Орієнтири розвитку альтернативної енергетики України до 2030р.

Орієнтири розвитку альтернативної енергетики України до 2030р.

Актуальність

Минулого року країни ЄС продовжили нарощувати встановлену потужність альтернативної енергетики, зокрема найбільший приріст у 104% був досягнутий в сегменті сонячних електростанцій [1]. За консервативним сценарієм, незважаючи на необхідність подолання наслідків економічної кризи спричиненої коронавірусом SARS-CoV-2, сектор відновлювальних джерел енергії (ВДЕ) буде розвиватись і надалі.

Показовим є той факт, що єдиним джерелом енергії, яке під час карантинних заходів продемонструвало збільшення відпуску на 2% була відновлювальна енергетика [2].

Окрім цього, аналіз міжнародного досвіду подолання наслідків коронокризи в енергетичній галузі [3] свідчить, що розвинуті країни світу розраховують на нову екологічну політику, як точку зростання економіки у середньостроковій перспективі. Один з таких прикладів, - це амбіційний план ЄС по боротьбі з парниковими газами (European Green Deal) [4], що разом із Carbon border adjustment mechanism (CBAM) фактично визначає орієнтири розвитку європейської економіки на кілька десятирічь вперед. Основна суть таких змін полягає у трансформації промисловості Європейського Союзу до вуглецево-нейтральної моделі функціонування та відповідних принципів взаємодії на ринку.

З огляду на вищевикладене, для подальшого економічного зростання України, зокрема слід одночасно забезпечити сталий розвиток підприємств та вітчизняного сектору альтернативної енергетики із одночасним дотриманням інтересів споживачів[5]. Такий стратегічний підхід дозволить нашій державі не лише якісно оновити власні промислові ланцюжки, але й інтегруватись у нову економічну модель Європейського Союзу. У цьому контексті доречно вчергове підкреслити, що наша держава немає іншого шляху через історичну політику РФ [6], яка фокусується виключно на агресії та нівелюванні демократичних цінностей.

Постановка проблеми

Україна володіє достатнім потенціалом для розвитку відновлюваних джерел енергії та заміщення традиційних паливно-енергетичних ресурсів у річному розрізі 68 млн.тон.н.е., що відповідає 73 млрд.куб.м природного газу.

Відтак наша держава поставила перед собою чіткі стратегічні цілі щодо розвитку сфери відновлюваної енергетики, зокрема 11% ВДЕ в кінцевому енергоспоживанні до 2020р. [7] та 25%у первинному енергопостачанні до 2035р [8].

На сьогоднішній день основними інструментами державної політики стимулювання розвитку вітчизняного сектору ВДЕ є: встановлення НКРЕКП «зеленого» тарифу на електричну енергію, вироблену з альтернативних джерел та встановлення стимулюючого тарифу на теплову енергію з відновлювальних джерел [9].

Окрім встановлення «зелених» тарифів сектор стимулюється первинним законодавством, зокрема Законом України «Про ринок електроенергії» [10] передбачено можливість укладання довгострокових договорів на закупівлі електроенергії, виробленої за «зеленим» тарифом, до 2030 року.

Для стимулювання виробництва тепла з відновлюваних джерел енергії Верховною Радою України було прийнято Закон України [11], яким передбачено встановлення стимулюючого тарифу на теплову енергію з альтернативних джерел. Тариф на теплову енергію з альтернативних джерел встановлюється на рівні 90% діючого тарифу на теплову енергію з газу (а у разі його відсутності - на рівні середньозваженого тарифу на теплову енергію з газу в розрізі регіонів) [12].

Розвитку сфері відновлювальної енергетики також сприяє Закон України[13], яким були внесені зміни до Податкового кодексу України [14] та Закону України «Про землі енергетики та правовий режим спеціальних зон енергетичних об’єктів» [15].

У липні 2020р. Президент України підписав Закон №810-ІХ[16], який повинен був стати першим кроком на шляху вирішення проблемних питань енергоринку, зокрема в частині налагодження розрахунків із виробниками «зеленої» електроенергії. Окрім цього, Урядом України була змінена модель покладання спеціальних обов’язків (ПКМУ від 05.08.2020р. №694). Також НКРЕКП вносила зміни до Правил ринку відповідно Постановою від 04.11.2020р. №1998 та Постановою від 11.11.2020р. №2084.

Незважаючи на це, у грудні 2020р. ліквідність ринку електроенергії продовжує бути на критично низькому рівні, зокрема такій ситуації сприяють цінові маніпуляції [17].

Таким чином, існуюча законодавча база остаточно не врегулювала проблему накопичення боргів перед виробниками електроенергії із альтернативних джерел [18].

Окрім цього, Урядом України не розроблена комплексна стратегія функціонування сектору ВДЕ до 2030р. з огляду на активний розвиток водневої енергетики у світі та виклики, які пов’язані із втратою ліквідності енергоринку та зміною структури національної економіки через пандемію COVID-19.

Мета дослідження

Розробити алгоритм для розрахунку кількісних показників розвитку вітчизняного сектору ВДЕ, а також на їх основі сформувати стратегічні орієнтири альтернативної енергетики України до 2030р.

Виклад основної частини

Досягнення поставленої вище мети буде відбуватись за рахунок аналізу поточного статусу сектору альтернативної енергетики, зокрема собівартості генерації; встановлення формату взаємозв’язку між ліквідністю енергоринку та заборгованістю перед ВДЕ; розрахунку прогнозного енергобалансу до 2030р. та обсягів нарахування виробникам «зеленої» енергії; визначення дефіциту коштів ДП«Гарантований покупець» і джерел його покриття; створення стратегії мінімізації ризиків розглядуваного сектору в частині небалансів та обмеження виробництва енергії.

Розділ 1.  Короткий огляд сектору альтернативної енергетики України

За підсумками 10 місяців 2020р. встановлена потужність ВЕС та СЕС складає 1,11 ГВт та 5,98 ГВт, а фактичне виробництво 2,57 млрд.кВт год та 5,78 млрд.кВт год відповідно.

