Декарбонизация на пороге: чем в Украине можно заменить угольные ТЭС

Декарбонизация на пороге: чем в Украине можно заменить угольные ТЭС

Какие технологии и инвестиции позволят уменьшить углеродный след и преодолеть «зелено-угольный парадокс»

Цей матеріал також доступний українською
Декарбонизация на пороге: чем в Украине можно заменить угольные ТЭС
Фото: depositphotos.com

На I полугодие 2021 года мощности ВИЭ в Украине выросли до 9225 МВт, из которых почти 7300 МВт приходится на солнечные станции, и более 1500 МВт – на ветряные. При этом украинская энергосистема в рамках стабильной работы способна выдержать не более 4000 МВт «зеленой» энергетики. Последняя сама себя регулировать не может – за нее это делает угольная генерация. А чем больше используется ВИЭ, тем больше привлекается угольных блоков для балансировки – это называется «зелено-угольный парадокс», который сводит на нет всю борьбу с выбросами СО2 от ископаемого топлива. Можно ли это явление на данный момент преодолеть и как, разбирался Mind.

Сейчас в Украине используются только необходимые мощности угольной генерации, чтобы максимально нивелировать этот «парадокс». А заодно идет и серьезная корректировка работы объектов ВИЭ. «Мы вынуждены активно ограничивать ВИЭ. Такие ограничения начались в 2019 году, в 2020-м они увеличились, а показательным уже является 2021-й – размер ограничений на июнь превысил 300 млн кВт*ч. Хотя, по нашим прогнозам, за весь год они должны были составлять до 600 млн кВт*ч», – рассказывает Виталий Зайченко, главный диспетчер НЭК «Укрэнерго».

Взаимные ограничения уже привели к тому, что «зеленые» инвесторы судятся с Украиной в международных судах из-за долгов за свою электроэнергию. А угольные тепловые станции (ТЭС) остаются без денег из-за «простоев», и не могут провести ремонты, закупить на склады уголь, подготовиться к зимнему отопительному сезону. Долги шахтерам уже превысили 880 млн грн. Украина уверенно идет к повторению сценария зимы 2020–2021 годов, когда пришлось импортировать электроэнергию из России и Беларуси, а уголь – из России, Казахстана и Польши.

И на этом фоне правительство Дениса Шмыгаля берет «повышенные обязательства» – до 2030 года Украина должна сократить выбросы парниковых газов на 65% от уровня 1990 года – вместо 60%, как было согласовано в 2015 году. Но в стране нет ни одной программы финансирования этого сокращения.

Почему в Украине понимают проблему, но не могут ничего сделать? На сегодня основной проблемой работы объединенной энергосистемы Украины (ОЭС) является ее гибкость. Чтобы тотально не ограничивать работу всех видов генерации, эту гибкость надо увеличивать. Однако все имеющиеся возможности уже использованы – и результат не слишком оптимистичен. Еще одна проблема: возможное невыполнение планов по сокращению выбросов парниковых газов.

«Все зависит от того, как будет работать рынок электрической энергии, насколько он позволит инвестировать в новое поколение и новые технологии. Может, государство предложит какие-то механизмы инвестирования новой генерации, которая сможет заменить угольную. На сегодня это под вопросом», – говорит Максим Немчинов, заместитель министра энергетики Украины.

Украина может либо провести экологическую модернизацию и обеспечить работу угольной генерации чистый способом либо вывести ТЭС из эксплуатации и уменьшить размер выбросов в соответствии с обязательствами. Второй вариант для страны неприемлем, ведь он вызовет большой энергодефицит и создаст угрозу стабильной работе всей ОЭС. А НЭК «Укрэнерго» вынуждена будет ограничивать потребителей, чтобы не допустить аварийных отключений.

Есть различные варианты повышения «гибкости» ОЭС, но все – на техническую перспективу. Среди действующих технологий – использование газотурбинных и газопоршневых блоков, которые предлагает финская компания Wärtsilä. Mind свое время подробно писал об о этом. Блоки имеют разную функцию: газотурбинные – стоят в резерве и работают только на покрытие «пиковых» нагрузок; газопоршневые – работают преимущественно в режиме балансировки. В Wärtsilä смоделировали семь сценариев замены угольных блоков на газовые. В зависимости от режима использования этих станций потребуется дополнительно от 1 млрд до 4 млрд кубометров газа.

