Системні недоліки української енергетики в опалювальний сезон 2014/2015 рр. стали подвійним ударом для споживачів енергоресурсів. Не лише через війну дисбаланс в енергосистемі між виробництвом електроенергії та попитом сягнув критичного рівня. Війна на Сході України і окупація Криму кристалізували проблеми, які не вирішувалися десятиліттями і врешті знову призвели до віялових відключень споживачів електроенергії. На цьому тлі на енергоринку України починає розгортатися криза неплатежів.
Проблеми з поставками енергетичного палива становлять загрозу енергетичній безпеці країни давно. Розгнівані шахтарі під будинком уряду України 28 січня засвідчили це. Їм байдуже, хто винуватий в їхньому запрограмованому безробітті - коаліція, парламент, уряд, олігархи. Вони за своє, за те, що їм болить.
Однак боляче і болить не лише шахтарям - усій країні. І через стан сучасної енергетики також. Сьогоднішню ситуацію можна порівняти з початком 90-х років минулого століття, коли енергосистема України через тотальну кризу неплатежів перебувала на межі розвалу. Хоча вугільні об'єднання тоді (і ще минулого року) отримували мільярдні державні дотації, а імпортований природний газ, у тому числі для енергогенерації, коштував на порядок дешевше. А структурні диспропорції електроенергетичного балансу України нівелювалися паралельною роботою з енергосистемою на той час дружньої північної країни.
Сьогодні сприйняття та усвідомлення українським суспільством ситуації в енергетиці країни, зокрема в електроенергетиці, кардинально змінюється. Стає зрозумілим, що енергосистема України знову на межі розбалансування. Проте і надзвичайний стан в енергетиці не може тривати нескінченно. Врешті-решт, у процесі реформ структурні диспропорції енергетичного балансу країни мають бути усунені.
Структурні диспропорції енергосистеми України
Особливістю Об'єднаної енергосистеми України (ОЕС) є надлишок базової та дефіцит маневрової потужностей.
За даними Міненерговугільпрому України, загальна встановлена потужність електростанцій загалом по країні на початок 2014 р. становила 54,5 ГВт, з яких 51% припадає на теплові електростанції (ТЕС), 25% - атомні електростанції (АЕС), 10% - гідроелектростанції та гідроакумулюючі електростанції (ГЕС та ГАЕС), 12% - теплоелектроцентралі (ТЕЦ), блок-станції та інші об'єкти, близько 2% - на відновлювані джерела енергії, такі, як вітрові (ВЕС) і сонячні (СЕС) електростанції.
Незважаючи на очевидну для фахівців проблему з нестачею маневрових потужностей, жодний із стратегічних документів розвитку галузі не визначив шляхів її розв'язання як пріоритету розвитку ОЕС країни. Певною мірою проблема вирішувалася покриттям пікового навантаження за рахунок маневрових потужностей, розташованих за межами України. Натомість за останні 25 років структура встановленої потужності майже не змінилася у бік зростання частки маневрових потужностей.
Проте за цей час значно змінилася структура виробництва електроенергії за видами первинних енергоресурсів завдяки зменшенню виробництва електроенергії з використанням природного газу та зростанню частки атомної енергетики в електроенергетичному балансі країни. Атомні станції стали основним джерелом покриття базової частини графіка навантаження енергосистеми.
За даними НЕК "Укренерго", різниця потужностей у щоденному графіку навантаження енергосистеми (різниця максимуму та мінімуму протягом дня) сягає 8000 МВт у період максимального зимового енергоспоживання та близько 5000 МВт у літній період, що становить 10–15% усієї встановленої генеруючої потужності країни. Складність маневрування на сьогодні зумовлена тим, що близько 20 енергоблоків ТЕС перебувають у ремонті. Їх загальна потужність становить 4000 МВт. Крім того, періодично не працюють атомні енергоблоки потужністю 1000 МВт.
На нинішній момент гідроенергетика є головним джерелом високомобільного резерву. В балансі потужностей ОЕС України потужність гідроелектростанцій становить близько 10% проти оптимальних 16%. У години мінімуму для заповнення провалу графіка навантаження відбувається закачування ГАЕС. У години максимального споживання електроенергії ГЕС і ГАЕС покривають до 40–50% пікових навантажень (див. рис.).
