Шановні колеги!
До Вашої уваги надаємо статтю міжнародного експерта CIGRE Сергія Кучера – “Ринок. Енергетика. Перезавантаження“.
Перехід до нового ринку електроенергії ставив за мету (як декларувалося і нами і тими, хто перехід підтримував ззовні):
- Створити таку конфігурацію виробництва і розподілу, яка б забезпечувала рентабельність і стимули для інвестицій в галузь.
- Збільшення торгівлі електроенергією з загальноєвропейськими ринком електроенергії. В контексті підходів до енергетичної безпеки в Європі, ми – це зовнішня частина їх ланцюжка поставок, тому чим вище ступінь подібності та інтегрованості до них, тим краще і для нас і для них.
- Мінімізувати потенціальні умови для корупції.
Ризики і проблеми переходу з ручного керування в єдиному пулі на правила відкритого ринку можна розглядати як три окремі групи: технологічні, економічні, соціально-політичні.
- Технологічні ризики, разом з організаційно-розпорядчими — це ризики режимів роботи, подачі заявок, надання та проходження диспетчерських команд, своєчасне поповнення фінансових гарантій, звірки та узгодження обсягів.
- Економічні ризики — чи буде в нових умовах виробник електричної енергії отримувати за свій продукт грошові кошти, достатні для виплати заробітної плати, підтримки стану обладнання та своєчасної модернізації, нового будівництва, повернення кредитів Світового Банку, ЄБРР, ЄІБ, що надавалися на пільгових умовах?
- Соціально-політичні — чи зможе споживач, в першу чергу населення і малий бізнес, отримувати електричну енергію за прийнятною як на його можливості ціною? Вистачить при цьому коштів для задекларованої державою підтримки розвитку виробництва електроенергії за “зеленим тарифом”?
- Кожна з цих груп ризиків повинна розглядатися на своєму рівні державного управління і отримувати випереджальне керування для уникнення або пом’якшення наслідків, в першу чергу від органів державної влади. В теорії, відкритий ринок повинен давати об’єктивні цінові сигнали учасникам щодо потреб енергосистеми, напрямів інвестицій та трансформацій. Але частка зовсім не ринкових механізмів дотацій населенню і “зеленого тарифу” перед запровадженням конкурентного ринку складала 20% (населення) та 9 % (населення) загального обсягу продаж і зростатала помітними темпами. До них ще треба додати програму технічних заходів для виконання всіх вимог синхронної роботи з ENTSO-E. Це відкрите питання – чи зможе ринок їх амортизувати за рахунок запасу міцності його архітектури, без переходу в ручний режим.
Поки що не зміг.
Поглянемо трохи назад – на енергетику України на межі століть
Той механізм, що існував – вертикальне галузеве керування об’єктами різних форм власності в “умовно ринкових” умовах планування ціни електроенергії – по суті є вимушеним проміжним етапом демонтування радянської системи, коли і підприємства і працівники були державною власністю. В переважній більшості країн енергетика працює в умовах відкритого конкурентного ринку, де кожен учасник має одну із обмежених законодавством ролей і перевага надається не вертикальній, а горизонтальній взаємодії із колегами по галузі. Це більш ефективно.
Якщо добре позгадувати, то введення Енергоринку зі створенням ДП і Ради ОРЕ, спочатку анонсувалося як перший проміжний етап, при цьому другий етап не оголошувався. Зараз, в 2022 році, можна тільки здогадуватися, чому для кінцевої архітектури в Україні обрали таку модель. Тоді, на зорі ХХI століття, вся енергетика України була державною власністю і були можливі будь-які сценарії приватизації. Отже внутрішню конкуренцію могло створити, наприклад, формування трьох-чотирьох генеруючих компаній, з приблизно однаковим складом обладнання, до структури кожної з яких входили б одночасно атомні і теплові станції. Жах і нонсенс? Тоді ще вітчизняних олігархів не було, сміливо можна було припускати, що все викуплять глобальні гравці, а таких – з досвідом володіння атомними активами, в світі чимало.