Найбільшими гравцями у сегменті вітрової генерації є ДТЕК ВДЕ (45%); ТОВ «Віндкрафт Україна» (30%); ТОВ «Вітряні парки України» (14%); NBT AS (4%). Лідерами у сегменті СЕС є компанії ДТЕК ВДЕ (10%); VR Capital (8,9%); CNBM (5%); UDP Group (2,2%); Scatec Solar (2%); TIU Canada (1%).

Вцілому сектор альтернативної енергетики України налічує 881 суб’єкт господарювання для яких встановлені «зелені» на електричну енергію, вироблену на об’єктах електроенергетики.

Починаючиз 1 квітня 2020р. «зелені» тарифи на електричну енергію, вироблену суб’єктами господарювання на об’єктах електроенергетики, що використовують альтернативні джерела енергії, та надбавки до «зелених» тарифів за дотримання рівня використання обладнання українського виробництва встановлені НКРЕКП [19] на рівні від 2,1954 грн/кВт·год (з ПДВ) до 15,807 грн/кВт·год (з ПДВ), тобто середній «зелений» тариф складає 9,0012 грн/кВт·год (з ПДВ). Водночас, вартість «зеленої» електричної енергії в країнах ЄС становить близько 4,15 грн/кВт·год (з усіма податками).

Сумарний обсяг інвестицій міжнародних компаній [20] оцінюється на рівні €2,5 млрд. – це один з найкращих, за період незалежності України, прикладів успішного залучення іноземних інвестицій в національну економіку. При цьому, за три квартали 2020р. у сектор альтернативної енергетики надійшло інвестицій на суму $1,2 млрд.

За результатами 2019р., учасниками ринку альтернативної енергетики до бюджетів усіх рівнів було сплачено 19,8 млрд.грн, що у втричі більше за сплату податків вугільним сектором [21]. У період 2009-2019рр., операторами установок ВДЕ до державного бюджету було сплачено 93,6 млрд.грн, що на 45,4 млрд.грн більше за рівень сплати податків вуглевидобувними і теплогенеруючими підприємствами.

Найбільша частка податків для обох галузей припала на ПДВ та ПДФО. Суттєвою відмінністю між податковим навантаженням на вугільну галузь та альтернативну енергетику, є сплата останніми одночасно податку на землю та екологічного податку [22].

Варто зазначити, що за рахунок сплати земельного податку суб’єктами ринку альтернативної енергетикою, за умови розвитку сектору, надходження до бюджетів усіх рівнів неухильно зростатимуть.

1.1.      Ділова активність сектору ВДЕ

Дослідження кон’юнктури сектору альтернативної енергетики [23] вказує на те, що у 2020р. на відміну від попереднього року, увага учасників ринку рівномірно зосереджена і знаходиться виключно в діапазоні середнього-високого рівня ділової активності. Даний факт вказує на загострення ситуації, появу нових викликів [24], збільшення ваги інформаційно-політичного фактору.

Ділову активність у вітчизняному секторі альтернативної енергетики демонструють більше 50 суб’єктів. Класифікуємо їх за принципом цільової аудиторії, визначивши топ-5 груп: великі промислові підприємства; енергогенеруючі компанії та інші учасники ринку: НЕК «Укренерго», ДП «Гарантований покупець», ДП «Оператор ринку»; органи державної влади; міжнародні фінансові організації та інвестори; професійні асоціації, експертне середовище та суспільство.

Аналіз інформаційного простору [25] вказує на те, що НЕК «Укренерго» та великі промислові споживачі [26] щонайменше в 10 разів мають більше цитувань за медіа-активність середньостатистичного підприємства сектору ВДЕ.

Водночас, контент-аналіз [27] публічних повідомлень середньостатистичного підприємства сектору ВДЕ дозволив встановити основні прорахунки, які полягають у недотриманні балансу між інформацією про виробничу діяльність, глобальні тренди і колективну соціальну відповідальність.

Внаслідок фактичної втрати балансу позицій в медіа-просторі, середньостатистичний представник сектору ВДЕ змушений працювати у форсованому режимі та вирішувати тактичні задачі (без врахування стратегічних орієнтирів) в ручному режимі, різними методами. 

Такий підхід середньостатистичного підприємства сектору ВДЕ має бути переглянутий, адже в розрізі довгострокової перспективи відсутність злагодженої стратегії та діалогу між усіма учасниками енергоринку призводитиме до втрати взаєморозуміння і ймовірного колапсу галузі вцілому. Незаангажованим арбітром, в тому числі у площині комунікацій, мають нарешті стати Міністерство енергетики України та НКРЕКП.

1.2.     Дохідність компаній сектору ВДЕ та собівартість виробництва «зеленої» електроенергії

Дохід будь-якої компанії сектору ВДЕ щонайменше залежить від трьох основних факторів. Перш за все, це техніко-економічні показники діючих об’єктів генерації, зокрема встановлена потужність і тариф відпуску товарної продукції, а також собівартість виробництва електроенергії. По-друге, це фактор фінансової ліквідності та кон’юнктури ринку, який включає структуру виробництва і споживання; середньозважені ціни в усіх сегментах ринку; рівень взаєморозрахунків і боргових зобов’язань; тариф оператора системи передачі; небаланси; обмеження генерації; компенсації, тощо. По-третє, політичний [28] фактор, який наприклад виражається у впливі на торгову стратегію найбільших учасників ринку електричної енергії; прийняття рішень центральних органів виконавчої влади та НКРЕКП [29]. Ділова та інформаційна активність учасників ринку найбільше впливає на вагу цих факторів, особливо в умовах настання комплексної кризи[30].

Центром Разумкова для розрахунку собівартості усіх видів генерації ВДЕ був застосований метод приведеної вартості електроенергії із урахуванням вартості грошей за період їх застосування.

