Ігор Петрик: «Десять найдешевших електростанцій не створюють найефективнішої енергосистеми»

Ігор Петрик: «Десять найдешевших електростанцій не створюють найефективнішої енергосистеми»

Директор з розвитку ринків компанії Wärtsilä Energy (Фінляндія) у Східній Європі – про те, як оптимізувати енергосистему України

Цей матеріал також доступний російською
Ігор Петрик: «Десять найдешевших електростанцій не створюють найефективнішої енергосистеми»
Ігор Петрик
Фото: Тетяна Довгань/Mind.UA

Україна вступає в епоху революційних перетворень в енергетичній галузі, коли суспільне сприйняття не завжди встигає за швидкими технологічними змінами. Зокрема, в умовах пріоритетного розвитку «зеленої» енергетики та стрімкого нарощування частки ВДЕ в країні зростає потреба у якісно нових принципах планування розвитку енергосистеми. Йдеться про створення максимально ефективної структури генеруючих потужностей на базі математичного моделювання, коли ті чи інші технології відбиратимуться не лише за принципом ціни, але й з урахуванням їхнього впливу на загальну ефективність системи. 

І на цьому шляху українським енергетикам не варто винаходити велосипед – світова енергетична спільнота на прикладі сучасних передових ринків електроенергії вже накопичила чималий досвід, як збалансувати і гармонізувати  базові та сучасні маневрені потужності для досягнення їх найкращої економічної  ефективності.  

Зокрема, фінська Wärtsilä Corporation моделювала 80 енергосистем світу, а загалом долучалася до моделювання 145 регіонів. Така робота дозволяє поширити сучасні підходи у плануванні енергосистем, заздалегідь підготуватися до зміни режимів їх функціонування та забезпечити конкурентне середовище для притоку інвестицій. Наразі фінські фахівці займаються відповідним моделюванням в Україні і надають свої поради українським енергетикам.

Як досягти гнучкості вітчизняної енергосистеми? Які високоманеврені потужності і в якій кількості слід будувати? Як забезпечити прихід інвесторів у конкурентний енергоринок? З цими та іншими запитаннями Mind звернувся до директора з розвитку ринків фінської Wärtsilä Energy у Східній Європі Ігоря Петрика.

Довідка:

Wärtsilä цього року відзначила своє 185-річчя. Ім’я походить від назви містечка, де була заснована компанія. Вимовляється як «вя:ртсіля».

Сьогодні це одна з найбільших корпорацій Фінляндії. Доречно згадати, що весь криголамний флот Радянського Союзу свого часу був побудований на суднобудівних заводах Wärtsilä, а кожне третє морське судно у світі обладнане двигунами компанії. Більш як 5000 електростанцій Wärtsilä загальною потужністю 70 ГВт збудовано у 177 країнах, а всесвітня сервісна мережа власних центрів обслуговування вважається найбільшою у галузі.

Компанія є фахівцем в інтеграції енергосистем і однією з найперших у світі поставила за мету перехід до повністю відновлюваних енергосистем.

– Пане Ігорю, ваша компанія моделювала енергосистеми, з метою забезпечення їх гнучкості, у багатьох країнах світу. Досвід яких країн ви вважаєте найбільш цікавим та вартим для наслідування в Україні?

– Насамперед, є цікавим досвід кількох країн, які можна вважати близькими до України за багатьма параметрами. У першу чергу, це Аргентина та Південно-Африканська Республіка. Загальний розмір енергосистеми, склад генеруючого обладнання, забезпеченість енергоресурсами – все це дуже схоже на Україну.

Обидві країни ставлять на меті енергонезалежність і перехід до більш повного використання енергії вітру і сонця. Значною мірою вони випередили Україну на цьому шляху. Аукціони ВДЕ там вже функціонують і приносять позитивні зміни у вигляді зниження ціни електроенергії. Вартою для наслідування є рішучість керівництва цих країн у перегляді та зміні застарілих підходів до планування. На основі моделювання не тільки створюються нові перспективні плани розвитку, а й обираються переможці конкурсів на спорудження нової потужності.

