Как вдохнуть в старую неповоротливую ТЭЦ новое маневренное будущее

Объективная ситуация складывается так, что от модернизации отечественных теплоэлектроцентралей (ТЭЦ) могут выиграть все: энергосистема, инвесторы, местная власть, экология в виде снижения углеродного следа и сам потребитель, в интересах которого будет обеспечено сохранение и развитие централизованных систем отопления.

Как свидетельствует опыт Германии, Дании, Финляндии и других европейских стран, сегодняшние когенерационные установки помимо обеспечения городов теплом становятся важными источниками маневренной (или гибкой) мощности для балансирования энергосистемы. Основной технологический принцип эффективной работы современной ТЭЦ – это разделение процессов поставки электроэнергии и тепла.

К примеру, высокоманевренная модульная ТЭЦ на базе газопоршневых агрегатов способна запускаться на максимальную мощность в периоды повышенного спроса на электроэнергию, одновременно вырабатывая тепло и накапливая его в аккумуляторе, чтобы поставлять тепло городу в те часы, когда станция не работает.

В Украине до недавнего времени отношение к средним и малым ТЭЦ было не самое оптимистичное.

Во-первых, для существующих теплоэлектроцентралей электричество является побочным продуктом от производства тепла и носит сезонный характер выработки, что ограничивает экономические возможности этих станций.

Во-вторых, морально и физически устаревшие ТЭЦ имеют низкую топливную эффективность и высокие эксплуатационные затраты.

В-третьих, из-за перехода потребителей на индивидуальные котлы и бойлеры происходит сокращение клиентской базы, что ведет к дальнейшему повышению удельной стоимости тепла и горячей воды и снижению рентабельности ТЭЦ.

Еще одна извечная проблема тепловиков – не согласованные между собой тарифы на тепло и газ. Отрицательная тарифная разница, нехватка лимитов на газ по фиксированной цене, миллиардные долги и трудности проведения взаимозачетов – это все об отечественных предприятиях теплокоммунэнерго.

Казалось бы, говорить в таких условиях об инвестиционных перспективах теплоэлектроцентралей или котельных нелепо.

Однако это неверное представление.

Если на базе традиционной ТЭЦ установить высокоманевренные газопоршневые двигатели с тепловым аккумулятором, а впоследствии и тепловым насосом, на выходе можно получить качественно преобразованный объект, способный сохранять свою конкурентоспособность в ближайшие 25-30 лет.

В этом контексте украинские теплоэлектроцентрали с технологиями первой половины XX века можно легко превратить в эффективные, сверхманевренные и надежные источники поставок как тепла, так и электроэнергии, в том числе балансирующей.

Интерес к высокоманевренным когенерационным станциям возрос в последние годы в европейских странах с централизованными системами отопления. Речь, прежде всего, идет о Германии, Польше, Финляндии и скандинавских государствах. Ключевой причиной тому послужило масштабное строительство объектов возобновляемой генерации, которые резко взрастили спрос конкурентных энергорынков на маневренные мощности в условиях высокой ценовой волатильности.

К примеру, когда в утренние или вечерние часы пикового энергопотребления в Северной Европе резко пропадает ветер, цена электричества на спотовых рынках превышает 1000 евро за МВт•час. Ветер нужно чем-то срочно заменить.

Наиболее быстро и эффективно компенсировать протерю мощности  в энергосети способны станции с современными газовыми двигателями внутреннего сгорания (газопоршневыми двигателями).

Такие станции не обязательно сооружать с нуля. Маневренные агрегаты можно устанавливать на базе существующих ТЭЦ, взамен устаревших котлов и турбин, или на базе крупных котельных, преобразуя их в когенерационные установки по производству как тепловой, так и электрической энергии. Это особенно актуально для Украины, где много котельных.

К примеру, для этих целей неплохо подошла бы та же станция теплоснабжения СТ-2 на Подоле в Киеве, помимо средних и малых традиционных ТЭЦ.

Почему высокоманевренные газовые агрегаты выгодно устанавливать именно на ТЭЦ и котельных, а не сооружать отдельно взятые электрические ТЭС без привязки к теплу?

Ответ очевиден: в этом случае когенерационная установка заполучает в распоряжение целую цепочку продуктов в виде тепла, электроэнергии, резервной мощности и даже горячей воды, что позволяет универсальному объекту электрической и тепловой генерации выгодно переключаться между разными энергетическими рынками.

