Ветропарк Причерноморский: новый шаг в развитии украинской ветроэнергетики

Портал «Электровести» побывал на торжественном открытии строительства новой очереди Очаковской ветроэлектростанции (ВЭС) – ветропарка Причерноморского. Этот проект стал первым объектом ветроэнергетики после года простоя в секторе строительства ветромощностей.

ВЭС расположена в Очаковском районе Николаевской области, совсем недалеко от Днепро-Бугского лимана.  Сейчас она состоит и 15 ветротурбин каждая мощностью по 2,5 МВт. Новая очередь подразумевает строительство двух новых турбин той же мощности и одной трубины на 3 МВт. Стоимость строительства новой очереди оценивается в 5 млн долл., а приблизительный срок окупаемости составит 7 лет.

Ветроэлектростанцию эксплуатирует Управляющая компания «Ветряные парки Украины». Сгенерированная ветропарком электроэнергия передается в сеть «Николаевоблэнерго», которое уже реализует ее потребителям. Так, в 2015 году ветряной парк «Очаковский» сгенерировал почти 130 млн кВт-ч, чего достаточно для обеспечения энергопотребностей 50 тыс. местных домашних хозяйств.

Ветрогенераторы на ветровых полях Очаковского ветропарка устанавливает компания «Фурлендер Виндтехнолоджи», которая входит в группу «Ветряные парки Украины». Производство ветровых установок осуществляется по немецкой технологии, но на украинских мощностях – на заводе в Краматорске. ВЭУ производятся разной мощности: на 2 МВт, 2,5 МВт и 3 МВт.

Внешне ветроэлектростанция в целом, и каждая отдельная ВЭС в частности, не похожа на стандартный объект-участник промышленной деятельности, так как вписывается в ландшафт достаточно органично, и на мой личный взгляд, добавляет местному пейзажу особой эстетики. Но «внутреннее наполнение» ВЭУ является сложной высокотехнологичной системой, которая, видимо, и обеспечивает минимальность, как визуального вмешательства, так и промышленного влияния на природную среду. 

 

Внутри башни турбины компактно расположилось все оборудование, необходимое для контроля и управления ее эксплуатацией: система запуска работы турбины (с тремя уровнями безопасности включения/выключения ветротурбины), а также контрольная панель.

Контрольная панель демонстрирует все показатели работы ветроустановки, а также ведет мониторинг, фиксируя все внештатные ситуации. Все эта информация поступает не только в сервисный центр ветростанции, но и передается производителю – на диспетчерский пункт завода в Краматорске.

Шахта лифта

Лифт и лестница, выходящая за пределы шахты лифта, позволяют персоналу взбираться наверх – на гондолу (расположена за ротором турбины на высоте более 98 м), в которой и находится основное оборудование, требующее обслуживания (электрический генератор, система слежения за направлением и скоростью ветра, трансмиссия и т.д.).

Если с генерацией электроэнергии все состоит достаточно просто: ветер дует – ветрогенераторы работают, то с передачей произведенной электроэнергии потребителям возникают сложности. Как известно, изношенность сетей в украинской энергосистеме достигает впечатляющих размеров (50 – 60%), и в «Николаевоблэнерго» ситуация мало чем отличается. Поэтому «Ветропарки Украины» для упрощения и повышения эффективности собственной работы уже вложили 100 млн грн в реконструкцию местных сетей. Также на эти деньги была построена новая воздушная линия 35 кВ, и для увеличения мощности подстанции «Очаковская» установлен новый трансформатор. 

Модернизация электросетей позволит в дальнейшем наращивать мощность ветропарка. Что и планируется – в рамках последующего развития нового Ветряного парка «Причерноморский» будет установлено еще два ветрогенератора мощностью 2,5 МВт и 3 МВт в районе с. Тузлы (Тузловская ВЭС, на территории которой расположено 5 ветротурбин, также входит в Очаковский ветропарк).

Более того в перспективе «Ветропарки Украины» намерены довести мощность Ветропарка Очаковского до 375 МВт, установив при этом 140 ветровых турбин

Рубрика: Некатегоризовано | Прокоментуй!

ИСПАНЦЫ ИНВЕСТИРУЮТ 150-170 МЛН. ЕВРО В ВЕТРОВУЮ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЮ В БЕЛОЗЕРСКОМ РАЙОНЕ

 
 

22 марта в Белозерке директор ООО «Днепро-Бугская ветровая электростанция» проект строительства ветровой электростанции возле Александровки.

Как сообщается на сайте Белозерской РГА, планируется в течение 2-3 года построить ветровую электростанцию ​​из 40 ветрогенерирующих установок установленной мощностью 110 МВт.

Для этого привлекут 150-170 млн. евро от инвесторов из Испании.

Источник

Рубрика: Маркетинг | Прокоментуй!

Сивашская ВЭС планирует вырасти с 3 МВт до 250 МВт. Как это возможно?

Как Сивашская ветростанция мощностью 3 МВт планирует превратиться в ветропарк на 246 МВт. ЭлектроВести узнали, какие конкретные шаги необходимо для этого сделать. И сколько времени потребуется, чтобы построить новые ветряные мощности в Украине.

Как строительство новой ветроэлектростанции (ВЭС), так и увеличение мощностей уже существующей, процесс небыстрый, и требует для успешной реализации четкой последовательности действий.

После того, как найден инвестор, готовый подождать несколько лет, когда его инвестиции окупятся (не раньше пяти лет) и начнут приносить прибыль, компании, взявшейся реализовывать проект ВЭС, нужно пройти целый ряд обязательных «оформительных» этапов, которые обеспечат поступление этой обещанной прибыли.

О пути, который проходит каждая ветроэлектростанция до того, как будет получать выплаты по «зеленому тарифу» (а это только после того, как она будет введена в эксплуатацию), рассказал главный инженер Сивашкой ВЭС Сергей Чемериский в ходе Недели альтернативной энергетики, которая проходила 13 — 16 марта в Киеве.

Сивашская ветроэлектростанция расположена на озере Сиваш в Херсонской области, в непосредственной близости к административной границе с Крымом. Текущая мощностью объекта пока совсем небольшая — 3 МВт, но компания-оператор, «Сивашэнергопром» ведет работу над увеличением мощностей до 246 МВт. Сивашская ветростанция как раз сейчас проходит все необходимые процедуры, которые позволят ей увеличить мощности в 82 раза.

Строительство Сивашской ВЭС изначально начиналось в ходе государственной программы по развитию возобновляемых источников энергии. Но в 2006 году программа закончилась, а с ней и разработка проекта — ветропарк не был завершен (не был подключен к сети, потому что инфраструктура не была готова). Возобновить работы решили уже в 2009 год — тогда был объявлен конкурс на достройку ВЭС. Конкурс выиграла компания Сивашэнергопром, которая нашла инвесторов для завершения строительства, и является управляющей компанией объекта до сегодняшнего дня. В итоге, с сентября 2012 года Сивашская ВЭС генерирует электроэнергию и получает выплаты по зеленому тарифу.

Общие правила

Реализация любого проекта ВЭС начинается с выбора участка для строительства. После того, как участок выбран, начинается ветроизмерительная кампания. Это длительный процесс — ветроизмерительные работы необходимо проводить не меньше года, чтобы не возникло никаких усложнений с получением кредитных средств на строительство (да, для них это имеет значение). А с учетом подготовки площадки, замеры ветра могут растянуться до 1,5 лет.

Когда ветер на площадке изучен, и если результаты подтверждают целесообразность строительства ветропарка на выбранной площадке, приходит время заключать договора аренды земли. Для этого нужно проводить общественные слушания с местными общинами (громадам). Чем больше территория планируемого ветропарка, тем больше вероятности, что земля будет принадлежать разным сельсоветам. А чем больше сельсоветов, тем дольше идет процесс оформления аренды.

После того, как решен вопрос с арендой земли, разрабатывается ТЭО (технико-экономическое обоснование подключения ветропарка к сети), после ведется его согласование, а потом уже подписывается договор о самом подключении к сети. Вопрос подключение ветропака к сети решается либо с местным облэнерго либо напрямую с НЭК «Укрэнерго». Это зависит от мощности ветростанции, и как следствие, от требуемой мощности сети.

Параллельно с подписанием договора на подключение ВЭС можно приступать к разработке ТЭО ее строительства и к предпроектной работе (то есть геодезических и топографических исследований). Эти исследования длятся около 2 месяцев, после завершения которых, потребуется еще 2 месяца на разработку и утверждения рабочего проекта строительства ВЭС, а также на оформление декларации о начале строительства.

Только после всех этих процедур можно будет приступить к самому строительству. Строительство можно проводить как последовательно — вводить в эксплуатацию очередями, либо сразу весь проект. Когда строительство будет завершено, и, что самое главное, будет получена декларация о его завершении, необходимо получить лицензию на генерацию электроэнергии.

Лицензию — документ, который позволяет продавать электроэнергию в сеть — выдает регулятор рынка электроэнергетики (НКРЭКУ). После получения лицензии можно параллельно начинать оформление получения «зеленого» тарифа и оформление членства в ОРЭ (оптовый рынок электроэнергии). Получение «зеленого» тарифа — основной стимул для инвестиций, и основная возможность их вернуть — оформляется на планируемую мощность (то есть если объект вводится поочередно, то каждая очередь оформляется отдельно). Членство в ОРЭ дает ветропарку право заключить договор с ГП «Энергорынок» на покупку генерируемой электроэнергии. Лицензия, постановление НКРЭКУ о подтверждении «зеленого» тарифа, и подтверждение членства в ОРЭ — три главных документа, которые позволят запустить ветростанцию в эксплуатацию.

