Член наглядової ради "Укренерго" Юрій Бойко: На енергоблоках скоро почнуться ремонти. Щоб уникнути відключень, доведеться не лише економити електроенергію

— Географія ракетних ударів РФ по Україні і повідомлення газовидобувних компаній говорять про націленість на газовидобуток. Як це вплине на енергетику?

— Газ у зимовий період — це основне паливо для роботи котелень, ТЕЦ, а останнім часом значною мірою і для теплової генерації. Тому для роботи енергетичного комплексу критично важливо, щоб його було достатньо.

Давайте розглянемо дуже узагальнено, що таке баланс газу в країні. Отже, у нас є газ у сховищах, внутрішній видобуток та імпорт. Саме ці три складові формують доступний ресурс газу на осінньо-зимовий період. Пригадаємо, що торік у жовтні публічно заявлялося про накопичення у сховищах газу на рівні 12,9 млрд куб. м замість 13,2 млрд куб. м, як це визначив уряд на опалювальний сезон 2024–2025 рр. Імпорт торік був незначним, тому на ситуацію практично не вплинув. І, звичайно ж, був внутрішній газовидобуток. Цей ресурс має покрити цілком конкретну потребу в газі різних груп споживачів: побутові, котельні, ТЕЦ, промисловість, бюджетна сфера тощо. І, до речі, споживання по країні з високою точністю можна спрогнозувати.

Який з цього висновок? Якщо ми зменшуємо внутрішній видобуток чи його втрачаємо, то єдиним варіантом заміщення цього обсягу є імпорт. Ще у серпні минулого року математичні розрахунки показували, що за поточних тенденцій (видобуток, накопичення, споживання) на цю зиму газу вистачить, що власне відповідає реаліям. Однак основні проблеми починають з'являтися під час підготовки до майбутньої зими — 2025–2026 рр. Останні атаки газовидобутку — це вже серйозний сигнал про те, що цей фактор треба брати до уваги.

— Скільки потрібно буде імпортувати газу цього року?

— Дуже важко називати якісь цифри чи давати прогнози в умовах, коли ми намагаємося максимально закрити інформацію з міркувань безпеки. Та навіть люди, які її мають, розходяться в оцінках, який обсяг газу нам потрібно закачати до наступної зими. Міністр енергетики Герман Галущенко в січні оцінював таку потреби у понад 1 млрд "кубів", але це було ще до першого серйозного обстрілу системи газовидобутку. Експертна оцінка тяжіла ближче до 2 млрд куб. м. Як на мене, треба виходити не лише з уже втраченого обсягу внутрішнього видобутку, а й із прогнозу наслідків майбутніх можливих терористичних атак по газовидобутку. 

Треба розуміти, що під час обстрілів якесь обладнання пошкоджується, а якесь повністю знищується. Тому відносно швидко вдається повернути в роботу певну частину устаткування, а якась частина втрачається повністю і потребує тривалого часу для заміни. Тобто маємо справу з двома факторами: короткострокове зниження видобутку і тривале. Але обидва вони говорять про те, що в поточному році газу буде видобуто менше, ніж торік, а це вимагає збільшення імпорту.

На мій погляд, сформувати необхідний запас газу — це ключовий виклик підготовки до осінньо-зимового періоду 2025–2026 рр. Величину імпорту на сьогодні оцінити важко, але це точно значно більше 2 млрд куб. м. Я б радив починати з визначення необхідного обсягу запасів газу у сховищах на початок ОЗП 2025/26 рр. З урахуванням військових ризиків, ця цифра мала би бути більшою за 13,2 млрд куб. м.

— Які кроки може зробити уряд?

— На мій погляд, єдиним можливим кроком є подальша лібералізація ринку газу, щоб простимулювати залучення приватного капіталу до цього процесу. Треба розуміти, що НАК "Нафтогаз" швидше за все не зможе самостійно імпортувати весь необхідний обсяг газу. Для цього потрібно багато грошей, наявність вільного товару на ринку Європи чи інших регіонів і пропускна спроможність газових інтерконекторів. Позитивний досвід таких кроків вже є, адже щось схоже влітку 2022-го уряд зробив на ринку пального. Пам’ятаєте, на початку війни виник жорсткий дефіцит бензину і дизелю внаслідок фізичного знищення чи пошкодження багатьох нафтобаз, а також знизилося внутрішнє виробництво пального з цих же причин. Але цю проблему було швидко подолано шляхом лібералізації цін.