Другий етап реформи так собі підзатримався, місцевий капітал навчився комфортно себе почувати в ринку єдиного покупця і відбулася не – системна, а – повзуча приватизація – латками.
Повернемося в зовсім близьке минуле – три aбо чотири роки. Дуже схоже на те, що на одному з етапів, відбулася підміна цілей, і замість реформи енергетики після одного з перехресть, стали реформувати тільки торгівлю електроенергією. Вже перед початком дії нової нормативки була наочна криза регуляторних повноважень, що розподілилися між Оператором системи передачі, Регулятором і Міністерством, в сукупності із турбулентністю Верховної Ради.
Яка потрібна управлінська вертикаль? Чи горизонталь?
Основа будь-якого ринку – безліч зв’язків, фактично – клієнтських пар “виробник-споживач”, що самобалансуються.
Основа вертикального управління – коли між виробником і споживачем товару знаходиться Центр управління, він же – центр розподілу ресурсів.
Економічна взаємодія – це безліч конфліктів, що безперервно виникають і регулюються.
Є два підходи до керівництва системою взаємодій.
Перший полягає в тому, що завдання керівництва (центру управління) складається в прямому вирішенні конфліктів, при цьому третейське рішення приймається в залежності від цілей і балансу в конкретній ситуації. Другий – це створення правил для вирішення конфліктів без третейської участі. Центр управління розбирає тільки випадки відступу від правил. При цьому правила, при їх виконанні, повинні забезпечувати необхідний результат (Це наріжний камінь системи менеджменту якості ISO 9000 і всього сімейства її похідних. Як говорив японським топ-менеджерам один з батьків ISO Едвард Демінг в далекому 1946 році: “Займайтеся тільки якістю процесів і через п’ять років у вас не буде конкурентів”. Час підтвердив правоту його слів).
У нашій реальності, командно-регуляторна стежка завжди пролягає посередині – між створеними правилами і практичним рішеннями, що відрізняються від зафіксованих правил.
Ступінь ринковості можна легко порахувати, співставивши частку обігу пар “виробник-споживач” із загальним обсягом товарного обігу. Ринок визнається як конкурентний та ефективний, коли частка одного виробника не перевищує 10-15%, це робить сукупність обігу стійкою як до випадкових збурень, так і до ринкових спекуляцій.
В конкурентному ринку в умовах системної нерівності товарного і фінансового потоків, можливо наступні граничні варіанти:
- А. Банкрутство (хтось отримав за свій товар занадто мало);
- Б. Вертикальне управління з ручним розподілом грошей (сертифікатів, зобов’язань), при цьому, коштів умовно порівну недоотримує кожен.
Ситуація, в якій опинився новий ринок електроенергії через рік після старту, має всі ознаки варіанта А. Чи можливий з неї вихід, без переходу до плана Б?
Фінансові умови і ризики кожного з рішень що можуть прийматись фахівцям зрозумілі. В ДП Енергоринок з ними вміли впорядковуватись, в новому ринку за наявності політичної волі вони можуть бути згладжені лише на державному рівні.
А от з технологічними ризиками і пов’язаною з ними архітектурою ринку набагато складніше.
Саме зараз, через рік після запровадження відкритого ринку, технічне регулювання йде по шляху повернення до централізації. Як ми пам’ятаємо, в ринку єдиного покупця був варіант “централізоване управління – централізовані фінанси”, цей варіант працював.
У ринку ЄС працює архітектура “диспетчеризація через саморегулювання – децентралізовані фінанси”, у нас поки не вийшло. Можливо, тому що була законодавчо збільшена, в порівнянні з європейськими країнами, централізація в балансуванні енергосистеми і, відповідно – піднесена роль НЕК Укренерго? З оглядом європейських підходів до створення віртуальних електростанцій і балансуючих груп можна ознайомитися, наприклад, в статті “Підходи до об’єднання учасників конкурентного ринку електроенергії” І.В. Блінов, С.Є. Танкевич 2017, http://energy.kpi.ua/article/download/117218/114363).