 

Как это было с Сивашской ВЭС — главный инженер Сергей Чемериский

Действующая Сивашская ветростанция мощностью 3 МВт состоит из турбин малой мощности — по 100 кВт (16 установок) и две на 600 кВт. Такие установки по современным меркам очень маломощные, и поэтому малоэффективны. Но в ходе расширения мощностей компания будет устанавливать более современные машины — мощностью 2 — 3 МВт.

Как проходила ветроизмерительная кампания?

Совместно с немецкой компанией GEO NET мы провели замеры на выбранной площадке для строительства. Мы ставили вышку и делали замеры на 40, 60 и 80 м. По результатам измерений мы выяснили, что на высоте 100 м у нас скорость ветра — 7,5 м/с.

Сейчас, по словам представителя GEO NET вышки для ветрозамеров используются все меньше, в обиход входит система лидаров, которые регистрируют изменения в окружающем пространстве (лидары также используются для развития систем беспилотного управления автомобилях)

Ветрозамеры показали, что по самым скромным предположениям коэффициент использования ветротурбин составит 34,4%. Этот прогноз можно назвать пессиместическим, потому что на расстоянии от нашей ВЭС действует ветропарк Виндкрафт Украина, где стоят машины V112 (3 МВт). Там заявляют, что у них коэффициент использования — 40% и выше. То есть больше, чем мы прогнозируем в наших подсчетах.

По данным ветрогенерации действующих мощностей (3 МВт), можно сказать, что за время работы станции — около 5 лет — замеренные показатели скорости ветра оказались более-менее точными. А самый ветреный месяц в году — март.

 

Что с землеотводом?

Земля под расширение мощностей находится на территории четырех сельских громад. Велись общественные слушания с представителями каждой из них. Этот процесс занял около 6 месяцев. Чем больше сельсоветов задействовано, тем дольше процесс оформления аренды может занять времени. Но в целом это зависит от местной власти.

Мы оформили аренду 1307 га на 49 лет.

Еще есть нюанс с переоформлением целевого назначения земли. Если площадка под ВЭС находится на землях сельхозиспользования, то при размещении на ней ветроустановок нужно указать, что теперь тут будет генерироваться электроэнергия (несмотря на то, что можно абсолютно беспрепятственно продолжать на ней что-то и выращивать). Основная сложность в том, что целевое назначение земель нужно менять под каждую отдельную турбину — кусками. А без смены целевого назначения использования земель банк кредит на строительство не одобрит.


Как планируете подключаться  к сетям?

 Мы планируем присоединяться к НЭК «Укрэнерго». Непосредственно по границе одной из наших площадок проходят линии, которые шли на Крым. Одна 220 кВ и две — 330 кВ. Также там сейчас уже объявлен тендер на строительство подстанции для подсоединения ветропарка Виндкрафт. Мы планируем подсоединятся к этой же подстанции.

В технико-экономическом обосновании (ТЭО) компании рассматривается два варианта подсоединения — 150 кВ и 330 кВ. Окончательное решение еще не принято.

Если ветропарк небольшой мощности, то необязательно оформляться напрямую через «Укрэнерго», можно подключиться к сетям через облэнерго.

Лицензия, «зеленый тариф» и членство в ОРЭ. Как с этими документами?

Мы не строим новый ветропарк, а расширяете мощности. Поэтому просто подается пакет документов с письмом, в котором описывается объем вводимых мощностей. Также нужны документы, которые подтверждают право собственности на ветроустановки, а еще потребовались коррективы в некоторые приложения к документам.

Как мы делали — мы приходили в каждый конкретный орган и просили: дайте нам конкретный список документов. А потом в телефонном режиме соглашали варианты оформления. В принципе, если делать так, то особых проблем не возникает. За две недели мы мощности расширили.

Автоматически на эту мощность устанавливается «зеленый» тариф, который действует согласно законодательству. А относительно  членства в ОРЭ — необходимо отправить в совет ОРЭ письмо, в котором сообщить об увеличении ожидаемого объема операций на рынке электроэнергии.

Все полученные ветростанцией документы можно найти на сайте

Тут необходимо учитывать, что сейчас в Украине для ветроэлектростанций действует тариф в размере 10,5 евроцентов. Он действует до 2020 года. Ветроустановки, которые будут запускаться после 2020 года, получат меньший тариф — на 10% (согласно законодательству).

Как будете выбирать турбины?

В конечном итоге выбор турбин производит инвестор. Европейские инвесторы почти всегда ориентируются на известных производителей.

Пока мы ориентируемся на два вида турбин — это Vestas V112 и еще были предложения от компании Goldwind — турбины GW121 на 2,5 МВт. Все наши расчеты пока идут от этих двух турбин. Но конечное решение было принято перед самим строительством.

 Что будет со старыми турбинами на 100 кВт? В некоторых европейских странах их сносят

Наши турбины достаточно старые (на действующей Сивашской ВЭС). «Сотки» — это машины разработки 80-х годов. Их фактический коэффициент использования мощности — на уровне 10 — 12%. Т600 — более современные, у них этот коэффициент на уровне 26 — 28%.

Но хоть и устаревшие, они будут продолжать работать. Правда, с расширением мощности ВЭС одна новая турбина сможет вырабатывать больше электроэнергии, чем весь существующий ветропарк.

Какие проблемы могут возникнуть со строительством?

С точки зрения строительства объекта, есть некоторые сугубо украинские нюансы. В Украине наблюдаются проблемы с кранами, которые могут монтировать ветроэлектрические установки. Например, наша машина Т600 (высота 60 м, вест гондолы — 23 тонны) — на 2012 год в Украине было три крана, которые могли бы ее смонтировать. Чтобы смонтировать вторую машину нам пришлось заказывать кран из Киева — мы его ждали 2 месяца. Поэтому у нас и мощности вводились этапами.

Что касается современных машин высотой в 100 м и мощностью в 2 — 3 МВт, то на сегодня в Украине есть только один кран, который может их монтировать. Поэтому, когда мы рассматриваем перспективу строительства 250 МВт, мы сразу же учитываем в своих расчетах, что кран необходимо будет купить — это будет проще и при обслуживании, и при строительстве.

На каком этапе расширение ветропарка сейчас?

Мы провели ветроизмерительные работы. На данный момент уже 1037 га земли в аренде на 49 лет. Наши предварительные подсчеты свидетельствуют о том, что на этой территории мы сможем разместить 246 МВт мощности. Но в зависимости от вида турбин эта цифра может колебаться — мы считали машины V 112 на 3 МВт (Vestas), сейчас уже есть такие же машины на 3,4 МВт — соответственно мощность может быть больше.

Сейчас ведем работу над получением технических условий (ТУ). Мы рассчитываем в ближайшие 2 — 3 месяца этот этап завершить. А далее уже приступить к последующим этапам.

Идет работа над разработкой ТЭО — этот проект ведет предприятие «Укрэнергомережпроект».

Когда расширенная ВЭС окупится?

С учетом того, что прогноз генерации компании несколько «пессимистичен», термин окупаемости зависит от того, какая мощность будет введена сразу. Есть вариант запустить сначала только 12 МВт- тогда цифры будут чуть хуже, либо сразу весь проект — что соответственно ускорит процесс окупаемости (за счет экономии на масштабе строительства). В целом, по подсчетам, период окупаемости составит 5 — 6 лет. Доходность составит 17,3 — 19,2%.

По подсчетам, стоимость сооружения ветропарка под ключ — 1,4 млн евро за 1 МВт. Таким образом, общая сумма инвестиций оценивается в 327,6 млн евро (за 246 МВт). Планируется строительство 78 ветроустановок мощностью 2 — 3 МВт.

Рубрика: Маркетинг, Новости энергетики | Прокоментуй!

