„Nieudany blackout wyspy łuhańskiej”. Falstart rosyjskiej blokady

Blokada „łuhańskiej wyspy”

Miesiąc temu informowaliśmy, że przez ostatnie dwa lata Ukraina dokonała znaczącego postępu w redukowaniu zależności od dostaw antracytowych grup węgla oraz, że problem ten pozostaje dotkliwy co najwyżej w wymiarze lokalnym.  Jako najbardziej wrażliwy obiekt wskazaliśmy Łuhańską Elektrownię należąca do DTEK Rinata Achmetowa – najsilniej zależną od dostaw z Rosji. Te prognozy znalazły odzwierciedlenie w rzeczywistości już 6 listopada, gdy elektrownia został zmuszona do przejścia na spalanie paliwa rezerwowego – gazu ziemnego. Zapasy antracytu uległy szybkiemu wyczerpaniu w wyniku blokady dostaw z Rosji. Na skutek tego zamieszkiwanemu przez ok. milion mieszkańców północy obwodu łuhańskiego na horyzoncie ukazało się widmo blackoutu.Warto się, zatem dokładniej przyjrzeć sytuacji wokół obiektu, jej przyczynom i konsekwencjom.  

Łuhańska Elektrownia jest położona praktycznie na linii rozgraniczającej okupowaną część Donbasu (ORDLO) od reszty Ukrainy. Jest zaprojektowana tak, by dostarczać prąd do całego obwodu łuhańskiego, ale w kwietniu 2017 roku Kijów zaprzestał dostaw do ORDLO w związku z długami za dostarczoną energię. Na skutek działań militarnych elektrownia funkcjonuje w reżymie „wyspy”. Jest odcięta od reszty Zjednoczonego Systemu Energetycznego Ukrainy (ZSE), bo była z nim połączona od południa obwodu, który jest okupowany. Ponadto w wyniku walk, które dość intensywnie trwały praktycznie do końca 2015 roku, siły rosyjsko-separatystyczne wysadziły most przez rzekę Siwerskyj Doniec. To właśnie na nim znajdowała się linia kolejowa, którą węgiel był dostarczany na elektrownię. Po wysadzeniu mostu jedynym szlakiem dostarczenia surowca jest linia kolejowa z Rosji, którą DTEK dostarczał węgiel ze swojej kopalni „Obuchowskaja” w obwodzie rostowskim. Transport ciężarówkami jest fizycznie możliwy, ale to „syzyfowa praca”, poza tym niemożliwa przy minusowych temperaturach z uwagi na ryzyko utraty właściwości antracytu.

6 listopada na Elektrowni Łuhańskiej zakończyły się zapasy antracytu, co wymusiło konieczność przejścia na spalanie paliwa rezerwowego – gazu ziemnego. W listopadzie elektrownia zużyć ma 55,2 mln m3 gazu. Zakładając, że dostawy antracytu nie zostaną wznowione do końca zimy, zapotrzebowanie elektrowni na błękitne paliwo wzrośnie w grudniu i pozostałych chłodnych miesiącach, choć koncern nie podaje na razie dokładnych danych na ten temat. Można jednak założyć, że w takim wypadku obiekt spali przez sezon opałowy w przybliżeniu około 350–400 mln m3 gazu. Zastosowanie paliwa rezerwowego redukuje do minimum ryzyko blackoutuna tych terytoriach, ale rodzi szereg nowych pytań, które powinny zostać w szybkim czasie rozwiązane.

Energia wytwarzana z antracytu kosztuje 1,75 UAH/kWh, a przejście na gaz oznaczać będzie podwyżkę kosztów produkcji do 3,5 UAH/kWh. Według wyliczeń Andrija Herusa – przewodniczącego Stowarzyszenia Odbiorców Usług Komunalnych i Energetyki, różnica będzie stanowić 14 mln UAH na dobę, a tylko do końca tego roku wyniesie około 850 mln UAH. Rodzi się zatem proste pytanie, kto zapłaci za te dodatkowe wydatki?

Jurij Kłymenko wiceprzewodniczący Administracji Cywilno-Wojskowej w obwodzie łuhańskim nawołuje do „kompensowania strat DTEK-owi” wynikających z konieczności przejścia na gaz. „Pomoc” finansowa dla Elektrowni Łuhańskiej DTEKu jest także rozpatrywana poprzez zmniejszenie taryfy dla Ukrhidroenerho – państwowej kompanii zarządzającej elektrowniami wodnymi i szczytowo-pompowymi. 31 października rząd zatwierdził rozporządzenie, w którym rekomenduje NKREKP (regulator) pokrycie dodatkowych kosztów wynikających z wytwarzania energii elektrycznej z gazu. Według stanu na 9 listopada regulator nie zajmował się tym tematem, a w jego agendzie kwestia ta nie została nawet zaplanowana. Wiele wskazuje na to, że do końca roku DTEK sam poniesie koszty, ale od stycznia regulator może wprowadzić korektę taryfy, która będzie kompensowała różnicę. Otwartym zaś pozostaje pytanie o to, czyim kosztem dokona się ta korekta. Wydaje się, że faworytem na „ofiarę” jest państwowe Ukrhidroenerho.

