрела системы газодобычи. Экспертная оценка тяготела ближе к 2 млрд куб. м. По-моему, нужно исходить не только из уже утраченного объема внутренней добычи, но и из прогноза последствий будущих возможных террористических атак по газодобыче.

Надо понимать, что при обстреле какое-то оборудование повреждается, а какое-то — полностью уничтожается. Поэтому относительно быстро удается вернуть в работу определенную часть оборудования, а какая-то часть теряется полностью и требует длительного времени для замены. То есть имеем дело с двумя факторами: краткосрочное снижение добычи и длительное. Но оба они говорят о том, что в текущем году газа будет добыто меньше, чем в прошлом, что требует увеличения импорта.

На мой взгляд, сформировать необходимый запас газа — это ключевой вызов подготовки к осенне-зимнему периоду 2025-2026 гг. Величину импорта на сегодняшний день оценить трудно, но это точно гораздо больше 2 млрд куб. м. Я бы советовал начинать с определения необходимого объема запасов газа в хранилищах до начала ОЗП 2025/26 гг. С учетом военных рисков, эта цифра должна быть больше 13,2 млрд куб. м.

— Какие шаги может предпринять правительство?

— По моему мнению, единственным возможным шагом является дальнейшая либерализация рынка газа, чтобы простимулировать привлечение частного капитала в этом процесс. Надо понимать, что НАК "Нафтогаз", скорее всего, не сможет самостоятельно импортировать весь необходимый объем газа. Для этого требуется много денег, наличие свободного товара на рынке Европы или других регионов и пропускная способность газовых интерконнекторов. Положительный опыт таких шагов уже есть, ведь что-то похожее летом 2022-го правительство сделало на рынке топлива. Помните, в начале войны возник жесткий дефицит бензина и дизеля в результате физического уничтожения или повреждения многих нефтебаз, а также снизилось внутреннее производство горючего по этим же причинам. Но данная проблема была быстро преодолена путем либерализации цен.

— Каково значение газа для генерации? Потому что у нас существует целый нарратив о децентрализованной генерации, в частности, малые газопоршневые станции…

— Связи прямые и опосредованные. Остановлюсь только на ключевых. Это потребление газа генерацией напрямую для производства электрической энергии. В то же время работа теплокоммунэнерго, котельных или ТЭЦ тоже сильно влияет на потребление электроэнергии. Если помещение недогрето централизованным отоплением, то оно будет догреваться стационарными обогревателями и кондиционерами.

Если мы говорим о распределенной генерации, то, учитывая текущие и ожидаемые темпы ее развития, в ближайший год эти объекты не будут оказывать существенного влияния на баланс газа. Например, возьмем только один блок тепловой станции или большой ТЭЦ на газу — там обычно речь идет о 150–300 МВт мощности. Если же говорить о распределенной генерации, для компенсации работы одного мощного блока тепловой станции нужно построить 100–150 небольших электростанций…

— Кстати, экономически это целесообразно?

— У современных газопоршневых установок очень хорошие удельные расходы топлива, которые даже нивелируют эффект масштаба большого блока/станции. Условно говоря, при замещении 200 МВт большого блока ТЭС генерацией сотней современных малых газопоршневых установок в целом получим еще и экономию газа. Мой прогноз, что в этом году объем строительства таких станций будет существенным, а уже со следующего года они будут нуждаться в отдельной строке в структуре баланса потребления газа.

По оптимистичным планам строительства таких станций и ожидаемым режимам их работы, потребление ими газа в текущем году будет составлять примерно 5% от общегодового объема. (Имеется в виду общая потребность всех объектов распределенной генерации, которые есть и будут в стране в текущем году.) Этот объем, а при необходимости и больше может быть предоставлен частными газодобытчиками.

В текущих условиях, сложившихся в электроэнергетике, нужно замещать потребление газа везде, где это возможно. То же самое касается и малой распределенной генерации. Такие объекты должны иметь возможность использовать по крайней мере два вида топлива. Это позволит повысить эффективность их работы и снизить зависимость от газа в экстремальных ситуациях. Сегодня технологии производства малых станций очень гибкие. Можно встретить даже "экзотические" виды топлива, используемые для поддержки их работы — от мазута и дизеля до пеллет и биотоплива.

— НКРЭКУ изменила тарифы "Укрэнерго" на этот год: на передачу — повысили с 528,57 грн/МВт-час до 686,23 грн/МВт-час (для предприятий "зеленой" электрометаллургии — 359,55 грн/МВт-час), на диспетчеризацию — снизили до 98,97 грн/МВт-ч со 104,57 грн/МВт-ч. Какова логика?