Оголошення про проведення громадських слухань

  Олександрівська сільська рада повідомляє про початок процедури розгляду та врахування пропозицій громадськості до проекту містобудівної документації «Детальний план території для будівництва об’єктів Дніпро-Бузької вітрової електростанції потужністю до 110 МВт за межами населених пунктів в межах території Олександрівської сільської ради Білозерського району Херсонської області»
  Детальний план території (ДПТ) для будівництва об’єктів Дніпро-Бузької вітрової електростанції розроблений з метою визначення планувальної організації і функціонального призначення, просторової композиції та параметрів забудови території розміщення об’єктів Дніпро- Бузької ВЕС за межами населеного пункту с.Олександрівка.
  До складу матеріалів ДПТ входять: оцінка сучасного стану території, архітектурно-планувальне та об’ємно-просторове рішення, заходи з охорони навколишнього середовища і раціонального використання природних ресурсів, план існуючого використання території, поєднаний зі схемою проектних планувальних обмежень, схема організації руху транспорту і пішоходів, схема інженерних мереж і споруд та інше. Основні техніко-економічні показники проекту:
— загальна потужність вітрової електростанції — до 110 мегават.
— кількість вітрових електричних установок (ВЕУ) — від 32 до 40.
— потужність однієї ВЕУ — від 2,5 до 3,45 МВт.
— максимальна площа земельних ділянок державної власності для розміщення об’єктів ВЕС, що відводяться в довгострокову оренду — 5,86 га.
— загальна довжина технологічних проїздів — 37 км, загальна довжина проектних кабельних ліній — 47 км.
— мінімальна відстань від найближчих ВЕУ до житлової забудови населеного пункту с. Олександрівка – 1700 м.
— прогнозована кількість виробленої електро- енергії за рік: 386000 – 404000 МВт/годин.
  Підставою для розроблення детального плану території є розпорядження Білозерської районної державної адміністрації від 31.10.2016 року №526. Згідно з розпорядженням замовником проекту визначена Олександрівська сільська рада. Розробник проекту — ФОП «Янчук В.П.». Платник — ТОВ «Дніпро-Бузька вітрова електростанція».
  З проектом детального плану території для будівництва об’єктів «Дніпро-Бузької вітрової електростанції», а також результатами попередньої оцінки впливу на навколишнє середовище, виконаної відповідно до чинного законодавства України та з урахуванням вимог європейського законодавства і рекомендацій Європейського банку реконструкції та розвитку, можна ознайомитись в Олександрівській сільській бібліотеці за адресою: с.Олександрівка, вул. Миру, 11, щоденно з 10.00 до 17.00, у неділю з 10.00 до 15.00, вихідний — понеділок.
  Посадова особа, відповідальна за організацію розгляду пропозицій громадськості – спеціаліст другої категорії із земельних питань Оксана В’ячеславівна Литош, контактний номер телефону 56-5-39. Місце подання пропозицій — Олександрівська сільська рада: с. Олександрівка, вул. Миру, 9 (щоденно з 8.00 до 17.00, крім вихідних). Початок подання пропозицій — 24 березня 2017 року, строк завершення розгляду пропозицій — 25 квітня 2017 року. Громадські слухання щодо врахування громадських інтересів до проекту детального плану території для будівництва об’єктів «Дніпро-Бузької вітрової електростанції» відбудуться 25 квітня 2017 року о 14.00 в Олександрівському будинку культури за адресою: с.Олександрівка, вул. Миру, 10. 
Рубрика: Маркетинг, Новости энергетики | Прокоментуй!

Испанцы вложат 170 млн евро в строительство ветропарка в Херсонской области

Испанцы вложат 170 млн евро в строительство ветропарка в Херсонской области

В Белозерском районе Херсонской области построят ветропарк на 110 МВт.

22 марта в Белозерке директор ООО «Днепро-Бугская ветровая электростанция» подписал проект строительства ветровой электростанции возле Александровки (находится в Белозерском районе).

В течение 2 — 3 лет планируется построить ветроэлектростанцию из 40 ветровых трубин установленной мощностью 110 МВт, сообщается на сайте Белозерской РГА.

Для этого у инвесторов из Испании привлекут 150 — 170 млн евро.

Рубрика: Маркетинг, Новости энергетики | Прокоментуй!

Enisolar — 80m Tower Installation with Helicopter

Рубрика: Маркетинг | Прокоментуй!

Попри війну та кризу: як cхід відходить від «традиційної» енергетики

СЕРЕДА, 22 БЕРЕЗНЯ 2017, 18:00 —

24NEWS.COM.UA
Залежність від поставок традиційних енергоресурсів — вугілля, газу та ядерного палива — загрожує енергетичній безпеці і навіть суверенітету держави. Новий курс в енергетичній політиці неминучий.

Енергоефективінсть та відновлювані джерела енергії дедалі більше стають світовим трендом, від якого важко залишатися осторонь навіть в умовах України.

Встановлені потужності  ВДЕ в Україні збільшилися на 123,4 МВт проти приросту «традиційної» енергетики на 58,2 МВт, який відбувся переважно завдяки реконструкції існуючих потужностей.

Наразі частка відновлюваних джерел енергії, таких як сонячна, вітрова та біоенергетика у національному виробництві електроенергії все ще незначна — 1,2% у 2016 році, проте вона продовжує збільшуватися.

Поряд з цим стає очевидним, що часи розквіту централізованої енергетичної інфраструктури та радянської гігантоманії залишилися у минулому, а майбутнє за приватними інвестиціями у розподілені енергетичні потужності. Потужності ВДЕ поступово розгортаються по всій Україні, навіть на сході, за кілька десятків кілометрів від зони конфлікту.

Промислові центри, такі як Краматорськ, Дніпропетровськ та Запоріжжя, можуть стати центрами нової промислової індустрії, яка потрібна швидкого розгортання відновлюваних джерел енергії. Певні кроки в цьому напрямку вже активно впроваджується на рівні приватних ініціатив.

Кузня вітру в Краматорську

Першим прикладом є машинобудівне підприємство Furlander Windtechnology, яке за німецькою технологією збирає вітрові агрегати потужністю до 3 МВт. Такий вітряк здатен забезпечити струмом селище на 2-3 тис жителів.

Підприємство працює з 2012 року і освоїло виробництво основних компонентів вітрових агрегатів, але електричну «начинку» все ще доводиться імпортувати.

Потужності підприємства дозволяють виробляти до 100 вітрових турбін на рік, але з початку 2017 року підприємство простоює через брак замовлень. Останнім великим замовленням було будівництво вітропарку в Казахстані. В очікувані замовлень підприємство готується до випуску нових моделей потужністю 3,2 МВт.

Furlander залишається єдиним виробником такого обладнання в СНД. Розташування в промислово розвиненому Краматорську з його потужним машинобудуванням дозволяє розширювати виробництво вітряків та в перспективі налагодити виробництво всіх механічних компонентів.

Вартість вітроагрегатів українського виробництва у перерахунку на мегават встановленої потужності — 0,8-1 млн євро, але при нарощуванні обсягів виробництва вона може суттєво знизитися.

Для порівняння: вартість 1 МВт встановленої потужності в проекті реконструкції Слов’янської ТЕС (2 блоки по 330 МВт) — 0,85 млн євро. Але на відміну від вугільної ТЕС, експлуатація вітропарків обходиться значно дешевше,  відсутня паливна складова, а також відсутні токсичні викиди та золошлакові відходи.

В умовах паритету цін, при більш коротких строках будівництва та введення в експлуатацію, та при наявному резерві балансуючих потужностей (у 2016 році було введено ще один гідроагрегат Дністровської ГАЕС, який в генераторному режимі додає в систему 324 МВт потужності),  вітрова енергетика перестає бути нішевою технологією і має всі передумови для стрімкого розширення.

 

В одному з цехів підприємства Furlander Windtechnology, Краматорськ Донецької області

Аграрії-енергетики у Волновасі

Ще один приклад успішного співробітництва українців з європейськими компаніями — будівництво біогазового заводу ТОВ «Екопрод», яке було завершене 2016 року. Зараз готується запуск першої черги підприємства потужністю 1,5 МВт. Після встановлення другої когенераційної установки його потужність становитиме 3 МВт.

Обладнання для станції постачалося з Німеччини, Австрії, Італії та Іспанії. Вартість проекту становила 5,5 млн євро, з яких 4,2 млн євро було залучено через кредит від ЄБРР плюс власні кошти агрохолдингу «Екопрод». Завдяки проекту створено 20 висококваліфікованих робочих місць та додаткові робочі місця в агросекторі, пов’язані з постачанням відходів.

Підприємство буде утилізувати до 100 тонн аграрних відходів на добу, переробляючи їх в органічні добрива та біогаз, який буде спалюватися на місці для виробництва електричної та теплової енергії. Незалежно від погоди станція буде виробляти електроенергію в постійному режимі (КВВП > 90%).

Зважаючи на величезні обсяги органічних відходів та низьку ефективність їх переробки, ця технологія може зацікавити інші підприємства агросектору.

 

Перша черга біогазової станції, Волноваха Донецької області

Мегавати від вітру і сонця

Такі об’єкти як Ботієвський вітропарк та Токмакська СЕС дозволяють оцінити справжній потенціал відновлюваної енергетики.

Ботієвська ВЕС, розташована в Приазовському районі Запорізької області, має встановлену потужність 200 МВт, є найбільшою в Україні і входить до п’ятірки найбільших наземних ВЕС у Центральній та Східній Європі. Компанією власником є DTEK Windpower, що входить в структуру холдингу СКМ Ріната Ахметова.

У 2016 році вона виробила 600 млн кВт-год електроенергії, чого достатньо для енергозабезпечення міста з населенням 100 тис осіб.

Вітропарк налічує 65 сучасних турбін виробництва датської компанії Vestas. Потужність кожної турбіни — 3,075 МВт, вага конструкції — 400 тонн, висота башти — 94 м, діаметр лопатей — 110 м. Для порівняння: довжина футбольного поля — 105 метрів. При цьому вітровий агрегат працює майже безшумно.

За п’ять років роботи на станції не було жодного випадку травмування персоналу, що є абсолютним рекордом серед підприємств групи ДТЕК. Численні екологічні дослідження також не виявили жодного негативного впливу на довкілля. Отже, вітроенергетика не випадково вважається чистим та безпечним джерелом енергії.

Станція працює на повну потужність і виробляє понад 600 млн кВт-год електроенергії на рік без жодних викидів та забруднення довкілля. Планується будівництво ще одного подібного вітропарку біля сусіднього смт. Приазовського.

За результатами спостережень та вимірювання швидкості вітру в районі Ботієвської ВЕС потенціал виробництва електроенергії з вітру виявився більшим, ніж прогнозований. Встановлені у Приазов’ї вітрові турбіни Vestas виробляють на 15% більше електроенергії, ніж такі самі, встановлені в північній Німеччині.

Це підтверджує висновки міжнародних досліджень про те, що потенціал наземної вітроенергетики в Україні є одним з найвищих в Європі.

 

Ботієвський вітропарк, Приазовський район Запорізької області

Сонця на півдні України теж не бракує. Вже є компанії, які застосовують новітні технології для виробництва електроенергії. Яскравим прикладом є сонячна електростанція компанії Tokmak Solar сукупною потужністю 9,5 МВт.

