Джерело: ExPro.
Одним із питань, яке жваво обговорюється на ринку електроенергії є незбалансованість енергосистеми, що приводить до обмежень атомної генерації та виробників з ВДЕ. В Міністерстві енергетики та захисту довкілля визнали, що необхідно проводити конкурси на будівництво нової генерації, яка дозволить збільшити гнучкість енергосистеми. Також на сьогодні є ясність, щодо необхідної кількості таких потужностей, яка визначена у Звіті з оцінки достатності (адекватності) генеруючих потужностей, який розробив системний оператор НЕК «Укренерго» та затвердила НКРЕКП.
Виявляється, що маневрена генерація та батареї мають різне технологічне призначення; їх окупність не може бути забезпечена доходами від однієї послуги; для залучення кваліфікованих інвесторів в проекти із будівництва газопоршневих агрегатів або батарей потрібно розвивати ліквідний ринок електроенергії та правильно прописати умови конкурсу. В інтерв’ю для агентства ExPro директор з розвитку ринків у Східній Європі міжнародної інжинірингової компанії Wärtsilä Ігор Петрик розповів, який показник варто використовувати для визначення переможця на конкурсі, яку генерацію дійсно слід віднести до категорії «високоманевреної», що треба зробити, щоб на конкурсі перемогли компанії із належним рівнем технічної кваліфікації та фінансовим ресурсом.
Нещодавно новий очільник Мінекоенерго Ольга Буславець заявила, що треба пришвидшити проведення конкурсів на нову генерацію або на нові потужності по зберіганню електричної енергії. Чи на часі такий коментар, чи він вже перезрів?
Я вважаю, що ця потреба перезріти не може тому, що вона об’єктивно присутня, вона існує в енергосистемі, її підтвердила НЕК «Укренерго» у Звіті з оцінки адекватності системи, який місяць тому затвердив регулятор. З цього моменту це вже є офіційна потреба, яка в установленому законом порядку затверджена, і це вже факт.
Мова йде про потребу в маневреності чи гнучкості енергосистеми, яка виникла у зв’язку із зростанням відновлюваних джерел. Я здогадуюсь, чому ви сказали, що проблема може перезріла. Напевне тому, що зараз в галузі і в спільноті йде дискусія, в якій набирають сил противники розвитку відновлюваної енергетики. Навіть, якщо вони не є переконаними противниками, то вони апелюють до того, що зараз дуже велике навантаження від «зеленого» тарифу, плюс в енергосистемі зменшується споживання. Це означає, що доводиться обмежувати когось у виробництві, а саме найбільш негнучку генерацію - атомну, яка є найдешевшою. Таким чином, створюється враження, що начебто відновлювані потужності стали такими «сиротами», «нелюбими дітьми» у сім’ї.
Що ви можете сказати про призначення різних технологій - генерації або батарей?
Хоч ми і говоримо, що батареї і маневрена генерація є елементами гнучкості, необхідними в енергосистемі, коли зростає частка ВДЕ, то все рівно вони грають трохи різну роль на цьому етапі розвитку технологій. Ми моделювали українську енергосистему. Ще раніше ми (компанія Wärtsilä), через те, що робимо подібну роботу в дуже багатьох країнах і бачимо відмінності чи схожі риси, зрозуміли, що в Україні розвиток ВДЕ призведе до дисбалансу і необхідності диспетчерських обмежень, і ми це підтвердили чіткими розрахунками, моделюванням у програмі Plexos. Plexos є визнаним в міжнародній спільноті інструментом для математичного моделювання диспетчеризації енергосистем. Ми показали, що гнучкість має з’явитися, для того щоб збалансувати енергосистему, по-перше, фізично, і, по-друге, щоб зменшити обмеження відновлюваної генерації, і одночасно зменшити вплив, залежність від вугільної генерації, як квазіманевреної. Інвестиції в гнучкість дають дуже суттєву економію на рівні енергосистеми.
