В умовах високої волатильності європейського та українського енергоринків та потреби у маневрених потужностях старі зношені ТЕЦ та котельні в Україні здатні перетворитися на привабливі об'єкти для інвестування
Джерело: Mind.ua
Автор: Олег Кільницький
Об'єктивна ситуація складається так, що від модернізації вітчизняних теплоелектроцентралей (ТЕЦ) можуть виграти всі: енергосистема, інвестори, місцева влада, екологія через зниження вуглецевого сліду та й споживач, задля якого забезпечуватимуться збереження та розвиток централізованих систем опалення.
За досвідом Німеччини, Данії, Фінляндії та інших європейських країн, сучасні когенераційні установки, крім забезпечення міст теплом, стають важливими джерелами маневреної (або гнучкої) потужності для балансування енергосистеми. Основний технологічний принцип ефективної роботи сучасної ТЕЦ – це розділення процесів постачання електроенергії та тепла.
До прикладу, високоманеврена модульна ТЕЦ на базі газопоршневих агрегатів здатна швидко запускатися на максимальну потужність у періоди підвищеного попиту на електроенергію, одночасно виробляючи тепло і накопичуючи його в акумуляторі, щоб постачати тепло місту у години, коли станція не працює.
Конкурентоздатність на 30 років уперед
В Україні донедавна ставлення до середніх і малих ТЕЦ було не найоптимістичнішим.
По-перше, для існуючих теплоелектроцентралей електрика є побічним продуктом від виробництва тепла і має сезонний характер виробітку, що обмежує економічні можливості цих станцій.
По-друге, морально та фізично застарілі ТЕЦ мають низьку паливну ефективність і високі експлуатаційні витрати.
По-третє, через перехід споживачів на індивідуальні котли та бойлери відбувається скорочення клієнтської бази, що призводить до подальшого підвищення питомої вартості тепла й гарячої води та зниження рентабельності ТЕЦ.
Ще одна одвічна проблема тепловиків – не узгоджені між собою тарифи на тепло та газ. Негативна тарифна різниця, брак лімітів на газ за фіксованою ціною, мільярдні борги та труднощі проведення взаємозаліків – це все про вітчизняні підприємства теплокомуненерго.
Здається, в таких умовах говорити про інвестиційні перспективи теплоелектроцентралей або котелень недоречно.
Однак це хибне враження.
Якщо на базі традиційної ТЕЦ встановити високоманеврені газопоршневі двигуни з тепловим акумулятором, а згодом і тепловим насосом, на виході можна отримати якісно перетворений об'єкт, здатний залишатися конкурентоспроможним впродовж найближчих 25-30 років.
У цьому контексті українські теплоелектроцентралі з технологіями першої половини XX століття можна легко перетворити на ефективні, високоманеврені та надійні джерела постачання як тепла, так і електроенергії, в тому числі для балансування.
ВДЕ покликали за собою когенерацію
Інтерес до високоманеврених когенераційних станцій зріс останніми роками в європейських країнах із централізованими системами опалення. Йдеться, насамперед, про Німеччину, Польщу, Фінляндію та скандинавські держави. Ключовою причиною для цього стало масштабне будівництво об'єктів відновлюваної генерації, які різко збільшили попит конкурентних енергоринків на маневрені потужності в умовах високої цінової волатильності.
Наприклад, коли в ранкові або вечірні часи пікового енергоспоживання у Північній Європі різко зникає вітер, ціна електрики на спотових ринках сягає понад 1000 євро за МВт•годину. Вітер треба чимось терміново замінити.
Найшвидше та найефективніше компенсувати втрату потужності в енергомережі здатні станції з сучасними газовими двигунами внутрішнього згоряння (газопоршневими двигунами).
Такі станції необов'язково будувати з нуля. Маневрені агрегати можна встановлювати на базі вже існуючих ТЕЦ, на заміну застарілих котлів і турбін, або на базі великих котелень, перетворюючи їх на когенераційні установки з виробництва як теплової, так і електричної енергії. Це особливо актуально для України, де багато котелень.
Наприклад, для цих цілей непогано підійшла б та сама станція теплопостачання СТ-2 на Подолі у Києві, окрім середніх та малих традиційних ТЕЦ.
Чому високоманеврені газові агрегати вигідно встановлювати саме на ТЕЦ та котельнях, а не, скажімо, будувати окремі електричні ТЕС без прив'язки до тепла?
Відповідь очевидна: у цьому випадку когенераційна установка отримує у розпорядження цілий ланцюжок продуктів, як-от: тепло, електроенергію, резервні потужності та навіть гарячу воду, що дає змогу універсальному об'єкту електричної та теплової генерації вигідно переключатися між різними енергетичними ринками.
Ключовим принципом роботи такої ТЕЦ є відділення процесу постачання електричної енергії від теплової та можливість роботи станції у різних режимах. Наприклад, сучасні газопоршневі двигуни у години пікового навантаження в енергосистемі здатні швидко запускатися та виходити на максимальну потужність за 2 хвилини (і так само швидко вимикатися), завдяки чому ТЕЦ може заробляти на ринку допоміжних послуг і ринку балансування з найбільш привабливими цінами. Водночас у години нічного провалу, коли ціна кіловат•години мінімальна, генерація не здійснюватиметься, але теплопостачання продовжиться завдяки теплу, накопиченому в акумуляторах.