Підприємство працює з 2011 року, коли була побудована перша черга на 1,5 МВт, і постійно впроваджує нові технології та розробки, включаючи власне програмне забезпечення для моніторингу та диспетчеризації.

На станції застосовуються різні типи фотоелектричних модулів та системи автоматичного орієнтування (трекери) власної розробки. Завдяки їх застосуванню вдається генерувати на 32% більше електроенергії порівняно із стаціонарними системами і досягати більш рівномірного графіка видачі потужності.

Компанія-власник СЕС співпрацює з провідними міжнародними компаніями-виробниками обладнання: японською Sharp та австрійською Fronius. Українська компанія здатна проектувати та монтувати фотоелектричні системи будь-якої потужності — від приватних мікро-СЕС на будинку до промислових об’єктів.

Вартість нових сонячних потужностей становить близько 800 євро за кВт встановленої потужності для стаціонарних систем та 1100-1200 євро за кВт для трекерних систем і продовжує знижуватися.

 

Сонячна електростанція Tokmak Solar, Токмакський район Запорізької області

Дніпро-ГЕС — напарник відновлюваної енергетики

Дніпро-ГЕС є стратегічно важливим енергетичним об’єктом, ця роль збережеться і в майбутньому. В цьому вдалося переконатися вході четвертого дня «зеленої експедиції«.

Ця найбільша гідроелектростанція Дніпровського каскаду відіграє важливу роль в електроенергетичній системі України, забезпечуючи покриття пікових навантажень та стабілізацію роботи Об’єднаної енергосистеми України.

Оскільки в кожну мить виробництво та споживання електроенергії мусять бути збалансованими, в енергосистемі потрібні «маневрові» потужності, здатні швидко змінювати видачу потужності відповідно до змін обсягів споживання струму.

ГЕС відіграють провідну роль у балансуванні енергомережі. Ця роль не тільки збережеться, а й набуде нового змісту. Вже зараз можливості Дніпро-ГЕС дозволяють значно збільшити частку виробітку електроенергії від мінливих сонця та вітру, підтримуючи високу стабільність роботи мережі.

 

Гідроагрегати першої черги Дніпро-ГЕС, м. Запоріжжя
 

Сукупна встановлена потужність Дніпро-ГЕС перевищує 1 500 МВт. Програма з модернізації та заміни деяких гідроагрегатів першої черги, що триває на станції, дозволить підвищити генерацію на 63 МВт, розширити робочий діапазон потужностей станції та підвищити швидкість маневрування.

Також планується модернізація гідроагрегатів другої черги у складі восьми агрегатів. Це дозволить підняти її потужність з 904 МВт до 1 ГВт, а також значно розширити технічні можливості для маневрування. Для державної компанії Укргідроенерго за нормальних умов залучення необхідних для модернізації коштів не має бути проблемним.

Дніпро-ГЕС відіграватиме важливу роль у балансуванні та підтримці стабільної роботи енергосистеми України в нових умовах, коли все більше електроенергії будуть виробляти сонячні та вітрові електростанції.

Пункт призначення — енергонезалежність

В реальному житті «зелена» енергетика впроваджується швидше, ніж прогнозували експерти. У світі ці технології розвиваються вибуховими темпами і вже почали вигравати цінову конкуренцію з традиційними потужностями на викопному паливі.

Це при тому, що у вартості електроенергії від традиційних джерел досі не враховується колосальна шкода довкіллю та здоров’ю людей. Конкуренція ще не є чесною, але ВДЕ вже виграють її у більшості країн світу.

Україна знаходиться у поворотній точці: залишковий ресурс більшості об’єктів енергетики, успадкованих від СРСР, вже майже вичерпано. Середній вік теплових електростанцій становить 50 років, а половина з них позбавлена ресурсної бази — антрациту, який видобувається лише на окупованій території Донбасу.

Успадковані від СРСР велетенські ТЕС вичерпують свій залишковий ресурс, а перспективи відродження цих «динозаврів» сумнівні на фоні розвитку нових енергетичних технологій, яким притаманна гнучкість, децентралізація та використання місцевих відновлюваних джерел.

Завдання громадян у тому, щоб масштабувати чисте та енергонезалежне майбутнє на всю країну.

Можливість для журналістів познайомитися з сучасними реаліями українських підприємств відновлюваної енергетики виникла на початку березня в ході чотириденної подорожі по Донецькій, Запорізькій та Дніпропетровській областях у складі «Зеленої експедиції» на чолі з депутатами Верховної Ради та МФО «Зелена енергія змін» Олексієм Рябчиним та Остапом Єднаком.

Джерело

Рубрика: Маркетинг | Прокоментуй!

Siemens привлек $7,5 млрд евро за счет размещения бондов для финансирования покупки активов

Крупнейший в Европе промышленный конгломерат Siemens AG разместил несколько выпусков облигаций на общую сумму $7,5 млрд евро, чтобы привлечь средства для оплаты недавних приобретений, а также рефинансирования долга.

Как сообщается в пресс-релизе компании, были проданы облигации со сроками обращения 3,5,7,10 и 30 лет.

«Успешное размещение бондов позволит нам профинансировать последние приобретения на очень выгодных условиях», — заявил главный финансовый директор Siemens Ральф Томас.

Объем размещения бумаг стал одним из крупнейших в истории Siemens. В прошлом году компания продала облигации на $6 млрд, а в 2015 году — на $7,75 млрд, отмечают в Siemens.

Германский промышленный конгломерат пересматривает свой портфель активов. Среди крупных сделок, объявленных им за последнее время — объединение активов Siemens в сфере ветроэнергетики с испанской Gamesa Tecnologica SA, а также выделение в отдельную компанию светотехнического бизнеса Osram.

Поступления от размещения облигаций, объявленного в пятницу, будут направлены на финансирование сделки по покупке американского производителя программного обеспечения Mentor Graphics Corp. за $4,5 млрд, объявленной в ноябре прошлого года.

Совокупный спрос на облигации Siemens в пятницу составил $15,1 млрд, отмечают в компании.

Акции Siemens на торгах 17 марта подорожали на 0,2%.

Источник

Рубрика: Маркетинг | Прокоментуй!

Фірма Козицького отримає новий спецдозвіл на розробку нафтогазової площі на Львівщині

На сайті Львівської облради опублікували проект рішення про погодження ТОВ “Західнадрасервіс” отримання спецдозволу на геологічне вивчення нафтогазоносних надр, у тому числі дослідно-промислову розробку з подальшим видобуванням нафти, газу й конденсату.

 

Фірма хоче користуватися надрами на Мостище-Крехівській площі, що знаходиться в Жидачівському районі Львівської області та в Долинському, Калуському районах Івано-Франківської області, інформує НГ.Львів.

Загалом по Львівській області станом на 3 березня діє 97 спецдозволів на горючі корисні компалини. З них “Західнадрасервіс” наразі має два діючих спецдозволи. Перший, на природний газ, на розробку вже згаданої площі — Мостище-Крехівської. Утім термін його дії завершиться у серпні цього року. Другий спецдозвіл – на промислову розробку Бистрицької площі (нафта, газ, конденсат), що в Дрогобицькому районі. Його фірма отримала лише влітку 2016 року.

Кінцевим бенефіціарним власником “Західнадрасервісу” є львівський бізнесмен Зіновій Козицький, який окрім видобутку нафти і газу займається будівництвом сонячних та вітроелектростанцій на Львівщині.

Інші його фірми мають ще сім спецдозволів на користування нафтогазоносними надрами на Львівщині, термін дії усіх закінчиться аж у 2035 році. Зокрема, ТОВ “Горизонти” має три спецдозволи, ТОВ “Геологічне бюро “Львів”, ТОВ “ДП “Укрспецзамовлення”, ПП “Нордік”, ПП “Проект-буд” – ще по одному.

Як відомо, у селі Ралівка поблизу міста Самбір Львівської області у 2016 році завершили будівництво третьої черги сонячної електростанції, яка може виробляти до 5 млн КВт/год. у рік. Надалі планують побудувати ще низку таких сонячних електростанцій в інших районах Львівщини.

«Вголос»

 
Рубрика: Маркетинг, Новости энергетики | Прокоментуй!

Turbines of the year: Onshore Turbines up to 2.9MW

31 December 2016 by Eize de Vries

WORLDWIDE: The volume end of the wind-power market, where competition over price and specification is at its most intense

Gamesa G126-2.5MW… Low-wind model aimed at a variety of markets
Gamesa G126-2.5MW… Low-wind model aimed at a variety of markets

MEDAL WINNERS

GOLD Gamesa G126-2.5MW

The expected continued growth and increasing importance of low-wind regions — in developed as well as emerging markets — ensures growing demand for dedicated IEC III turbines.

The low-wind Gamesa G126-2.5MW with its large 126-metre rotor diameter offering only 201W/m2 specific power-rating fits well into various geographical wind-market categories.

The company reports positive market feedback «even before market introduction, and with thousands of megawatts in the final closing stage».

The prototype was installed earlier this year, following its launch at China Wind Power 2015.

The G126-2.5MW represents the latest model expansion (and perhaps) completion of Gamesa’s successful 2–2.5MW platform, which dates back to 2002 with the initial 2MW turbine with an 80-metre rotor diameter and 398W/m2.

 

Gamesa’s first 2.5MW turbine model featured a 114-metre rotor diameter and was aimed at IEC IIA sites. The longer blade of the new G126 is an in-house development. Key to market acceptance is retaining drivetrain modularity characteristics between the 2.0MW and 2.5MW series.