Тоді ми змоделювали два варіанти, один з дійсно маневреними потужностями, а на сьогодні найкраще всім технічним та економічним параметрам відповідають газопоршневі станції. І другий варіант - це системи накопичення на основі акумуляторних батарей для переносу енергії.
Ми розглядали ці два варіанти під кутом зору не бізнес-моделі, як заробляти на цьому, а під кутом економічного ефекту для енергосистеми. Ми брали різні варіанти встановленої потужності відновлюваних джерел і різні потужності батарей, або газопоршневих станцій. На виході було чітко підтверджено, що додаткове інвестування у газопоршневі станції призводить до зменшення загальної собівартості електроенергії, при чому з урахування капітальних витрат на нове будівництво. А батареї виконують приблизно ту ж саму роль, але через все ще високу капітальну вартість цих систем накопичення, і через те, що вони самі не виробляють енергію, а лише закуповують, зберігають, потім передають її далі, то на рівні енергосистеми економічного ефекту від впровадження батарей не було.
Ви дійшли висновку, що нам потрібні газопоршневі агрегати?
Ми дійшли до висновку, що існують два підходи для того, щоб зменшити обмеження атомної генерації, відновлюваних джерел і зменшити використання вугільних станцій в неекономічному режимі часткового навантаження, коли тримається резерв на валу. Найбільш ефективними для цього є газопоршневі станції, вони, за нашими підрахунками, давали лише на економії змінних витрат, тобто на паливі, біля €300 млн в рік для енергосистеми. Встановлення батарей не давало економічного ефекту, він був від’ємний. Тим не менше, я хочу підкреслити, що компанія Wärtsilä не є противником батарей, навіть більше, в нашій виробничій діяльності є великий бізнес з інтеграції енергосистем з використанням батарей.
Тобто ви також пропонуєте компаніям встановлення батарей?
Ми пропонуємо технічні рішення, в яких використовуються батареї. Самі батареї ми не виготовляємо, для цього є спеціалізовані виробники, а ми робимо інтегровані рішення, в яких застосовуємо наші системи управління, тобто власне програмне забезпечення, яке є «мізками» цих систем накопичення. Тут ми є нейтральними, ми розглядали дійсно об’єктивно, яка технологія більш годиться і окремо хочу підкреслити, що батареї є абсолютно необхідними зараз в Україні, але для трохи іншої мети. Для того, що зараз хочуть зробити в «Укренерго» із залученням коштів ЄБРР і IFC.
Для якої саме мети?
Це забезпечення первинного резерву. Тобто, це частотне регулювання, саме те, чого в українській енергосистемі також не вистачає, але це інша проблема. Ви знаєте, що Російська Федерація зараз фактично надає цю послугу безкоштовно, лише за рахунок того, що системи об’єднані. Але це не є життєздатною конструкцією, і це зміниться як тільки Україна почне відділятися від Росії, щоб перемкнутися на європейську енергосистему. Тому «Укренерго», наскільки я розумію, визначило потребу у 230 МВт цього резерву, і якраз батареї, а саме батареї потужності (вже будемо говорити не про батареї ємності, а батареї потужності), зможуть відігравати найкращу роль в даному випадку, тому звідси і з’явився цей проект ЄБРР і «Укренерго» на 200 МВт. І це зовсім не є конкурентом до того, про що ми говорили зараз, тобто балансуючої потужності генерації.
Тобто, треба розділити: системи накопичення гарні для створення первинного резерву підтримання частоти, а для створення гнучкості енергосистеми були б гарні газопоршневі агрегати?
Абсолютно так, на цьому конкретному етапі розвитку технологій. Ми передбачаємо, що приблизно через 5 років, якщо будуть продовжуватись ті тенденції щодо здешевлення технологій, батареї зможуть бути конкурентоздатними у переносі енергії, тобто її накопиченні під час сонячної активності для переносу на вечірній пік споживання. На наш погляд, зараз це можна робити лише із якоюсь державною допомогою, чи якимось іншим чином зацікавлювати інвесторів. Тому, що ринкова бізнес-модель поки не «злітає».