— Яке значення газу для генерації? Бо у нас існує цілий наратив про децентралізовану генерацію, зокрема малі газопоршневі станції…

— Зв'язки є прямі та опосередковані. Зупинюся лише на ключових. Це споживання газу генерацією безпосередньо для виробництва електричної енергії. Водночас робота теплокомуненерго, котелень чи ТЕЦ теж сильно впливає на споживання електроенергії. Якщо приміщення недогріте централізованим опаленням, воно буде догріватись стаціонарними обігрівачами та кондиціонерами.

Якщо ми говоримо про розподілену генерацію, то, враховуючи поточні та очікувані темпи її розвитку, в найближчий рік ці об’єкти не матимуть суттєвого впливу на баланс газу. Для прикладу, візьмемо лише один блок теплової станції чи великої ТЕЦ на газу — там зазвичай йдеться про 150–300 МВт потужності. Якщо ж говорити про розподілену генерацію, для компенсації роботи одного потужного блоку теплової станції, потрібно побудувати 100–150 невеликих електростанцій…

— До речі, економічно це доцільно?

— Сучасні газопоршневі установки мають дуже хороші питомі витрати палива, які навіть нівелюють ефект масштабу великого блоку/станції. Умовно кажучи, при заміщенні 200 МВт великого блоку ТЕС генерацією сотнею сучасних малих газопоршневих установок, в цілому отримаємо ще й економію газу. Мій прогноз, що в цьому році обсяг будівництва таких станцій буде суттєвим, а вже з наступного року вони потребуватимуть окремого рядка в структурі балансу споживання газу.                                                               

За оптимістичними планами будівництва таких станцій та очікуваними режимами їхньої роботи, споживання ними газу в поточному році буде становити приблизно 5% від загальнорічного обсягу. (Мається на увазі загальна потреба всіх об'єктів розподіленої генерації, які є та будуть в країні в поточному році.) Цей обсяг, а за потреби і більший може бути наданий приватними газовидобувниками.

За поточних умов в електроенергетиці треба заміщати споживання газу всюди, де це можливо. Це ж стосується й малої розподіленої генерації. Такі об'єкти повинні мати змогу використовувати принаймні два види палива. Це дозволить підвищити ефективність їхньої роботи і знизити залежність від газу у екстремальних ситуаціях. Сьогодні технології виробництва малих станцій дуже гнучкі. Можна зустріти навіть "екзотичні" види палива, що використовуються для підтримки їхньої роботи — від мазуту і дизелю до пелетів і біопалива.

— НКРЕКП змінила тарифи "Укренерго" на цей рік: на передачу — підвищили з 528,57 грн/МВт-год до 686,23 грн/МВт-год (для підприємств "зеленої" електрометалургії — 359,55 грн/МВт-год), на диспетчеризацію — знизили до 98,97 грн/МВт-год зі 104,57 грн/МВт-год. Яка логіка?

— Логіка "Укренерго" полягає в коректному наданні розрахунків регулятору, які показують об'єктивний обсяг витрат. Компанія справедливо хоче, щоб всі витрати були покриті тарифом.

Найбільшою проблемою останніх п'яти років було коректне врахування витрат на покриття "зеленого" тарифу. Цього року, чи не вперше, маємо найбільш адекватний розрахунок цієї статті видатків. Цей тариф — максимально наближений до економічно обґрунтованого. Умовно кажучи, у 2025 р., з високою ймовірністю, не буде збільшуватися заборгованість з компенсації "зеленого" тарифу виробникам електроенергії з відновлюваних джерел. Це, звичайно, буде справедливо за умови 100%-го збору коштів за передачу електроенергії, адже саме з цього тарифу фінансується вказана послуга.

Загалом складова ПСО (спеціальних обов'язків) у тарифі "Укренерго" — близько 50%. Іншими словами, половину зібраних коштів в 2025 р. компанія спрямує на оплату "зеленого" тарифу. Це для розуміння, куди йдуть гроші, які всі платять за передачу.

— Скільки коштів за тарифом іде на операційну діяльність, які ще елементи закладені в його структурі?

— Трохи більше 10% йде на операційну діяльність. Ще є такі важливі складники у тарифі, як купівля втрат електричної енергії в мережах компанії. Також відзначив би витрати на обслуговування раніше взятих кредитів.

