Декарбонізація на порозі: чим в Україні можна замінити вугільні ТЕС
Які технології та інвестиції дозволять зменшити вуглецевий слід і подолати «зелено-вугільний парадокс»
На І півріччя 2021 року потужності ВДЕ в Україні зросли до 9225 МВт, з яких майже 7300 МВт припадає на сонячні станції, та понад 1500 МВт – на вітрові. При цьому українська енергосистема в межах стабільної роботи здатна витримати не більше 4000 МВт «зеленої» енергетики. Остання сама себе регулювати не може – за неї це робить вугільна генерація. А чим більше використовується ВДЕ, тим більше залучається вугільних блоків для балансування – це називається «зелено-вугільний парадокс», який зводить нанівець усю боротьбу з викидами СО2 від викопного палива. Чи можна це явище наразі подолати і як, розбирався Mind.
Зараз в Україні задіяні лише необхідні потужності вугільної генерації, щоб максимально знівелювати цей «парадокс». А заразом йде й серйозне коригування роботи об’єктів ВДЕ. «Ми змушені активно обмежувати ВДЕ. Такі обмеження почалися у 2019 році, в 2020-му вони збільшилися, а показовим вже є 2021 рік – розмір обмежень на червень перевищив 300 млн кВт*г. Хоча, за нашими прогнозами, по всьому року вони мали складати до 600 млн кВт*г», – розповідає Віталій Зайченко, головний диспетчер НЕК «Укренерго».
Взаємні обмеження вже призвели до того, що «зелені» інвестори позиваються до України в міжнародних судах через борги за свою електроенергію. А вугільні теплові станції (ТЕС) залишаються без грошей через «простої», і не можуть провести ремонти, закупити на склади вугілля, підготуватися до зимового опалювального сезону. Борги шахтарям вже перевищили 880 млн грн. Україна впевнено йде до повторення сценарію зими 2020–2021 років, коли довелося імпортувати електроенергію з Росії та Білорусі, а вугілля – з Росії, Казахстану та Польщі.
І на цьому тлі уряд Дениса Шмигаля бере «підвищені зобов’язання» – до 2030 року Україна має скоротити викиди парникових газів на 65% від рівня 1990 року – замість 60%, як було погоджено у 2015 році. Але в країні немає жодної програми фінансування цього скорочення.
Чому в Україні розуміють проблему, але не можуть нічого зробити? На сьогодні основною проблемою роботи об’єднаної енергосистеми України (ОЕС) є її гнучкість. Щоби тотально не обмежувати роботу всіх видів генерації, цю гнучкість треба збільшувати. Проте всі наявні можливості вже використані, і результат не надто оптимістичний. Ще одна проблема: можливе невиконання планів зі скорочення викидів парникових газів.
«Усе залежить від того, як працюватиме ринок електричної енергії, наскільки він дозволятиме інвестувати в нову генерацію та нові технології. Може, держава запропонує якісь механізми інвестування нової генерації, яка зможе замістити вугільну. На сьогодні це під питанням», – говорить Максим Немчінов, заступник міністра енергетики України.
Україна може або провести екологічну модернізацію і забезпечити роботу вугільної генерації у чистий спосіб, або вивести ТЕСи з експлуатації і зменшити розмір викидів відповідно до зобов’язань. Другий варіант для країни неприйнятний, адже він викличе великий енергодефіцит і створить загрозу стабільній роботі всієї ОЕС. А НЕК «Укренерго» змушена буде обмежувати споживачів, щоб не допустити аварійних відключень.
Є різні варіанти підвищення «гнучкості» ОЕС, але всі – на технічну перспективу. Серед технологій, що діють – використання газотурбінних та газопоршньових блоків, які пропонує фінська компанія Wärtsilä. Mind свого часу докладно писав про це. Блоки мають різну функцію: газотурбінні – стоять у резерві і працюють лише на покриття «пікових» навантажень; газопоршньові – працюють переважно в режимі балансування. У Wärtsilä змоделювали сім сценаріїв заміни вугільних блоків на газові. Залежно від режиму використання цих станцій знадобиться додатково від 1 млрд кубів до 4 млрд кубів газу.
