Чи допоможуть батареї пройти ОЗП
— Урядовці звітують про зростання потужностей накопичувачів. Чи здатні батареї стати якщо не рятівним колом, то підмогою для української енергосистеми у проходженні наступного опалювального сезону?
— У німецькій мові є слово Jein — «так» і «ні». Батарея — це не ТЕЦ, виробляти електроенергію чи тепло — не її завдання. У цьому сенсі батареї точно не допоможуть.
Батареї — слуги багатьох господарів: вони можуть робити дуже багато корисних речей та ще і одночасно. Усі батареї, які у нас зараз побудовані, працюють на балансуючому ринку, на ринку допоміжних послуг та на спотових ринках РДН/ВДР.
Традиційно постачальниками аРВЧ (автоматичного резерву відновлення частоти) у нас були гідро- (Укргідроенерго), теплові електростанції (ТЕС) та теплоектроцентралі (ТЕЦ). ТЕС та ТЕЦ зараз на етапі відновлення, а на якому саме етапі — неможливо сказати.
Якщо батареї зможуть взяти на себе резерв аРВЧ, а вони зможуть, хоч це зараз й не найлегший для них режим в умовах енергосистеми, що зазнала пошкоджень, то потужність, яка резервується під аРВЧ на ТЕС і гідро, вивільниться. Кожен мегават взимку з теплової електростанції, який вивільнять батареї, — це велика допомога для системи.
Ми будемо використовувати нову технологію для балансування системи і перетину між ENTSO-E і енергосистемою України, а вивільнені мегавати нехай ідуть на нашу генерацію і когенерацію у вигляді тепла. У цьому, як на мене, і полягає вигода від батарей саме для зими.
— Як розвиток батарей залежить від стану сегментів ринку електроенергії? Це ж певна сигнальна система, яка дає бізнесу зрозуміти, куди інвестувати?
— Насамперед про головне – суттєве зменшення вартості технології. Тут нам уперше в енергетичній історії пощастило: ми їдемо на «спині» значно більшої індустрії— світової автоіндустрії. Падіння цін і здешевлення технологій привели до того, що багато бізнес-кейсів почали «літати». Енергетичний сектор займає дуже незначну частку в глобальному попиті на літій-іонні акумулятори.
— Серйозно?
— Авжеж. Порівняйте, скільки гігават-годин батарей виробляється для автоіндустрії, а скільки для енергетики. Попит з боку автоіндустрії вже знаходиться на рівні майже 1 ТВт·год на рік і є основним драйвером глобального виробництва літій-іонних акумуляторів. У 2025 році глобально було введено приблизно 247 ГВт·год нових систем накопичення енергії. Тобто співвідношення порядку 1:4 на користь автоіндустрії.
І йдеться не лише про обсяги, а й про досвід — як індустрія, інженери та банки розуміють цю технологію. Літій-іонна технологія стала справді зрілою.
Саме світова ставка на електромобілі спрацювала для нас - енергетиків: закладення багатьох гіга-фабрик з виробництва акумуляторів у Китаї ще у 2020 році, які запустились в 2024-2025 роках. Ось ми і побачили суттєве зниження ціни в цей період. Чи побачимо у 2026-му — тут є певні сумніви, можливо, навіть навпаки. Це мій прогноз. Коротка відповідь: нам пощастило, що нас тягне значно більший сегмент світового ринку. Такого шансу не було ні у вітряків, ні у сонячних панелей, ні у ТЕС, ні у ГАЕС.
Сегменти ринку: РДН тягне, балансуючий плаче
— Які саме сегменти ринку електроенергії «тягнуть» сектор?
— Почнемо з найзрозумілішого — РДН. Тут досить великі спреди — TB1, TB2 і TB4 (top-bottom — спред між найвищими і найнижчими годинами одна, дві та чотири години). Будь-який спред до чотирьох годин включно у нас зараз досить дуже привабливий. Але пригадайте зиму, коли ціна електроенергії на РДН була 15 тисяч гривень щогодини дев’ятого лютого. Тобто спреда не було взагалі жодного. Зараз багато сонця, споживання, яке мотає туди-сюди за рахунок СЕС, і гідро почало включатися — на жаль, не в такому обсязі, як планувалося. Тому РДН посилає привабливі сигнали інвесторам — настільки, що багато компаній будують усю торгову стратегію тільки на РДН. Не коментуватиму, чи це правильно та наскільки така торгова стратегія є привабливою довгостроково. Це їхня справа.