На сьогодні системи накопичення поки не можуть працювати в ринку?
Люди дуже плутаються в цьому. І мені здається плутанина якраз виникає через те, що не розділяють два основних застосування батарей (їх насправді більше). Батареї потужності, напевне, матимуть попит на ринку допоміжних послуг для регулювання частоти.
Хочу ще раз підкреслити, що маневрена генерація і батареї між собою зараз не конкурують. Але вони будуть конкурувати у певному застосуванні десь років через п’ять напевне, і тоді буде практикуватися розподіл сфер застосування маневрених потужностей і батарей. Маневрені потужності будуть все більше відходити як резерви вторинного регулювання чи резерви навіть сезонні, коли накопичується енергія у вигляді скажімо синтетичного палива в літній період. А в зимовий період ця енергія може використовуватись, коли немає вітру і сонця, і темні дні.
Поступово (за кілька десятиліть) маневрена генерація буде переходити в таке застосування. Вона буде стояти в резерві і використовуватись тоді, коли тривалий час немає інших джерел, адже жодні батареї не зможуть забезпечити енергоспоживання країни протягом кількох тижнів, це неможливо.
В Україні вже анонсований не один проект з батареями: вже свої заяви зробили і «Миронівський хлібопродукт», і ДТЕК…
Якщо уважно почитати заяви ДТЕК і МХП, і в тому, і в іншому випадку - це намагання знайти застосування і бізнес модель, яка б окупила інвестиції у батареї. У випадку ДТЕКу, це пілотний проект, наскільки мені відомо, з маленькою батареєю. Вона за визначенням пілотна - щоб зрозуміти, яка може бути бізнес модель для інвестицій вже більшого масштабу.
На сьогодні енергетичний арбітраж, тобто перенесення енергії на вечірній пік споживання не підтверджується як приваблива модель, не тільки в Україні, але в жодній країні світу. Можливо, якісь виключення існують. В Європі це не працює, в Америці теж, без додаткових стимулів.
Батареї зараз найбільше активно втілюються у Великій Британії та Ірландії. Ми недавно оголосили про 100 МВт-ний проєкт у Великій Британії, але там батареї не для того, щоб накопичувати і перепродавати енергію дорожче, або це лише часткове їх застосування. Загалом їх окупність складається із кількох факторів, те що англійською мовою називається value stacking, тобто накладання кількох різних доходів для того щоб окупити інвестиції. В британській моделі передбачається в тому числі участь в ринку допоміжних послуг, також участь у ринку потужності, який існує у Британії. Вони продають цю потужність як резерв і це частково (на 30-40%) додає доходів для окупності. Можуть бути інші джерела доходів. І загалом тільки таким чином інвестиції себе окуповують.
Теза про перенесення електроенергії з денного графіка сонця на вечірній пік сама по собі, в чистому вигляді не працює?
Вона є дуже привабливою і вона є дуже простою для розуміння, і тому про неї багато говорять, але жоден інвестор не отримає фінансування для свого проекту, покладаючись лише на неї. Він може вкласти свої власні гроші, звичайно, якщо хоче ризикнути, але звичайно такі мільйонні проєкти не будуються цілком за власні кошти, потрібно фінансування, кредити. Банк кредит не дасть, якщо немає надійної стійкої бізнес-моделі. В Україні ринок ще в початковому стані, він дуже викривлений. Ви бачите, що відбувається з цінами на ринку електроенергії. Тому, плануються лише пілотні проекти, як у випадку з МХП, коли вони хочуть долучити фахівців до техніко-економічного обґрунтування, а це значить - до пошуку бізнес-моделі.
Оптимальний варіант, на вашу думку, - це поєднати і перенесення енергії, і надання допоміжних послуг, і резервів, щоб використання батарей запрацювало?