Представник Wärtsilä в Україні Ігор Петрик наголосив, що сценарії моделювалися «комплексно, для всієї енергосистеми України на 10 років. І там розглядалася собівартість виробництва електроенергії на рівні всієї ОЕС». На жаль, за поточними цінами електроенергії в Україні, розпочати навіть пілотний проєкт важко, бо «щоб газопоршньова станція отримала окупність інвестицій з прийнятними інвестиційними характеристиками, не вистачає приблизно 30 євро за МВт*год. Це приблизно та частина, яка відповідає тепловому тарифу для теплоелектроцентралей (ТКЕ)», – пояснює Ігор Петрик.
Чергове публічне обговорення проблеми декарбонізації економіки України дозволило зробити невтішні висновки. В країні немає єдиної стратегії розбудови енергетики, що відповідала б викликам сьогодення та оголошеним зобов’язанням. Хоча в галузевих відомствах над цим міркують. І, крім собівартості, враховують інші фактори – соціальні, екологічні, безпекові, подальший розвиток технологій та зміну моделей економіки тощо.
Mind пропонує основні тези доповідей спеціалістів з відомств, які несуть безпосередню відповідальність за подальший розвиток і функціонування ОЕС України.
Максим Немчінов,
заступник міністра енергетики України:
Міністерство енергетики планує перегляд Енергетичної стратегії України, яка на сьогодні діє до 2035 року. Ми хочемо її актуалізувати, бо останнім часом Україна взяла на себе ще низку жорстких зобов’язань. Йдеться про Паризьку угоду та обмеження в межах євродоктрини Green Deal – документу про «зелений» перехід на виробництво електроенергії, яка не використовуватиме викопні види палива.
Вугільна галузь України давно неефективна, тож розраховувати на її нормальну збалансовану роботу не варто. Уряд бачить якісну роботу приватних видобувних підприємств і абсолютно провальну роботу державних вугільних холдингів. Це змушує замислитися щодо подальшого використання вугілля. Але сама вугільна генерація зберігатиметься ще певний час. Бо зробити швидко «зелений» перехід не вийде. Крім того, ми повинні підходити до трансформації нашої енергосистеми, враховуючі всі ризики щодо втрати енергобезпеки та енергонезалежності.
Наше завдання: зробити вугільну енергетику екологічнішою. Міністерство енергетики активно працює над актуалізацією Нацплану зі скорочення викидів. Показники, які внесені в додатки цього документу, формувалися у 2012–2013 роках, п’ять років погоджувалися в «європейських кабінетах» і були затверджені лише 2017-го. Сьогодні вони абсолютно неактуальні. Там, наприклад, передбачена модернізація об’єктів на окупованих територіях, а в переліку є блоки, які вже пройшли модернізацію й були переведені з антрациту на вугілля марки «Г».
Робитимемо ставку на екологічну модернізацію блоків, які ще тривалий час зможуть ефективно працювати і вкрай потрібні для ОЕС, тож визначаємо мінімальну необхідність таких блоків. Вони займатимуть невелику частину в енергетичному балансі. Також ми маємо розуміти, що ці блоки будуть забезпечені ресурсною базою.
Міністерство хоче запропонувати механізми фінансування так званого «зеленого» переходу та екомодернізації та закріпити це на законодавчому рівні. Зараз ведемо дискусії з НКРЕКП: як у наявних умовах ринку електроенергії знайти такі джерела й можливості. Треба розглядати різні підходи. Наприклад – плата за потужність, у багатьох країнах Європи є такі інструменти. Якщо «зелена» генерація не може балансувати об’єднану енергосистему країни, вона повинна за цю послугу платити тому, хто може це робити. Бо така потужність завжди має бути в резерві та готова до експлуатації.
Акциз, додатковий податок на «зелену» генерацію. За нашою логікою, якщо цей податок буде введено, він має потрапляти в спецфонд держбюджету, з якого фінансуватимуться всі екологічні заходи для генерації та енергетичної системи. На жаль, не всі згодні, що саме за рахунок цього податку треба проводити екологічну модернізацію.