Однак ТЕС усе ще залишаються важливим засобом регулювання режимів виробництва електричної енергії в ОЕС. В умовах відсутності маневрових потужностей регулювання здійснюється базисними (з проектним діапазоном регулювання близько 20% від номінальної потужності) блоками ТЕС потужністю 200–300 МВт зі щоденним відключенням при проходженні нічного провалу до десяти і більше блоків. Загалом за останні роки кількість пусків/зупинок блоків при регулюванні графіка навантажень становила понад 3000 разів на рік. Це при тому, що за проектними технічними характеристиками робота теплових енергоблоків потужністю 200 МВт розрахована на 600 пусків/зупинок за весь строк експлуатації. Фактично ж відбувається в середньому до 100 пусків/зупинок енергоблоку на рік.
Такі складні непроектні режими роботи базисних вугільних блоків ТЕС призводять до дострокового зношення обладнання, неекономічного режиму роботи та значних перевитрат палива. За орієнтовними розрахунками, загальні втрати енергосистеми від використання палива на пуски/зупинки становлять близько 1 млрд дол., ще 2 млрд дол. - втрати від скорочення експлуатаційного ресурсу блоків.
Крім того, технічні характеристики систем регулювання існуючого устаткування не завжди можуть забезпечити підтримку частоти в межах діючих норм (50±0,2 Гц), не кажучи вже про норму 50±0,02 Гц згідно з вимогами до енергосистем Європи.
Отже, нестача маневрових потужностей в Україні приводить до необхідності використання великих теплових енергоблоків для регулювання добових графіків електричного навантаження, що нераціонально з точки зору як втрати експлуатаційного ресурсу блоків, так і використання первинних енергоресурсів. Разом з тим надлишок потужності в нічні години за обмежених можливостей маневрування погіршує не тільки стійкість роботи ОЕС України, а й спроможність синхронної роботи ОЕС України із системами інших країн.
Структурні зміни в електроспоживанні
На противагу законсервованій структурі встановлених генеруючих потужностей України протягом останніх двох десятків років істотно змінилася структура споживання електроенергії. Головною ознакою стало збільшення в електробалансі частки населення, навіть попри зростання промислового виробництва упродовж 2001–2008 рр.
Нестаціонарні режими роботи проектно-базисних енергоблоків у маневреному режимі значно погіршують показники якості та надійності енергозабезпечення, до яких чутливі як промислові, так і побутові споживачі. Майже вся сучасна побутова техніка виходить з ладу у разі понаднормативних відхилень напруги в електричних мережах. Аварійні відключення електропостачання призводять до значних економічних втрат у споживачів без відповідної компенсації з боку постачальників через процедурні складнощі. Крім того, самі піки в абсолютному вираженні також збільшилися через зростання використання електроприладів, у тому числі для охолодження та обігріву помешкань, а також для нагріву води.
Використання електрообігріву актуалізувалося з початком опалювального сезону 2014/2015 рр., що виявило також і проблему неготовності до такого режиму експлуатації розподільчих електромереж. Не в останню чергу впливають на графік навантаження зміни в розміщенні продуктивних сил, особливо на регіональному рівні. Наприклад, Київ перетворився на мегаполіс з режимом споживання електроенергії фактично великого спального району з відповідним чітким рознесенням пікових навантажень на ранковий і вечірній максимуми. У великих містах з численними офісними центрами та хоч і поки що невеликими, але технологічними виробництвами вимоги до якості електропостачання особливо зростають. В умовах, коли існує значний дисбаланс у регіональному розміщенні базисних і маневрових/резервних генеруючих потужностей та продуктивних сил можливості регулювання також дуже відрізняються.
Закономірності еластичності попиту та платіжної дисципліни
Проблема дисбалансу попиту та пропозиції на енергетичному ринку має вирішуватися також за рахунок упровадження програм управління попитом. Існує багато технічних рішень збалансування попиту та пропозиції на ринку електроенергії, у тому числі й з боку так званих споживачів-регуляторів. Однак економічні та організаційні механізми впровадження методів управління попитом недостатньо розроблені.
Для успішної реалізації програм з управління попитом на електроенергію необхідні економічні стимули - зацікавлення споживачів. А також опрацювання методологічних, технічних і нормативно-правових аспектів, що дають можливість споживачам брати участь у регулюванні та регламентують принципи й правила енергоспоживання.