На ринку допоміжних послуг ситуація зрозуміла. Довгострокові аукціони Укренерго досить вдало залучили приватних інвесторів. Наприклад, є потреба оператора системи передачі (ОСП) в 106 МВт резерву підтримки частоти кожну годину, і 99 МВт з них покриті повністю батареями. Що може бути ще більш наочним прикладом вдалого рішення ОСП ?
По аРВЧ симетричному (завантаження та розвантаження) подивимося, що буде наприкінці року — хто добудується з третьої хвилі аукціону. Нагадаю, що третій аукціон був досить інтенсивним з точки зору конкуренції і цін, які отримав ОСП.
— А якщо перейти на балансуючий ринок?
— Це вже перехід до болючих тем. За логікою, балансуючий ринок мав стати драйвером для всієї нової маневрової генерації — вона за своєю природою може дуже швидко змінювати потужність та напрямок. Якщо це батареї, то це симетричний резерв — і вгору (генерація), і вниз (відбір ).
Великий плюс батарей: побудувавши 20 МВт, система отримує 40 МВт гнучкості, бо резерв симетричний. Коли кажуть, що «у нас всього 500 МВт батарей», — ні! Батарей у вас може бути 500 МВт, але за гнучкістю це гігават. Це зовсім інша історія.
ДТЕК ВДЕ проінвестував 125 млн євро в установки збереження енергії (УЗЕ) і побудував разом з американською компанією Fluence 200 МВт потужності та 400 МВт-год ємності. Це великий внесок в розбудову фундаменту нового для країни сектору енергетики.
Такі установки зберігання енергії — це вже не просто інноваційні рішення, а важливий елемент забезпечення стабільної роботи енергосистеми країни. Їхнє значення особливо зростає в періоди пікових навантажень, коли рівень споживання електроенергії підвищується або генерація з відновлюваних джерел змінюється чи зменшується.
УЗЕ дають змогу балансувати коливання в мережі, підтримувати стабільну частоту та підвищувати надійність електропостачання для споживачів.
— Тобто вони можуть і заряджати, і віддавати?
— Так. Симетрична система. На газовій установці так зробити не можна — вона працює або вгору, або розвантажується до технічного мінімуму. А тут можна піти у від’ємне значення — відбирати надлишки електроенергії.
Але є наша реальність — реальність балансуючого ринку.
— На балансуючому ринку — борги на мільярди. Усі це бачать і про це говорять, але поки нічого вдіяти не можуть.
— Що і як зробити — це предмет обговорень робочих груп на різному рівні. У мене є чудова та проста для розуміння ідея: давайте погасимо борги і почнемо працювати нормально. Я знаю, що певні ідеї обговорюються, та сподіваюсь, що ми побачимо рішення, в якому зацікавлені всі: банки, ОСП, інвестори та, насамперед, ринок електроенергії.
Бо в інших країнах, де також працює ДТЕК — а ми будуємо великі об’єкти в Польщі та інших країнах Східної Європи, — балансуючий ринок - це океан, а батарея — акула, яка в ньому живе.
Окрім погашення боргів, допоміжним може стати перехід на 15-хвилинний market time unit — найменший інтервал часу, який ринок «бачить», як один розрахунковий період. У цьому році цього точно не буде, можливо, наступного. Зараз у нас 60-хвилинний розрахунковий період. 15-хвилинки будуть ще більшим сигналом і для маневрової генерації, і для батарей. Зараз у вас є можливість 24 рази на добу номінувати свою позицію, а буде 96. В Австралії взагалі 5 хвилин (менші блоки дозволяють краще ловити цінову динаміку виробникам, а системі — давати точніші цінові сигнали, — ред.).
Ще одна проблема, яку ми побачимо: у системі стає все менше інерції. У нас було багато ТЕС і атома. Інерційна система — це безкоштовне регулювання частоти за рахунок обертаючих мас турбін.
Зараз — зелений перехід, і більшість нових технологій побудовані на інверторах. Чудова відмінність інвертора — IGBT-модулі з дуже швидкими перемиканнями. Я можу батарею за 200 мілісекунд повністю розвернути за напрямком потужності. Але інерції у інвертора немає. У Європі, особливо коли багато сонця, операторам системи передачі бракує інерції — її доводиться заміщати штучною.
