• Finnish Energy Hub

Спиратися на конкретні орієнтири

Яка для України найдешевша енергосистема? Які батареї потрібні Україні та в яких обсягах? Чому високоманеврені газові потужності треба збудувати вже у 2022 році? Тільки зважені розрахунки дають державним управлінцям та інвесторам чіткі відповіді на ці та інші нагальні питання.


Ігор Петрик, директор з розвитку ринків Wärtsilä Energy,

розповідає про потреби української енергосистеми

і шляхи її розвитку в інтерв’ю для GetMarket.


Тези з інтерв’ю


За попереднім аналізом стану справ в українській енергетиці і на основі досвіду компанії Wärtsilä в різних країнах, ще у 2016 році стало зрозуміло, що зі зростанням частки ВДЕ в Україні може бути велика проблема, бо українська енергосистема – одна з найбільш негнучких у світі. Згодом ми здійснили моделювання енергосистеми, щоб на об'єктивних результатах досліджень показати українським стейкхолдерам, що українська енергосистема потребує змін та іншої конфігурації.


Дані дослідження були неочікуваними для багатьох, адже здавалось би, навіщо країні, що має 54 ГВт встановлених потужностей, будувати іще щось. Водночас є цілком обґрунтовані цифри, яких саме потужностей не вистачає в енергосистемі для того, щоб вона працювала ефективно.


Ми моделювали більше як 100 енергосистем у світі й можемо довести, які саме технології мають будуватися, куди саме треба спрямовувати інвестиції з точки зору як держави, так і інвесторів, котрі мають покладатися на перспективні вкладення і напрями.


Минулого року компанія здійснила моделювання енергетичного переходу в Україні в пошуках відповіді на питання, за якими сценаріями в Україні досягти вуглецевої нейтральності 2050-го року. Виявилося, що оптимізація з намаганням знайти найдешевшу конфігурацію значною мірою є шляхом декарбонізації. Тобто, із будівництвом найдешевшої енергосистеми, вона у вас сама собою складається така, де більше відновлюваних джерел і менше вугілля чи інших викопних видів палива.


Зазвичай ті, хто залучені до публічного широкого обговорення, орієнтуються на минуле, у кращому випадку на поточні дані. Коли ідеться про найефективніші технології, то ми, звичайно, беремо до уваги прогнози собівартості технологій. Для цього використовуємо дані Bloomberg NEF чи інші прогнозні дані, які свідчать про те, що нові технології – сонячна і вітрова генерація, системи накопичення –дешевшатимуть з часом.


Зараз всю українську енергетичну спільноту і уряд турбує питання, що робити з вугільними станціями. Національний план скорочення викидів від великих спалювальних установок треба виконувати, це зобов'язання країни перед Європейським союзом. Згідно з цим планом до 2033 року вугільні станції мають бути або модернізовані або виведені з експлуатації. Однак відповіді, що краще: модернізувати чи вивести не було. Перше, що спадає на думку, звичайно, що модернізувати дешевше. Насправді це не так.

Нове моделювання Wärtsilä демонструє, що виведення з експлуатації і заміна цієї вугільної потужності новими дешевшими і менш вуглецево насиченими технологіями призводить до економії, яка за 10 років (до 2031 року) складатиме понад 5 млрд євро загальних витрат в енергосистемі.


Коли говорять про те, що треба інвестувати в системи накопичення і це дуже перспективна тема, то часто орієнтуються на різні зовнішні приклади. Приміром, збудували СНЕ в Австралії, і в Україні теж потрібно. Але енергосистеми і їх потреби зовсім різні, і лише глибоке дослідження може визначити, скільки саме необхідно тієї чи іншої потужності.