It should be noted that Gamesa develops and manufactures part of its demand for gearboxes and generators in-house. Similar to the proven drivetrain solution for the 2MW models and the G114-2.5MW, the G126-2.5MW features a main shaft supported in two bearings, a three-stage gearbox and DFIG.

SILVER Vestas V110-2.0MW

The V110-2.0MW is the latest 2MW platform extension for low-wind sites (210W/m2). It has quickly become a highly competitive volume product, including its prestigious selection for the Mid-American 2GW Wind XI project.

The 2.2MW power optimised model increases annual energy production (AEP) by up to around 3%, according to Vestas.

The platform’s history goes back to 2000 and the V80-2.0MW model. Technically, these and all other 2MW model variants feature a classic non-integrated high-speed Vestas drivetrain layout.

Characteristic to this proven non-integrated drivetrain solution is a main shaft supported in two main bearings, which is attached to a three-stage gearbox, while a separate intermediate shaft connects it to the generator.

BRONZE GE 2.0-116

GE’s 2MW 2.0-116 turbine model for low-wind sites offers a low specific power rating of 189 W/m2. This model evolution of the 2–2.4MW platform was GE’s biggest seller in 2015, but the range is characterised by a highly flexible choice in power-rating and rotor diameter combinations.

The pitch-controlled variable speed 2.0-116 and other intermediate model variants feature a high-speed drivetrain with three-point gearbox support and DFIG. Remarkably, the main design principles are to a large degree still based upon the technology of the 1.5MW Tacke turbine introduced in 1996.

Джерело

Рубрика: Маркетинг, Новости энергетики | Прокоментуй!

Turbines of the year: Onshore turbines 3MW-plus

31 December 2016 by Eize de Vries

WORLDWIDE: Rapidly growing sector in mature markets, especially in low- and medium-wind-speed areas

Enercon E-141… prototype is now  field testing
Enercon E-141… prototype is now field testing

MEDAL WINNERS

GOLDEnercon E-141

The 4.2MW direct-drive E-141 EP4 features a record 141-metre rotor diameter (onshore) and is Enercon’s first IEC IIIA turbine.

It is the second model of a new modular 4MW platform designed for 30-year operating life. Two 4.2MW E-126 EP4 prototypes for IEC IIA were installed earlier this year. A total of 140 units is planned for 2017.

The E-141 flagship is fitted with new-generation slender segmented composite blades, aimed at optimised manufacture, transport-logistics and installation, that build technologically on the blades first introduced for the E-115.

The inner blade is identical for both EP4 models and manufactured by a wrapping process with aerodynamic add-ons. The outer blade is new and state-of-the-art, and both are mechanically joined on-site.

Enercon gives much consideration to optimised airflow around the characteristic egg-shaped nacelle, and tip winglets are standard fitting. The company claims superior aerodynamic performance compared with conventional similar-size blades.

Shared features include the drivetrain configuration, and structural and external nacelle components. Innovative elements include a split (180-degree) electrically-excited synchronous air-cooled generator, and individual electro-mechanical adapter units incorporating a complete pitch module.

The new modular concrete-steel hybrid tower concept with reduced foot base and hub heights up to 159 metres aims at reduced manufacturing costs, easier assembly and higher overall flexibility.

SILVERVestas V136-3.45MW

The latest Vestas V136-3.45MW model with 3.6MW power mode now released for IEC IIB, is expected to become a powerful contender in low- and medium-wind-speed markets. \

The turbine comes with a  high-torque gearbox, new in-house designed slender 66.7-metre rotor blades, and in-house large diameter steel towers (LDST) with hub heights up to 166 metres.

The 3MW platform was introduced in 2010 with the V112-3.0MW. Its conventional non-integrated drivetrain is also applied offshore. Today’s versatile platform has five 3.45MW versions with different rotor sizes for various wind classes. In 2013 Vestas raised platform rating to 3.3MW and switched from PMG to IG.

BRONZEGE 3.4 – 137

GE’s latest 3.4MW 3.4-137 low-wind 3MW platform extension has competitive specifications and is the result of continuous product evolution since 2003.

The initial 2.X series evolved into the 2.5MW 2.5-100 (original 2.5XL) model fitted with PMG. With the 2.85-103 introduced in 2013, GE switched back to DFIG across the 3MW platform.

The unusual drivetrain concept comprises a compact main shaft and two bearings directly integrated in the cast main chassis, plus a non-integrated gearbox.

Claimed benefits of the perhaps undervalued drivetrain concept are that only «pure» rotor torque enters the gearbox, and rotor-induced axial forces are fully absorbed because there is no free play.

Джерело

 

Рубрика: Маркетинг, Новости энергетики | Прокоментуй!

Turbines of the year: Offshore turbines

31 December 2016 by Eize de Vries

WORLDWIDE: The super-sized new generation machinery that is driving down offshore wind costs

Siemens SWT-7.0-154… Started life as a 6MW unit, and will be upgraded to 8MW+
Siemens SWT-7.0-154… Started life as a 6MW unit, and will be upgraded to 8MW+

MEDAL WINNERS

GOLD Siemens SWT-7.0-154

The 7MW SWT-7.0-154 (or D7) enjoys huge market demand, supported by an advanced mature supply chain already (partly) in operation.

Large-scale manufacturing facilities for B75 blades were completed in Hull, UK, while assembly of nacelles and hubs will start in Cuxhaven, Germany, next year.

Siemens has also developed innovative solutions aimed at driving down LCOE, such as its newly introduced roll on-roll off vessels for transporting nacelles, towers and blades to various supply ports.  

The direct-drive D7 (prototype 2015) is an evolution of the 6MW D6. During 2011 Siemens commissioned a 6MW prototype with 120-metre rotor diameter, followed by a second prototype with enlarged 154-metre rotor diameter in 2012.

 

The step-by-step upgraded SWT-7.0-154 with unchanged rotor size generates about 10% more energy compared with the SWT-6.0-154 (D6) predecessor, but at upper IEC class I sites.

The technical modifications include stronger permanent magnets in the outer-rotor generator, and upgraded converter and transformer units for matching the increased power rating.  

Inside the cylindrical-shape nacelle a huge cast main carrier forms the central structural element, while easy internal service hub access is provided via the hollow generator shaft and single rotor bearing.

Two individual power-electronic converters are located inside the nacelle, together with a medium-voltage transformer. The D7 retained a favourable head mass of around 360 tonnes. An 8MW-plus SWT-8.0-154 (D8) has been announced

SILVER MHI Vestas V164-8.0MW

Currently the most powerful turbine with the largest rotor, the V164 combines proven and innovative solutions. New is a power mode option up to 8.4MW. The turbine enjoys strong market demand, and the first offshore project with 32 units has been completed.

The tube-shape medium-speed drivetrain is a self-supporting structure with the main shaft housing incorporating main shaft and two bearings mounted directly on a cast main chassis.

Flange connections between main drive components virtually eliminate misalignment risks, while a flexible shaft coupling promotes «pure» rotor torque transfer to the gearbox and generator.

The clever structural design contributes to a favourable head mass. Power inverter, MV-transformer and switchgear are all located in the tower base.

BRONZE GE Haliade 150-6MW

The 6MW direct-drive Haliade 150-6MW features an unusual drivetrain design comprising a stationary hollow main shaft (pin), a rotor hub with two bearings and a 7.5-metre medium-voltage air-water cooled inner-rotor PMG.

A lifetime enhancing design feature is that the generator rotor part has separate bearing, and is connected to the hub via flexible elements.

This principle aims at offering full separation of rotor-bending moments fed directly into the support structure, and «pure» rotor torque fed into the generator without constraining the air gap dimensioning during operation.

A head-mass optimising measure was to locate all power electronics in the tower foot. Rumours suggesting a capacity upgrade to 7MW with unchanged rotor size have not been confirmed officially.

 

Рубрика: Маркетинг, Новости энергетики | Прокоментуй!

Україна — офіційний учасник Міжнародної спеціалізованої виставки EXPO-2017.

23 лютого, 08:09

23 лютого 2017 року комісар Міжнародної спеціалізованої виставки ЕКСПО-2017 виставки Рапіль Жошибаев та заступник комісара секції України Сергій Савчук завершили процедуру укладання Угоди про участь України у виставці ЕКСПО-2017.

В рамках проведення Третіх зборів міжнародних учасників ЕКСПО-2017 комісар виставки Рапіль Жошибаев провів зустріч із заступником комісара секції України Сергієм Савчуком.

В ході переговорів сторони обговорили підготовку до Міжнародної спеціалізованої виставки ЕКСПО-2017, умови участі, контент українського павільйону, а також проведення національного дня України в рамках виставки.

Заступник комісара секції України повідомив, що на виставці Україна представить останні розробки в сфері відновлюваної енергетики. «Україна має намір в найближчі роки розширити потужності альтернативної електроенергетики, довівши її частку в енергобалансі до 11% в 2020 році», — сказав С.Савчук.

 

Джерело

Рубрика: Маркетинг | Прокоментуй!