Сонячні електростанції. Собівартість для даного виду генерації з 2014 по 2019 рр. знизилась більше ніж у два рази. Основним драйвером стало здешевлення основних компонентів обладнання. Значний вплив на собівартість відбувся у 2015р., коли банківські установи переглянули політику кредитування, знизили кредитні ставки та визначили такі проекти, як менш ризиковані і легко прогнозовані.

Вітрові електростанції. Вартість реалізації таких проектів, порівняно із 2012р. в середньому знизилась більше ніж на 30%. Найбільша концентрація реалізованих проектів притаманна узбережжю Чорного та Азовського морів, де вдається досягти найменшої приведеної вартості електроенергії за рахунок високого коефіцієнту перетворення потоку вітру. Для такого регіону собівартість проектів за крайні 7 років знизилась на 40%. Водночас, реалізовані проекти в інших регіонах України демонструють нижчу ефективність за південні області, і таким чином — вищу приведену вартість електроенергії.

Гідроелектростанції. Зниження собівартості виробництва електроенергії, за період 2012-2019рр., склало 25%, що є найменшим показником з усіх видів генерації ВДЕ. Така ситуація пов’язана із значною тривалістю проектних та будівельних робіт[31]. Враховуючи стан старої інфраструктури малих ГЕС, гідроенергетичний потенціал українських річок та ставки зеленого тарифу, багато українських підприємців розвивали станції потужністю до 200 кВт.

Біоенергетичні установки. Зниження собівартості виробництва електроенергії за 2013-2019рр. для цього виду генерації було найбільшим і становило більше 50%. Такий результат був досягнутий за рахунок більш ефективного використання технологій. Однак, поточна світова тенденція свідчить про те, що інвестори обирають перевірені технології тому здешевлення електроенергії із біомаси у наступні роки очікувати не слід.

Одним із шляхів розвитку біогазових технологій є виробництво біогазу з твердих побутових відходів, яких щорічно в Україні утворюється близько 10 млн тон[32].

Підсумовуючи аналіз собівартості електроенергії виробленої з альтернативних джерел слід зазначити, що його подальше зменшення може бути досягнуте лише за рахунок запровадження системи аукціонів, яка створює передумови для конкурування видів «зеленої» генерації.

1.3.      Ліквідність ринку електроенергії

Фінансова дієздатність (платоспроможність) ринку електроенергії оцінювалась шляхом розрахунку коефіцієнту миттєвої ліквідності, тобто співвідношення наявних грошових коштів до існуючих зобов’язань.

Аналіз показав, що ринок електроенергії розпочав втрачати свою ліквідність у лютому-березні 2020р., на фоні інерційного впливу адміністративно-політичного втручання та пандемії COVID-19, що призвела до зміни структури споживання [33] і виробництва [34].

Однак, основним джерелом швидкого зменшення фінансової ліквідності стали все ж таки перманентні зміни у нормативно-правові акти[35] та адміністративне втручання, що прямо не забороняло спотворювати торгові операції.

Нівелюванню поняття конкурентного середовища та дефіциту коштів на енергоринку також сприяли: додаткові обмеження ДП «Гарантований покупець» в заявці на ринку доби наперед з продажу електроенергії АЕС[36]; застосування неринкових цінових обмежень; надзвичайно жорсткі ринкові обмеження для НАЕК «Енергоатом» (зобов’язання 85% від виробництва е/е реалізовувати за встановленими цінами); відкриття доступу білоруським та російським експортерам до ринку електроенергії України [37]; збільшення квоти для продажу на РДН[38]; зменшення вдвічі тарифу на передачу [39] та оптимізація фінансових зобов’язань НЕК «Укренерго» перед учасниками ринку альтернативної енергетики [40]; адміністративно сформовані цінові диспропорції між ціною е/е для населення та промисловістю; недопрацьований механізм ринку допоміжних послуг.

Як наслідок, такі обставини призводили до штучного падіння цін в сегменті ринку доби наперед [41], збільшуючи різницю із «зеленим» тарифом [42], що стрімко підвищувало ризики банкрутства підприємств теплової генерації, НАЕК «Енергоатом» та ДП«Гарантований покупець» [43].

Тут доречно зазначити, що наслідки від адміністративно-політичного втручання в роботу енергоринку могли би бути менш помітними, якби були нижчими ставки «зеленого» тарифу[44] або встановлена потужність об’єктів альтернативної енергетики.

Частково стабілізувати ліквідність ринку електроенергії допомогла так звана антикризова Постанова НКРЕКП від 08.04.2020р. №766 [45].

Однак, штучне падіння цін на електроенергію мало місце також у жовтні 2020р [46][47]. Це підтверджує аналіз волатильності цін електроенергії в сегменті ринку доби наперед, який приведений нижче.

1.4. Волатильність [48] цін на електроенергію в сегменті ринку доби наперед

Аналіз цін на електроенергію у країнах ЄС в сегменті ринку доби наперед показав, що середньостатистичний рівень волатильності за 30 діб складає до 40% [49] і це за умови повністю лібералізованої моделі ринку та відсутності перехресного субсидіювання.

Натомість в Україні, особливо з листопада 2019р. і до нині спостерігається різка зміна цін в сегменті ринку доби наперед. При цьому рівень місячної волатильності [50] знаходиться у достатньо широкому діапазоні 57%...120%. Мали місце окремі випадки, коли ціна в сегменті РДН за кілька днів збільшувалась/зменшувалась майже вдвічі. Вцілому такі ознаки не характерні ринковим реаліям, навіть в умовах перехресного субсидіювання.

Щодо аномальної природи таких стрибків насамперед свідчить той факт, що траєкторія волотильності протягом року не підтверджується апробованими на практиці підходами: ефект кластерізації [51]; ефект повернення до середнього значення [52]; ефект левериджу [53]; ефект розподілення [54]; ефект пам’яті волотильності [55]; вплив екзогенних та ендогенних факторів [56]; принцип кореляції обсягу торгів та волатильності [57].