Чи можливо функціонування ОЕС України в варіанті архітектури “централізована диспетчеризація – нецентралізовані фінанси”? Напевно Ні. Чи слід очікувати найближчим часом подальшої централізації фінансового регулювання? Напевне ТАК. Саме фінансового, загальне економічне, як всі пам’ятають, здійснює Регулятор.
Так що, непомітно вирівнюємо конкурентну лінію фронту шляхом відступу на раніше укріплені рубежі централізації?
А як в Європі, до енергосистеми якої ми приєдналися?
В середині ХХ сторіччя енергетика європейських країн багато в чому нагадувала радянську модель – споживання було територіально поєднано з генерацією, вертикально інтегрована компанія здійснювала повний комплекс енергетичного бізнесу на території впливу. Було кілька етапів зміни моделі бізнесу в електроенергетиці, які після створення Євросоюзу регламентуються директивами з назвою Енергопакет.
В основу сучасної європейської моделі ринку покладено конкуренцію великої кількості середніх і великих гравців, при наявності державного регулювання без керування, у держави обмежена можливість для безпосереднього втручання. Таким чином система взаємодій в енергетиці має можливість еволюції для найкращого “вбудування” в загальну конкурентну архітектуру промисловості і соціальної економіки.
Але є нюанс щодо стратегічного планування розвитку генерації і мереж.. На момент, коли на якомусь сегменті ринку виникне платежеспроміжний попит на будівництво нових об’єктів, виробники повинні мати модельний ряд з пропозицій, який підтримується мережею інжинірингу та сервісу. Лише в цьому випадку робота енергосистеми матиме необхідну гнучкість для маневрування між тиском від кліматичних змін та тиском роста споживання.
А це розрив в кілька років. Тобто великі інвестори і виробники повинні працювати не з ціновими сигналами сьогодення, а з більш глобальними трендами і аналізом ризиків.
Тому необхідно подивитись на окремі аспекти еволюції енергосистеми європейських країн, що відбулися при переході на сучасний стан (ретроспектива приблизно 30 років) і оцінити тренди, які дає відкритий ринок електроенергії країн ЄС, а також напрямки технологічної еволюції.
Відокремимо два основних: боротьба із парниковими газами і зменшення розміру інвестиційного проекта будівництва нової електростанції.
Візьмемо Німеччину, як зразок і ринкових умов у відкритому ринку електричної енергії, і державної підтримки будівництва ВЕС та СЕС. На її прикладі можливо розглянути і побачити кілька трендів. Це дійсно об’єктивно ринкові тренди, що показують куди і як швидко буде тиснути конкуренція виробників і попит споживача:
- За 30 років розмір інтервалу часу і пакету електроенергії, що торгувалися на ринку електричної енергії мають стійкий тренд до зменшення.
- Після “великого скачку” генерації СЕС та ВЕС співвідношення фінансових ринків генерації, розподілу та потужності змінилося. Фокус перейшов з генерації на розподіл і, особливо – на ринок потужності.
- Змінилися підходи до трейдерської діяльності та наповнення терміну диспетчеризація на ринках реального часу. Причому змінилися не лише в Німеччині, а вимушено і в країнах-сусідах, що мають найбільший обіг торгівлі електроенергією ВДЕ.
Можно прийняти за тезу, що головним результатом відкриття ринків і трендом на майбутнє є зменшення обсягу комерційної одиниці – обсягу контракту. Це стосується як торгової операції, так і генеруючої одиниці. І це об’єктивно. Адже велика кількість безпосередніх споживачів, що купують електроенергію для власного споживання, фіксують велику кількість торгових угод – як на довгостроковому ринку, так і ринку реального часу. Починалася торгівля з інтервалу 1 година, зараз є розуміння що перехід інтервалу постачання з 15 хв до 5 хв – це об’єктивність вже відносно недалекого майбутнього.