Звичайно, ми моделювали енергосистеми і високорозвинених ринків, як наприклад, Каліфорнії (США) чи Великої Британії. Є чому повчитися і на прикладі цих ринків. Особливо ми рекомендуємо серйозно придивитися до ринків електроенергії у двох найбільш передових, з нашого погляду, енергосистемах – у Техасі та Австралії. Але важливо знаходити саме релевантний досвід.

У кожній країні чи регіоні дизайн ринку складався виходячи з історичної обумовленості, з усіма недоліками і перевагами. У цьому контексті Україні варто придивитися до різних моделей ринку електроенергії для того, щоб залучити позитивний досвід і не набивати власних гуль.

Що ж стосується організації процесу розробки національної політики у сфері енергетики та втілення її у життя, я б запропонував розглянути модель Бразилії. Політику тут затверджує Національна енергетична рада – орган рівня Кабміну. За втіленням спостерігає постійно діючий Комітет з моніторингу. Власником та провідником затвердженої політики є Міненерго, яке узгоджує та координує діяльність з Регулятором.

Наприклад, у міністерства є повноваження своїм рішенням визначати обсяг та розподіл технологій потужностей для аукціонів – виходячи із засад політики, затвердженої Нацрадою. А Регулятор безпосередньо керує процесом підготовки аукціону, включаючи оцінку пропозицій та затвердження переможців.

Крім наявності політичного керівника – Нацради, ‒ цікавою є практика діяльності Агентства енергетичного планування. Це «технічна» державна установа, підпорядкована Міненерго, яка кожного року розробляє 5-річні плани розвитку енергосистеми, до речі – на основі моделювання 2000 сценаріїв, з яких обираються порогові для визначення потреби в інвестиціях. Це ж агентство задає технічні вимоги для участі в аукціонах, проводить технічну кваліфікацію і – знову ж таки, – моделює роботу енергосистеми з урахуванням кожної окремої пропозиції. Це робиться для визначення впливу кожного запропонованого проекту на роботу всієї енергосистеми та побудови ранжиру пропозицій ще до цінового змагання.

Мені здається, що наявність в Україні двох паралельних структур з непевно розподіленими повноваженнями – а саме Міненерго та Держенергоефективності, – можна було б виправити на бразильський чин, передавши агентству, можливо, навіть частину функцій системного оператора у сфері довгострокового планування.

– Характерною тенденцією для багатьох національних та регіональних енергоринків на сьогодні є поступове заміщення традиційної генерації у базовому графіку навантаження відновлюваними джерелами, з паралельним спорудженням високоманеврених станцій. Чи можна назвати таку тенденцію основною домінантою сучасної світової енергетики? 

– Зрозуміло, що поступовий перехід на споживання переважно відновлюваної енергії означає скорочення традиційних джерел, таких як атомна та теплова генерація. І в цьому процесі, окрім політичного чинника, є і економічний. Наприклад, у США, незважаючи на риторику президента про підтримку вугільної галузі, дуже швидко скорочуються вугільні генеруючі потужності. Тільки в кінці серпня  було оголошено про закриття чотирьох станцій потужністю 2 ГВт в Іллінойсі, а минулого року та ж сама компанія Вістра Енерджі вивела з експлуатації ще 4 ГВт вугільних потужностей. Причини дві: це дешеві газ і енергія ВДЕ, а також нездатність традиційних електростанцій працювати у циклічному режимі.

У той же час, на тлі високих темпів зростання СЕС та ВЕС, зростає потреба у балансуванні їх змінної потужності. Ми, як інтегратори енергосистем, вважаємо, що  найкращого універсального способу забезпечити таке балансування не існує. Завжди є специфіка місцевих умов та особливості технологій, які треба враховувати під час планування. Крім того, є різні потреби у енергосистеми. Ідеться про первинне, вторинне та третинне регулювання, а також такий новий тип резервування, як компенсація похибки прогнозу ВДЕ.