В Україні на найближчі 10 років необхідно будувати СНЕ за графіком, наведеним ничже. Причому це мають бути батареї двох різновидів. Помаранчевий колір – це короткотермінові батареї, які використовуються переважно для частотного регулювання (приміром, 30-хвилинні). А синій – батареї енергії або батареї ємності (приміром, 8-годинні). Уже у 2022 році потрібно 700 МВт короткотермінових батарей. Не 2000 МВт, не 500 МВт, не 300 МВт, а саме 700 МВт. Це є оптимальна величина. Далі є невелика потреба у додаткових потужностях до 2026 року. І лише у 27-му році, у зв'язку з уже очікуваним здешевленням технологій і зростанням потужностей ВДЕ, потрібно буде все більше батарей для їх балансування, і виникає економічна доцільність інвестувати у 8-годинні батареї. До 2031 року потрібно приблизно 1150 МВт короткотермінових батарей і 3000 МВт батарей енергії (батарей ємності).


Розрахунки, здійснені в ході моделювання, дають орієнтир як для державних управлінців для прийняття рішень, так і для інвесторів.


Загалом в енергосистемі до 2031 року потрібно будувати потужності за таким сценарієм:


У 2022 вже необхідна нова газова генерація, а саме, газопоршневі станції і газотурбінні установки. А потім впродовж десяти років переважно має зростати вітрова та сонячна генерація.


Програма PLEXOS, в якій здійснюється моделювання, дає можливість врахувати режими роботи різних технологій. З урахуванням цього, частка газопоршневих двигунів значно більша. Газові турбіни використовується лише як резерв (на випадок серйозних збоїв, як-от природних катаклізмів) і вони запускаються рідко. Водночас газопоршневі станції працюють для балансування енергосистеми постійно. Поступово роль балансування все більше і більше переходитиме до акумуляторних батарей. Але це пізніше, вже наприкінці десятиліття.


Такі графіки експлуатації чи експлуатаційні профілі дають змогу уявити бізнес-модель. Тому інвестор може для себе з'ясувати, як побудувати фінансову модель, щоб обґрунтувати інвестиції.


Українська енергосистема знаходиться на роздоріжжі. Ситуація в галузі критична і саме зараз вимагає рішення, яким шляхом піде Україна. Знадобиться багато мужності, і професіоналізму тим, хто приймає рішення, щоб дійсно обрати найкращий шлях і перейти від декларацій до конкретики.


Сам по собі повноцінний запуск ринку не вирішить усіх питань. На досвіді багатьох інших країн, з якими я працював, такого ніде не відбувається. Інвестор з грошима ітиме туди, де йому надають гарантії чи де він має менші ризики, і де державна політика дуже чітка й не змінюється швидко.


З одного боку, в Євросоюзі, до якого йде Україна, є вільний ринок електроенергії, який не передбачає, скажімо, державної допомоги окремим технологіям чи компаніям. З іншого боку, ринок електроенергії у нинішньому його вигляді не створює стимулів для інвестицій, і в більшості європейських країн за багато років не здійснювалися інвестиції в електростанції суто на ринкових умовах. Тому в ЄС з'явилися окремі так звані механізми підтримки потужності, що дають змогу інвесторам брати участь, приміром, в аукціонах чи конкурсах, на підставі яких переможець отримує плату за потужність, і ця плата покриває цю різницю, якої інвестору бракує для повернення інвестицій, якщо він працює виключно в ринку.


Тому, коли говорять про те, щоб орієнтуватися на ринок, я теж переконаний, давайте – як стратегічний напрям. Але для вирішення конкретних питань, що зараз є в енергосистемі, потрібно знайти методи, які б дозволили ці проблеми закрити зараз, запровадити механізми гарантування інвесторам повернення їх інвестицій саме у ті потужності, які вкрай необхідні. Це те, що відбувається в Євросоюзі і в більшості інших країн, приміром, у співставних з Україною Аргентині чи Бразилії.


Роль держави – в тому, щоб визначити, що саме потрібно в енергосистемі зараз і в якому обсязі. І потім знайти спосіб як залучити ці інвестиції, гарантувавши інвесторам дохідність. Іншого шляху я, власне, не бачу.


Переглянути повну версію відеоінтерв’ю:

Відеоінтерв'ю Ігоря Петрика "Як підвищити гнучкість енергосистеми?"


167 views