— Логика "Укрэнерго" заключается в корректном предоставлении расчетов регулятору, которые показывают объективный объем затрат. Компания справедливо хочет, чтобы все расходы были возмещены тарифом.

Наибольшей проблемой последних пяти лет был корректный учет расходов на покрытие "зеленого" тарифа. В этом году, едва ли не впервые, есть наиболее адекватный расчет этой статьи расходов. Данный тариф максимально приближен к экономически обоснованному. Условно говоря, в 2025 г., с высокой вероятностью, не будет увеличиваться задолженность по компенсации "зеленого" тарифа производителям электроэнергии из возобновляемых источников. Это конечно будет справедливо при условии 100%-го сбора средств за передачу электроэнергии, ведь именно из этого тарифа финансируется указанная услуга.

В целом составляющая ПСО (специальных обязанностей) в тарифе "Укрэнерго" — около 50%. Другими словами, половину собранных средств в 2025 г. компания направит на оплату "зеленого" тарифа. Это для понимания, куда уходят деньги, которые все платят за передачу

— Сколько средств по тарифу уходит на операционную деятельность, какие еще элементы заложены в его структуре?

— Чуть более 10% уходит на операционную деятельность. Еще существуют такие важные составляющие в тарифе, как покупка потерь электрической энергии в сетях компании. Также отметил бы расходы по обслуживанию ранее взятых кредитов.

— Давайте поговорим о кредитах, чтобы никто не думал, что спасение энергетики совершается неорганизованным чудом. На что идут кредиты?

— За счет кредитов осуществляется финансирование важнейших инвестиционных проектов, в частности строительство защитных сооружений второго уровня . Очевидно, что, когда возникла потребность в таком капиталоемком строительстве, значительный объем финансирования нужно было найти быстро, и в тарифе эти расходы не закладывались. Кроме того, чтобы собрать, например, за год такой объем средств, тариф надо бы повышать по крайней мере вдвое. В таких случаях привлечение кредитного ресурса является лучшим решением. Но необходимо отдавать себе отчет, что наступает время, когда кредиты нужно возвращать. В целях минимизации тарифного влияния на конечного потребителя это происходит в течение нескольких лет и обычно после нескольких лет так называемого льготного периода, в течение которого тело, а часто и проценты компания не платит. Хотя последние два утверждения для украинских компаний скорее исключение.

Отметим, что тариф на передачу в 2025 г. — это не о погашении старых долгов, а об избежании накопления новых. НЭК "Укрэнерго" годами системно недофинансировалась путем установления заниженных тарифов. Как следствие — происходил перманентный процесс накопления долгов. Когда они достигли критического уровня, компания привлекала внешнее финансирование из-за выпуска "зеленых" бондов. Необходимо понимать, что причина выпуска этих бондов — системное тарифное недофинансирование. Если у вас объективные годовые расходы, скажем, 50 млрд грн, а тарифная выручка составляет 35 млрд грн, то даже при сборе средств в полном объеме вы будете иметь прирост годовой задолженности в 15 млрд грн.

— А какова сумма долга?

— На 1 января 2025 г. задолженность НЭК "Укрэнерго" перед Гарантированным покупателем составила 22 млрд грн. При этом за 2024 г. компании удалось снизить задолженность более чем на 7 млрд грн

— Как так получилось, если тариф 2024 г. был дефицитным?

— "Энергоатом", ранее сформировавший долги более 14 млрд грн, с июля по декабрь 2024 г. погасил свою задолженность в рамках ПСО перед другими участниками рынка. И таким образом запустил цепную реакцию расчетов, что позволило путем взаимного погашения снизить задолженность на рынке в целом. В частности, и на 7 млрд грн — "Укрэнерго" перед Гарпоком.

Кроме того, на балансирующем рынке компания погасила задолженность на сумму около 4 млрд грн. Долг "Укрэнерго" на этом сегменте рынка перед производителями составляет около 17,5 млрд грн. В то же время компании на балансирующем рынке должны самой "Укрэнерго" примерно вдвое больше — свыше 35 млрд грн.

Давайте вспомним, что законодатели уже несколько раз разрешали "Укрэнерго" гасить долги на балансирующем рынке и перед Гарпоком по другим статьям доходов. В частности, уже трижды доходы по оплате доступа к межгосударственным пересечениям Верховная Рада разрешила направить на погашение долгов. Согласно правилам Евросоюза, эти деньги должны направляться на строительство интерконнекторов с энергосистемами соседних стран. Сразу хочу успокоить, что ущерб инвестиционной программе "Укрэнерго" такое перенаправление выплат не нанесло, потому что стоимость строительства интерконнектора составляет около 200–400 млн грн и происходит в течение нескольких лет. А доходы за пересечение только за три месяца 2022 г. составили около 8 млрд грн. Эти средства могли быть освоены более чем за 10 лет, поэтому абсолютно верным было решение Верховной Рады — ввести временную норму, чтобы направить эти деньги на погашение долгов.