Представитель Wärtsilä в Украине Игорь Петрик отметил, что сценарии моделировались «комплексно, для всей энергосистемы Украины на 10 лет. И там рассматривалась себестоимость производства электроэнергии на уровне всей ОЭС». К сожалению, по текущим ценам электроэнергии в Украине, начать даже пилотный проект трудно, поскольку «чтобы газопоршневая станция получила окупаемость инвестиций с приемлемыми инвестиционными характеристиками, не хватает примерно 30 евро за МВт*ч. Это примерно та часть, которая соответствует тепловому тарифу для теплоэлектроцентралей (ТКЭ)», – объясняет Игорь Петрик.

Очередное публичное обсуждение проблемы декарбонизации экономики Украины позволило сделать неутешительные выводы. В стране нет единой стратегии развития энергетики, которая отвечала бы вызовам настоящего и объявленным обязательствам. Хотя в отраслевых ведомствах над этим думают. И, кроме себестоимости, учитывают другие факторы – социальные, экологические, оборонные, дальнейшее развитие технологий и изменение моделей экономики и т.д.

Mind предлагает основные тезисы докладов специалистов из ведомств, которые несут непосредственную ответственность за дальнейшее развитие и функционирование ОЭС Украины.

Декарбонізація на порозі: чим в Україні можна замінити вугільні ТЕС

Максим Немчинов,
заместитель министра энергетики Украины:

Министерство энергетики планирует пересмотр Энергетической стратегии Украины, которая на сегодня действует до 2035 года. Мы хотим ее актуализировать, потому что в последнее время Украина взяла на себя еще ряд жестких обязательств. Речь идет о Парижском соглашении и ограничениях в рамках евродоктрины Green Deal – документа о «зеленом» переходе на производство электроэнергии, которая не будет использовать ископаемые виды топлива.

Угольная отрасль Украины давно неэффективна, поэтому рассчитывать на ее нормальную сбалансированную работу не стоит. Правительство видит качественную работу частных добывающих предприятий и совершенно провальную работу государственных угольных холдингов. Это заставляет задуматься о дальнейшем использовании угля. Но сама угольная генерация будет сохраняться еще некоторое время. Поэтому сделать быстро «зеленый» переход не получится. Кроме того, мы должны подходить к трансформации нашей энергосистемы, учитывая все риски потери энергобезопасности и энергонезависимости.

Наша задача – сделать угольную энергетику экологичнее. Министерство энергетики активно работает над актуализацией Нацплана по сокращению выбросов. Показатели, которые внесены в приложения к этому документу, формировались в 2012–2013 годах, пять лет согласовывались в «европейских кабинетах» и были утверждены только в 2017 году. Сегодня они абсолютно неактуальны. Там, например, предусмотрена модернизация объектов на оккупированных территориях, а в перечне есть блоки, которые уже прошли модернизацию и были переведены с антрацита на уголь марки «Г».

Будем делать ставку на экологическую модернизацию блоков, которые еще долго смогут эффективно работать и крайне необходимы для ОЭС, поэтому определяем минимальную необходимость таких блоков. Они будут занимать небольшую часть в энергетическом балансе. Также мы должны понимать, что эти блоки будут обеспечены ресурсной базой.

Министерство хочет предложить механизмы финансирования так называемого «зеленого» перехода и экомодернизации и закрепить это на законодательном уровне. Сейчас ведем дискуссии с НКРЭКУ: как в нынешних условиях рынка электроэнергии найти такие источники и возможности. Надо рассматривать различные подходы. Например – плата за мощность, во многих странах Европы есть такие инструменты. Если «зеленая» генерация не может балансировать объединенную энергосистему страны, она должна за эту услугу платить тому, кто может это делать. Ведь такая мощность всегда должна быть в резерве и готова к эксплуатации.