Наприклад, у Німеччині запустили продукт на ринку допоміжних послуг — синтетична інерція. І ясно, що зробити це можуть тільки батареї: швидкість реакції до секунди. Така ж проблема постане і перед нами. ТЕС певним чином відновляться, але «зеленки», зокрема вітрогенерації, в перспективі буде більше. За цих умов питання регулювання буде переходити в ранг пріоритетних. Але це точно не та проблема, що стоїть зараз. Зараз перед нами — зима і великі борги на балансуючому ринку!
— Якщо уявити, що балансуючий ринок став би адекватним, куди б рухалися установки зберігання в Україні?
— Робити те, що роблять оператори УЗЕ у Західній Європі, — це так званий net imbalance value chasing. Це допомога системі через небаланси. Залежно від стану системи, батарея, маючи можливість миттєво змінювати напрямок потужності, йде або вгору, або вниз. А ціни можуть швидко піти в мінус. Але для цього потрібна публікація цін небалансів в режимі реального часу.
Це важливо насамперед для зеленої енергетики, бо більшість станцій працює поза межами Гарантованого покупця (я кажу про вітрові станції, не про сонячні). Якби балансуючий ринок працював як слід, я б, чесно кажучи, «у ньому жив». Це живильне середовище для будь-якої швидкої генерації чи УЗЕ.
— І глибина цього ринку більша за допоміжні послуги?
— Значно більша. Балансуючий ринок значно ємніший.
Ще бажано мати такий же за ліквідністю внутрішньодобовий ринок, як у Німеччині. Проблема нашого ВДР — низька ліквідність через відносну малу кількість трейдерів, раннє закриття воріт (у Німеччині ворота закриваються за 5 хвилин до часу поставки) та поки що ми не є частиною SIDC (Single Intraday Coupling). А саме ВДР є першим інструментом, який дозволяє збалансувати позицію, відкриту на РДН: якщо ви подалися на РДН (це D-1, тобто графік формується за день), багато чого може трапитися і наступного дня, і за годину до часу поставки. У Німеччині, Франції, Великобританії та Бельгії батареї живуть на ВДР досить добре.
Чи 500 МВт — це стеля?
— Філософське питання: чи понад 500 МВт УЗЕ в Україні — це стеля? Бо складається враження, що вибухове зростання потужностей скоро упреться у свою межу. Куди далі розвиватися УЗЕ?
— 500 МВт звучить цікаво, але порахуймо не в МВт, а в ГВт. Це 0,5 ГВт — половинка атомного блока умовно. У Польщі на кінець 2027 року планується 1,2 ГВт великих батарейних систем, а до кінця 2029-го — майже 5 ГВт.
Тому я не згоден, що ми уперлися в стелю. Звісно, якщо споживання падатиме, не буде нової генерації, проблеми балансуючого ринку не вирішуватимуться (а вони повинні вирішитися, бо так далі бути не може), тоді й 500 МВт забагато.
А якщо буде відновлення країни, балансуючий ринок працюватиме нормально, з’являться нові потужності ВЕС (а їх буде більше, подивіться лише, скільки видали технічних умов на «вітер»), то ні, ми ще навіть близько не підійшли до моменту, коли треба зупинятися.
— Ви згадали Польщу. Наскільки там комфортно працювати?
— У Польщу зараз заходить багато міжнародних інвесторів — ДТЕК, французький EDF та інші. Там є інструмент, якого у нас немає, — capacity market, який підтримує будівництво нової генерації та вирішує так звану проблему «missing money», яка була сформульована економістом Полом Джосковим (Paul Joskow).
Суть “missing money” дуже проста: ринкових доходів від продажу електроенергії та допоміжних послуг бракує, щоб окупити інвестиції в потужність, яка потрібна для надійності системи. У теорії ринок має покривати фіксовані витрати через рідкі, але дуже дорогі години дефіциту (scarcity pricing). На практиці регулятори вводять цінові обмеження (прайс-кепи), адміністративні втручання й субсидії, попит також нееластичний – у результаті ціни в піки “підрізані” і постачальники гнучкості не добирають потрібну маржу. Нове будівництво не має економічного сенсу, система втрачає стійкість та гнучкість.