— Вы вспомнили о пересечении. Какой сейчас возможен импорт и каков он в реальности?

— Хорошая новость в том, что ENTSO-E нам продлила до конца марта квоту в объеме 2100 МВт (сначала она устанавливалась до конца зимы). Это объем дополнительной электроэнергии, который можно использовать для покрытия дефицита нашей энергосистемы. Этой зимой только в отдельные дни он использовался на 50%. Даже в холодном феврале эта квота большинство дней использовалась на уровне всего 15–20%. И причин здесь несколько.

Первое: отсутствие реальных ограничений в энергосистеме. Это модель поведения наших потребителей, которые не спешат использовать импорт, до тех пор пока диспетчеры балансируют систему, не прибегая к ограничениям или отключениям промышленности.

Вторая: электроэнергия у соседей, как правило, дороже, а национальные прайскепы ограничивают максимальные почасовые цены внутреннего рынка в большинстве часов суток. Да, в большинстве дней февраля диспетчеры вводили графики ограничения мощности для промышленности, но это же не отключение! Это лишь указание конкретному списку потребителей снизить собственное потребление на определенную величину, без остановки производственных действий. Если предприятие выполняет условие наличия импортной электроэнергии в размере 60% от потребления, такая команда на ограничение ему не дается. Но физических отключений ни бизнеса, ни бытовых потребителей уже давно не применяли, за исключением разве что единичных случаев в регионах, подвергавшихся точечным ракетным или дроновым атакам. Тем не менее в марте-апреле ситуация может измениться.

— Почему? Тогда же наступит потепление…

— Да. Но и на АЭС после зимы начнутся плановые ремонты. А вывод блока на 1000 МВт — это существенная величина для нашей энергосистемы в ее нынешнем состоянии. И я не уверен, что можно будет без проблем заместить отсутствие такого энергоблока, тем более нескольких. Гидроресурс в этом году существенно меньше — следствие мягкой и бесснежной зимы. Избежать отключений электроэнергии в период проведения плановых ремонтов на тепловых и атомных электростанциях можно благодаря комплексным мероприятиям. Первое — это строгое соблюдение рекомендаций по экономному потреблению. В текущих украинских реалиях — это очень важно. Второе — увеличение объемов импорта электроэнергии. Здесь следует напомнить, что предприятия, оплачивающие импорт на уровне 60% и более от объема собственного потребления, защищены от мер ограничения, например, в виде графиков почасовых отключений. И третье — это подключение к общей сети всех тех энергоустановок, которые привез и установил бизнес в качестве резервных источников питания. Потенциально — сотни мегаватт, которые пока не учитываются в украинской энергосистеме, не помогают ее балансировать, не работают на рынке электроэнергии. А это значительный ресурс, который по своему общему объему мог бы заменить, например, одну из крупных тепловых электростанций.

— Был ли экспорт электроэнергии в холодном феврале?

— Практически не было. Потому что морозы обусловили существенное увеличение потребления, для покрытия которого мощностей внутренней генерации было мало, поэтому у нас, наоборот, вырос импорт. Напомню, что экспорт электроэнергии сейчас возможен только при возникновении излишков мощности в энергосистеме. Например, в неморозный и нежаркий солнечный день, когда СЭС работают наиболее эффективно, а потребление далеко от максимальных значений. Излишки могут возникать и в ночные часы при умеренных погодных условиях. В феврале факторов, способствующих экспорту, не было.

— А как насчет цены? Есть люди, которые свято верят, что в Венгрии, Польше, Словакии и Румынии цены на электричество ниже. Понимаю, что есть разные сегменты рынка и цены на электричество динамичны. Но какая разница между нами и соседями?

— Начнем с того, что прайскэпы в Европе фактически отсутствуют, потому что установлены они на таком уровне, какого рынок никогда не достигнет. Поэтому ценообразование там происходит на рыночных началах. Что это значит? Что в выходные или профицитные периоды цена электроэнергии существенно снижается, порой вплоть до отрицательного значения (это, как правило, бывает в теплое время года). В вечерние часы наибольшего потребления, так называемые пики, европейские цены, напротив, существенно растут.

Мы тоже провели дифференциацию прайскэпов. Сегодня прайскэп вечернего максимума (17:00–23:00) — 9 грн/кВтч, что тоже немало. Но даже при таком его уровне у наших соседей цена существенно выше. Напомню, что закупка электроэнергии происходит именно по почасовым ценам. То есть когда в системе самый большой дефицит, а это вечерний максимум, то цена самая высокая и у нас, и у них. Только их цены могут отличаться от наших втрое .