Место под ветром. Генкомпании против снижения поддержки ВИЭ

Место под ветром. Генкомпании против снижения поддержки ВИЭ

 

 

 

 

 

 

Как выяснил «Ъ», правительство существенно сократило объем поддержки возобновляемой генерации, зарезервировав выбывшую мощность под проект «Ростеха» по строительству мусоросжигательных ТЭС в Казани и Московской области. Но против выступили крупные генерирующие компании, которые опасаются, что такой шаг приведет к сжатию рынка ВИЭ в России.
Генерирующие компании не согласны с решением правительства о сокращении объема отбора генерации, работающей на основе возобновляемых источников (ВИЭ — солнечные, ветровые электростанции, малые ГЭС), пишет глава совета директоров «Энел Россия» Степан Звегинцов вице-премьеру Аркадию Дворковичу. Письмо от 10 февраля есть у «Ъ», в нем говорится, что такой шаг сузит круг возможных инвесторов в ветрогенерацию и «приведет к существенному торможению инвестиционной активности в отрасли», а также «сделает невозможным полноценную реализацию имеющегося природного потенциала». В аппарате Аркадия Дворковича «Ъ» сообщили, что письма от «Энел Россия» еще не получали.

Действительно, согласно одобренным Белым домом целевым показателям (есть у «Ъ»), с 2021 по 2025 год объем конкурсов для ветрогенерации снизится совокупно на 250 МВт, до 3,351 ГВт, для малой гидрогенерации — практически вдвое, до 425,4 МВт. Исключение — солнечная генерация: объемы для нее, наоборот, были увеличены на 240 МВт, до 1,759 ГВт. В России договоры на поставку мощности (ДПМ, гарантируют возврат средств за счет повышенных платежей потребителей) являются основным механизмом поддержки ВИЭ-генерации. Проекты отбираются раз в год, но в последнее время интерес инвесторов заметно угас. В последнем отборе участвовала только «ВетроОГК» (входит в «Росатом»).

Собеседники «Ъ» в отрасли связывают решение о снижении объемов конкурсов с тем, что часть зарезервированных под ВИЭ мощностей будет передана под проект компании «РТ-Инвест» (подконтрольна «Ростеху») по строительству мусоросжигательных ТЭС в Подмосковье и Татарстане (см. «Ъ» от 14 октября 2016 года). В Минэнерго «Ъ» сообщили, что целевые показатели ввода мощности объектов ВИЭ уже приняты правительством, а предельный объем мощности мусорных электростанций установлен на уровне 335 МВт. Необходимость снижения объемов отбора ВИЭ-генерации в министерстве объяснили «ростом нагрузки на потребителей первой ценовой зоны оптового рынка».

Господин Звегинцов отмечает, что Enel рассматривает Россию «в качестве одного из приоритетных регионов для инвестиций в ветроэнергетику» и возможное изменение государственной политики в отношении ВИЭ вызывает у компании «серьезные опасения». Итальянская Enel планирует выходить на рынок ВИЭ-генерации России не через подразделение «Энел Россия», а через еще одну подконтрольную ей структуру Enel Rus Wind Generation, пояснили «Ъ» в «Энел Россия». Компания зарегистрирована в России в мае 2016 года, но с тех пор не реализовала ни одного проекта.

По данным «Ъ», позицию «Энел Россия» разделяют «Фортум» (строит ветроэлектростанцию 35 МВт в Ульяновской области) и «ВетроОГК» (выбрала практически весь объем ДПМ по ветрогеренации). В «Фортуме» на запрос «Ъ» не ответили, в «ВетроОГК» сообщили, что не обращались к вице-премьеру. Собеседники «Ъ» отмечают: сохранение объемов рынка ветрогенерации необходимо «для формирования полноценного рынка» и «налаживания цепочек производства локализованных компонентов ветротурбин». «Сокращение объемов рынка даст участникам негативный сигнал, что приведет к стагнации отрасли, консолидации всего рынка ветрогенерации единственным игроком»,— отмечает собеседник «Ъ». Еще один источник «Ъ» настаивает, что «закладывать возврат инвестиций на строительство мусороперерабатывающих заводов в плату за мощность, а тем более забирать эти мощности у возобновляемой энергетики — значит, изначально задавать неправильные стимулы рынку».

Внезапно возросший интерес к ветрогенерации со стороны инвесторов можно объяснить возможными планами по локализации оборудования в России, считает Наталья Порохова из АКРА. «Уровень поддержки проектов ВИЭ в России является довольно высоким — даже по сравнению с зеленым тарифом в Европе, но главной является проблема с высокими требованиями по уровню локализации оборудования»,— полагает она.

Источник

Рубрика: Маркетинг, Новости энергетики | Прокоментуй!

Министерство энергетики определилось с механизмом валютной индексации тарифов на электроэнергию, получаемую от возобновляемых источников энергии (ВИЭ). 

 

Вскоре ведомство презентует новый механизм в правительстве. Фиксированные тарифы на электроэнергию ВИЭ будут повышены, если рост курса доллара превысит 25% в годовом выражении.  

В марте 2016 года сенат принял поправки, предусматривающие ежегодную индексацию фиксированных тарифов на электроэнергию, генерируемую ВИЭ, с привязкой к изменению курса тенге по отношению к иностранной валюте. Однако поправки не включали в себя сам механизм индексации. На сегодня стоимость зеленой электроэнергии до сих пор формируется по старому методу – применяются тарифы 2014 года, ежегодно индексируемые с учетом инфляции.  Последний раз тарифы были пересмотрены в октябре.  По данным министерства национальной экономики индекс потребительских цен в сентябре 2016 года по сравнению с сентябрем 2015 год составил 116,6%. Таким образом, после индексации тарифы сформировались на уровне: ветровые электростанции — 26,44 тенге за киловатт-час (кВтч), солнечные (фотоэлектрические преобразователи солнечной энергии) —  40,35 тенге/кВтч, малые гидроэлектростанции — 19,48 тенге/кВтч. Для сравнения «Экибастузская ГРЭС-2» (угольная генерация) продает электроэнергию по 8,66 тенге/кВтч.

Новый механизм Минэнерго позволяет индексировать тарифы на инфляцию и курс доллара, если его рост превысит 25% в годовом выражении. Тариф будет сформирован на 70% с учетом инфляции и только на 30% в зависимости от курса доллара.

«Учет изменения валютного курса (при индексации – прим.авт) будет в том случае, если разница будет выше 25%, то есть произойдет существенный скачок. При этом будет индексироваться на 30% от изменения валютного курса, 70% — от инфляции. Если такого скачка не будет, то тариф проиндексируется на инфляцию. Пока законодательство обсуждается, трудно прогнозировать, что механизм вступит в силу», — уточнили предлагаемые поправки в пресс-службе Минэнерго.

Спасти инвестора
Ранее abctv.kz сообщал, что правительство рассмотрит предложения Минэнерго в декабре этого года. По словам вице-министра энергетики Бакытжана Джаксалиева, решение привязать тарифы к доллару продиктовано необходимостью сохранить инвестиционную привлекательность проектов по возобновляемой энергетике в Казахстане. При утверждении тарифов на ВИЭ (в тенге) в 2014 году правительство руководствовалось принципом «тарифы в обмен на инвестиции». Предполагалось, что высокая стоимость зеленой электроэнергии позволить окупить вложения инвесторов в течение около 15 лет. Однако, добавил г-н Джаксалиев, девальвация тенге и переход на свободноплавающий курс в августе 2015 года скорректировал планы бизнесменов, и тенговые тарифы перестали быть выгодными.  

«Инвестиционная привлекательность за счет высокого фиксированного тарифа была очевидна, и многие инвесторы пришли в Казахстан. Однако девальвация снизила преимущество республики», — пояснил г-н Джаксалиев на энергетическом форуме в Астане.

Более того, на создание солнечных и ветровых электростанций предприниматели привлекали кредиты в валюте в основном у международных институтов развития. Сейчас отечественный рынок ВИЭ находится в стагнации, несмотря на существующие меры поддержки, считает генеральный директор Samruk Kazyna — United Green Нурлан Капенов. Отметим, компания реализует проект солнечной электростанции «Бурное-Солар» в Жамбылской области.  

«Местные и иностранные инвесторы приостановили реализацию своих проектов, а международные финансовые институты выразили обеспокоенность в связи со сложившейся ситуацией на рынке ВИЭ. Изменение денежно-кредитной политики и последующее ослабление тенге привели к увеличению операционных и финансовых расходов по действующим проектам ВИЭ и увеличению капитальных затрат по перспективным проектам. Это снижает инвестиционную привлекательность данной отрасли для инвесторов и финансовых институтов. Ситуация усугубляется отсутствием в Казахстане долгосрочного заемного финансирования в национальной валюте», — сказал он abctv.kz.

Платить потребителю
Покупателем зеленой электроэнергии является расчетно-финансовый центр АО KEGOC. Закуп идет по высоким фиксированным тарифам, которые согласно старому методу ежегодно индексируются с учетом инфляции. Такая электроэнергия направляется в общую национальную электрическую сеть. Пока доля ВИЭ в общем объеме генерируемой электроэнергии в стране составляет менее 1%. Поэтому высокие тарифы на ВИЭ размываются и компенсируются низкими ценами на электроэнергию, генерируемую угольными станциями. Но, в любом случае, развитие ВИЭ в Казахстане оплачивают конечные потребители – население и промышленники.

«Ввод возобновляемой энергетики, безусловно, диктует рост тарифов в целом для экономики страны. Принятая законодательным образом схема обременяет наших потребителей. Соответственно, такая позиция практически в 80% генерирующим (электроэнергию традиционным способом – прим.авт) объектам не нравится. Однако это закон, и его надо исполнять», — отметил вице-министр Джаксалиев.