— Давайте поговоримо про кредити, щоб ніхто не думав, що спасіння енергетики відбувається неорганізованим дивом. На що йдуть кредити?

— За рахунок кредитів здійснюється фінансування найважливіших інвестиційних проектів, зокрема — будівництво захисних споруд другого рівня. Очевидно, що коли виникла потреба в такому капіталомісткому будівництві, значний обсяг фінансування треба було знайти швидко, і в тарифі ці витрати не закладалися. Крім того, щоб зібрати, наприклад, за рік такий обсяг коштів, тариф треба було б підвищувати принаймні вдвічі. В таких випадках залучення кредитного ресурсу є найкращим рішенням. Але необхідно усвідомлювати, що настає час, коли кредити треба повертати. З метою мінімізації тарифного впливу на кінцевого споживача це відбувається впродовж кількох років і зазвичай після кількох років так званого пільгового періоду впродовж якого тіло, а часто і відсотки компанія не сплачує. Хоча останні два твердження для українських компаній швидше виняток.

Наголошу, що тариф на передачу в 2025 р. — це не про погашення старих боргів, а про уникнення накопичення нових. НЕК "Укренерго" роками системно недофінансовувалася шляхом встановленням занижених тарифів. Як наслідок — відбувався перманентний процес накопичення боргів. Коли вони досягли критичного рівня, компанія залучала зовнішнє фінансування через випуск "зелених" бондів. Необхідно розуміти, що причина випуску цих бондів — системне тарифне недофінансування. Коли у вас об'єктивні річні витрати, скажімо, 50 млрд грн, а тарифна виручка становить 35 млрд, то навіть за збору коштів у повному обсязі ви матимете мати приріст річної заборгованості в 15 млрд грн.

— А яка сума боргу?

— На 1 січня 2025 р. заборгованість НЕК "Укренерго" перед Гарантованим покупцем становила 22 млрд грн. При цьому за 2024 р. компанії вдалося знизити заборгованість на понад 7 млрд грн 

— Як так вийшло, якщо тариф 2024 р. був дефіцитним?

— "Енергоатом", який раніше сформував борги понад 14 млрд грн, з липня по грудень 2024 р. погасив свою заборгованість в рамках ПСО перед іншими учасниками ринку. І таким чином запустив ланцюгову реакцію розрахунків, що дозволило шляхом взаємного погашення знизити заборгованість на ринку загалом. Зокрема, й на 7 млрд грн — "Укренерго" перед Гарпоком.

Крім того, на балансуючому ринку компанія погасила заборгованість на суму близько 4 млрд грн. Борг "Укренерго" на цьому сегменті ринку перед виробниками становить близько 17,5 млрд грн. Водночас компанії на балансуючому ринку винні самій "Укренерго" приблизно удвічі більше – понад 35 млрд грн.

Давайте пригадаємо, що законодавці вже кілька разів дозволяли "Укренерго" гасити борги на балансуючому ринку і перед Гарпоком з інших статей доходів. Зокрема, вже тричі доходи з оплати доступу до міждержавних перетинів Верховна Рада дозволила спрямувати на погашення боргів. Згідно з правилами Євросоюзу, ці гроші мали б спрямовуватися на будівництво інтерконекторів з енергосистемами сусідніх країн.

Одразу хочу заспокоїти, що шкоди інвестиційній програмі "Укренерго" таке переспрямування виплат не завдало, бо вартість будівництва інтерконектора становить близько 200–400 млн грн і відбувається впродовж кількох років А доходи за перетин тільки за три місяці 2022 р. склали близько 8 млрд грн. Ці кошти могли бути освоєні більш як за 10 років, тому абсолютно правильним було рішення Верховної Ради — запровадити тимчасову норму, щоб спрямувати ці гроші на погашення боргів. 

— Ви згадали про перетин. Який зараз можливий імпорт і яким він є в реальності?

— Хороша новина в тому, що ENTSO-E нам продовжила до кінця березня квоту в обсязі 2100 МВт (спочатку вона встановлювалася до кінця зими). Це той обсяг додаткової електроенергії, який можна використати для покриття дефіциту нашої енергосистеми. Цієї зими лише в окремі дні він використовувався на 50%. Навіть у холодному лютому ця квота більшість днів використовувалася на рівні лише 15–20%. І причин тут декілька.