Акциз, дополнительный налог на «зеленую» генерацию. По нашей логике, если этот налог будет введен, он попадать в спецфонд госбюджета, из которого будут финансироваться все экологические мероприятия для генерации и энергетической системы. К сожалению, не все согласны, что именно за счет этого налога нужно проводить экологическую модернизацию.

Замена балансирующих мощностей с угля на природный газ может быть угрозой нашей энергонезависимости и безопасности. Газа собственной добычи у нас недостаточно, поэтому мы будем зависеть от импорта. А учитывая еще и риски сохранения транзита, мы можем столкнуться с дефицитом даже импортного природного газа. Поэтому строить стратегию на том, что у нас генерация для балансировки начнет работать на газе, не стоит.

Но мы рассматриваем возможность использования газовых блоков во время пиковых нагрузок. Например, нам достаточно газовых мощностей в 2 МВт, они не будут работать в «базе», поэтому и использование газа будет незначительным. Здесь мы видим ресурс.

Вариант Energy Storage – да, но не сегодня. Наши исследования показывают, что в ЕС это прежде всего частотная балансировка, это рынок вспомогательных услуг. И участвовать в полноценной балансировке общей энергосистемы они не смогут еще долгое время. Давайте объективно: во-первых, их нужно чем-то заряжать, следовательно, производства электроэнергии должно быть достаточно; во-вторых, они должны быть в очень большом количестве по всей территории страны. Поэтому говорить, что это быстрый и беспроблемный путь, не стоит.

Мы изучаем наработки по водороду и его использованию в энергетике. На сегодня эти технологии не могут конкурировать на рынке, они дороже, чем сейчас мы имеем тариф по солнцу и ветру. Но это – перспектива, потому что технологии не стоят на месте. Когда начнется их распространение, то и цена уменьшится. Как с солнечными электростанциями. Если в начале «эры солнца» 1 МВт стоил более 1 млн евро, то сегодня в 600 000 евро. И с водородом будет так же.

Одно из главных направлений работы Минэнерго –  повышение общей энергоэффективности. То есть повышение КПД использования электроэнергии с уменьшением потребления ее в конечном итоге. Прежде всего сокращение потребления электроэнергии должно произойти там, где она неэффективно используется. Можно сравнить подобные отрасли и показатели в Польше, Германии, остальной Европе, где коэффициент потребления электроэнергии в разы меньше. Но это должно четко коррелировать с экономическим ростом, чтобы у нас не было диссонанса.

Декарбонізація на порозі: чим в Україні можна замінити вугільні ТЕС

Виталий Зайченко,
главный диспетчер НЭК «Укрэнерго»:

В конце июня НКРЭКУ утвердила отчет «Укрэнерго» «Об оценке адекватности генерирующих мощностей за 2020 год». Это ежегодный отчет, на основе которого разрабатываются предложения по развитию сети системы передачи э/э для обеспечения принятия новых мощностей; предложения по развитию межгосударственных пересечений (интерконнекторов); рекомендации по модернизации генерирующих мощностей Украины; предложения об изменениях в Кодекс системы передачи и правил рынка.

В Украине имело место несимметричное развитие электроэнергетики: быстро розвивались ВИЭ, быстрее всего – солнечные станции, немного медленнее – ветровые, зато постоянно сокращались дефицитные маневренные и полупиковые мощности тепловых электростанций (ТЭС). ТЭС приходят в  упадок, и государству в ближайшее время надо будет принимать решение по поводу их дальнейшей эксплуатации.

В последнее время динамика ввода станций ВИЭ несколько уменьшилась. Но из-за законодательных «качелей» с «зелеными» тарифами для промышленных электростанций, мы видим, как бурно сейчас вводятся так называемые домашние СЭС. Это злоупотребление, потому что  под видом домашних строятся промышленные станции.

Существует угроза сокращения мощностей маневренных тепловых станций из-за экономической нецелесообразности: уменьшение времени работы и участия станций в покрытии графика ОЭС Украины. ТЭС активно работают в зимний период, с ноября по середину марта, в другие периоды, из-за большой доли ВИЭ, на станциях фактически работает один блок.