Отже, аномальний рівень волатильності впливає на непередбачуваність цін і призводить до непрогнозованих затрат підприємств. Відтак великим промисловим групам варто усвідомити, що їм стратегічно вигідно підвищувати енергоефективність технологічних ланцюжків; формувати фінансовий план за прогнозованими цінами замість короткострового зниження ціни у ручному режимі в адміністративно-політичній площині.

1.5.  Висновки до розділу

1. На сьогоднішній день, енергоринок продовжує характеризуватись високою концентрацією, обмеженою конкуренцією та маніпуляціями. Внаслідок цього відбувається дисбаланс, - виробники отримують збитки, а трейдери – надприбутки.

2. Підтвердженням факту зловживань на енергоринку є детальний аналіз волатильності ціни в сегменті РДН, який був проведений за методикою Європейської Комісії та встановив аномальні коливання. Даним проблемам присвячена чимала кількість журналістських розслідувань та експертних досліджень, втім ситуація залишається незмінною.

3. Втрата ліквідності енергоринку стала можливою через недосконалість моделі та нормативно-правової бази; суттєву різницю між цінами в кожному із сегментів; функціонування фізичної моделі покладання спеціальних обов’язків; відсутність ринку допоміжних послуг, а також не дієвого механізму моніторингу та штрафів.

4. Кризову ситуацію поглиблює втрата цивілізованого діалогу між учасниками ринку, розбалансованість їх позицій в медіа-полі та бажання врегульовувати проблеми у адміністративно-політичній площині.

5. Безперечно дані обставини призводять до поступового банкрутства оператора системи передачі, генеруючих компаній, а також до згортання сектору ВДЕ.

6. З огляду на світовий тренд декарбонізації та активну політику ЄС в частині «зеленого» переходу, блокування розвитку вітчизняної альтернативної енергетики позбавляє нашу державу від інтеграції із європейськими ринками. Це безпосередньо змінить геополітичний курс України на діаметрально-протилежний, а також позначитись на рецесії національної економіки вже у короткостроковій перспективі.

7. Врегулювати ситуацію, перш за все, необхідно шляхом запровадження системного моніторингу операцій на ринку, відповідно до Регламенту 2011/1227/ЄС [58] (Щодо цілісності та прозорості оптового ринку). Законопроект, який має на меті інтегрувати REMIT (Regulation of energy market integrity and transparency) в українське регуляторне поле розроблений НКРЕКП [59], але з незрозумілих причин досі не зареєстрований у Парламенті.

8. Неприйняття Законопроекту про REMIT, сприятиме процвітанню маніпуляцій; прискорюватиме настання енергетичної та економічної кризи, а також унеможливить синхронізацію ОЕС України з ENTSO-E. У даному контексті доречно нагадати, що РФ маючи близько 30% профіциту потужностей своєї енергосистеми стратегічно зацікавлена в поступовому захопленні ринку електричної енергії України.

9. На час перехідного періоду (до вступу згадуваного вище Законопроекту в силу), Уряду України слід покласти функцію адміністратора збору даних про торгові операції в усіх сегментах енергоринку на ДП «Оператор ринку» для наступного його аналізу та передачі щоденних моніторингів до Антимонопольного комітету України та НКРЕКП.

10. Вцілому, для сталого розвитку національної економіки та задоволення потреб усіх категорій споживачів необхідно визначити стратегічні орієнтири (кількісні показники) енергетичної галузі до 2030р.

Розділ 2. Базовий сценарій функціонування ОЕС України

З метою визначення вузьких місць у подальшому розвитку альтернативної енергетики було складено прогнозний енергобаланс України; розраховано динаміку приросту потужностей ВДЕ, генерації «зеленої» електроенергії та нарахування виробникам за неї.

2.1.  Прогнозний енергобаланс України до 2030р.

Прогнозний енергобаланс був складений із використанням математичних моделей Центру Разумкова, виходячи із індикативних показників Енергетичної стратегії України до 2035р. [60], а також із врахуванням впливу пандемії на споживання електроенергії у посткоронокризовий період.

Прогнозний енергобаланс передбачає, що остаточне подолання економічних наслідків гострої респіраторної хвороби COVID-19, спричиненої коронавірусом SARS-CoV-2, відбудеться у 2022р., що відобразиться на збільшенні річного споживання електроенергії на рівні 143 млрд. кВт год.

При цьому, в енергобаланс закладено пропозицію поступового зменшення теплової генерації у структурі річного виробництва електроенергії з 27,5%р. у 2021 до 19% в 2029р. Одночасно з цим зростання частки ВДЕ [61] з 14,4% (2021р.) до 28,4% (2029р.), а також збереження ролі АЕС на рівні 55%..58%. Така структура генерації, наближено відповідає вимогам європейської політики «зеленого» переходу.

Під час математичного моделювання було встановлено, що пропонований варіант інтеграції ВДЕ до балансу ОЕС України на рівні до 25% дозволяє замістити 3,21 ГВт потужностей ТЕС.Водночас, мінімальне навантаження енергоблоків ТЕС становить 3920 МВт.Тобтосклад енергоблоків для покриття навантаження такої величини дозволяє забезпечити максимальну швидкість набору потужності на рівні 0,042 од./год., що є недостатнім для відпрацювання стрибків корисного навантаження. Величина дефіциту складає приблизно 0,9 ГВт.

Даний дефіцит можливо покрити за рахунок систем накопичення електроенергії, які використовуються для вирівнювання добового графіка навантаження та компенсації раптових змін навантаження[62][63]. Результати моделювання роботи ОЕС України спільно з системами накопичення електроенергії свідчить про позитивний вплив енергоблоків теплової генерації, а саме зменшення числа пусків (зупинок) енергоблоків внаслідок вирівнювання добового графіка навантажень.

Отже, моделювання інтеграції об’єктів ВДЕ потужністю 14 ГВт та систем накопичення ємкістю 2,5 ГВт до об’єднаної енергосистеми України вказують на мінімально необхідну потребу теплової генерації на рівні 4,8 ГВт та скорочення удвічі циклів пуск/зупинка ТЕС.