Kto dyktuje warunki gry?

Dyskusja wokół kompensacji obrazuje jeden z podstawowych dylematów towarzyszących energetycznej codzienności Ukrainy – kto określa warunki funkcjonowania rynków energetycznych: państwo czy biznes? Przypomnę, że jeszcze na początku 2016 roku regulator wprowadził słynną formułę cenową na energię elektryczną wytwarzaną z węgla – Rotterdam+, która miała sprzyjać kupowaniu surowca na rynkach alternatywnych do rosyjskiego. Według szacunków Andrija Herusa, dzięki temu, że węgiel był kupowany znacznie taniej w pobliskim Rostowie lub w ORDLO (do marca 2017 roku), zyski DTEK wynikające z funkcjonowania formuły sięgają 35mld UAH(ok. 1,25 mld USD). Logicznie, zatem, że wszelkie koszty wynikające z deficytu antracytu i zmiany surowca powinien od początku do końca ponosić właściciel elektrowni, czyli DTEK.

Jednak wiele wskazuje na to, że silna pozycja, jaką zachowuje na rynkach energetycznych DTEK pozwala mu, jeśli nie dyktować, to wywierać presję na proces decyzyjny w organach państwowych, które w obawie przed szantażem koncernu stosunkowo łatwo uginają się pod jego żądaniami. DTEK kontroluje około 85% wydobycia węgla na Ukrainie, produkuje około 73% energii elektrycznej pochodzącej z elektrowni cieplnych, 60% importu węgla i praktycznie całość eksportu energii elektrycznej. Oprócz tego kontroluje kilka obłenerho, a jego polityczne znaczenie zwiększa przynależność do koncernu SCM, który zachowuje wpływy w metalurgii, mediach, sektorze rolniczym i innych sferach. Taka pozycja powoduje, że władze wciąż szukają rozwiązań przewidujących kompromis w relacjach z DTEK, co deformuje rynki i prowokuje takie sytuacje, jak ta obecna w Elektrowni Łuhańskiej. Koncern cynicznie zlekceważył względy bezpieczeństwa energetycznego państwa pragnąc generować coraz większe zyski, bo ma świadomość, że na tle zbliżających się wyborów prezydenckich i parlamentarnych władze uczynią wszystko, byle tylko nie doszło do blackoutu. Nawet, jeśli chodzi o stosunkowo niewielką część terytorium, w tym przypadku północnej części obwodu łuhańskiego. A to około milion mieszkańców, w tym potencjalni wyborcy. Dopóki państwo nie zacznie określać obowiązków („czerwonych linii”) uczestnikom rynku i w rygorystyczny sposób wyciągać konsekwencji z ewentualnych odchyleń od wyznaczonych norm, sytuacje kryzysowe będą się powtarzały.

Jak ostatecznie rozwiązać problem?    

Przejście z antracytu na gaz – niezależnie od zastosowanych ostatecznie rozwiązań w rozrachunkach – będzie wystarczającym narzędziem, które zminimalizuje ryzyko wystąpienia blackoutu w obwodzie łuhańskim podczas obecnego sezonu opałowego. Nie rozwiąże jednak problemu wrażliwości Elektrowni Łuhańskiej w dłuższej perspektywie. A to się może stać na skutek co najmniej trzech posunięć wykonanych kompleksowo.

Po pierwsze, to budowa stacji elektroenergetycznej Krzemińska, która miałaby połączyć północ obwodu łuhańskiego z resztą ZSE od strony obwodu charkowskiego. Jednak realizacja projektu przeciąga się. Dopiero we wrześniu ostatecznie zatwierdzono plan budowy i wydzielono środki finansowe. Są spore szanse, że przed kolejnym sezonem opałowym Ukraina dobuduje stację. Nawet jednak początek jej eksploatacji w terminie nie rozwiąże ostatecznie problemu, bo mocy przesyłowych nie wystarczy do pokrycia deficytu w całości.

Po drugie, chodzi obudowę odcinka linii kolejowej łączącego elektrownię z kontrolowaną częścią Ukrainy. Od ub.r. omawiane są trzy warianty trasy: Bachmutiwka-Siewierodonieck (40 kmo wstępnej wartości 1,2-1,5 mld UAH), Swatowe-Biłokurakine (55-70 km; 1,8-2 mld UAH) lub Swatowe-Starobilsk (75 km; 2,4 mld UAH), co pozwoliłoby dostarczać alternatywny od rosyjskiego antracyt koleją od strony kontrolowanej przez Kijów. Według ocen Ministerstwa Transportu Ukrainy, najbardziej optymalny jest pierwszy wariant. W dyskusję wokół tego włączył się DTEK informując, że optuje za budową linii kolejowej od 2014 roku. Oficjalny komunikat kompanii zawiera również jasny przekaz polegający na tym, że jak tylko władze rozpoczną budowę linii kolejowej, koncern dokona modernizacji bloków elektrowni pozwalającą na jej funkcjonowanie na węglu grup gazowych. Według ocen DTEK budowa linii kolejowej ma zająć nie dłużej niż rok.