Таким чином це зараз відбувається в інших країнах. До речі, у проекті на 100 МВт у Британії, в якому бере участь Wärtsilä, інвестор створює мережу зарядних пристроїв по всій країні для електромобілів. Батареї є частиною саме цієї мережі, і інвестор додатково збирається заробляти також на ринку допоміжних послуг і на ринку потужності. Тобто це є три основних складових для бізнес-моделі.
Зрозуміло, повертаючись до газопоршневих станцій, уточніть, будь ласка, скільки нам потрібно гігават?
Згідно з нашим моделюванням оптимальною величиною є 2 ГВт, при чому, це оптимальне значення з технічної і економічної точок зору. Зі зростанням обсягу відновлюваних джерел, чим більше буде маневреної потужності, тим краще для системи. Але тут є економічна складова, капітальні витрати, тому якщо взяти до уваги всі ці фактори і зробити оптимізацію, то найоптимальніший обсяг - це якраз 2 ГВт.
Поговоримо про умови самого конкурсу. Які, на вашу думку, умови для його проведення є найбільш привабливими для інвестора?
Для початку я хотів би зазначити, що діяльність Wärtsilä в Україні не пов’язана з наміром інвестувати і далі володіти якимсь проєктом. Коли ми говоримо про залучення інвестицій, наші співробітники можуть висловлювати свою думку стосовно того, як можна було б найкращим чином створити для цього нормативну базу в Україні. В даному випадку немає конфлікту інтересів, бо ми не є інвесторами та учасниками цих конкурсів.
Наш бізнес - це виробництво обладнання, проектування, будівництво і подальша експлуатація, якщо є таке замовлення від власника електростанції. Але ми висловлюємо наші думки вголос і пропонуємо якісь речі тому, що працюємо по всьому світу, у нас є досвід який дуже легко безкоштовно передати українській стороні.
В ст. 29 закону «Про ринок електроенергії», зазначено, що оператор системи передачі визначає потребу енергосистеми в маневрових потужностях, прописує це у звіті, регулятор його затверджує, міністерство проводить конкурс на закупівлю цієї потужності. З одного боку є визначена потреба, а з іншого боку, мають прийти ті, хто цю потребу можуть закрити за допомогою власних грошей, власних інвестицій. І ці люди прийдуть зі своїми кровними лише тоді, коли вони матимуть певні гарантії, звичайно з якоюсь часткою ризику, без цього не буває. Коли вони матимуть якусь дуже конкретну бізнес-модель, як вони з вигодою ці гроші повернуть.
Українське суспільство чомусь соромиться говорити про вигоду, але це є основою капіталізму. Хочете щось купити, маєте розуміти, що вам продадуть з вигодою. Мені здається, що у нас існує величезна проблема в усвідомленні. Потрібно сформувати цей конкурс таким чином, щоб інвестор пішов з своїми грошима, не в Аргентину, не в Бразилію, не в Італію, а в Україну. За сукупністю факторів, таких як дохідність і ризик, це має бути привабливий проект.
Важливо, щоб цей конкурс відбувся, щоб сюди прийшли інвестори з відповідним досвідом і кваліфікацією, щоб це не був конкурс між спекулянтами, які прийдуть та, грубо кажучи, виграють конкурс дешевою ціною, не маючи за душею нічого, а потім вони будуть продавати ці права іншим компаніям і нічого не будувати. Тому це має бути дуже жорсткий але справедливий відбір серед фахівців. Ці фахівці мають бути з певним досвідом в інвестиційних проектах, а не досвідом, скажімо, у будівництві котлованів для електростанцій. Тому що зараз в Порядку проведення конкурсу одним з критеріів є участь в якості підрядника, наприклад, при споруджені електростанції. Приклад з екскаватором - дуже красномовний.