Виходячи з моделювання добового балансу виробництва/споживання електроенергії для ОЕС України в 2030р. витікає, що наприклад, пікове навантаження в 25 ГВт може бути покрите за рахунок 11ГВт атомної генерації; 4 ГВт – ГЕС та ГАЕС; 4 ГВт – ВДЕ; 5 ГВт – ТЕС та ТЕЦ; 2,5 ГВт – системи накопичення електроенергії.

Таким чином, пропонується в добовому балансі використовувати лише 2 ГВт потужності теплової генерації, а решту до 3 ГВт модернізувати до можливості роботи в режимі «швидкого старту» і тримати у запасі для оперативного покриття нерівномірності споживання.

2.2.  Динаміка сегменту альтернативної енергетики

Наступним кроком, після складання прогнозного енергобалансу України до 2030р., було розраховано динаміку генерації «зеленої» електроенергії із альтернативних джерел.

Під час моделювання враховувалось, що із 2023р. буде даний старт аукціонам та розпочнеться продаж «зеленої» електроенергії на ринку.

При цьому, в динаміку сегменту альтернативної енергетики закладено пропозицію збільшення частки вітрових електростанцій у енергобалансі, починаючи із 2024р.

Таким чином, передбачається, що генерація ВЕС у 2030р. складатиме у річному енергобалансі 17,4 млрд.кВт год, що більше ніж в три рази більше за показники 2021р.

Акцент на розвиток вітроенергетики в Україні, у порівнянні із СЕС, зроблений з точки зору більшої тривалості виробництва електроенергії протягом доби/року та достатньо прогнозованим графіком виробництва, а також зручністю диспетчерського управління.

2.3. Генерація та нарахування ВДЕ

Згідно із динамікою розвитку альтернативної енергетики, стартом аукціонів та продажом «зеленої» електроенергії на ринок було здійснено розрахунок нарахування підприємствам із сектору ВДЕ.

Запропонований у даній роботі базовий сценарій розвитку альтернативної енергетики передбачає зростання портфелю виплат сектору ВДЕ з 50,9 млрд.грн (2021р.) до 121,4 млрд.грн у 2030р. Причому, останній показник розрахований при умові збуту 19% «зеленої» електроенергії на ринку.

2.4. Висновки до розділу

1. Базовий сценарій функціонування ОЕС України передбачає у 2030р. структуру генерації, яка наближено відповідає вимогам європейської політики «зеленого» переходу. Тобто відбуватиметься зменшення обсягів теплової генерації у структурі річного виробництва електроенергії, із одночасним зростанням частки ВДЕ при незмінній ролі атомних енергоблоків. При цьому, для забезпечення рівномірного графіку виробництво/споживання рекомендовано невідкладно розпочати процес розгортання інфраструктури систем накопичення електроенергії.

2. Без виконання Директиви 2010/75/ЄС [64] у середньостроковій перспективі відбудеться дестабілізація вітчизняної енергетичної галузі та економіки вцілому. Серед основних причин це невиконання НПСВ [65], зокрема через відсутність гарантованого механізму фінансування та великі за обсягами потреби в модернізації. Для врегулювання цієї проблематики пропонується прозорий та надійний механізм фінансування Національного плану скорочення викидів від великих спалювальних установок, що включає створення Державного екологічного фонду, який наповнюватиметься за рахунок акцизу з продажу електроенергії атомної генерації на ринку, коштів екологічного податку, випуску державних облігацій, міжнародних кредитів, інвестицій (грантів) та, за необхідності перехідної оплати включеної в тариф оператора системи передачі. Серед переваг запропонованої концепції є прозоре наповнення та використання коштів, гнучке регулювання джерел фінансування, фактичний старт реалізації НПСВ вже у першому півріччі 2021 року. При цьому, поступове збільшення частки ВДЕ та відповідно зменшення ролі теплової генерації у структурі річного енергобалансу, дозволить зменшити вдвічі обсяг необхідних коштів (з €4 млрд. до €2 млрд.) для виконання положень НПСВ.

3. Зменшення потужностей теплової генерації до 5ГВт, які потребують приведення у відповідності до вимог Директиви 2010/75/ЄС, дає можливість операторам великих спалювальних установок зменшити податкове зобов’язання, а також перерозподілити кошти в інвестиційній програмі на створення нових маневрових потужностей з комбінованими системами виробництва (включаючи зелену генерацію), часткової утилізації шкідливих викидів та накопичення електроенергії.

Розділ 3. Прогноз дефіциту коштів ДП «Гарантований покупець» та його покриття

При реалізації базового сценарію функціонування енергосистеми, а також виходячи із гіпотези щодо продовження дотування неринкових цін на електроенергію для населення до 2030р., розрахований дефіцит коштів ДП «Гарантований покупець» лише у рамках ПСО, починаючи із 2026р., складатиме більше 100 млрд. грн.

Вперше дефіцит коштів у розмірі 18,3 млрд.грн матиме місце вже за результатами 2021р.

Дефіцит коштів прямо буде позначатись на подальшій втраті фінансової спроможності енергоринку (див. розділ 1.4)  та зменшуватиме коефіцієнт ліквідності до критично низького діапазону: 0,1…0,2. Досягнення такого рівня ліквідності призведе до остаточного банкрутства cистемоутворюючих підприємств енергетичної галузі.

3.1.  Покриття дефіциту ДП «Гарантований покупець» при збереженні ПСО

Покрити дефіцит ДП «Гарантований покупець», за умови збереження ПСО, можливо лише за рахунок прийняття комплексу різновекторних заходів, зокрема шляхом реалізації ініціатив з підтримки сектору ВДЕ (випуск ОВДП, залучення кредитів, тощо), а також через підняття тарифу оператора системи передачі.

Математичне моделювання реалізації такого сценарію показує, що у 2021р. буде досягнуто профіцит коштів у розмірі 18,3 млрд.грн, але у наступний роках матиме місце дефіцит із трендом зростання. Така ситуація безпосередньо позначатиметься на браку фінансів для модернізації критичної інфраструктури, перш за все атомних енергоблоків.