В сентябре abctv.kz приводил подсчеты ассоциации горнодобывающих и горно-металлургических предприятий Казахстана (АГМП), согласно которым с 2015 по 2020 годы потребители могут выплатить 512 млрд тенге за производство зеленой электроэнергии, где валютная составляющая достигнет 193 млрд тенге. Индексация тарифа ВИЭ к курсу доллара прибавит примерно 1 тенге к 8 тенге за киловатт-час угольной генерации уже в следующем году.  Это повлечет за собой увеличение затрат для предприятий ГМК, несмотря на то, что большую часть необходимой им электроэнергии производят их собственные структуры.

«Толчок в развитии промышленности и МСБ возможен только при условии более низких затрат предприятий, прежде всего на электроэнергию, газ и многие энергоносители, которые попадают в себестоимость продукции», — озвучил свое мнение глава ассоциации Николай Радостовец в беседе с abctv.kz.

По его мнению, для развития ВИЭ наиболее правильным было бы привлекать инвесторов на конкурсной основе. К примеру, выбирать тех, кто сможет предложить минимальные цены на электроэнергию взамен на налоговые преференции и прямые госдотации.

«Создание электростанции на солнечной или ветровой энергии — это не самоцель. Мы имели много проектов, которые были реализованы и по истечении какого-то времени прекратили существование. Нам бы не хотелось, чтобы иностранный инвестор за два-три-пять лет окупил (затраты – прим.авт) и бросил станцию, поскольку тарифы на электроэнергию не сохранятся такими высокими в будущем», — заключил Николай Радостовец.

Куралай Абылгазина 

Источник

Рубрика: Маркетинг, Новости энергетики | Прокоментуй!

Rusnano to enter turbine production

RUSSIA: Rusnano, the state-owned nanotechology investor and developer, is committing to turbine manufacture for the country’s development of wind power.

Rusnano board chairman Anatoly Chubais (right) with Russian president Vladimir Putin (centre)
Rusnano board chairman Anatoly Chubais (right) with Russian president Vladimir Putin (centre)

Rusnano has signed an agreement with Finnish energy utility Fortum to install up to 200MW of wind power in Russia over the next few years.

Fortum will focus on the construction of the first phase of a wind project in the Ulyanovsk region in the west of the country. Rusnano will provide the hardware, with blade production handled by a subsidiary, HC Composites

Rusnano recently announced the establishment of two international consortiums, one to focus on wind project development, the other to provide components and equipment.

The volume of investment for the first stage of development is estimated at RUB 10 billion ($170 million).

Источник

Рубрика: Маркетинг, Новости энергетики | Прокоментуй!

«АЗОВСКАЯ ВЭС» SOWITEC БУДЕТ УЧАСТВОВАТЬ В КОМ 2017

«Азовская ВЭС» SoWiTec будет участвовать в КОМ 2017

Компания «Азовская ВЭС» (дочернее предприятие немецкого холдинга SoWiTec, одного из ведущих мировых разработчиков проектов ветрогенерации), получила в долгосрочную аренду земельный участок площадью 133 га для реализации проекта строительства ветропарка в Ростовской области. В соответствии с распоряжением губернатора Ростовской области Василия Голубева, участок в Маргаритовском сельском поселении Азовского района предоставлен на 10 лет без проведения процедуры торгов в соответствии с областным законодательством о поддержке масштабных инвестпроектов.

Проект  SoWiTec  в Ростовской области реализуется в рамках  меморандума о сотрудничестве, подписанного губернатором Василием Голубевым и компанией. Предварительная стоимость создания ветропарка оценивается в 9,9 млрд руб. Мощность ветроэлектростанции составит 90 МВт, это больше всех существующих на данный момент в России ветропарков.

«Полученная поддержка позволит нам уверенно двигаться вперёд, это важный этап для успешной реализации проекта строительства ветропарка в Ростовской области, — сообщил управляющий директор компании «СОВИТЕК РУС»  Юрий Манжилевский. — Уже в июне текущего года планируется участие в ежегодном федеральном конкурсе по отбору проектов, функционирующих на основе возобновляемых источников энергии, с целью заключения договора поставки мощности на оптовом рынке, что позволяет за 15 лет вернуть до 100% капитальных затрат, вложенных в строительство генерирующего объекта».

Примечательно, что реализуемый в Ростовской области проект «зелёной энергетики» компании SoWiTec вышел на новый этап именно в 2017 году, который, как известно, объявлен в России Годом экологии. Ввод в эксплуатацию первого ветропарка в Ростовской области и поставка электроэнергии на оптовый рынок намечены на 2020 год.

Источник

Рубрика: Маркетинг, Новости энергетики | Прокоментуй!

Ветроэнергетика в России в 2016 году: тенденции, перспективы

Ветроэнергетика в России в 2016 году: тенденции, перспективы

Директор по маркетингу ООО «Русский Ветер» Дмитрий Степанов рассказал нам о тенденциях и перспективах ветроэнергетики в России в 2016 году.

Какие изменения произошли за последние 5 лет на рынке ветроэнергетики в России?2.jpg

За последние 5 лет в России в области поддержки ВИЭ, в том числе и ветроэнергетики, были осуществлены серьезные изменения, была введена программа поддержки строительства генерации, функционирующих на возобновляемых источниках энергии по схеме ДПМ (объемом 3,6 ГВт по ветроэнергетике), были утверждены предельные значения компенсации капитальных затрат, были определены критерии этой поддержки (локализация ВЭУ).

Но гораздо важнее для нас — это изменения, которые были в 2015. По ветроэнергетике были пересмотрены условия поддержки, в частности увеличена предельная величина компенсации капитальных затрат, утвержден новый график необходимой локализации для получения поддержки, введен валютный коэффициент.

Помимо изменения в законодательстве, на наш взгляд 2016 год стал ключевой вехой в истории развития ветроэнергетики в России: структура Росатома вышла на конкурсный отбор проектов ВИЭ и выиграла право на заключение ДПМ с суммарным объемом в 610 МВт с вводами в 2018–2020 года и минимальным уровнем локализации в 55%. Это означает, что ветроэнергетика в России будет.

Кто сегодня основной покупатель, как он к вам приходит, что покупает?

Основной покупатель ветроэнергетического оборудования на данный момент это генерирующие компании, которым интересен рынок ВИЭ как направление своего развития и перспективного инвестирования. Если компаниям Алтэн и Фортум (победителям конкурсов в 2014 и 2015 годах с объемами в 51 и 35 МВт соответственно) не требуется локализованная ветроустановка для строительства своих парков, то для следующих проектов локализация является ключевым условием.

Компания Росатом планирует организацию производства ВЭУ на собственных площадях, и, как было озвучено в СМИ, для этих целей организует совместное предприятие с голландской Lagerwey, а остальные потенциальные покупатели ждут факта запуска производств в России.

Т. к. конечному покупателю желательно предлагать полный спектр услуг, помимо организации производства, мы ведем работу по девелопменту ветропарков, чтоб наше предложение носило комплексный характер. Отвечая на вторую часть вопроса — на данный момент участников рынка ветроэнергетики в России не так много, все друг друга знают.

Какие меры господдержки существуют и на какие вы рассчитываете в будущем?

В области ВИЭ для инвесторов и потенциальных владельцев ветропарков ключевые меры господержки прописаны в:

  • Постановление Правительства РФ № 449 от 28 мая 2013 года – определяет механизм стимулирования использования возобновляемых источников энергии на оптовом рынке электрической энергии и мощности с использованием ДПМ контрактов.
  • Постановление Правительства РФ № 47 от 23.01.2015 о стимулировании ВИЭ на розничном рынке — определяет механизм стимулирования использования возобновляемых источников энергии на розничном рынке электрической энергии.
  • Распоряжение Правительства РФ № 1472-р от 28.07.2015 о внесении изменений в РП РФ № 1-р от 08.01.2009 – устанавливает предельный размер компенсации капитальных затрат, устанавливает минимальный уровень локализации оборудования, устанавливает предельные величины компенсации постоянных и переменных эксплуатационных затрат.
  • Распоряжение Правительства РФ № 2279-р от 10.11.2015 о вводе валютного коэффициента при расчете предельной величины компенсации капитальных затрат

Помимо этого, существуют ряд программ, направленных на поддержку создания новых инновационных производств и модернизации существующих. На этот комплекс мер мы и рассчитываем в своей работе.

Как развивается российское производство ветрогенераторов?

К сожалению, в текущих экономических условиях, развитие новой отрасли в России идет не так быстро, как хотелось бы. Российские производители хотят иметь гарантированный рынок сбыта, а потенциальные покупатели не фиксируют свои обязательства по строительству объектов посредством участия в конкурсе ДПМ, пока не будут уверены в возможности локализации ветроустановок. Здесь ситуация с Росатомом является уникальной, они сами организуют производство ветроустановок под свои проекты.

Источник

Рубрика: Маркетинг, Новости энергетики | Прокоментуй!

Ловцы донского солнца

ФОТО: IPA-DON.RU

В Ростовской области планируется построить сеть солнечных электростанций мощностью 80 МВт. Для российского рынка альтернативной энергетики это рекордный заявленный показатель, но при реализации проекта могут возникнуть значительные сложности. Ключевым фактором риска для проекта аналитики считают возможность увеличения его стоимости и возникновения проблем с подключением к сетям

Реализацией проекта займётся компания «Хевел», учреждённая госкорпорацией «Роснано» и группой «Ренова» Виктора Вексельберга, в партнёрстве со швейцарской Avelar Energy Group. Меморандум о сотрудничестве между инициаторами проекта и правительством Ростовской области был подписан на недавнем инвестиционном форуме в Сочи. По словам руководителя управления по внешним связям ООО «Хевел» Антона Усачёва, уже в следующем году инвесторы намерены приступить к проектированию первой очереди объектов, а завершить строительство предполагается к 2018 году.