Ключевым принципом работы такой ТЭЦ является отделение процесса поставки электрической энергии от тепловой и возможность работы станции в разных режимах. К примеру, современные газопоршневые двигатели в часы пиковой нагрузки в энергосистеме способны быстро запускаться и достигать максимальной мощности за 2 минуты (и так же быстро выключаться), благодаря чему ТЭЦ может зарабатывать на рынке вспомогательных услуг и балансирующем рынке с наиболее привлекательными ценами. В то же время, в часы ночного провала, когда цена киловатт-часа минимальная, генерация осуществляться не будет, но теплоснабжение продолжится благодаря накоплениям в аккумуляторах.

Вот как описывают преимущества работы гибких когенерационных установок   эксперты финской технологической компании Wärtsilä в аналитическом отчете, опубликованном на Finnish Energy Hub: «Те ТЭЦ, которые обладают высокой топливной эффективностью и эксплуатационной гибкостью в широком диапазоне нагрузок, будут в большей степени способны реагировать на изменения цен на электроэнергию и поддерживать прерывистую, переменную генерацию. Такие станции смогут обеспечить диспетчеризацию своей мощности и, соответственно, доходы в пиковые часы и при высокой цене на электроэнергию, а также в сезон низкой тепловой нагрузки. Еще большей гибкости можно добиться благодаря аккумулятору тепла».

В свою очередь, директор по развитию рынков в Восточной Европе Wärtsilä Energy Игорь Петрик дает характеристику современным когенерационным установкам, работающим непосредственно на газопоршневых двигателях: «Современные технологии маневренных ТЭЦ на базе газопоршневых агрегатов активно внедряются, в частности, в Германии для повышения эффективности существующих систем централизованного теплоснабжения, уменьшения выбросов и балансирования ВИЭ. Такие станции имеют общий КПД около 90%, гибко включаются и выключаются для участия в динамичных рынках электроэнергии и вспомогательных услуг, и работают импульсами с раздачей тепла через бак-аккумулятор. Модульная конструкция ТЭЦ позволяет инвестировать этапами для постепенного перехода на новый источник тепла и уменьшения рисков для инвесторов».

Гибкая ТЭЦ – для немецкого Energiewende

В 2020 г. в немецком городе Майнц введена в эксплуатацию высокоманевренная ТЭЦ на основе газопоршневых агрегатов с установленной мощностью 100 MВт электрической энергии и 96 MВт тепловой. Это один из примеров новейших мощностей, строящихся в Германии в рамках амбициозного плана энергетического перехода – Energiewende – с целью достичь 80% производства электроэнергии из ВИЭ до 2050 года. Также эта станция отвечает обязательствам Германии по росту доли производства электроэнергии на ТЭЦ до 25% к 2025 году.

Благодаря строительству станции компанией Wärtsilä муниципальный производитель энергии Kraftwerke Mainz-Wiesbaden AG (KMW AG) достиг ряда важных целей. Он обеспечил электросеть средствами балансирования в условиях роста доли ВИЭ на данный момент и на будущее, и около 40 тысяч домохозяйств получили централизованное теплоснабжение. KMW AG смогла предотвратить рост тарифов на электроснабжение и отопление, при этом станция является прибыльной благодаря выгодной торговле на краткосрочных рынках электроэнергии.

ТЭЦ оснащена 10 высокоманевренными двигателями, которые при необходимости можно запустить и остановить всего за 2 минуты, и эффективно работает на разных уровнях нагрузки. А 15-летнее сервисное соглашение на оптимизированное обслуживание, дистанционный мониторинг и поддержку гарантируют высокие эксплуатационные показатели на длительный период.

Сейчас станция работает на природном газе, но в будущем, когда возобновляемые виды топлива станут коммерчески доступными, она сможет использовать углеродно-нейтральные топливные газы, производимые с помощью зелёной энергии солнца и ветра.

Больше о KMW AG по ссылке.

Проблематика украинской энергосистемы в сравнении с той же общеевропейской ENTSO-E принципиально ничем не отличается. И там, и там ключевой болезненной точкой является балансирование энергосистем в условиях быстро растущей доли ВИЭ. И там, и там наблюдаются резкие ценовые перепады на конкурентных энергорынках в суточном и сезонном разрезах.