Усі ці потреби можна поєднати в одному понятті – потреба у гнучкості енергосистеми. У широкому сенсі є чотири види джерел гнучкості: гнучка генерація, мережеві рішення (це перетоки, інтерконектори, розумні мережі), регулювання попиту, а також системи накопичення енергії. Найбільш ефективним способом підвищити гнучкість є комбінація різних технологій. З урахуванням місцевої специфіки це може бути, наприклад, поєднання ГАЕС та маневрених газових станцій.

Нещодавно вийшло чергове дослідження Bloomberg New Energy Outlook, в якому прогнозуються обсяги нової потужності до 2030 року. Цікаво, що щорічні нові введення потужностей традиційного базового навантаження невпинно падатимуть, натомість вони будуть заміщуватися вітровими та сонячними станціями, щорічні обсяги яких зростуть відповідно втричі та вдвічі. А от маневрені газові потужності будуть вводитись темпами, що в 14 разів вищі, ніж 2018 року. До речі, вводи батарей зростуть у 13 разів.

Отже відповідь на ваше запитання – так.

Ігор Петрик: «Десять найдешевших електростанцій не створюють найефективнішої енергосистеми»
Фото: Тетяна Довгань/Mind.UA

– За оцінками Міненерговугілля України, впродовж наступних 5 років потреба в додаткових  балансуючих потужностях в енергосистемі складе до 2,5 ГВт. Якими маневреними джерелами, на вашу думку, найкраще її покрити?

– Маю сказати, що ці цифрові показники вже застаріли. Ми вважаємо, що 2 ГВт додаткових високоманеврених потужностей потрібні будуть вже за наявності 7,5 ГВт відновлюваних джерел в енергосистемі України. А це очікується до кінця наступного року.

Як я вже казав, об’єктивним та прозорим способом визначення оптимальної структури енергосистеми є моделювання майбутніх сценаріїв покриття навантажень з порівнянням різних варіантів обладнання. Принципово важливою є здатність програмного забезпечення враховувати динамічні характеристики генеруючого обладнання, адже режими в енергосистемі тепер змінюються не за старим графіком добових навантажень, а непередбачуваним чином і дуже швидко – саме через вплив ВДЕ.

Наше моделювання ОЕС України (об'єднана енергосистема України. – Mind) за допомогою програмного комплексу PLEXOS та порівняння різних сценаріїв розвитку показало, що додана гнучкість сприяє кращій інтеграції ВДЕ в енергосистему і вирішує до певної міри проблеми балансування. Проте існує межа можливостей такого рішення, викликана «вбудованою» негнучкістю існуючої енергосистеми. Доки в ОЕС є такий значний обсяг негнучкої атомної та неефективної вугільної генерації, неможливо цілком позбутися ефекту обмеження ВДЕ. Шляхом підбору варіантів ми знайшли оптимальне співвідношення між обсягами ВДЕ та маневреності. У діапазоні від 7,5 ГВт до 13,5 ГВт ВДЕ оптимальним обсягом маневреної генерації є 2 ГВт. Побудова більшої потужності покращує інтеграцію ВДЕ, але призводить до погіршення економічного ефекту через вищі капітальні витрати.

Модель показала, що за умови будівництва 2 ГВт газопоршневих станцій економічний ефект складе 300 млн євро на рік – в основному за рахунок оптимізації використання вугільних блоків і скорочення витрат на паливо. Крім того, приблизно на 15% скоротяться викиди СО2.

Станом на сьогодні за комбінацією маневреності та ціни найоптимальнішими є газопоршневі станції. Ми моделювали також використання систем накопичення енергії на основі акумуляторних батарей для балансування ВДЕ. Це дуже перспективна технологія, і за умови державної підтримки вона вже зараз може ефективно брати участь у первинному регулюванні. Але для переносу енергії вона ще є занадто дорогою.

– На сьогодні хімічні накопичувачі енергії є неконкурентними у порівнянні з гідроенергетикою чи газопоршневими станціями. Чи означає це, що Україні поки варто забути про energy storage та повернутися до них років через 5-10? 

