Как запустить распределенную генерацию в Украине

Ризики чергових ракетних атак на об’єкти централізованої енергетики України виявились недооціненими. 

За одну ніч на 22 березня 2024 року країна перетворилась з частково енергопрофіцитної (максимальний експорт понад 700 МВт на початку березня) в енергодефіцитну (значно пошкоджено 3,0-3,5 ГВт потужності, дефіцит потужності в системі становить до 2 ГВт, з максимальною потужністю імпорту в окремі години до 1500 МВт). 

Причому в основному виведені з ладу електростанції, які виконують роль маневрових, що ще збільшило і без того їх великий дефіцит.  Критична недостатність маневрових потужностей ще більше підсилила бар'єр для збільшення частки відновлюваних джерел енергії (ВДЕ) в енергосистемі. 

Стратегічний шлях ми бачимо у розвитку розподіленої генерації на основі природного газу, ВДЕ з використанням сучасних мобільних систем накопичення енергії та інтелектуальних мереж (smart grid). Проаналізуємо особливості цього шляху. 

Типи розподіленої генерації

В світі вже накопичено значний досвід розвитку різних видів розподіленої генерації на базі газової генерації, енергії сонця, вітру, біомаси і біогазу, гідро- та геотермальної енергії. 

Найбільш стрімко розвивається сонячна і вітрова генерація, причому як станції великої потужності, так і менші, що знаходяться у власності окремих споживачів або енергетичних кооперативів. 

В європейських країнах, подібних до України за кліматичними умовами, суттєву роль відіграють ТЕЦ на біомасі та відходах, обладнані накопичувачами теплової енергії, що дає їм можливість маневреної електричної генерації. 

Зростання сонячної та вітрової генерації потребує одночасного розвитку маневрених потужностей для компенсації нерівномірності виробництва електроенергії. По мірі вичерпання резервів маневреності вугільної та гідроенергетики, як маневрена все частіше розглядається газова генерація, причому з "прицілом" на майбутнє використання українського біометану та зеленого водню як палива. 

Основні характеристики джерел маневреної генерації.

Кращими маневреними характеристиками вирізняються газопоршневі агрегати та газові турбіни відкритого циклу. Газові турбіни комбінованого циклу щодо цього мають дещо гірші характеристики, але вони все одно суттєво кращі, ніж у вугільних електростанцій. При цьому, такі турбіни мають найвищий електричний ККД. 

Газопоршневі агрегати мають вищий електричний ККД, ніж газові турбіни відкритого циклу. Проте, одинична потужність таких агрегатів в основному до 10 МВт, що обмежує їх застосування при необхідності створення генеруючих потужностей в кілька десятків МВт. 

Найкраще такі агрегати працюють на біогазових станціях та в комунальному теплопостачанні, де є можливість впровадження когенерації (одночасного виробництва теплової та електричної енергії) та використання теплової енергії для опалення. 

Залучення таких станцій до використання як маневрених потужностей в енергетичній системі потребує додаткових організаційно-технічних заходів. Впровадження когенерації можливе як на базі газових турбін, так і газопоршневих агрегатів. 

Світовий досвід

Аналогічного світового досвіду побудови нової генерації такого ж масштабу під час війни, в умовах постійних загроз руйнування енергетичної інфраструктури, наразі немає. Досвід трансформації енергосистеми для інтеграції значних обсягів енергії ВДЕ з негарантованою потужністю в таких країнах як Данія та Німеччина, а також ініціативи Чехії з децентралізації енергопостачання може бути корисним для України, з поправкою, звичайно, на поточну ситуацію.

В Данії, коли частка таких ВДЕ почала стрімко зростати, впроваджувались ТЕЦ, в тому числі на біомасі, з тепловими водяними накопичувачами, що постачали тепло в ЦТ. Тепловий накопичувач дозволяє брати участь у балансуванні регулюванням потоку пари на турбіну або на нагрів води, без суттєвої зміни потужності котла. 