Если оперировать средними ценовыми показателями, скажем, этой зимой, то разница между Украиной и соседями разная. Польша ближе к нам. Румыния и Венгрия на 15–20% имеют более высокие рыночные цены, а Словакия — между двумя группами. Даже при относительно теплой зиме у соседей цена выше.

Поэтому импорт "везут" в большинстве своем те потребители, которым критично бесперебойное и неограниченное извне потребление, часто это предприятия с непрерывным циклом производства.

— Можно шире раздвинуть прайскэпы в Украине, сделать их более дифференцированными?

— По-моему, регулятору следует рассмотреть возможность более глубокой дифференциации прайскэпов, чтобы шире открыть двери для импорта. Потому что ситуация в марте-апреле с доступностью электроэнергии будет более сложной — на электростанциях начинается сезон подготовки к следующей зиме, блоки будут выводиться на плановые ремонты. Если мы будем использовать доступную мощность межгосударственных пересечений только на 15–20%, то сбалансировать энергосистему будет крайне сложно, особенно в утренние и вечерние периоды максимального потребления. Поэтому государство, регулятор (НКРЭКУ), должно максимально способствовать тому, чтобы объемы импорта увеличивались. Это нужно делать всеми возможными способами — от смены прайскэпов до консультационной поддержки промышленности и бизнеса, которые финансово способны импортировать электроэнергию на уровне не менее 60% собственных потребностей.

— Верховная Рада поддержала решение о закупке оборудования болгарской АЭС Belene для достройки блоков №3, №4 Хмельницкой АЭС. Это закон Украины об их достройке? Каково ваше видение микса?

— Начну с того, что это не закон о строительстве двух атомных энергоблоков, а закон Украины о закупке корпусов реакторов. Честно говоря, я не понимаю зачем для закупки оборудования принимался закон.

Что касается самого проекта достройки этих двух блоков, то у меня недостаточно информации, чтобы дать свою оценку. Предполагаю, что среди наших читателей экспертов по атомной энергетике не очень много, поэтому предлагаю посмотреть на этот проект с точки зрения анализа любого инвестиционного проекта. Для этого следует понимать хотя бы его базовые показатели, такие как общая стоимость, структура капитала (которым проект будет финансироваться), детальный сетевой график строительства, анализ рынка поставщиков критического оборудования, анализ рисков и способ их избегания, продолжительность и возможные исполнители для всех этапов строительства, монтажа, настройки, подсоединения к внешним сетям и т.д. Без этой информации, обычно представленной в предпроектной документации — технико-экономическом обосновании, трудно о чем-то говорить.

То есть когда речь идет о многомиллиардном (в валюте) строительстве нельзя оперировать только заявлениями типа "обещаем построить за три-пять или десять лет". Должен быть очень глубокий и детальный анализ всех этапов реализации такого проекта.

Что касается будущего энергомикса, то я бы выделил два этапа развития энергосистемы Украины в целом и генерирующих мощностей в частности. Первый — это период выживания в условиях войны. Второй — восстановление и развитие.

Коротко остановлюсь на первом, потому что понимаю, что сегодня идеи о водородной энергетике или офшорной ветровой генерации звучат как далекие мечты… Итак, традиционная генерация (АЭС, УГЭ , ТЭС, ТЭЦ) продолжит играть ключевую роль, поэтому такие станции нужно ремонтировать и защищать.

Параллельно следует продолжать работу по построению региональной энергонезависимости на основе паспортов, которые уже разработаны для каждой области под руководством Минэнерго и Минрегиона.

Активно будет строиться солнечная генерация, в частности, в рамках реализации концепции активного потребителя. И этот процесс даже не будет нуждаться в государственной поддержке — очень дешевая и быстрая технология. Имеет хорошие экономические показатели, даже при не наилучшей величине инсоляции в Украине. Это, кстати, в перспективе заставит пересмотреть подход к оценке необходимых объемов построения регулирующих мощностей. Верю в активное развитие ближайшие два-три года распределенной генерации на газу (плюс альтернативное топливо). Также хорошие перспективы развития не только в краткосрочной перспективе будут иметь установки хранения энергии (УХЭ).

По-моему, до сих пор недооценена идея, которая, однако, уже в этом году начнет активно развиваться — управление спросом, включая появление первых серьезных агрегаторов на рынке электроэнергии.

Все эти шаги помогут нам выстоять, сохранить отрасль, экономику страны, а значит и Украину!