Перша: відсутність реальних обмежень в енергосистемі. Це модель поведінки наших споживачів, які не поспішають використовувати імпорт, до тих пір, поки диспетчери балансують систему, не вдаючись до обмежень чи відключень промисловості.

Друга: електроенергія в сусідів, як правило дорожча, а національні прайскепи обмежують максимальні погодинні ціни внутрішнього ринку в більшості годин доби. Так, у більшості днів лютого диспетчери запроваджували графіки обмеження потужності для промисловості, але це ж не відключення! Це лише вказівка конкретному переліку споживачів знизити власне споживання на певну величину, без зупинки виробничих процесів. Якщо ж підприємство забезпечує умову наявності імпортної електроенергії у розмірі 60% від споживання, така команда на обмеження йому не дається. Але фізичних відключень ані бізнесу, ані побутових споживачів вже давно не застосовували, за виключенням хіба що поодиноких випадків у регіонах, які зазнавали точкових ракетних чи дронових атак. Проте в березні-квітні ситуація може змінитися.

— Чому? Тоді ж настане потепління…

— Так. Але й на наших АЕС після зими почнуться планові ремонти. А виведення блоку на 1000 МВт — це суттєва величина для нашої енергосистеми в її нинішньому стані. І я не впевнений, що можна буде без проблем замістити відсутність такого енергоблоку, тим більше кількох. Гідроресурс цього року суттєво менший — наслідок м’якої і безсніжної зими. Уникнути відключень електроенергії у період проведення планових ремонтів на теплових і атомних електростанціях можна завдяки комплексним заходам. Перше — це суворе дотримання рекомендацій щодо ощадливого споживання. В поточних українських реаліях — це надзвичайно важливо. Друге — збільшення обсягів імпорту електроенергії. Тут варто нагадати, що підприємства, які оплачують імпорт на рівні 60% і більше від обсягу власного споживання, захищені від заходів обмеження, наприклад — у виглядів графіків погодинних відключень. І третє — це підключення до загальної мережі всіх тих енергоустановок, які привіз і встановив бізнес у ролі резервних джерел живлення. Потенційно — це сотні мегават, які поки що не обліковуються в українській енергосистемі, не допомагають її балансувати, не працюють на ринку електроенергії. А це значний ресурс, який за своїм загальним обсягом міг би замінити, наприклад, одну з великих теплових електростанцій.

— Чи був експорт електроенергії в холодному лютому?

— Практично не було. Тому що морози зумовили суттєве збільшення споживання, для покриття якого потужностей внутрішньої генерації було замало, тому в нас, навпаки, зріс імпорт. Нагадаю, що експорт електроенергії зараз можливий лише за умови виникнення надлишків потужності в енергосистемі. Наприклад, у неморозний і неспекотний сонячний день, коли СЕС працюють найбільш ефективно, а споживання — далеке від максимальних значень. Так само надлишки можуть виникати у нічні години, за помірних погодних умов. В лютому факторів, які б сприяли експорту, не було.

— А як щодо ціни? Є люди, які свято вірять, що в Угорщині, Польщі, Словаччині та Румунії ціни на електрику нижчі. Розумію, що є різні сегменти ринку і ціни на електрику динамічні. Але якась різниця між нами та сусідами є?    

— Почнемо з того, що прайскепи у Європі фактично відсутні, бо встановлені вони на такому рівні, яких ринок ніколи не досягне. Тому ціноутворення там відбувається на ринкових засадах. Що це означає? Що у вихідні чи у профіцитні періоди ціна електроенергії суттєво знижується, часом аж до від’ємного значення (це, як правило, буває в теплу пору року). У вечірні години найвищого споживання, так звані піки, європейські ціни, навпаки, суттєво зростають.

Ми теж зробили диференціацію прайскепів. Сьогодні прайскеп вечірнього максимуму (17:00–23:00) — 9 грн/кВт*год, що теж немало. Але навіть за такого його рівня в наших сусідів ціна суттєво вища. Нагадаю, що закупівля електроенергії відбувається саме за погодинними цінами. Тобто коли в системі найбільший дефіцит, а це вечірній максимум, то ціна найвища і в нас, і в них. Тільки їхні ціни можуть відрізнятисяя від наших втричі.

Якщо оперувати середніми ціновими показниками, скажімо, цієї зими, то різниця між Україною і сусідами — різна. Польща ближче до нас. Румунія та Угорщина на 15–20% мають вищі ринкові ціни, а Словаччина — між двома цими групами. Навіть за відносно теплої зими, у сусідів ціна все одно вища.