В Украине на рынке «на сутки вперед» (РСВ) в ноябре-декабре суточная цена электроэнергии колеблется от 10 грн/МВт•час ночью до 4000 грн/МВт•час в дневные часы, что соответствует максимальному price cap или ценовому ограничению на РСВ. По максимальной цене электроэнергия продается в отдельные дни значительную часть суток. Это означает, что 4000 грн/МВт•час – не предел. И в случае отмены административно установленного ценового максимума рыночная стоимость электроэнергии на споте в Украине при существующих мировых ценах на топливо может подскочить в 2 раза и более.

В условиях высокой доли в Объединенной энергосистеме (ОЭС) Украины атомной генерации – до 56%, – а также дефицита маневренных мощностей на уровне по меньшей мере 2 000 МВт, в стране происходит регулярное отключение объектов возобновляемой генерации. Такая практика малоэффективная и даже ущербная, ведь за недовыработанную ВИЭ электроэнергию потребителям все равно приходится платить.

Однако, несмотря на острый дефицит маневренных мощностей в ОЭС, первый конкурс по строительству высокоманевренных газовых агрегатов украинским правительством длительное время задерживается. Отсутствуют инициативы по привлечению инвесторов в реконструкцию ТЭЦ и со стороны региональных властей.

Нельзя, впрочем, сказать, что Украина абсолютно стерильна от инвестиций. В частности, 2 сентября 2021 года «Киевтеплоэнерго» подписало кредитное соглашение на 140 млн евро с ЕБРР для модернизации ТЭЦ-6. Деньги в том числе будут использованы на установку (в дополнение к существующим мощностям) высокоманевренной когенерационной станции, способной гибко работать на рынке электрической энергии и поставлять тепло через бак-аккумулятор. Этот пример свидетельствует о том, что мы уже идем путем прогрессивных стран.

Однако киевские ТЭЦ-5 и 6 вместе с харьковской ТЭЦ-5 являются крупными и наиболее эффективными в Украине и стоят в отдельном инвестиционном ряду.

Что касается средних и малых ТЭЦ вместе с котельными, здесь дела с инвестициями обстоят скромнее.

Определенную надежду в этом сегменте вызвала передача правительством «Нафтогазу Украины» свыше 99% акций Днепровской, Николаевской, Криворожской, Херсонской и Одесской ТЭЦ с имущественным комплексом Северодонецкой ТЭЦ. Раньше НАКу также были переданы Новораздольская и Новояворивская ТЭЦ.

У такой структуры как НАК есть деньги и есть газ. А еще у государственного гиганта могут быть амбиции не остаться сторонним наблюдателем на восьми полученных объектах. Не исключено, что «Нафтогаз» захочет попробовать свои силы в таком непрофильном для себя направлении как предоставление вспомогательных услуг на рынке электричества.

В настоящее время необходимая законодательная база для запуска процесса модернизации отечественных ТЭЦ в стране присутствует. Важно, чтобы нашлась сила, которая поможет сделать первые шаги и продемонстрировать рынку, что вкладывать деньги в когенерацию возможно и перспективно. Последует ли эта инициатива от региональных органов власти на условиях частно-государственного партнерства, или со стороны НАКа – не суть важно.

 
Фёдор Шевченко, технический директор «Нафтогаз Тепло»

Фёдор Шевченко, технический директор «Нафтогаз Тепло»

Ситуация с теплообеспечением городов Украины критическая. Главная проблема – физически изношенное состояние оборудования и инфраструктуры. Основное оборудование и тепловые сети были построены в 60-70 годах прошлого века, поэтому они технологически устаревшие и энергоёмкие. За период независимости Украины в отрасль производства тепловой энергии почти не вкладывали средства, вследствие чего произошло массовое отключение потребителей от систем централизованного теплоснабжения.

Решением проблемных вопросов сохранения централизованного теплоснабжения является общегосударственный подход к модернизации источников и инфраструктуры теплоснабжения. Органы местного самоуправления должны быть наиболее заинтересованными в развитии теплоснабжения городов, поэтому им необходимо систематически сотрудничать с производителями тепловой энергии и исполнительными органами государственной власти для проработки политик по модернизации источников производства тепловой энергии и инфраструктуры транспортировки и поставки тепловой энергии.

Самым эффективным методом производства тепловой энергии является комбинированное производство тепловой и электрической энергии. Однако в каждом частном случае необходимо индивидуально рассматривать объект генерации тепловой энергии (возможно, некоторые объекты потребления тепловой энергии нужно перевести на индивидуальное или автономное отопление). Следует системно подойти к решению этого вопроса: актуализировать фактические тепловые нагрузки потребителей тепловой энергии и разработать схемы теплоснабжения городов.