З генерацією також все майже зворотньо пропорційно. Для сучасних економічних реалій , нижньою межею рентабельності капітальних витрат на будівництво АЕС або вугільної ТЕС є приблизно 1000 МВт для енергоблока АЕС і 200 МВт для вугільного блоку. Але така велика встановлена потужність генеруючої одиниці, яка склалася не сьогодні, вже призвела до того, що вона надають практично всі суміжні послуги – резерву потужності, регулювання реактивної потужності. І це створює додаткове напруження при роботі із сучасними дінамічними споживачами.
Будівництво великих обсягів ВЕС та СЕС, розвиток мереж і боротьба із зменшенням технологічних втрат на транспортування – все це разом призводить до розділення генеруючої і маневрової одиниць і переміщення маневрової одиниці до підстанцій системи передачі.
Повернемось до генеральної лінії боротьби із викидами парникових газів та пов’язаною із цим підтримкою пришвидшеного росту генерації на відновлюваних джерелах, а також табу на підтримку вугільної генерації.
Окремі країни мають вже велику долю СЕС та ВЕС, інші країни йдуть за лідерами. Як будь як будь-який товар, він має вимоги. Електроенергія не має цінності сама по собі. Вона має цінність, коли вона працює у споживача. Тобто відновлювана енергетика може працювати лише при наявності в енергосистемі супутньої інфраструктури. Це ази старої класичної енергетики, які просто не беруть до розгляду фінансові інвестори та аналітики. Пояснимо детальніше.
Фактичне виробництво ВЕС і СЕС не відповідає вимогам щодо товара, що купується кінцевим промисловим споживачем. А саме: Правилами ринку електричної енергії і відповідними технічними регламентами встановлено, що одиницею продажу є рівне навантаження на годинному інтервалі з кроком 1 МВт, при дозволеному відхиленні від потужності, законтрактованої на РДД, РДН, ВДР, БР не повинно перевищувати 1%.
Додамо, що чим більша частка стохастичної (непрогнозованої) генерації в енергосистемі, тим більш дорогими виходять заходи та питомі витрати «доведення до кондиції» на кожний МВт.
В звичайному класичному ринку прямих договорів кожен виробник товара повинен виробляти стандартизований товар. Договорний ринок електричної енергії при операціях купівлі-продажу оперує лише стандартними одиницями. Це стане можливим, коли СЕС та ВЕС будуть мати свої накопичувачі, які будуть загладжувати коливання потужності до нормативного рівня. Оскільно, ця схема в усьому світі ще не прийнята, то в усіх електричних мережах «доведення до кондиції» робить оператор системи передачі, це враховано в його тарифі, і споживач окремо сплачує за електроенергію та за її транспортування. Тут має місце певний парадокс, адже всі інші виробники виробляють електроенергію стандартну, але ті споживачі, що купують в них електроенергію, в ціні транспортування сплачують частку витрат балансування електроенергії СЕС/ВЕС, до якої вони не мають відношення. І чим більше така частка в загальному балансі — тим більша, так би мовити перехресна скрита дотація на «зелений тариф». Але клієнт завжди правий. Він повинен сплачувати лише за стандартний товар, і лише за витрати, пов’язані з його товаром. Слід пам’ятати, що лише дуже невелика частка побутової електроенергії є кінцевим споживанням. Переважна більшість електроенергії — це сировина для промислового виробництва товарів та послуг, тому її економічна доступність визначає дуже багато для стійкого розвитку економіки. Також додамо, що ринок електроенергії малоеластичний. Тобто, зменшення ціни не призводить до суттєвого збільшення попиту (виключення в нашій країні — заміна обігріву на електроопалення, і то в певних межах). Збільшення ціни призводить до зменшення споживання в межах виробничої економії, а після певної ціни рентабельність стає від’ємною, завод зупиняється і попит стрибком стає нульовим.