Заміна балансувальних потужностей з вугілля на природний газ може бути загрозою нашій енергонезалежності і безпеці. Газу власного видобутку у нас недостатньо, тож ми залежатимемо від імпорту. А враховуючі ще й ризики щодо збереження транзиту, у нас може з’явитися навіть дефіцит імпортного природного газу. Тому будувати стратегію на тому, що в нас генерація для балансування почне працювати на газу, не варто.
Але ми розглядаємо можливість використання газових блоків під час пікових навантажень. Наприклад, нам достатньо газових потужностей у 2 МВт, вони не працюватимуть у «базі», тож і використання газу буде незначне. Тут ми бачимо ресурс.
Варіант Energy Storage – так, але не сьогодні. Наші дослідження показують, що в ЄС це насамперед частотне балансування, це ринок допоміжних послуг. І брати участь у повноцінному балансуванні загальної енергосистеми вони не зможуть ще довгий час. Давайте об’єктивно: по-перше, їх потрібно чимось заряджати, отже, виробництва електроенергії має бути достатньо; по-друге, вони повинні бути в дуже значній кількості по всій території країни. Тому казати, що це швидкий і безпроблемний шлях, не варто.
Ми вивчаємо напрацювання стосовно водню та його використання в енергетиці. На сьогодні ці технології не можуть конкурувати на ринку, вони дорожчі, ніж зараз ми маємо тариф по сонцю та вітру. Але це – перспектива, бо технології не стоять на місці. Коли почнеться їх поширення, то й ціна зменшиться. Як із сонячними електростанціями. Якщо на початку «ери сонця» 1 МВт коштував більше одного млн євро, то сьогодні до 600 000 євро. І щодо водню буде так само.
Один із головних напрямів роботи Міненерго – підвищення загальної енергоефективності. Тобто підвищення ККД використання електроенергії зі зменшенням споживання її в кінцевому результаті. Насамперед скорочення споживання електроенергії має відбутися там, де вона неефективно використовується. Можна порівняти подібні галузі та показники в Польщі, Німеччині, іншій Європі, де коефіцієнт споживання електроенергії в рази менший. Але це має чітко корелюватися з економічним зростанням, щоб у нас не було дисонансу.
Віталій Зайченко,
головний диспетчер НЕК «Укренерго»:
Наприкінці червня НКРЕКП затвердила звіт «Укренерго» «З оцінки адекватності генеруючих потужностей за 2020 рік». Це щорічний звіт, на основі якого розробляються пропозиції щодо розвитку мережі системи передачі е/е для забезпечення прийняття нових потужностей; пропозиції щодо розвитку міждержавних перетинів (інтерконекторів); рекомендації щодо модернізації генеруючих потужностей України; пропозиції щодо змін у Кодексі системи передачі та правил ринку.
В Україні відбувався несиметричний розвиток електроенергетики: швидко розбудовувалися ВДЕ, найбільше – сонячні станції, трохи повільніше – вітрові, натомість, постійно скорочувалися дефіцитні маневрені та напівпикові потужності теплових електростанцій (ТЕС). ТЕСи занепадають, і державі найближчим часом треба ухвалювати рішення щодо їхньої подальшої експлуатації.
Останнім часом динаміка введення станцій ВДЕ дещо зменшилася. Але через законодавчі «гойдалки» з «зеленими» тарифами для промислових електростанцій, ми бачимо, як бурхливо зараз вводяться так звані домашні СЕС. Це зловживання, бо розбудовуються промислові станції під виглядом домашніх.
Існує загроза скорочення потужностей маневрених теплових станцій через економічну недоцільність: зменшення часу роботи та участі станцій у покритті графіка ОЕС України. ТЕС активно працюють у зимовий період, з листопада до середини березня, в інші періоди, через велику частку ВДЕ, на станціях фактично працює один блок.
Також над тепловими станціями «висить» Національний план скорочення викидів (НПСВ). У нас є чотири основні сценарії розвитку енергосистеми України. Базовий сценарій у звіті з адекватності показує, що, починаючи з 2024 року, у нас зменшується потужність на теплових електростанціях, а у 2025-му її вже буде недостатньо. Інші три: сценарій кліматично-нейтральної економіки, максимальної економічної ефективності та референтний сценарій.