– Ми у Wärtsilä маємо значні напрацювання у спорудженні систем накопичення енергії – понад 70 реалізованих проектів у різних країнах з нашою власною системою керування GEMS. Це все успішні комерційні проекти, але їх рентабельність забезпечується або субсидіями, або створенням певних ринкових умов. В Україні відсутні і перший, і другий чинники.

За поточних темпів здешевлення систем накопичення (а не лише батарей як одного з елементів системи), вони дійсно можуть стати конкурентоздатними приблизно за 5 років. Але ми бачимо, що в ЄС уже зараз  створюються ринкові продукти у сфері допоміжних послуг, де технології акумуляторів можуть бути рентабельними. Наприклад, наш проект у Будапешті є цілком комерційним, бо він поєднує в гібридну установку газопоршневі агрегати та батареї – для надання більш широкого діапазону мережевих послуг. Тому ми активно працюємо над вдосконаленням наших систем керування і накопичуємо досвід, щоб бути готовими до буму попиту на батареї. А він може статися швидше, ніж ми думаємо.

Ігор Петрик: «Десять найдешевших електростанцій не створюють найефективнішої енергосистеми»
Фото: Тетяна Довгань/Mind.UA

– Згідно з галузевою програмою розвитку гідроенергетики, в Україні планується збільшити частку ГЕС та ГАЕС до 2026 року з нинішніх 7-10% до 15,5%. Мова йде, зокрема, про добудову гідроагрегату №4 Дністровської ГАЕС потужністю 0,32 ГВт (з можливим спорудженням гідроагрегатів №5-7) та будівництво Канівської ГАЕС потужністю 1 ГВт. Чи означає це, що саме гідроенергетика стане основним постачальником маневрених потужностей у країні у середньостроковій перспективі на період до 2030 року?

– Технологія ГАЕС є надзвичайно ефективною для регулювання добових коливань графіка навантажень. Це пояснюється різницею між нічною ціною купівлі електроенергії для закачування і піковою денною ціною продажу. У такому режимі, власне, наявні ГАЕС і використовуються в Україні.

Але по мірі зростання частки ВДЕ буде з’являтися потреба в резервах для компенсації похибки прогнозування. Активація таких резервів буде непередбачуваною, а тривалість активації може бути як довгою, так і короткою.

Тому для прийняття рішення про спорудження нових ГАЕС треба буде оцінити економічну ефективність такої інвестиції у порівнянні з альтернативними технологіями. І, скоріше за все, виявиться, що для забезпечення інвестиційної рентабельності нова ГАЕС має працювати тривалими інтервалами.

Згідно з нашими розрахунками, ГАЕС економічно привабливіші за газопоршневі станції для надання резервів за умови роботи більше 7 годин на добу.  Це пояснюється відносно високими капітальними витратами на спорудження ГАЕС і тривалістю будівництва. Але ж ємність резервуарів є звичайно меншою, ніж на 7 годин роботи, тому треба обов’язково зробити оцінку економічного ефекту різних технологій.

Якщо коротко, ГАЕС мають перевагу, коли виробляють велику кількість відносно дешевої енергії, але обсяг виробництва завжди обмежений розмірами резервуару. Тому існуючі об’єкти мають використовуватися максимальною мірою, а от нові потребують детального обґрунтування. Крім того, існують екологічні обмеження для нового будівництва.

Саме тому у прогнозі Bloomberg динаміка запуску нових потужності ГАЕС демонструє деякий підйом у короткій перспективі, але з 2026 року, напевне, коли проекти, що здійснюються зараз, будуть завершені, нові запуски скорочуються.

Таким чином, оптимальним рішенням для України буде поєднання наявних та, можливо, добудованих ГАЕС з новими, відносно дешевшими, джерелами гнучкості. Вибір конфігурації майбутньої енергосистеми має бути здійснений на основі неупередженого порівняння економічного ефекту від кожного рішення для всієї енергосистеми.

– Які компанії можуть поставити технології газопоршневих станцій Україні?