Пока в России существуют лишь экспериментальные солнечные электро­станции. Компания «Хевел», основанная в 2009 году, также приняла участие в этом процессе. Среди уже реализованных совместно с Avelar Energy проектов — установка на крыше железнодорожного вокзала Анапы и гибридная автономная дизель-солнечная электростанция в Республике Алтай. Свою первую крупную солнечную электростанцию «Хевел» планировал построить на юге России — в Кисловодске. В конце 2010 года компания подписала соглашение о намерениях с правительством Ставропольского края, в этот проект его инвестор — ООО «Рус­ЭнергоИнвест» — намерен привлечь более 5 млрд рублей. Заявленная мощность электростанции — 50 МВт, строительство предполагается завершить к 2015 году.

 

При строительстве своих электростанций «Хевел» планирует использовать тонкоплёночные модули собственного производства на заводе в Новочебоксарске (Чувашия). Мощность производства предприятия составляет около 130 МВт — это крупнейшие в России объёмы.

Место под солнцем

Интерес к Ростовской области компания объясняет наличием в регионе стратегически важных показателей для проекта, прежде всего высокого уровня инсоляции. Как отмечает Антон Усачёв, удельная выработка объектов солнечной генерации на территории Ростовской области составляет 1320 кВт·ч/кв. м, что на 200 пунктов выше, чем, например, в Баварии — немецкой «столице» солнечной энергетики. Кроме того, на Дону проекту обеспечена политическая поддержка: у губернатора Василия Голубева уже есть стратегический проект совместно с «Реновой» — строительство нового аэропорта «Южный».

Точное расположение солнечных станций пока не определено, однако, по расчётам экспертов рынка, охват такого «солнечного поля» будет внушительным. «Компания “Хевел” производит солнечные модули на основе аморфного кремния, КПД которого составляет порядка восьми процентов, — говорит директор научно-образовательного центра “Возобновляемые виды энергии и установки на их основе” профессор Виктор Елистратов. — Следовательно, при объёме запланированной мощности в 80 МВт для таких станций площадь фотобатарей составит 700 тысяч квадратных метров, и это без учёта расстояния между батареями».

Сумму инвестиций в проект организаторы заявляют на уровне 8 млрд рублей. По мнению Виктора Елистратова, декларируемая стоимость даёт проекту «входной билет» на энергетический рынок. «Согласно нормативной базе, объём капиталовложений на объектах солнечных фотоэлектрических станций не должен превышать 116 тысяч рублей за один киловатт до 2014 года и 103 тысячи рублей до 2020 года, — поясняет г-н Елистратов. — Лишь при этих условиях инвестор может рассчитывать на заключение договора о поставках мощностей, в соответствии с которым в данном регионе компания-оператор имеет право принимать мощность от солнечных электростанций. Если рассмотреть параметры проекта “Хевела”, то 80 мегаватт за 8 миллиардов рублей дадут примерную удельную стоимость в 100 тысяч рублей за киловатт. Этот показатель вписывается в лимит затрат, который установило государство. Следовательно, компания может рассчитывать, что договор о предоставлении мощности будет с нею заключён».

Чем придётся рисковать

Впрочем, аналитики называют и ряд существенных рисков проекта, в первую очередь — увеличение его стоимости. Руководитель информационно-аналитического агентства Cleandex Антон Липатов выделяет как минимум три фактора, которые могут этому способствовать. Во-первых, по его мнению, собственные модули «Хевела» сложно назвать конкурентами для современных модулей по соотношению цены и КПД. Во-вторых, в России отсутствует опыт строительства крупных объектов альтернативной энергетики, почти нет инжиниринговых компаний, готовых работать по EPC-подряду. Поэтому строительство станций потребует создания таких компетенций и, соответственно, дополнительных инвестиций. В-третьих, в России нет рынка комплектующих. «Конструктивы, кабели, инверторы, системы управления и прочее будут ввозиться из-за рубежа по ценам, несравнимым с их стоимостью на развитых рынках», — считает г-н Липатов.

Не исключены и проблемы с присоединением солнечных электростанций к сетям. Зарубежный опыт показывает, что производство солнечной энергии в промышленных масштабах требует развития «умных сетей» (smart grid). Не так давно ОАО «Россети» объявило о старте соответствующих пилотных проектов на Северном Кавказе, однако пока это только эксперимент, и когда «умные сети» появятся повсеместно, сказать не берётся никто.

В расчёте на государство

В числе прочих факторов риска аналитики называют долгую окупаемость проекта — без субсидирования и протекции местных властей реализовать его будет крайне непросто. Однако российское правительство уже декларировало намерение поддерживать производителей оборудования для возобновляемых источников энергии (ВИЭ). Весной на краснодарском форуме «Энергоэффективность и инновации-2013» говорилось, что в гелиоэнергетике путь по локализации производства власти предполагают пройти всего за три года. Правительство постановило, что к 2014–2015 годам оборудование для солнечных электростанций и коллекторов как минимум на 50% должно быть отечественного производства. В том, насколько эта цель реальна, убеждены далеко не все эксперты — скептики ссылаются на многомиллиардные проекты в альтернативной энергетике, которые были заявлены несколько лет назад, но так и остались на бумаге (в том числе «Кремний-на-Дону» в Ростовской области).

Новые инициативы в деле господдержки альтернативной энергетики последовали в августе-сентябре, когда НП «Совет рынка» провело в несколько этапов первый отбор проектов ВИЭ для субсидирования на следующие три года. «Одной из особенностей отбора было необходимое участие в нём только тех инициаторов, которые имели поручительство от генерирующих компаний, обладающих суммарной мощностью не менее 2,5 ГВт, — поясняет Антон Липатов. — Вторая особенность — требование по локализации производства компонентов, в 2014-2015 годах это 65 процентов». По этим пунктам компания «Хевел» находится в выигрышном положении.

С другой стороны, государство обозначило довольно жёсткие условия: конкурсный отбор сумеют пройти только те проекты, которые окажутся наименее затратными. До 2015 года квота для получения госсубсидий для фотовольтаических станций составила 140 тысяч рублей за киловатт. Следовательно, далеко не все проекты смогут получить право на заключение договоров на поставку мощности. Однако, как было отмечено выше, проект в Ростовской области этим параметрам в целом соответствуют. В то же время, как пояснил в своем комментарии для газеты «Коммерсантъ» заместитель главы наблюдательного совета Сообщества потребителей энергии Михаил Андронов, договор поставки мощности на ВИЭ — это, по сути, нонсенс, хотя бы потому, что все возобновляемые источники энергии пока в достаточной степени метеозависимы, и делать ставки на постоянные мощности в этом сегменте просто опасно.

 

К тому же на первых этапах стоимость альтернативной энергии будет в несколько раз выше энергии, получаемой от традиционных источников. Следовательно, эти затраты, в конечном итоге, либо лягут на потребителя, либо их возьмут на себя власти, а это автоматически переводит проблему в политическую плоскость, особенно с учётом недавнего замораживания тарифов в инфраструктурных отраслях. «Тема государственной поддержки альтернативной энергетики в этом году отмечает шестилетие без каких-либо достижений, поэтому очередная затяжка в этом вопросе не станет сюрпризом», — резюмируют в компании Cleandex.  

Источник

Рубрика: Маркетинг, Новости энергетики | Прокоментуй!

«Росатом» построит ветряные электростанции с голландской Lagerwey

«Росатом» вместе с голландской Lagerwey будет строить ветряные электростанции в России. Ежегодный объем рынка ветряной энергетики госкорпорация оценивает в 200 млрд руб. в год к 2024 году
Подконтрольная «Росатому» Объединенная теплоэнергетическая компания (ОТЭК) заключила партнерство с голландским производителем ветряных электростанций Lagerwey, сообщила пресс-служба российской госкорпорации. Цель партнерства — развитие производства ветряных электроустановок в в России. Партнерство предусматривает передачу «критических технологий», необходимых для производства ветряных электроустановок на территории России, в соответствии с требованиями, предусматривающими степень локализации не ниже 65%.

До конца 2017 года ОТЭК и Lagerway создадут совместное предприятие, в котором получат по 50%, говорится в сообщении «Росатома».

«Речь идет о создании совершенно новой отрасли в России», — заявил первый заместитель генерального директора «Росатома» Кирилл Комаров (его слова приводятся в сообщении). «Госкорпорация ставит перед собой задачи не только строительства ветроэлектростанций, но также создание системы технического регулирования, подготовки кадров, организации локализации производства ВЭУ (ветряных электроустановок. — РБК), сертификации, развитие НИОКР», — добавил он.

По оценкам «Росатома», рынок ветряной энергетики в России к 2024 году может составить 3,6 ГВт с оборотом около 200 млрд руб. в год. Госкорпорация оценила спрос на строительство ветряных электростанций, производство ветряных электроустановок и комплектующих для них, а также услуги по их эксплуатации и послепродажной поддержке в 400 млрд руб. до 2024 года.

«Росатом» планирует построить ветряные электростанции общей мощностью не менее 610 МВт в течение 2018–2020 годов, говорится в его сообщении. К тому же госкорпорация будет заниматься локализацией комплектующих таких установок, в том числе лопастей (не менее 250 МВт в год), на производственных мощностях «Атомэнергомаш» и Umatex Group, входящих в «Росатом».

Подробнее на РБК:
http://www.rbc.ru/rbcfreenews/589064499a79474b48dad236

Рубрика: Маркетинг, Новости энергетики | Прокоментуй!