Тому імпорт "везуть" здебільшого ті споживачі, для яких є критичне безперебійне і необмежене ззовні споживання, часто це підприємства з безперервним циклом виробництва.

— Можна ще ширше розсунути прайскепи в Україні, зробити їх більш диференційованими?

— Як на мене, регулятору варто розглянути можливість глибшої диференціації прайскепів, щоб ширше відкрити двері для імпорту. Бо ситуація у березні-квітні з доступністю електроенергії буде важчою — на електростанціях починається сезон підготовки до наступної зими, блоки будуть виводитися на планові ремонти. Якщо ми будемо використовувати доступну потужність міждержавних перетинів лише на 15–20%, то збалансувати енергосистему буде вкрай складно, особливо в ранкові і вечірні періоди максимального споживання. Тому держава, регулятор (НКРЕКП), повинні максимально сприяти тому, щоб обсяги імпорту збільшувалися. Це треба робити всіма можливими способами — від зміни прайскепів до консультаційної підтримки промисловості та бізнесу, які фінансово спроможні імпортувати електроенергію на рівні щонайменше 60% від власних потреб.

— Верховна Рада підтримала рішення про закупівлю обладнання болгарської АЕС Belene для добудови блоків № 3, № 4 Хмельницької АЕС. Цей Закон України про їх добудову? Яке Ваше бачення міксу?

— Почну з того, що це не Закон про будівництво двох атомних енергоблоків, а Закон України про закупівлю корпусів реакторів. Відверто кажучи, я не розумію навіщо для закупівлі обладнання приймався закон.

Що стосується самого проекту добудови цих двох блоків, то в мене недостатньо інформації, щоб надати свою оцінку. Припускаю, що серед наших читачів експертів з атомної енергетики не дуже багато, тому пропоную подивитися на цей проект з погляду аналізу будь-якого інвестиційного проекту. Для цього треба розуміти хоча б його базові показники, такі як загальна вартість, структура капіталу (яким проект буде фінансуватися), детальний мережевий графік будівництва, аналіз ринку постачальників критичного обладнання, аналіз ризиків та спосіб їх уникнення, тривалість і можливі виконавці для всіх етапів будівництва, монтажу, наладки, приєднання до зовнішніх мереж тощо. Без цієї інформації, яка зазвичай представлена в передпроектній документації — техніко-економічному обґрунтуванні, важко про щось говорити.

Тобто коли йдеться про багатомільярдне (у валюті) будівництво не можна оперувати лише заявами на кшталт "обіцяємо побудувати за три-п'ять чи десять років". Має бути дуже глибокий і детальний аналіз всіх етапів реалізації такого проекту.

Що стосується майбутнього енергоміксу, то я б виділив два етапи розвитку енергосистеми України загалом і генеруючих потужностей зокрема. Перший — це період виживання в умовах війни. Другий — відновлення і розвиток.

Коротко зупинюся на першому, бо розумію, що сьогодні ідеї щодо водневої енергетики чи офшорної вітрової генерації звучать як далекі мрії… Отже, традиційна генерація (АЕС, УГЕ, ТЕС, ТЕЦ) продовжить відігравати ключову роль, тому такі станції треба ремонтувати і захищати.

Паралельно треба продовжувати роботу з побудови регіональної енергонезалежності на основі паспортів, які вже розроблені для кожної області під керівництвом Міненерго і Мінрегіону.

Активно будуватиметься сонячна генерація, зокрема в рамках реалізації концепції активного споживача. І цей процес навіть не потребуватиме державної підтримки — дуже дешева і швидка технологія. Має хороші економічні показники, навіть за не найкращої величини інсоляції, що є в Україні. Це, до речі в перспективі змусить переглянути підхід до оцінки необхідних обсягів побудови регулюючих потужностей. Вірю в активний розвиток найближчі два-три роки розподіленої генерації на газу (плюс альтернативне паливо). Також хороші перспективи розвитку не лише в короткостроковій перспективі матимуть установки зберігання енергії (УЗЕ).

Як на мене, досі недооцінена ідея, яка, проте, вже цього року почне активно розвиватися — управління попитом, включно з появою перших серйозних агрегаторів на ринку електроенергії.

Усі ці кроки разом допоможуть нам вистояти, зберегти галузь, економіку країни, а значить і Україну!