По-друге, умови повернення інвестицій, мають бути дуже простими і такими, що створюють ефективну бізнес-модель із прогнозованим грошовим потоком, з прогнозованим доходом. Лише у цьому випадку інвестор може піти в банк, і отримати €50 млн чи скільки йому потрібно, щоб збудувати станцію. Банк скаже: «Ось є Excel-таблиця на 15 років, і в кожну клітиночку, кожного року пропиши мені, будь ласка, які в тебе будуть доходи». Інвестор має вписати скільки мільйонів євро, чи сотень тисяч євро буде в нього кожного року доходу. Банк має повірити цьому, це має бути забезпечено або контрактом, або якимось іншим чином, якого я зараз не бачу. В інших країнах, це може бути комбінація контракт плюс робота на ринку. В українських умовах ринку поки не має, тому ми тут нічого не можемо прогнозувати.
Як забезпечити те, що інвестор порахує свою прибутковість за перший рік, за другий, за третій... Як визначити ціну його послуги?
Ціну послуги має визначити конкуренція. Так це робиться скрізь, де є подібні конкурси.
Інвестори будуть пропонувати найдешевший варіант будівництва станції?
Закон передбачає, що закуповується послуга з будівництва нової генеруючої потужності. Тобто послугою є будівництво. І тому ціна має бути за створену потужність. В існуючому Порядку проведення конкурсу прописано, що інвестори приходять і конкурують між собою капітальними витратами. Я хочу сказати, що це дуже погана ідея.
Інвестори приходять кожен зі своєю ціною за кВт встановленої потужності. Хтось каже, в мене кіловат буде коштувати - €500, хтось скаже – в мене буде €1000. Виграє той, хто запропонував €500. Це погана ідея – визначати переможця конкурсу лише через капітальні витрати. Я наведу приклад тієї ж Великої Британії, де такі конкурси проводились кілька років тому, після чого відмовились від такого підходу, оскільки на конкурсах вигравали, грубо кажучи, маленькі дизельні двигуни. Буквально, це були автомобільні двигуни з прикрученим генератором. Мені навіть розповідав один із учасників, що був великий сарай, в якому стояли ці двигуни з генераторами, вони звичайно були дуже дешевими, і якби вони працювали й виробляли електроенергію, то це була б золота енергія. Тому у Великій Британії зрозуміли, що капітальні витрати, це не найкращий спосіб.
Капітальні витрати - один із елементів, але є ще експлуатація. Експлуатаційні витрати також мають бути конкурентноздатними, за сукупністю цих факторів треба визначити LCOE (англ. Levelized cost of electricity – приведена вартість виробництва електроенергії). Це вартість виробництва електроенергії на всьому життєвому циклі, з урахуванням і капітальних, і усіх інших змінних витрат й паливної ефективності. Тому, наша пропозиція, переможець має визначатися саме через LCOE.
Що ви можете сказати про повернення коштів інвестору?
Напевно, для інвестора це найперше. Зараз в українській енергосистемі всі генеруючі потужності, за винятком «зелених», вже давно збудовані і амортизовані. У їх собівартості виробництва електроенергії відсутній елемент капітальних витрат. Це означає що будь-хто, хто прийде на цей ринок, він буде не конкурентоздатним, через те, що в нього є новий, відносно велекий елемент капітальних витрат, який треба амортизувати, повертати витрати і бажано з дохідністю.
Треба вирівняти вхідні умови на ринку, а це значить, що елемент капітальних витрат у собівартості має бути компенсований інестору іншим чином, а саме – через участь у конкурсі. Так ми досягаємо двох результатів: перший - ми повертаємо інвестору його витрати на будівництво нової потужності, тоді він зацікавлений і він створює цю нову потужність; по-друге, ми створили в енергосистемі потужність, яка має змогу конкурувати вже з існуючою потужністю і створювати реальне ціноутворення на базі ринкових відносин.
Через LCOE можна визначати, хто з претендентів найдешевший і тоді переможець укладає угоду згідно закону з оператором системи предачі, і за цією угодою отримує від нього кошти, які є платою за потужність. Наша думка така, що інвестору потрібно компенсувати вартість будівництва, постійні видатки і певну рентабельність. Ця рентабельність може бути також умовою конкурсу, скажімо 7-8 чи 10%, тоді всі за цією формулою рахують свою величину LCOE.