– Технології газопоршневих станцій розвиваються і стають дедалі популярнішими через відносну дешевизну і високу маневреність. Проекти таких станцій базуються на ключових елементах – газопоршневих агрегатах. Їх виробляють декілька компаній і їх технічні характеристики біль-менш подібні. Звичайно, замовник віддасть перевагу виробнику з репутацією, який не тільки виготовить «залізо», а ще й додасть до нього «мізки». Тобто, тому, хто спроектує весь об’єкт як одне ціле і надасть тривалі гарантії, а потім буде обслуговувати станцію усі 40 років її життя. Але загалом нема проблеми знайти постачальника.

Набагато складнішим є питання створення інвестиційного проекту з надійною окупністю, достатньою для того, щоб інвестори вклали свої кровні саме в Україні, а не, умовно, в Бразилії. Для цього не треба шукати інвестора, гроші самі знайдуть дорогу. Треба створити умови для інвестицій.

Наша позиція така – якщо держава визначає якусь потребу (у даному випадку – у маневреній потужності) як стратегічну задачу, то вона має застосовувати стратегічні можливості для покриття цієї потреби. Сама держава не може побудувати те, що потрібно для енергосистеми. Але це можуть зробити приватні інвестори. Інвестор прагматично вкладе гроші туди, де за сукупністю факторів є більш привабливі умови.

Ігор Петрик: «Десять найдешевших електростанцій не створюють найефективнішої енергосистеми»
Фото: Тетяна Довгань/Mind.UA

Я люблю посилатися на приклад Аргентини, де у 2016 році пікове споживання перевищило встановлену потужність генерації, і уряд ввів надзвичайний стан в енергетиці. Але подальші події не були пов’язані з драконівськими методами ручного регулювання. Навпаки, було вирішено залучити приватні інвестиції для побудови 30 електростанцій до кінця 2018 року – менш ніж за 2 роки! І це було зроблено коштом приватного капіталу. Але за це інвестори поставили вимогу гарантувати окупність за 4 роки – до кінця каденції тодішнього уряду. І вимога була обґрунтованою, бо країна знаходилась у переддефолтному стані. Звичайно, ці 30 станцій обійшлися в копієчку, але стратегічне питання було виконано, і це коштувало менше, ніж  коштували б потенційні втрати від не вирішеної проблеми.

Цей шлях створення нової потужності називається залученням незалежних виробників, англійською ІРР – independent power projects. Це є найбільш поширений у світі спосіб інвестування в умовах регульованих або недостатньо конкурентних ринків. Елементи такої моделі зараз застосовують навіть у ЄС, оскільки дизайн існуючих ринків електроенергії застарів і не створює інвестиційних умов для нової потужності. Україна має дуже швидко прийняти модель ІРР, наповнивши змістом процедуру нещодавно затвердженого Кабміном Порядку проведення конкурсів («Порядок проведення конкурсів на спорудження нової генеруючої потужності та виконання заходів з управління попитом». Mind).

– На чому варто зосередитись Україні в найпершу чергу для того, щоб забезпечити гнучкість енергосистеми у найближчі 5-6 років?

– В Україні одночасно відбуваються грандіозні зміни, пов’язані з реформами у багатьох сферах, у тому числі кілька реформ в енергетиці. Проте було б наївно очікувати, що на всіх напрямках можна досягти високої ефективності. Тому сьогодні, як ніколи, потрібно переглянути цілі та актуалізувати стратегію. Для цього має з’явитися такий стейкхолдер, якого в бізнесі називають спонсором. Це не той, хто платить гроші за рекламу. Це має бути орган найвищого рівня, що зацікавлений у вирішенні певних специфічних задач і має спроможність впливати на державні органи чи політику країни. Наприклад, такою є вже згадана вище Національна рада енергетичної політики у Бразилії (CNPE)  (Урядова організація Бразилії, відповідальна за консультування Президентства республіки, що  має задачу розробляти політику для електроенергетичного сектора країни. CNPE формується з представників уряду, експертів з енергетики, неурядових організацій та семи міністрівMind).