Кроме того, на мой взгляд, необходимо отслеживать мировые тенденции и диверсифицировать источники энергии. Что я имею в виду: сейчас в стране существует потребность в маневренных мощностях, оптимизации потребления природного газа и декарбонизации источников производства. Поэтому государство должно создавать условия обеспечения энергетической безопасности и двигаться в направлении модернизации своих энергетических объектов с учетом существующих потребностей в отрасли.

Wärtsilä Energy в одной из своих недавних презентаций в Украине представила оценку рентабельности инвестиций в типовой проект газопоршневой ТЭЦ «немецкого образца», состоящей из пяти агрегатов общей электрической мощностью 60 МВт и тепловой мощностью 50 МВт с баком-аккумулятором для раздельной поставки тепла и электроэнергии/вспомогательных услуг.

По своим масштабным параметрам представленный проект условной теплоэлектроцентрали близок к Херсонской ТЭЦ.

Общий размер инвестиций в объект оценивается в 53,1 млн евро, из которых 50,1 млн евро – в когенерацию и еще 3 млн евро – в аккумулятор тепла.

Как утверждают эксперты Wärtsilä Energy, при действующих ныне в Украине тарифах на тепло, а также ценах на электроэнергию и вспомогательные услуги, возврат инвестиций (PBP) в данном проекте оценивается в срок до 9 лет при норме прибыльности (IRR) более 20%.

За основу в расчетах окупаемости были взяты тариф на тепло в размере 960 грн/Гкал, цена газа – 17 000 грн/тыс. куб. м, цена электроэнергии на РСВ – 3800 грн/МВт•ч и цена вспомогательной услуги по автоматическому резерву восстановления частоты (аРВЧ) – 743 грн/МВт•ч.

При заданных тарифных параметрах ТЭЦ должна обеспечить 26,5 млн евро годового дохода от продажи электроэнергии, еще 9,1 млн евро – от вспомогательных услуг (резерв + активация) и еще 3,1 млн евро – от продажи тепла, при общих расходах станции 33,6 млн евро в год, включая среднюю стоимость капитала 3,1 млн евро.

Таким образом, годовая прибыль проекта должна составить 5,1 млн евро.

Как отмечают эксперты Wärtsilä Energy, дополнительными факторами окупаемости подобных проектов послужат заключение долгосрочного договора на отпуск тепла – до 10 лет, и, конечно же, сертификация объекта для работы на рынке вспомогательных услуг и балансирующем рынке.

Как считает Игорь Петрик, будущее энергорынка именно за подобными станциями с высокоманевренными газопоршневыми двигателями.

«Когда доля ВИЭ станет значительной, в энергосистеме не останется места для газовых станций базовой нагрузки – только эффективные газовые станции для балансирования, которые технологически для этого приспособлены», – отметил Игорь Петрик.

По его мнению, когда рынок электроэнергии станет свободным, цены будут колебаться в зависимости от объема энергии возобновляемых источников. При этом газовые ТЭЦ будут работать циклически, включаясь на пару часов утром, пока нет солнца, и на несколько часов вечером в зависимости от силы ветра, когда солнце будет садиться.

В целом ТЭЦ должны будут запускаться 1-3 раза в сутки, принимать участие в балансировании энергосистемы и уже никогда больше не иметь тех режимов, которые есть сегодня.

Подытоживая, можно сказать, что обновление ТЭЦ в Украине и строительство новых высокоманевренных мощностей особенно актуально на нынешнем этапе развития энергосистемы и принесет много преимуществ. Благодаря высокой гибкости они возьмут на себя важную функцию балансирования электросети с возрастающей долей ВИЭ. Современные балансирующие станции смогут работать в когенерационном режиме, вырабатывая и тепло, и электроэнергию. А внедрение новых технологий позволит существенно повысить качество коммунальных услуг и предотвратить рост тарифов на тепло.

Перед инвесторами открываются привлекательные условия для строительства именно маневренных ТЭЦ, которые смогут зарабатывать на конкурентных рынках, поставляя тепло, электроэнергию и вспомогательные услуги.

В будущем потребность в надежных высокоманевренных когенерационных станциях будет только возрастать по мере увеличения доли ВИЭ в энергосистеме, вывода из эксплуатации угольных станций и роста спроса со стороны населения на качественные коммунальные услуги. Такие инвестиции, будучи коммерческими проектами, в то же время смогут решать важные социальные задачи, в том числе – способствовать переходу к чистой, зеленой энергетике.