Ми порахували прогнози максимуму споживання, оціночні обсяги обмежень в перспективі та прогнози виробництва й попиту по роках до 2030 року. Вони показали, що в нас незначне збільшення попиту на е/е, якщо будуть впроваджені заходи з енергоефективності, що допоможуть залагодити критичні проблеми.
Сценарій «низьковуглецевого розвитку» є одним із найважчих для енергосистеми України, бо вимагає максимуму інвестицій, які до 2030-го, та й 2050-го року, навряд чи можуть бути забезпечені. Референтний сценарій передбачає зменшення розвитку ВДЕ, підтримку теплової генерації на достатньому рівні для балансування енергосистеми та впровадження нових технологій для підвищення гнучкості ОЕС.
При розробці «звіту адекватності» одним із джерел гнучкості ОЕС України розглядалися інтерконектори, які, при майбутній інтеграції до ENTSO-E Європи зможуть забезпечити нам до 2 ГВт потужності для балансування, що знижує необхідність глобальних інвестицій в ОЕС України.
Але треба враховувати інші чинники. Не передбачалися ситуації, коли за морозної погоди колеги з європейських країн не зможуть нам надати цю е/е. За таких ситуацій буде більш жорсткий сценарій, на який ми не орієнтувалися, тому що досить варіантні виходять результати. Єдине що – отримання е/е з європейських країн передбачає збільшення її ціни в Україні.
У базовому сценарії система характеризується недостатністю потужностей з 2025 року, тому він не був ухвалений, але на його основі був розроблений ціновий сценарій. Висновки: необхідність внесення змін до законодавчого поля й у структуру вироблення е/е в Україні – залучити всі види генерації для надання резервів для балансування енергосистеми. Попри вже задіяну теплову та гідрогенерацію.
Що мається на увазі: у нас висока частка базової генерації, яка не маневрується, – АЕС. Тижневе регулювання в «Енергоатомі» давно практикується, воно просте й контрольоване. Для добового регулювання НАЕК має провести модернізацію енергоблоків для гарантування безпеки під час виконання такого маневрування.
При розробці базового сценарію ми зазначили необхідність підтримки подальшої експлуатації вугільних станцій до 2030 року, необхідність впровадження систем балансування зі швидким стартом. За нашими розрахунками, величину потужностей зі швидким стартом знижено до 1 МВт. І основним чинником тут є можливість обмеження потужностей ВДЕ. Але при цьому введення нових потужностей ВДЕ має відбуватися паралельно з введенням акумулювальних потужностей на цих же е-станціях, або в загальній енергосистемі для перенесення балансування цих е-станцій на інші майданчики.
Економічної доцільності будівництва нових потужностей балансування інвестори сьогодні не бачать, якби були ринкові сигнали, був би плюс. Та поки наш ринок є зарегульованим і концентрованим, про це говорити не доводиться. Єдиним варіантом виступає енергозбереження та питання вирівнювання навантаження, щоб знизити пікове споживання енергосистеми.
Зараз у європейських енергосистемах активно впроваджуються технології «віртуальних електростанцій» – це залучення споживачів та електростанцій до сумісного балансування за рахунок підключення до «громадських платформ», які можуть видавати команди в режимі реального часу на зміну навантаження як споживача, так і генерації. Це, на мою думку, один із найперспективніших варіантів і, мабуть, один із найдешевших для реалізації.
Якщо ви дочитали цей матеріал до кінця, ми сподіваємось, що це значить, що він був корисним для вас.
Ми працюємо над тим, аби наша журналістська та аналітична робота була якісною, і прагнемо виконувати її максимально компетентно. Це вимагає і фінансової незалежності.
Станьте підписником Mind всього за 196 грн на місяць та підтримайте розвиток незалежної ділової журналістики!
Ви можете скасувати підписку у будь-який момент у власному кабінеті LIQPAY, або написавши нам на адресу: [email protected].