Станом на сьогодні, ВЕС умовно здатні виконувати такі умови (при обмеженні виробництва), СЕС не здатні. Таким чином, насправді ВЕС та СЕС виробляють не електричну енергію згідно ДСТУ, Закону Про ринок електричної енергії та підзаконних актів, а «напівфабрикат», який вже у електричній мережі доводиться до кондиційних умов — шляхом оперативного балансування швидкодіючими резервами. І в кінцеву ціну «кондиційної» електроенергії від СЕС та ВЕС входить і ця ціна. В Німеччнини щорічні витрати на балансування складають в середньому 1,5 млрд Евро. З них десь 40% суми йде “зеленим” виробникам як компенсація за обмеження і ще 40% – маневровій генерації. В Україні фінансову роль доведення електроенергії СЕС/ВЕС частково покладено на Гарантованого покупця, частково на НЕК Укренерго, при тому, що ринок допоміжних послуг так і не запрацював (хай не кажуть, що вже працює. Законтрактовані обсяги резервів не відповідають вимогам Кодекса системи передачі, а значить ОЕС безперервно знаходиться в передаварійному стані, що підтверджується кількістю команд диспетчера на балансуючому ринку з поміткою “аварійно”. Кілька десятків на добу).
В 2019 році Україні наклалися в часі і перехід на нову модель ринку і активна фаза підтримки будівництва “зеленої генерації”. Як визначив Нассім Талеб в своєму бестселері, чорний лебідь – це велика подія, яку фахівці не могли передбачити, але постфактум можуть обгрунтувати це як цілком закономірне. Зараз можна зробити висновок, що європейська калька сучасного ринку у нас не запрацювала як механізм саморегулювання. Тому що відсутня технологічна інфраструктура. Ми ще в капіталізмі з елементами феодалізму, а енергопакети відповідають постіндустріальним виробничим відносинам.
Що робити далі? Саме в 2020 році – сьогодні, завтра і наступного понеділка?
Тримаємо зайняту висоту нового ринку чи посуваємось до вертикалі?
Давайте відповімо собі на уточнюючі питання:
- Чи можна сьогоднішньою структурою генерації створити внутрішню конкуренцію? Ні.
- Чи може в такій конфігурації працювати саморегулюючий ринок? Як бачимо Ні.
- Чи варто його підтримувати і городити городушки? ТАК / НІ ???
- Чи можна відкотитися назад, до архітектури єдиного покупця Енергоринку? Ні.
- Може бути знижена корупція, як системне явище, в конкретних умовах олігополії генерації? Ні. Взагалі, при нашій олігополії, часте вживання терміна “корупція” спотворює картину і шляхи виходу з енергетичної проблеми. Дуже великі гравці, як виробники, так і споживачі, просто за рахунок своєї частки і ринкового впливу, а також маніпулювання судовими позовами в колізіях ринкового законодавства, можуть посувати ринкову ситуацію, навіть не вдаючись до дій, що згадуються Кримінальним кодексом. Як казав Остап Бендер – відносно чесними засобами.
Як стратегічне рішення очевидно, що основою майбутнього ринку буде пряма конкуренція СЕС і ВЕС, тільки обов’язково укомплектованих накопичувачами (це забезпечить надійну роботу на ринкових інтервалах 5-15 хвилин). У цій новій цільовій структурі основою операційної безпеки буде не рудимент ГОЭРЛО у вигляді централізованого управління виробництвом і споживанням електроенергії, а самобалансування комерційних пар “виробник-споживач” і smart grid з диспетчеризацією нетто-потоків і стратегічного системного резерву.
Примітка: скажіть мені, що Америку вже відкрили без мене. Звичайно ж, стратегію 50-70% ВДЕ прийняли всі індустріальні країни, а ще раніше була Стратегія ЄС 20-20-20.