А серед конкретних задач у розвитку енергосистеми я б відзначив необхідність запустити якомога швидше процес створення нових потужностей для балансування. Для цього Регулятор має нарешті затвердити звіт з оцінки достатності генеруючих потужностей, поданий НЕК «Укренерго» ще в кінці минулого року. Після цього, згідно з законом, НЕК може ініціювати конкурс на будівництво необхідної для енергосистеми потужності з певними технічними характеристиками. З урахуванням всіх процедур конкурсу та часу, необхідного для залучення проектного фінансування, організації проектів, проектування та будівництва об'єктів, така потужність може бути введена в експлуатацію не менш як за 4 роки.

– Хто в країні повинен приймати остаточне рішення щодо вибору тієї чи іншої маневреної технології?

– Згідно з кращими практиками, вибір інвестиційних проектів має бути технологічно нейтральним. Задача Системного оператора (Оператор системи передачі, ОСПMind) – визначити потребу у характеристиках, яких не вистачає системі, та обсяг тих властивостей, що треба додати до енергосистеми. Як я вже казав, найпрозорішим та одночасно найефективнішим способом визначення такої потреби є моделювання режимів енергосистеми з різними комбінаціями обладнання. Саме так зараз чинять ОСП та консультанти урядів у провідних країнах.

Відповідно, на конкурсах треба надавати перевагу тим інвестиційним пропозиціям, які найкраще відповідають технічним вимогам та створюють найбільший економічний ефект для системи. Ціна одиниці встановленої потужності не є найкращим показником, тому що 10 найдешевших станцій не створюють найефективнішої енергосистеми. На жаль, затверджений Кабміном Порядок проведення конкурсів не передбачає інших критеріїв, крім ціни.

– Тобто цей Порядок не відповідає сучасним критеріям вибору, оскільки не оцінює вплив тієї чи іншої технології на загальну ефективність енергосистеми?

– Не тільки. Згідно з оцінкою нашої компанії, якщо цей порядок не буде змінений, інвестори на конкурс можуть просто не прийти. 

Ми постійно спілкуємося з різними інвесторами. Дуже багато з них вбачають в Україні гарний  потенціал, але не розуміють яким чином повернути гроші, тому що в Порядку цей механізм не визначений. Порядок просто відсилає його на конкурсну документацію аукціону.   

Я брав участь у робочій групі і відчув настрої, які там панують. Позиція членів така: це приватний бізнес, то чому держава має щось гарантувати? Хай інвестор несе всі комерційні ризики.

Але інвестор з цим не погоджується. Це означає, що після того, як оголосять конкурс у наступному році, через шість місяців (термін для подачі пропозицій – Mind), на нього можуть прийти недоброчесні учасники з лобістськими можливостями чи політичним капіталом, але нормальний інвестор туди не прийде. Після цього оголосять ще один конкурс і мине ще шість місяців.

Тобто від сьогоднішнього дня може минути більше року, а нічого так і не буде збудованим. 

Тому наша позиція полягає у тому, щоб повернутися до перегляду Порядку – з розумінням того, що при збереженні його діючої редакції інвестори не будуть зацікавлені брати участь у конкурсі – немає гарантій повернення інвестицій.

Ігор Петрик: «Десять найдешевших електростанцій не створюють найефективнішої енергосистеми»
Фото: Тетяна Довгань/Mind.UA

– Прихильники традиційних видів генерації, серед основних аргументів на свою користь, нагадують виверження вулкану в Ісландії у 2009 році, коли ряд європейських країн були змушені закрити аеропорти. Що буде, запитують вони, якщо історія з вулканом повториться у майбутньому, в умовах домінування в енергосистемах сонячної генерації? Адже саме ГЕС, ТЕС та АЕС у випадку виникнення природних чи технологічних катаклізмів здатні забезпечити резервну потужність від кількох днів до кількох місяців і одного року?