Для збільшення маневреності вугільної генерації були впроваджені методи, в тому числі з автоматизації. Також, впроваджувались кращі методи погодного прогнозування, що зробило і виробництво електроенергії з ВДЕ більш прогнозованим. Паралельно з розвитком ВДЕ йшов розвиток електричних мереж, забезпечуючи оптимізоване поєднання об’єктів нової генерації. 

Подібні заходи впроваджувались і в Німеччині. Газові турбіни певний час не могли конкурувати з вугільними станціями через високу ціну газу, але зараз вони набувають більшого розвитку через існуючі плани відмови країни від вугільної та ядерної генерації. 

Станом на 2022 рік, основним ресурсом потужностей в Німеччині з тих, що надають послуги балансування, є гідроенергія. За нею іде природний газ та буре вугілля. На третьому місці знаходяться біомаса та біогаз. 

Зараз у Німеччині в новому будівництві віддають перевагу установкам невеликої потужності, зокрема газовим турбінам. Вважається, що вони більше відповідають вимогам декарбонізації, мають нижчі інвестиційні витрати, більш легкі дозвільні процедури та швидші строки будівництва. 

Крім того, вони відповідають вимогам щодо частих та швидких пусків та зупинок, які стають все більш необхідними по мірі зростання частки сонця і вітру в енергобалансі. Нещодавно Німеччина оголосила про новий план розвитку електроенергетики, що передбачає будівництво щонайменше 10 ГВт нових газових потужностей. 

За даними міністерства економіки Німеччини, ці станції будуть розроблені для спалювання водню в період між 2035 і 2040 роками, що забезпечить стабільне постачання електроенергії після поступової відмови від ядерної та вугільної генерації. 

Чехія, що готується розпочати масове будівництво сонячних і вітрових електростанцій, також розглядає впровадження газової генерації. Так, в 2024 році планується впровадити газову турбіну потужністю 50 МВт для стабілізації роботи електромережі та підтримки розвитку ВДЕ. Турбіна в перспективі може використовувати як паливо суміш природного газу з воднем.

За даними швейцарської аналітичної компанії Lazard, приведені вартості електроенергії (LCOE) з ВДЕ в середньому порівняні, а часом і нижчі, ніж для традиційних технологій. При цьому, нові АЕС за цим показником є однією з найдорожчих технологій. 

Технології газової генерації (одинарного циклу) не є найдешевшими, тому їх можна розглядати скоріше як маневрові потужності, що виробляють меншу частку енергії, ніж базова генерація. Зате газова генерація комбінованого циклу за приведеними витратами знаходиться на рівні ВДЕ.

Що ж стосується капітальних витрат, то найдешевшою є газова генерація, найдорожчою - атомна. ТЕЦ на біомасі, хоча і не відображені в звіті компанії Lazard, за капітальними витратами (2,5-5 тис. дол./кВт) знаходяться на рівні вугільної генерації, забезпечуючи при цьому комбіноване виробництво електричної та теплової енергії в опалювальний сезон. 

Такі ТЕЦ, за досвідом європейських країн, можуть нести базове електричне навантаження, а також бути маневреними за певних умов.

Таким чином, подальше нарощування ВДЕ з негарантованою потужністю (сонце, вітер), а також ТЕЦ на біомасі, в поєднанні з маневреною газовою генерацією та накопичувачами енергії є кращим сценарієм, ніж будівництво атомних електростанцій або постійне відновлення зруйнованих об’єктів вугільної генерації, особливо в умовах, коли їх знову можуть зруйнувати. 