Уявіть: є обладнання, що побудоване 20 років тому, амортизоване, з досить невеликими змінними витратами. Поряд — нова станція, яка має закласти в ціну і обслуговування боргу, і амортизацію, і інтерес інвесторів. Стара генерація конкурентоспроможна в ранжирі (merit order), нова — ні. Але державі треба, щоб генерації було багато та різної.
Тому держава проводить технологічно нейтральний аукціон: окреслює умови (наприклад, не менш ніж 4 або 8 годин генерації), а інвестори пропонують ціну, яка дозволить їм принести кейс будівництва в board room. Хто запропонує нижчу — той виграє. У Польщі підтримку дають на 17 років, з обов’язком побудувати за 5 років, інакше — серйозні штрафи. 17 років інвестор отримує доплату на кожен кіловат потужності — це не якась космічна сума, а компенсація різниці між старою та новою генерацією.
Складність батарейного бізнесу у тому, що банки фінансують їх погано: УЗЕ живуть із того, що «піймали» на short-term power market — балансуючому та внутрішньодобовому ринках. А ринок потужності — це передбачуваний грошовий потік, який можна показати банкірам. Саме цю історію зробило Укренерго, намагаючись створити квазі-capacity market через п’ятирічні аукціони на допоміжні послуги.
У Польщі всі батареї, які ми зараз будуємо, отримали capacity market, як суттєву частку свого заробітку. Це не відміняє роботу на балансуючому ринку, РДП (ринку допоміжних послуг), РДН або ВДР жодним чином, але це дає додаткову впевненість, певний підмурівок. В Україні цього поки що немає для УЗЕ.
Технології, персонал і ШІ
— Які зараз використовуються технології?
— Батарея — закрита система. Особливо складного обслуговування там немає. Є система охолодження і підтримання температури в контейнерах. Практично всі сучасні системи — вже не HVAC, а рідинні, з етиленгліколем — як в автомобілях. Обслуговувати треба, але це не найскладніше.
— А підготовлений персонал?
— Технічні команди є. Коли ми робили перший проєкт із Fluence, наші інженери їздили до Німеччини, працювали пліч-о-пліч із командою Fluence, робили commissioning (пуско-налагоджувальні роботи) 200-мегаватної батареї, а потім поїхали до Фінляндії. Якщо вмієте обслуговувати одну систему, навчитися обслуговувати систему іншого постачальника — недовго.
— Штучний інтелект для батарей: як він зараз працює і що в перспективі?
— Без machine learning і моделей, які ви створюєте, на short-term power market працювати неможливо. Це перша оптика. Друга — кожна батарея є цифровим активом. З неї йдуть гігабайти телеметрії, і важливо вчасно побачити, що в такій-то комірці чи в такому модулі чи інверторі можуть бути проблеми. Ми в ДТЕК також розгортатимемо ШІ, і побачимо, який ступінь інтелекту буде в цьому інтелекті. Штучність — точно буде.
Досьє "ЕнергоБізнесу"
Вадим Уткін
Освіта: Національний технічний університет України "Київський політехнічний інститут імені Ігоря Сікорського"; Києво-Могилянська Бізнес-Школа (kmbs).
Професійний досвід
Теперішній час: Радник Генерального Директора ДТЕК ВДЕ. Консультує Генерального директора ДТЕК ВДЕ щодо проєктів систем накопичення енергії (BESS). Сфера діяльності охоплює розробку проєктів, ринкову інтеграцію та вибір партнерів. Займається оптимізацією участі систем накопичення на балансуючому ринку України, виведенням польського активу на ринок та розробкою регуляторної та правової бази для BESS.
2023 – 2025: Менеджер зі стратегії та розвитку бізнесу ДТЕК.
2022 – 2023: Менеджер проєктів ДТЕК Енерго.
2019 – 2022: Менеджер з інновацій ДТЕК.
2011 – 2019: Виконавчий директор Yunasko Ukraine.
Участь у проєктах:
Перша в Україні промислова система накопичення енергії (BESS), що введена в експлуатацію у 2020 році.
Проєкт BESS потужністю 200 МВт, запущений у жовтні 2025 року.
Придбання активу потужністю 133 МВт у Польщі.
Професійний фокус: Поєднання бізнес- і інженерної освіти для зв'язку технічних рішень із комерційними моделями в Центральній та Східній Європі.