 Також варто зазначити, що навіть незначний дефіцит коштів на дотування вартості електроенергії для населення буде погіршувати коефіцієнт ліквідності ринку. Це впливатиме перш за все на операційну діяльність генеруючих компаній та інвестиційну привабливість галузі. Водночас, враховуючи тенденцію до зростання витрат промислових підприємств на електроенергію через підвищення тарифу ОСП, така ситуація безперечно позначиться на збільшенні енергоємності ВВП та відповідно на кінцевих цінах. Таким чином, громадяни так чи інакше заплатять за дотування вартості електроенергії. Але за такого сценарію не буде навіть частково вирішуватись критична проблема, яка пов’язана із глибокою енергетичною бідністю українців.

Згідно із даними Держстату України [66], у 2019р. сукупні ресурси одного середньостатистичного домогосподарства становили 12,1 тис. грн. При цьому, сукупні витрати становили 9,7 тис. грн із яких платіжка за електроенергію - 0,25 тис. грн.

3.2. Вирівнювання цін для усіх категорій споживачів

Вирівнювання ціни електроенергії для усіх категорій споживачів призведе до ліквідації маніпуляцій із цінами на ринку. Це в свою чергу підвищить прогнозованість котирувань та дозволить учасникам ринку проводити середньострокове планування своєї діяльності. Даний крок сприятиме збільшенню прозорості торгових операцій та, відповідно, ціноутворення на споживчі товари. Таким чином, це найбільш збалансоване рішення, яке створить сприятливі умови для розвитку національної економіки в посткоронокризовий період, за рахунок збереження конкурентоздатності вітчизняних підприємств, сталого розвитку альтернативної енергетики, а також залучення інвестицій.

Виходячи із вищезазначених умов (розділ 2 та розділ 3), Центром Разумкова було проведено математичне моделювання, згідно із яким, вирівнювання цін у комплексі із іншими заходами (розділ 3.1) дозволить зменшити градієнт зростання кінцевої вартості електроенергії для промислових споживачів.

При цьому найбільший середньорічний приріст у 8,2% матиме місце в 2022р. У період 2023-2026 рр., ціна електроенергії у порівнянні з попереднім роком підвищуватиметься максимум до 6%...7%. В подальшому, наприклад у 2030р., зростання ціни не перевищить 1,2%.

Примітно, що після 2025р. збільшення кінцевої вартості електроенергії буде відбуватись здебільшого за рахунок зростання середньозваженої ціни в сегменті ринку доби наперед, зокрема через синхронізацію із ENTSO-E.

3.3. Прогноз витрат домогосподарств на електроенергію

На сьогоднішній день, кінцева вартість електроенергії для побутових і промислових споживачів України на 69% та 52% відповідно нижче за показники держав ЄС [67].

Це пояснюється історичним фактором, адже тематику збереження пільгових цін на електроенергію для населення використовували українські політики зі шкодою національній економіці. Таким чином, підхід перехресного субсидіювання не давав нічого іншого, окрім дивідендів авторам такої стратегії і дефіциту коштів для системоутворюючих підприємств енергетичної галузі.

Найбільш показово демонструє характер перехресного субсидіювання, це порівняння тарифу на електроенергію для побутових споживачів із динамікою зростання середньої пенсії та заробітної плати.

Поступове приведення ціни на електроенергію для побутових споживачів до ринкового рівня співставне із очікуваним зростанням рівня доходів громадян [68]. Окрім цього, майже 3 млн. громадян, що отримують субсидії не відчують впливу ринкового рівня ціни на власний добробут.

На сьогоднішній день, витрати середньостатистичного домогосподарства України на електроенергію складають 2,6% від сукупних витрат, а після вирівнювання будуть складати близько 6%.

3.4.   Висновки до розділу

Окрім моніторингу торгових операцій, для подальшого збалансування вітчизняного енергоринку (висновки до розділу 1) і відповідно сталого розвитку альтернативної енергетики необхідно:

1. Усунути перехресне субсидіювання, тобто вирівняти ціни на електроенергію для усіх категорій споживачів;
2. Удосконалити систему проведення аукціонів у сегменті двосторонніх договорів [69][70];
3. Завершити погашення боргів ОРЕ через механізмами ЗУ № 719-ІХ від 17.06.2020;
4. Випустити облігації внутрішньо-державної позики [71];
5. Здійснити залучення кредитних коштів від державних банків та міжнародних фінансових організацій [72];
6. Встановити на балансуючому ринку граничних цін на електроенергію, які спонукатимуть виробників та інших учасників ринку дотримуватись комерційних графіків купівлі-продажу.
7. Запустити ринок допоміжних послуг;
8. Провести аудит і  вдосконалити функції ДП «Гарантований покупець» та постачальника універсальних послуг, відповідно до рекомендацій USAID та Енергетичного співтовариства.

Розділ 4. Обмеження генерації ВДЕ та небаланси

Діюче нормативне поле недосконало регулює питання обмеження [73] зеленої генерації та небалансів енергетичної системи вцілому. Це в свою чергу призводить до дискримінації учасників, а також сприяє накопиченню боргів та зниженню інвестиційної привабливості сектору альтернативної енергетики.

Втім, першим кроком, який дозволив розпочати інсталяцію системи прозорого контролю за енергоринком стало затвердження Методики розрахунку обмежень зеленої генерації, відповідно до кращих практик ЄС [74].

4.1.  Досвід провідних країн світу

Найвищі обмеження генерації ВЕС та СЕС мають місце у Австралії, на рівні 3,3% та 8,5% через від`ємні ціни на електроенергію та мережеві обмеження. Найменші, в Іспанії на рівні 0,1% та 0% для вітрової та сонячної генерації відповідно. При цьому компенсація відбувається на ринковій основі (15% від ціни у сегменті РДН). Аналогічний підхід компенсації, але з різними ставками застосовують Великобританія, Данія, Італія та Німеччина (95% від ціни у сегменті РДН). Основними причинами застосування обмежень є низька гнучкість теплової генерації; надлишкове виробництво електроенергії; регіональна диспропорція виробників та споживачів; обмежені можливості інфраструктури. Втім, провідні країни світу мають розроблені стратегії по зменшенню рівня обмежень, які включають заходи по розбудові міждержавних інтерконекторів; збільшенню пропускної здатності енергосистеми; широке використання систем накопичення; розвиток регіональних енергосистем та розумних мереж.