Переваги розподіленої генерації

Крім вищої стійкості до ворожих атак, розподілена генерація здатна забезпечити низку переваг для енергосистеми, зокрема:

• коротший термін будівництва і введення в експлуатацію; 
• менші загальні інвестиції на об’єкт, що зменшує поріг входження в цей бізнес приватних компаній; 
• зменшення втрат електричної енергії під час передачі; 
• забезпечення додаткових регулюючих потужностей в енергосистемі; 
• сприяння розвитку місцевих громад і територій; 
• стимулювання національної економіки щодо місцевого виробництва обладнання та послуг, пов’язаних із встановленням та обслуговуванням об’єктів розподіленої генерації електроенергії; 
• значне скорочення викидів парникових газів;
• зменшення залежності власників розподіленої генерації від зовнішнього електропостачання, їх захист від ринкових ризиків і нестабільності цін;
• економія коштів або додатковий дохід від продажу надлишку електроенергії.

Недоліки розподіленої генерації

Хоча мала розподілена генерація має багато переваг, об’єктивно відмітити деякі її недоліки:

• Необхідність розвитку додаткової енергетичної інфраструктури. 
• Існує ризик неоптимального розміщення генеруючих потужностей.
• Питомі інвестиції на одиницю встановленої електричної потужності можуть бути більшими, ніж для аналогічних проєктів більшої потужності, що може призводити до тривалішого терміну окупності інвестицій. 
• Коефіцієнти корисної дії, як правило, є нижчими для установок меншої потужності. 
• Потенційний дефіцит спеціалістів, здатних надати послуги з монтажу та обслуговування великої кількості енергетичного обладнання.
• Використання малих спалювальних установок може призвести до збільшення локальних викидів забруднюючих речовин. 
• Установки, що використовують природний газ, потребуватимуть його постачання, що створює додаткові вимоги до газової інфраструктури та збільшує загальну потребу країни в природному газі. 
• Імпорт іноземного обладнання у великих масштабах може призвести до несприятливого платіжного балансу, якщо не буде налагоджено місцеве виробництво аналогічного енергетичного обладнання.

Бар'єри для широкого впровадження розподіленої генерації

На необхідності впровадження розподіленої генерації, крім урядовців, наголошує також низка українських експертів. Але, схоже, що наміри Міненерго щодо будівництва генеруючих потужностей все ще "за інерцією" відображають ті плани, які існували до повномасштабного вторгнення рф. 

Так, озвучені ще на початку цього року офіційні плани Міненерго стосувались будівництва базової ядерної генерації (перш за все добудови двох нових блоків на ХАЕС  потужністю по 1000 МВт кожний, з початком будівництва влітку або восени 2024 року). 

Зазначимо, що мінімальний "стандарт" для будівництва одного сучасного атомного блоку потужністю 1 ГВт становить приблизно 10 років і коштує 7-10 мільярдів дол., які потрібно знайти як інвестиції в умовах війни.

Тому такі плани викликають побоювання, що будівництво в теперішніх умовах затягнеться більше ніж на 10 років, потребуватиме дуже великих коштів, і при цьому не вирішить питання нестачі маневрових потужностей. Крім того, немає гарантії, що з часом рф не почне атакувати атомну генерацію, як це відбувається з крупними об’єктами теплової та гідроенергетики.

Основним економічним обмеженням для приватних інвестицій у розподілену генерацію є наявність в Україні цінових обмежень (прайс-кепів) на ринках електроенергії, що призводить до недостатності існуючих тарифів для надходження приватних інвестицій в цю галузь.

Ситуація в Україні

Енергосистема України вже як мінімум двічі зазнала значних втрат від масованих ракетних атак: у 2022 і 2024 р. Витрати на відновлення після атак у березні 2024 р. попередньо оцінюють у 0,5-1 млрд дол. 

Виникає питання - чи оптимально витрачати такі значні інвестиції у відновлення централізованої енергосистеми, зі значними ризиками її руйнування приблизно кожні 1-2 роки. 

Приблизна вартість ракет для міноборони рф складає:

• Х-101 - до 1,2 млн доларів
• "Калибр" - до 1 млн доларів
• "Искандер", крилата Р-500 - до 1 млн доларів
• "Искандер", балістична 9М723 - до 2 млн доларів
• "Оникс" - близько 3 млн доларів. 