Хто може бути інвестором?
Інвестором можуть бути тіж «Енергоатом» чи «Укргідроенерго», або великі приватні генеруючі компанії, які вирішили збудувати потужність у себе. А можуть бути і зовсім не гравці ринку електроенергії, а скажімо фінансові інвестори, що дуже часто зустрічається. Це проєкти так званих «незалежних» енергетичних виробників, чи незалежні енергетичні проєкти, англійською IPP (Independent power projects).
Це дуже поширений механізм залучення державою приватних інвестицій для створення конкуренції на регульованому ринку. Особливо на етапі лібералізації ринку, коли існували якісь монополії чи державні енергетичні компанії. Поступово відкривається ринок, оголошуються конкурси, і інвесторами можуть бути якісь фінансові інституції, інвестиційні фонди.
…які можуть залучити кредитний капітал
Вони приходять із невеликою власною командою, вони можуть заснувати в Україні проєктну компанію, яка англійською називається SPV (special purpose vehicle), - це компанія, спеціально створена для того щоб замовити будівництво, володіти на правах власності цією потужністю і від свого імені продавати або енергію, або послуги, отримувати кошти для повернення інвестицій. Інвестори володіють цією проєктною компанією і отримують від неї дивіденди.
Нещодавно гендиректор «Укргідроенерго» Ігор Сирота говорив про те, що вони теж розглядають проєкт батарей…
Про батареї я чув, про маневрену генерацію вони не говорили, хоча я думаю, що вони могли б і цим зацікавитись. Враховуючи стан справ із водними ресурсами, я б на їх місці задумався про диверсифікацію, тим більше, що це в руслі їх бізнесу.
Яка, на вашу думку, оптимальна модель застосування маневрених станцій, які будуть збудовані в результаті конкурсу?
Модель, напевно, зараз не прописана детально, але я сподіваюся, що вона буде приблизно такою, як це робиться в деяких європейських країнах, коли оператор системи передачі замовляє цю потужність, проводить конкурс, відбирає переможців, вони будують станції і надають ці станції в розпорядження системного оператора, але в ті періоди, коли системний оператор не потребує їх залучення, вони мають право заробляти на ринку. Я думаю, що це якраз дуже така справедлива модель, вона б і інвестору дозволила заробляти, і для ринку це було б краще.
Наприклад, у Великій Британії, якщо для моєї установки немає на завтра попередження, то я маю право піти і продати енергію, розпорядитися своєю потужністю як хочу. Наприклад, половину потужності продати на ринку «на добу наперед», і таким чином забезпечити собі гарантований дохід на половину своєї потужності. Іншу половину потужності зарезервувати для роботи на внутрішньо-добовому ринку, а може навіть продати частину потужності на ринку допоміжних послуг. Маневрена потужність дуже добре ділиться, через те що станція багатоагрегатна, і вона може працювати з будь якою потужністю в діапазоні, грубо кажучи, від 1% до 100%, якщо станція, наприклад, складається з 10 агрегатів.
Станція не складається з однієї установки?
Так ніколи не буває. Як мінімум завжди є дві установки, хоча б тому що існує графік технічного обслуговування, ремонти. Власники намагаються все-таки не залишатися зовсім без джерел енергії.
За що при сьогоднішній нормативній базі «Укренерго» буде платити інвестору? За кіловат-години чи за послугу?
Є різні потенційні бізнес-моделі. Одна - це коли проводиться конкурс, інвестор-переможець отримує РРА (Power purchase agreement), або іншу угоду, за якою він буде диспетчеризуватися, де прописано, за якими командами буде працювати станція, за який час вони будуть надаватися, в якому режимі, скільки часу (годин) на рік буде працювати ця станція, яка середня кількість пусків на добу і так далі. Це все буде прописано, і за це ОСП буде платити гроші. Але ці умови ще не відомі. І тому я висловлював нашу пропозицію, що найкращим чином це треба робити через плату за потужність, так як це робиться в інших країнах.