На сьогодні національний регулятор у сфері енергетики та комунальних послуг (НКРЕКП) використовує лише нормативний і тарифний методи регулювання. Хоча в Україні передбачено двозонні та тризонні диференційовані тарифи, проте потенційні стимулюючі ефекти тарифної політики майже повністю нівельовано наявністю перехресних субсидій. Економетричний аналіз показує, що попит на електроенергію є нееластичним. У середньому на 1% зростання тарифу електроспоживання зменшується на 0,1%.
Ще один важливий висновок: запізнення ефекту від зростання цін більше, ніж від зростання доходу. Іншими словами, енергоощадна свідомість споживачів швидше реагує на зростання доходу, ніж на зміну цін. При цьому малозабезпечені верстви населення скоріше виконують програму енергозбереження (економії), фактично обмежуючи енергоспоживання. Решта за можливості реалізують програму локальної енергоефективності (наприклад, утеплення фасадів приміщень, що ми спостерігаємо останнім часом).
Дослідження залежності попиту на енергію та платіжної дисципліни показують, що у разі, якщо сукупна частка витрат на електроенергію та інші комунальні послуги перевищує 20% від сукупних доходів домогосподарств, рівень оплати починає стрімко падати, що зрештою призводить до кризи неплатежів за всім ланцюжком системи енергозабезпечення, спочатку в системі житлово-комунального господарства, а згодом "ефект доміно" поширюється на всю економіку.
Теоретичні закономірності наразі знаходять своє емпіричне підтвердження. На тлі "замороженої" економіки і доходів населення в Україні з початком 2015 р. унаслідок зростання тарифів на енергоносії та дефіциту енергопалива спостерігаємо початок кризи неплатежів. І це в умовах відносно поміркованого температурного режиму останніх місяців. Про це свідчать нещодавно оприлюднені оперативні дані Всеукраїнської енергетичної асамблеї.
Заборгованість енергопостачальних компаній перед ДП "Енергоринок" уже перевищила 20 млрд грн. Рівень оплати знизився до 89,1%, хоча за останні десять років він був майже стопроцентним.
Економічні механізми управління попитом
Впровадження в життя проектів з управління споживанням електроенергії потребує розробки ефективних стимулюючих заходів. У промислово розвинених країнах досить ефективною виявилася практика включення витрат програм управління попитом у тариф на електроенергію (до 16–17%). А також невключення інвестиційної складової витрат енергетичних підприємств до введення в експлуатацію нових станцій.
Для запобігання втрати доходів, пов'язаних зі зниженням обсягу продажу електроенергії через зменшення її споживання, енергетичні підприємства складають балансові рахунки відхилення доходів. І цю різницю включають у ціну на електроенергію для споживачів на наступний рік.
Ефективним прикладом економічних механізмів управління попитом є метод добровільного обмеження навантаження, який передбачає стимулювання скорочення електроспоживання через виплати за кожну зекономлену кіловат-годину. Причому розмір таких виплат значно збільшує вартість електроенергії на оптовому ринку.
Джерелом фінансування цієї програми є оптовий ринок електроенергії. У програмі добровільного обмеження можуть брати участь будь-які кінцеві споживачі, незалежно від включення до графіку обмежень/відключень. Якщо підприємство не бажає знижувати електроспоживання за винагороду, воно у разі дисбалансу енергосистеми обмежується адміністративно. Таким чином споживачам надається право вибору: добровільно у першочерговому порядку скоротити електроспоживання та отримати за це компенсацію або підпадати під раптове відключення та нести відповідні збитки від переривання технологічного процесу випуску продукції.
У провідних країнах багато енергокомпаній усвідомили, що втрату прибутків через зменшення попиту цілком можна компенсувати через диверсифікацію видів економічної діяльності, у тому числі проведенням енергоаудиту та енергоменеджменту, встановленням приладів обліку та енергоефективного обладнання у споживачів.
В економічній теорії відомий так званий парадокс Джевонса (або ефект рикошету). Англійський вчений, економіст Джевонс ще у 1865 р. довів у своїй праці "Вугільна проблема", що підвищення на третину ефективності використання вугілля в розрахунку на тонну заліза приводить за той же період до десятикратного збільшення споживання вугілля. Тобто політика енергоефективності на макрорівні - удосконалення технологій - врешті-решт сприяє їх широкому розповсюдженню на ринку і збільшує енергоспоживання в абсолютному вираженні на макрорівні. Таким чином, участь енергокомпаній у програмах управління попитом забезпечує певний консенсус і баланс інтересів як постачальників, так і споживачів електроенергії.