За ніч на 22 березня по Україні загалом випустили 63 шахеди та 88 ракет різних типів, з яких Силам ППО вдалось знищити 55 дронів-камікадзе та 37 ракет. Тобто щонайменше 50 ракет та 8 БПЛА могли уразити цілі.  Загалом цієї ночі російські ракети влучили по Дніпровській ГЕС 8 разів.

Приймемо, що для ураження одного крупного об’єкта централізованої енергетики потрібне влучання 8 ракет. При ймовірності їх збиття під час масованих атак на рівні 50%, потрібно випустити 16 ракет. При їх середній вартості 1 млн $/ракету, таке руйнування коштуватиме рф близько 16 млн дол. 

Відповідно, можна прогнозувати, що об’єкти централізованої енергетики України вартістю понад 16 млн дол. знаходяться в зоні підвищеного ризику, і ракетні атаки на них мають "економічний сенс" для рф. 

І навпаки, об’єкти розподіленої генерації вартістю менше 16 млн дол. можуть бути нецікавими з економічної точки зору для ракетних атак. Під цю межу попадають, наприклад: 

• Газопоршневі електростанції і КГУ загальною потужністю до 15 МВт; 
• Газотурбінні електростанції і КГУ потужністю до 15 МВт;
• Електростанції і ТЕЦ на біомасі потужністю до 6 МВ ел. + 15 МВт тепл. 
• Біогазові електростанції і ТЕЦ потужністю до 5 МВ ел. + 5 МВт тепл.
• Всі сонячні і вітрові електростанції також потраплятимуть у цей список, оскільки вони займають значні площі і питомі вартості цих електростанцій на одиницю площі відносно невеликі, що робить їх економічно нецікавою ціллю для ракетних атак. 

На нашу думку, нові інвестиції у енергетичну систему України мають відбуватися саме у ці технології. Це збігається і з позицією Володимира Кудрицького, голови правління НЕК "Укренерго", який вважає, що майбутнє української енергосистеми за розподіленою генерацією. 

Що робити зараз

Вважаємо, що енергетика України знаходиться зараз на розпутті: розвивати і надалі централізовану енергетичну систему, яка прогнозовано знаходиметься під подальшими ракетними обстрілами, чи розвивати розподілену генерацію, в тому числі на базі ВДЕ. Необхідно прийняти стратегічне рішення з розробкою відповідних управлінських рішень. Вважаємо за необхідне: 

• Розробити і прийняти програму розвитку розподіленої генерації в України. 
• В усіх програмах і стратегіях забезпечити пріоритетність розвитку розподіленої генерації в України на основі ВДЕ і природнього газу. 
• Для прийняття оперативних управлінських рішень вважаємо за необхідне введення в уряді України посади першого віце Прем’єр міністра з питань енергетики і клімату. 
• Створити умови для забезпечення вигідності приватних інвестицій в розподілену електричну і теплову генерації. 
• Розповсюдити програму "Доступні кредити 5-7-9" на проєкти з розподіленої електричної і теплової генерації. 
• Розповсюдити дію закону  "Про державну підтримку інвестиційних проєктів із значними інвестиціями в Україні" на проєкти розподіленої електричної і теплової генерації. 
• Забезпечити активну взаємодію і інтеграцію місцевої влади і бізнесу для швидкої реалізації проєктів розподіленої генерації.
• Спростити, здешевити і скоротити по термінам процедури підключення до електричних і теплових мереж об’єктів розподіленої генерації. 
• Прийняти і забезпечити виконання Національного плану з енергетики та клімату. 
• Зупинити інвестиції в нові об’єкти централізованої енергетики, в тому числі АЕС. 

Співавтори:

Георгій Гелетуха, д.т.н., голова правління Біоенергетичної асоціації України;

Володимир Крамар, к.т.н., експерт Біоенергетичної асоціації України.