Po trzecie, jest to właśnie wspomniana wyżej modernizacja bloków. Opieranie przyszłości na antracycie w świetle „kapryśności” agresora jest w zależności od obranego źródła surowca albo ryzykowne albo drogie, bo będzie wymagało importu z USA, RPA bądź innych rynków z kilkoma przeładunkami. Paradoksalnie, obecna sytuacja jest dobrą okazją do modernizacji bloków, bo DTEK dotąd prezentował specyficzne podejście do tego problemu.

Jeszcze przed tzw. blokadą ORDLO w marcu 2017 roku koncern zarzekał się, że modernizacja bloków grozi krachem ZSE, a import z rynków innych niż ORDLO praktycznie niemożliwy. Jednak, gdy rząd ostatecznie przerwał obieg towarów, DTEK w bardzo szybkim czasie zmodernizował kilka bloków swych elektrowni, co było jednym z ważniejszych czynników redukcji konsumpcji antracytu. Niemalże identyczną sytuację obserwujemy w ostatnich miesiącach wokół Elektrowni Krzyworoskiej (także „antracytowej”). Jeszcze w lipcu b.r. dyrektor generalny DTEK-Enerho Dmytro Sacharuk poinformował, że koncern rezygnuje z modernizacji dwóch bloków na tym obiekcie. Ale stanowisko to uległo nagłej zmianie po tym, jak blokada dostaw antracytu na Elektrownię Łuhańską stała się faktem. Według nowych planów, najpóźniej do jesieni 2019 roku co najmniej jeden blok Elektrowni Krzyworoskiej zostanie zmodernizowany tak, by mógł być na nim eksploatowany węgiel grup gazowych. Innymi słowy, DTEK zrobił sporo, by dać podstawy do twierdzeń, że rozumie wyłącznie język siły lub metodę faktów dokonanych. To ważny niuans dla rozumienia kontekstu, bo chodzi nie tylko o interesy potentata na rynku ukraińskim, ale o bezpieczeństwo energetyczne kraju.

Wnioski i perspektywy

Po pierwsze, ryzyko ewentualnego blackoutuw obecnym sezonie opałowym na części terytorium Ukrainy zostało zażegnane dzięki użyciu paliwa rezerwowego. Otwartym zaś pozostaje pytanie o sposób rozliczenia dodatkowych kosztów powstałych na skutek spalania gazu ziemnego. Ostatecznie zastosowane rozwiązanie będzie ważnym indykatorem bieżących wpływów Rinata Achmetowa i rzeczywistego poziomu niezależności regulatora.  

Po drugie, paradoksalnie obecna sytuacja jest dobrą okazją do niemal całkowitego zminimalizowania problemu antracytu dla Ukrainy. Ale inicjatywę wraz ze środkami przymusu powinno wziąć na siebie państwo poprzez wyznaczenie jasnego celu i „czerwonych linii”, których uczestnicy rynku nie powinni przekraczać.    

Po trzecie, wiele wskazuje na to, że Moskwa przeszła do praktycznej realizacji energetycznych instrumentów nacisku na Ukrainę. Głównym tego motywem jest chęć wpłynięcia na rezultaty wyborów prezydenckich (wiosna) i parlamentarnych (jesień 2019 roku) na Ukrainie. Spośród innych narzędzi energetycznych, Kreml ma w zanadrzu jeszcze czynnik gazowy i paliwowy. Choć ich użycie nie jest w stanie wywołać nad Dnieprem poważnych sytuacji kryzysowych, to w połączeniu z aktywizacją propagandy i środowisk politycznych na Ukrainie, które zechcą sytuacyjnie wykorzystać te problemy, mogą one odegrać znaczącą rolę w kampanii wyborczej.    

Po czwarte, blokada dostaw antracytu przez Rosję oprócz oczywistych prób wywołania sytuacji kryzysowych w ukraińskiej energetyce, nosi wyraźne znamiona nacisków na stanowisko Rinata Achmetowa w sprawie forsowanej przez Kreml konsolidacji sił prorosyjskich w kontekście wyborów prezydenckich i parlamentarnych. Właściciel DTEK nie jest zwolennikiem tej opcji. Wiele wskazuje także na to, że oficjalna przyczyna blokady – odmowa udzielenia kwoty na eksport antracytu, wpisuje się w zaostrzającą się rywalizację grup wpływu na Kremlu, które stawiają na różne siły na Ukrainie.