Также над тепловыми станциями «висит» Национальный план сокращения выбросов (НПСВ). У нас есть четыре основных сценария развития энергосистемы Украины. Базовый сценарий в отчете по адекватности показывает, что начиная с 2024 года в у нас уменьшается мощность на тепловых электростанциях, а в 2025-м ее уже будет недостаточно. Остальные три: сценарий климатически нейтральной экономики, максимальной экономической эффективности и референтный сценарий.

Мы посчитали прогнозы максимума потребления, оценочные объемы ограничений в перспективе и прогнозы производства и спроса по годам до 2030 года. Они показали, что у нас незначительное увеличение спроса на э/э, если будут внедрены мероприятия по энергоэффективности, которые помогут устранить критические проблемы.

Сценарий «низкоуглеродистого развития» является одним из самых трудных для энергосистемы Украины, поскольку требует максимума инвестиций, которые до 2030-го, да и 2050 года, вряд ли могут быть обеспечены. Референтный сценарий предусматривает уменьшение развития ВИЭ, поддержку тепловой генерации на достаточном уровне для балансировки энергосистемы и внедрение новых технологий для повышения гибкости ОЭС.

При разработке «отчета адекватности» одним из источников гибкости ОЭС Украины рассматривались интерконнекторы, которые, при будущей интеграции в ENTSO-E Европы смогут обеспечить нам до 2 ГВт мощности для балансировки, что снижает необходимость глобальных инвестиций в ОЭС Украины.

Но надо учитывать другие факторы. Не предусматривались ситуации, когда при морозной погоде коллеги из европейских стран не смогут нам предоставить эту э/э. В такой ситуации будет более жесткий сценарий, на который мы не ориентировались, потому что достаточно вариантные получаются результаты. Единственно – получение э/э из европейских стран предусматривает увеличение ее цены в Украине.

В базовом сценарии система характеризуется недостаточностью мощностей с 2025 года, поэтому он не был принят, но на его основании был разработан ценовой сценарий. Выводы: необходимость внесения изменений в законодательное поле и в структуру выработки э/э в Украине – привлечь все виды генерации для предоставления резервов для балансировки энергосистемы. Несмотря на уже задействованные тепловую и гидрогенерации.

Что имеется в виду: у нас высокая доля базовой неманеврируемой генерации – АЭС. Недельное регулирование в «Энергоатоме» давно практикуется, оно простое и контролируемое. Для суточного регулирования НАЭК должен провести модернизацию энергоблоков для обеспечения безопасности во время выполнения такого маневрирования.

При разработке базового сценария мы отметили необходимость поддержания дальнейшей эксплуатации угольных станций до 2030 года, необходимость внедрения систем балансировки с быстрым стартом. По нашим расчетам, размер мощностей с быстрым стартом снижен до 1 МВт. И основным фактором здесь является возможность ограничения мощностей ВИЭ. Но при этом введение новых мощностей ВИЭ должно происходить параллельно с введением аккумулирующих мощностей на этих же электростанциях или в общей энергосистеме для переноса балансировки этих электростанций на другие площадки.

Экономической целесообразности строить новые мощности балансировки инвесторы сегодня не видят, если бы были рыночные сигналы, был бы плюс. Но пока наш рынок является зарегулированным и концентрированным, об этом говорить не приходится. Единственным вариантом выступает энергосбережение и вопросы выравнивания нагрузки, чтобы снизить пиковое потребление энергосистемы.

Сейчас в европейских энергосистемах активно внедряются технологии «виртуальных электростанций» – это привлечение потребителей и электростанций к совместимой балансировке за счет подключения к «общественным платформам», которые могут выдавать команды в режиме реального времени на изменение нагрузки как потребителя, так и генерации. Это, по моему мнению, один из самых перспективных вариантов и, пожалуй, один из самых дешевых для реализации.

Следите за актуальными новостями бизнеса и экономики в наших Telegram-каналах Mind.Live и Mind.UA, а также Viber-чате