Чи зможемо ми, українські енергетики, перейти до нового ринку 50% ВДЕ еволюцією з поточного? Ні, поточний ринок поки не вдається хоча б утримати, і, як показано вище, питання не лише в фінансах.
Потрібно чесно сказати (хоча б собі і пошепки), що є розрізнені дві проблеми: проблема стабілізації і проблема розвитку. Небаланс 50 млрд грн і в створений Ринок версії 1.1 реліз 2022 (косметичні та цінові покращення) інвестиції не прийдуть.
Як один із варіантів виходу із кризи на ринку електричної енергії пропонується встановити перехідну квазіринкову структуру, “Ринок 1.5” (без суттєвих структурних змін), з усіма елементами надійного фінансового та технічного регулювання.
Попутно, всередині цього квазіринка, реалізувати такі покращення:
- Придумати ціновий індекс для електроенергії “на останній милі”, подібно фондовим індексам Nikkei 225 S&P 500. Це буде інструментом відстеження реальної динаміки цін у галузі. А також дозволить розділити маніпулювання волатильністю на окремих сегментах з реальною динамікою ринку в цілому.
- Публікувати в режимі реального часу торговельного дня на сайті ОСП фактичний погодинний графік обсягів, акцептованых для прокачування. Публікацію робити відразу після оголошення результатів по кожному сегменту ринку, щоб ця інформація враховувалася при прийнятті рішення по заявках до закриття воріт наступного сегмента. Публікувати окремо по кожному сегменту і накопичувально. РДД+РДН+ВДР+Законтрактование резерви РДП з накладанням на прогнозні добові графіки споживання ОЕС України і вироблення зеленої генерації. Це буде божевільна транспарентність і зменшення поля для спекулятивних рішень/ торгового шуму, внаслідок, так би мовити, “колективного планування”. Природно, обсяги публікувати знеособлені, тільки: ринок, часовий інтервал, МВт сумарно.
- Перевести балансуючий ринок з інтервалів 15 хвилин на інтервали 5 хвилин.
- Комерційний облік електроенергії зробити взагалі незалежним і регуляторно підпорядкувати НКРЕКП/Енергонагляду. Палата мір і ваг повинна бути незалежною від Торгової палати.
- Закупівлю резервів потужності прирівняти до форвардних контрактів і перенести на майданчик Української енергетичної біржі, замість НЕК Укренерго. Зараз має місце певний конфлікт інтересів, як і у випадку комерційного обліку. Додатковий бонус – в цьому випадку фінансові суперечки між покупцем і продавцем допоміжних послуг суд матиме можливість трактувати в тому числі за біржовим законодавством.
А що після Ринку 1.5? Яка Стратегія до 2035 та 2050 років? Що саме і з чого будувати?
Так як побудувати енергосистему, де не в окремі періоди, а в річному балансі частка ВДЕ буде складати 50% по економічно доступній ціні? Треба шукати відповідь, але зрозуміло, що це неможливо шляхом гарантованого привабливого «зеленого» тарифу, це можливо лише за суттєвого здешевлення капітальних інвестицій на СЕС та ВЕС в комплексі з їх балансуванням.
Очевидно, що втратить свою вагу така визначальна зараз характеристика як сукупна втановлена потужність генеруючих одиниць енергсистеми. З’являться нові характеристики роботи енергосистеми, або стануть основними і нормованими інші параметри енергосистеми, що зараз розглядаються як допоміжні характеристики. У зв’язку із широким розповсюдженням варіабельної генерації СЕС і ВЕС, широкого розповсюдження набув термін гнучкість (flexability) енергосистеми. Але з окремої дискусійної точки зору, цей термін насправді відображає вимоги до системи передачі. А вот повний комплекс, що включає в себе генерацію, мережі, накопичувачі, споживачів має бути описаним більш системним терміном, наприклад – еластичність (elastic). Саме термін “еластичність” використовують коли описують ринок електричної енергії.