Плата за те, що у вас завжди напоготові є стільки-то МВт, готових включитись від нуля до 100 відсотків?
Так, плата за потужність - за те, що ви побудували і можете надавати цю послугу. Ця плата за 10 чи 15 років має повернути ваші інвестиції з дохідністю. Гарантовано, бо без гарантії інвестори не прийдуть.
Якщо під час періоду, коли ОСП мав у резерві цю станцію, відбулася її активація, і станція виробила певну кількість електроенергії, вона витратила паливо, моторесурс - тоді мають покриватися її витрати, можливо, по собівартості.
Інша модель – це повернення інвестицій через плату за енергію, за кіловат-години. Вона непридатна, бо розрахувати наперед грошовий потік для маневреної потужності неможливо, оскільки графік її роботи малопрогнозований. А покладатися на додаткові доходи від участі у ринку інвестори не зможуть.
Потрібна історія цін на ринку допоміжних послуг?
Не тільки допоміжних послуг, потрібен повноцінний ринок електроенергії. Лише на ринку допоміжних послуг, я боюся, ці інвестиції не окупити. На сьогодні ситуація на сегментах ринку дуже викривлена тому, що price caps дуже низькі.
Зараз український ринок не є ринком. При його створенні, хоча і бралася за зразок європейська модель, вийшла якась пародія на ту європейську модель, яка існувала там до цього часу. При тому, що в цьому році вже починає змінюватися європейська модель в напрямку ще більшої лібералізації, коли price caps або знімаються, або встановлюються на дуже високому рівні і торгівля відбувається частіше, ніж з періодом одна година, вони переходять на 15-тихвилинні торги. Це означає, що ринок більш точно відображає поточну ситуацію всередині однієї години.
Якщо зняти price caps, то ми бачимо, що на тому ж самому німецькому 15-тихвилинному ринку ціни коливаються значно більше ніж на годинному, тому це дозволяє, наприклад, маневреним потужностям заробляти і розраховувати на окупність, адже вони будуть бачити, що ціни в деяких періодах піднімаються досить високо.
Окрім цього, я б хотів повернутися до слова «високоманеврена». Раніше деякі учасники ринку напевно не дуже розуміли його значення, зараз, я думаю, це всім зрозуміло. Проте і сьогодні я чую про високоманеврені вугільні станції, тому варто чітко визначитися. Нещодавно головний диспетчер «Укренерго» Віталій Зайченко говорив, що це має бути станція швидкого пуску, вона має запуститися і вийти з неробочого стану до повної потужності за 15 хвилин, а після зупинки вона має за 15 хвилин запускатися знову. Така генерація має забезпечувати не менш ніж 8 пусків і зупинок на добу та діапазон регулювання 80%. Зрозуміло, що там жодна вугільна станція, чи навіть парогазова не зможуть витримати таких параметрів.
Такі вимоги можуть витримати в основному газопоршневі установки, що працюють на природному газі?
Найбільш ефективними та найшвидшими (зараз немає швидших технологій) є газопоршневі станції. В нас зараз будуються кілька станцій в Німеччині - це ТЕЦ, які крім електроенергії виробляють тепло для міст Майнц і Вісбаден, Дрезден, Бремен. Ці станції розраховані, наприклад, у Дрездені на 2 тис пусків на рік, це приблизно 5-6 пусків на добу, час пуску – 2 хвилини. У всіх конкурсах брали участь лише виробники газопоршневих технологій, тому що жодні інші технології не відповідають цим вимогам.
Період пуску 2 хвилини - це найкращий показник?
Наша найновіша модель запускається з виходом на повну потужність за 40 секунд. З таких агрегатів по 10 МВт можна укомплектувати електростанцію необхідної для замовника потужності. Тривалість пуску всієї станції не зміниться.