– Ми моделювали варіанти повністю відновлюваних енергосистем. У жодному зі сценаріїв неможливо досягти надійного електропостачання та стійкості лише за рахунок СЕС та ВЕС. У кожному разі мають бути присутні три елементи.

Перший елемент – це потужність базового навантаження, чию роль відіграватимуть саме СЕС, ВЕС та біо-станції.

Друге: системи накопичення енергії для виконання двох функцій – короткострокового балансування ВДЕ або регулювання частоти, та добового переносу енергії. Тобто акумулятори потужності і акумулятори енергії.

І третє: потрібна гнучка або маневрена генерація для резервування на більш тривалі, ніж кілька годин, інтервали. Скажімо, на випадок різкого падіння виробництва ВДЕ внаслідок сезонних факторів чи негоди. Звичайно, ця генерація, в умовах 100 відсотків ВДЕ, має працювати на відновлюваному паливі, як то синтетичний метан тощо.

При цьому встановлена потужність кожного з трьох видів є кратною по відношенню до потужності пікового споживання. Наприклад, щоб забезпечити потребу в енергії за рахунок лише ВДЕ, треба мати приблизно п’ятикратну потужність власне ВЕС, СЕС та біо, плюс чотирикратну потужність батарей і однократну – маневреної генерації. Тобто якщо пікове споживання 100 ГВт, то треба мати приблизно 500 ГВт ВДЕ, 400 ГВт батарей і 100 ГВт маневрової потужності.

– Є два основні прогнозні сценарії енергетичного розвитку людства на довгострокову перспективу: це або перехід на 100-відсоткову відновлювану енергетику або так званий енергетичний мікс. До якого зі сценаріїв більше схиляєтеся ви?

Ігор Петрик: «Десять найдешевших електростанцій не створюють найефективнішої енергосистеми»
Фото: Тетяна Довгань/Mind.UA

– Наше бачення закріплено у офіційному формулюванні місії компанії – ми вважаємо, що рано чи пізно енергосистеми стануть на 100% відновлюваними. Ніхто, правда, не знає, коли це відбудеться. Але так буде. Цілі досягти 40% чи 50%, поставлені багатьма урядами, є амбітними, зважаючи на складність та вартість такого переходу, але вони реалістичні. Тому перспективу на 20-25 років ми бачимо доволі чітко. А далі ще треба вирішити деякі практичні питання, такі як перетворення енергії у паливо та створення більш ефективних і дешевих накопичувачів.

– У чому ви вбачаєте місію вашої компанії в Україні?

– Ми досліджуємо, проектуємо, будуємо, експлуатуємо та обслуговуємо енергосистеми впродовж усього їх життєвого циклу. У цій діяльності ми співпрацюємо з операторами систем передачі, регуляторами, державними органами та іншими стейкхолдерами, починаючи з етапу створення дизайну майбутньої енергосистеми. Ми використовуємо нашу глобальну присутність для надання можливості переймати досвід інших країн. Поширюємо кращі практики, проводимо семінари з обміну досвідом, організовуємо візити для ознайомлення на місці. За два минулих роки ми організували зустрічі з зарубіжними колегами для кількох делегацій з України.

На етапі будівництва нових енергетичних об’єктів ми часто виступаємо девелоперами та співінвесторами, або просто консультуємо інвесторів. Потім проектуємо електростанції чи гібридні об’єкти, постачаємо обладнання чи будуємо об’єкт «під ключ». Як тільки у якійсь країні з’являється наш об’єкт, скажімо, збудована нами електростанція, ми наймаємо місцевий персонал для сервісного центру та навчаємо його, також навчаємо персонал оператора станції і так далі.

У поточному моменті ми бачимо нашу конструктивну роль в Україні у поширенні тих знань, яких тут бракує, але ми знаємо, де їх знайти. Це стосується і моделі ринку, і моделей залучення інвестицій, а також передових технологій у генерації, накопиченні енергії, управлінні та моделюванні енергосистеми.

Стежте за актуальними новинами бізнесу та економіки у наших Telegram-каналах Mind.Live та Mind.UA, а також Viber-чаті