Наразі у аналітичних документах широко використовується термін “неоптимальна структура генеруючих потужностей”. Було б дуже добре, якби, системний оператор пояснив, у чому полягає неоптимальність і яка структура генеруючих потужностей є оптимальною. Застерігаємо від розгляду оптимальності структури генерації лише в аспекті співвідношення неманеврових, малопрогнозованих та маневрових потужностей. Адже ще є оптимальність з точки зору безпеки ланцюгів постачання енергоносіїв, охорони навколишнього природного середовища та ін.
Якщо поглянути на ринок енергетичного обладнання на найближчу перспективу, ринок потужності (в Україні передбачено ринок допоміжних послуг, який повинен компенсувати відсутність ринку потужності) може отримувати нові потужності або від електричних акумуляторів, або від маневрових електростанцій на природньому газі. При цьому газопоршневі установки потужністю 10-15 МВт з ККД 48% (без когенерації, з утилізацією теплоти димових газів ККД складе 90-94%) із циклом будівництва 1 рік – головний гравець на ринку потужності, який встигає за розвитком низьковуглецевої генерації на СЕС та ВЕС. В той же час, когенерація (сумісне виробництво електроенергії та тепла) та тригенерація (сумісне виробництво електроенергії, тепла та холода) має також жорстоке “точкове” обмеження для кожного об’єкта, обумовлене потребами в обсягах тепла та холоду у промислового споживача. Це також стимулює розвиток саме відносно невеликих генеруючих одиниць на базі ГПУ.
Реалізація цього тренду призведе до нових питань еволюції енергосистеми:
- Наскільки локализована тригенерація витіснить класичну генерацію електроенергії при таких темпах глобального потепління?
- Розвиток малих генеруючих одиниць і їх об’єднання сучасними засобами у віртуальні енергетичні блоки/електростанції дають новий поштовх муніципальній енергетиці, особливо в мегаполісах. Чи стане вона сучасним центром тяжіння для споживачів та інвесторів?
- Як буде кластерна енергетика змінювати населені пункти, як передмістя, так і райони хмарочосів? Вони стануть суцільними просьюмерами і відіграватимуть ключову роль у балансуванні?
Це дуже цікаві питання, відповідь на які ми в Європі і в Україні побачимо вже через кілька років.
Мабуть головною умовою, головним підґрунтям, має стати розгляд планованої енергосистеми не «як ми хочемо», а «як ми можемо», при тому що ж ми хочемо. І від виривання окремого сегменту генерації вперед, в світле майбутнє, без належної «тилової» інфраструктури транспортування та споживання, навіть за умови декларованого революційного здешевлення капітальних витрат на сонячні панелі — революції енергосистемі не виникне. Адже електроенергетика, мабуть, сама консервативна галузь.
Пропонується одночасно із переходом на “Ринок 1.5” почати писати нормативку цілком нового майбутнього “Ринку 2.0”. Вже під нову архітектуру, де буде багато незалежних виробників і накопичувачів з прямими договорами з незалежним покупцям. Ось тоді системно буде мінімізована корупція і ринковий дисбаланс.
При роботі над Ринком 2.0:
- Прийняти стратегію розвитку що грунтується на 50% ВДЕ, але ТІЛЬКИ В КОМПЛЕКТІ з накопичувачами і регулюванням. Це хоч якось утримає операційну безпеку при існуючій і перспективний нестачі зв’язків із європейськими енергосистемами. Кредитною політикою і державними пільгами підтримувати тільки таке їх будівництво.
- Таки розділити ОСП на власне мережі, біржу реального часу і диспетчерів
- Прийняти рішення щодо частки АЕС в довготерміновій перспективі. І щодо ядерного палива (при цьому приймаємо, що теплова генерація буде зменшуватись узгодженим трендом).