Досвід країн ЄС в частині відповідальності за небаланси [75] різниться за своїми підходами [76], але вцілому дозволяє Україні врегулювати проблемні питання сектору альтернативної енергетики наступними ініціативами.

а).Відсутність відповідальності учасників ринку альтернативної енергетикиза небаланси досягається за рахунок запровадження фінансової відповідальності для виробників ВДЕ [77], а також через покладання відповідних зобов’язань на інших учасників ринку.

Для прикладу, в Португалії, постачальник останньої надії відповідає за небаланси ВДЕ, які визначаються обсягами, що не були реалізовані на оптовому ринку. Польський досвід визначає відповідальним за балансування системи оператора системи передачі, який діє відповідно до Кодексу [78]. Натомість в Мальті балансування ВДЕ покладено на операторів розподільних систем, а Литва запровадила комбіновану систему відповідальності, яке розділено між операторами систем передачі та розподілу. Данія вирішує проблему небалансів виробників альтернативної енергії через механізм покладання спеціальних обов’язків.

б).Відсутність прогнозованості генерації врегульовується шляхом запровадження системи точного прогнозування генерації ВДЕ [79] із використанням аналізу даних гідрометеорологічних станцій та попиту за аналогічні періоди минулих років.

в).Системні обмеження ВДЕ вводяться лише за умови розробленої методики компенсації фінансових затрат, яке передбачає встановлення доплати до «зеленого» тарифу або відшкодування за аукціонною (ринковою) ціною. Також поширеним інструментом прозорого відшкодування стало впровадження балансуючого ринку в режимі реального часу. Фактично це інструмент, який допомагає системним операторам синхронізувати короткостроковий попит і пропозицію шляхом розміщення відповідних заявок. За таких умов виробникам сплачують компенсацію лише в момент вимушеного зменшення обсягів виробництва.

г).Низький рівень поінформованості учасників ринку, вирішується шляхом забезпечення загальної прозорості процесів [80], зокрема через створення комунікаційних майданчиків.

д).Проблема переобтяженості генеруючих потужностей вирішується шляхом підвищення гнучкості та децентралізації енергосистеми, впровадження систем управління попитом та будівництва високоманеврових потужностей у комбінації із розширенням інфраструктури накопичення електроенергії.

Великобританія працює над запровадженням моделі гнучкого управління енергосистемою[81]. У цій державі, ринок потужності функціонує у формі аукціонів на 4 роки вперед і на 1 рік вперед. Постачальниками потужності виступають виробники (в тому числі, системи накопичення електроенергії), а також постачальники керованого навантаження. Покупцем потужності[82] виступає системний оператор (National Grid), витрати на покупку потужності покладаються на кінцевого споживача електроенергії. Постачальники потужності, які були відібрані за результатами аукціону, зобов'язані забезпечити потужність на вимогу системного оператора в періоди високого навантаження в мережі. За надання потужності постачальники отримують щомісячні платежі. Участь в ринку потужності для постачальника добровільне, цей механізм був впроваджений для створення додаткових стимулів з метою модернізації генеруючих потужностей і розвитку поновлюваних джерел енергії. На балансуючому ринку Великобританії діє як власне балансуючий механізм, так і ряд інших послуг (забезпечення запуску з нуля, регулювання частоти, швидкий резерв, поставка реактивної потужності і т.д.). Системи накопичення енергії, як правило, беруть участь на балансуючому ринку в сегменті послуг регулювання частоти - розширене регулювання частоти.

Як показала оцінка австралійського оператора ринку АЕМО [83], розбудована система накопичення електроенергії успішно вирішує весь спектр задач пов’язаних із регулюванням частоти. Причому, на кожну послугу з регулювання частоти проводиться окремий аукціон.

Ринок первинного резерву в Німеччині, пов’язаний із об’єднаним ринком резерву сусідніх країн [84] і оцінюється на рівні 1,4 ГВт [85]. Примітно, що в об’єднаному ринку регулювання частоти можуть брати участь як виробники, так і споживачі, послуги закуповуються на щотижневих аукціонах (первинний і вторинний резерв) і на щоденних аукціонах (третинний резерв). Постачальники послуги подають заявки і отримують оплату тільки щодо обсягів потужності, наданих для регулювання (тобто оплачується тільки потужність, але не електроенергія, поставлена в рамках надання послуг). Варто зазначити, що споживачі звільнені від оплати послуг постачання електроенергії, за умови що даний ресурс поставляється в межах однієї мережі від системи накопичення енергії.

4.2.  Мінімізація ризиків сектору ВДЕ в частині обмеження генерації та небалансів

За оцінками Центру Разумкова, середній небаланс для вітчизняних ВЕС та СЕС складає 45% та 25% відповідно.

Згідно із діючим законодавством, оплата ДП «Гарантований покупець» за небаланси, розпочинає діяти з 01 січня 2021р. Учасники сегменту ВДЕ зможуть мінімізувати щорічну оплату за небаланси до рівня 1,4%[86] від обсягу продажів (доходу), при умові інсталяції системи прогнозування графіку відпуску електроенергії[87]. Цілком очікувано, що після встановлення таких систем прогнозний середній небаланс для ВЕС та СЕС складатиме 14% та 10% відповідно.

Окрім цього, Урядом України та відповідальними органами державної влади має бути автоматизований процес завантаження прогнозів генерації ВДЕ до ММS та розроблена нормативно-правова база для забезпечення можливості виходу учасників ринку альтернативної енергетики із балансуючої групи ДП «Гарантований покупець».

Очікування обмеження виробництва електроенергії ВДЕ у 2021р. складатимуть до 2 млрд. кВт год. Тому важливим є їх справедлива організація, у чіткій відповідності до Директиви ЄС 2019/944[88]. Для цього пропонується реалізувати наступний алгоритм.

4.2.1.    Крок перший. Забезпечення прозорості обмежувальних операцій та розрахунку компенсацій.

Даний етап включає заходи спрямовані на гарантування прозорого механізму визначення учасників ринку, до яких застосовуватимуться обмежувальні заходи, а також порядку нарахування компенсацій за вимушений простій.

Для цього пропонується виконати наступні дії.

а). Підвищити ліквідність ринку електроенергії, створивши умови оператору системи передачі в частині повного і своєчасного розрахунку за обмеження.

б). Перекласти відповідальність за покриття небалансів на операторів системи передачі та розподілу[89].

в). Удосконалити систему диспетчерського управління Об’єднаною енергосистемою, створивши спеціальний програмний продукт для визначення учасників ринку, щодо яких будуть вводитись обмеження та розраховуватись компенсація.

г). Автоматизувати процеси збору інформації про миттєве виробництво електроенергії учасниками ринку ВДЕ[90].

д). Провести аналіз даних миттєвої генерації об’єктами ВДЕ, співставити з величною необхідних резервів та надати за необхідністю пропозиції щодо величини і періоду обмежень в певному регіоні.

є). Здійснити аналіз наданих системою пропозицій та обрати учасника ринку, щодо якого вводяться обмеження за принципом найбільшого виробника області регулювання.

ж). Через розроблену систему розрахувати величину компенсації[91], виходячи із потужностей, що обмежуються, а також середньозваженої ціни електроенергії в сегменті балансуючого ринку за добу вимушеної зупинки.

з). Здійснити щомісячне інформування НКРЕКП, операторів системи передачі та розподілу, та безпосередньо самого учасника ринку (не пізніше 30 числа кожного місяця) про результати обмежувальних заходів та величину рекомендованої компенсації.

4.2.2.    Крок другий. Забезпечення умов для подальшої лібералізації ринку та сталого розвитку енергосистеми.

Даний етап передбачає створення умов для розвитку повноцінної моделі ринку електроенергії, з одночасним виконанням цільових показників Енергетичної Стратегії України до 2035р.

Для досягнення таких цілей пропонується виконати наступні заходи.

а). Розробити та прийняти Закон України «Про системи накопичення електроенергії та забезпечення балансової надійності ОЕС України», в якому визначити державну політику (стратегію) створення ринку накопичення електроенергії, зокрема в частині стимулювання інвесторів[92] (виробники та споживачі) та обмежень щодо акамулюючих потужностей, які перебувають у безпосередній експлуатації оператора системи передачі.

б). Зняти регуляторні обмеження, що стримують повноцінне функціонування ринку допоміжних послуг.

в). Спростити ліцензійні умови, щодо сертифікації учасників ринку допоміжних послуг[93].

г). Надати можливість промисловим підприємствам, що встановили системи накопичення електроенергії, пройти сертифікацію, як учасника ринку допоміжних послуг[94].

д). Передбачити опцію надання статусу учасників ринку допоміжних послуг для власників електромобілей, що виконуватимуть продаж електроенергії через системи зарядних станцій.

є). Впровадити на базі НЕК «Укренерго» систему управління генерацією в режимі реального часу із врахуванням фізичних[95] та статистичних[96] моделей прогнозування погоди.

ж). Синхронізація енергосистеми України із ENTSO-E, збільшення надійності, перетоків та експорту.

4.3. Висновки до розділу

На сталий розвиток альтернативної енергетики та інвестиційну привабливість сектору безумовно впливає прозора врегульованість питань обмеження генерації ВДЕ і визначення небалансів.

Основними напрямками вирішення проблемних питань мають бути:

1. Імплементація моделі функціонування в ринку електричної енергії виробників з альтернативних джерел (Feedin-premium/Contract for difference).
2. Розроблення та прийняття законопроекту про надання права виробникам електричної енергії з альтернативних джерел енергії виходити з балансуючої групи гарантованого покупця та вільно продавати електричну енергію на ринку з можливістю отримання компенсації у вигляді різниці між встановленим «зеленим» тарифом або аукціонною ціною та ринковою ціною, що не нижче, ніж ціна на ринку «на добу наперед».
3. Широкомасштабне встановлення системи прогнозування генерації «зеленої» електроенергії залежно від метеорологічних умов.
4. Законодавче врегулювання питань пов’язаних із системами накопичення електроенергії, а також розвиток електромобільності[97].
5. Синхронізація ОЕС України із ENTSО-E.

5.  Загальні висновки

1. Обґрунтовано необхідність здійснити «зелений» перехід в якості драйверу довгострокового розвитку національної економіки, зокрема в частині подолання наслідків гострої респіраторної хвороби COVID-19, спричиненої коронавірусом SARS-CoV-2.

2. Розрахунковим шляхом доведено, що в діючій моделі ринку електричної енергії мають місце маніпуляції, які призводять до банкрутства системоутворюючих підприємств енергетичної галузі та унеможливлюють подальший розвиток національної економіки.

3. Сформовано комплекс ініціатив та рекомендацій для врегулювання проблемних питань енергоринку і забезпечення сталого розвитку альтернативної енергетики.

4. Створено математичну модель, яка визначає стратегічні орієнтири розвитку альтернативної енергетики України через детальний розрахунок кількісних показників енергобалансу із врахуванням фінансової ліквідності енергоринку, кінцевих цін для споживачів та особливостей виконання «зеленого» переходу.

5. У наступних дослідженнях будуть досліджені питання адаптації промислових підприємств України до CBAM (Carbon border adjustment mechanism), а також розроблені дорожня карта розвитку водневої енергетики України[98] та національний план розгортання інфраструктури накопичення електроенергії [99].

Автор

Максим Білявський

Спеціалізується на стратегічних дослідженнях галузі