Ось як описують переваги роботи гнучких когенераційних установок експерти фінської технологічної компанії Wärtsilä в аналітичному звіті, розміщеному на Finnish Energy Hub: «ТЕЦ, які мають високу паливну ефективність та експлуатаційну гнучкість у широкому діапазоні навантажень, будуть більшою мірою здатні реагувати на зміни цін на електроенергію та підтримувати переривчасту, змінну генерацію. Такі станції зможуть забезпечити диспетчеризацію своєї потужності і, відповідно, доходи у пікові години та за високої ціни на електроенергію, а також у сезон низького теплового навантаження. Ще більшої гнучкості можна досягти завдяки акумулятору тепла».
 |
Гнучка ТЕЦ – для німецького EnergiewendeУ 2020 р. у німецькому місті Майнц була введена в експлуатацію високоманеврена ТЕЦ на основі газопоршневих агрегатів із встановленою потужністю 100 MВт електричної енергії і 96 MВт теплової. Це один з прикладів новітніх потужностей, які будуються в Німеччині в межах амбіційного плану енергетичного переходу – Energiewende – з метою досягти 80% виробництва електроенергії з ВДЕ до 2050 року. Також ця станція відповідає зобов’язанням Німеччини щодо зростання частки виробництва електроенергії на ТЕЦ до 25% до 2025 року. Завдяки будівництву станції компанією Wärtsilä муніципальний виробник енергії Kraftwerke Mainz-Wiesbaden AG (KMW AG) досяг низки важливих цілей. Він забезпечив електромережу засобами балансування в умовах зростання частки ВДЕ на поточний момент і на майбутнє, і близько 40 тисяч домогосподарств отримали централізоване постачання тепла. KMW AG змогла запобігти зростанню тарифів на електрозабезпечення та опалення, при цьому станція є прибутковою завдяки вигідній торгівлі на короткострокових ринках електроенергії. ТЕЦ оснащена 10 високоманевреними двигунами, які можна запустити і зупинити всього за 2 хвилини залежно від потреби, та ефективно працює на різних рівнях навантаження. А 15-річна сервісна угода на оптимізоване обслуговування, дистанційний моніторинг і підтримку гарантують високі експлуатаційні показники на тривалий період. Зараз станція працює на природному газі, але в майбутньому, коли відновлювані види палива стануть комерційно доступними, вона зможе використовувати вуглецево-нейтральні паливні гази, виготовлені за допомогою зеленої енергії сонця і вітру. Більше про KMW AG за посиланням. |
В очікуванні інвестиційного прецеденту
Проблематика української енергосистеми порівняно з загальноєвропейською ENTSO-E принципово нічим не відрізняється. І там, і там ключовою «больовою точкою» є балансування енергосистем в умовах швидкого зростання частки ВДЕ. І там, і там спостерігаються різкі цінові перепади на конкурентних енергоринках у добовому та сезонному розрізах.
В Україні на ринку «на добу наперед» (РДН) у листопаді-грудні добова ціна електроенергії коливається від 10 грн/МВт•годину вночі до 4000 грн/МВт•годину у денний час, що відповідає максимальному price cap або ціновому обмеженню на РДН. За максимальною ціною електроенергія продається в окремі дні значну частину доби. Це означає, що 4000 грн/МВт•годину – не межа. І в разі скасування адміністративно встановленого цінового максимуму ринкова вартість електроенергії на споті в Україні за нинішніх світових цін на паливо може підскочити удвічі і більше.
В умовах високої частки в Об'єднаній енергосистемі (ОЕС) України атомної генерації – до 56%, – а також дефіциту маневрених потужностей на рівні щонайменше 2 000 МВт, у країні відбувається регулярне відключення об'єктів відновлюваної генерації. Така практика малоефективна, ба навіть шкідлива, адже за недовироблену ВДЕ електроенергію споживачам усе одно доводиться платити.
Однак, попри гострий дефіцит маневрених потужностей в ОЕС, перший конкурс зі спорудження високоманеврених газових агрегатів українським урядом тривалий час затримується. Також відсутні ініціативи щодо залучення інвесторів у реконструкцію ТЕЦ з боку регіональної влади.
Втім, не можна сказати, що Україна є абсолютно вільна від інвестицій. Зокрема, 2 вересня 2021 року «Київтеплоенерго» підписало кредитну угоду на 140 млн євро з ЄБРР для модернізації ТЕЦ-6. Кошти в тому числі будуть використані на встановлення (на додачу до потужностей, що вже існують) високоманевреної когенераційної станції, здатної гнучко працювати на ринку електричної енергії та постачати тепло через бак-акумулятор. Цей приклад свідчить про те, що ми йдемо шляхом прогресивних країн.
Проте київські ТЕЦ-5 та 6 разом із харківською ТЕЦ-5 є великими й найефективнішими в Україні та стоять в окремому інвестиційному ряді.
А стосовно середніх і малих ТЕЦ разом із котельнями – тут справи з інвестиціями значно скромніші.
Певну надію в цьому сегменті надала передача урядом «Нафтогазу України» понад 99% акцій Дніпровської, Миколаївської, Криворізької, Херсонської та Одеської ТЕЦ із майновим комплексом Сєверодонецької ТЕЦ. Раніше НАКу також було передано Новороздільську та Новояворівську ТЕЦ.
В такої структури як НАК є гроші і є газ. А ще державний гігант може мати амбіції не залишитися стороннім спостерігачем на восьми отриманих об'єктах. Не виключено, що «Нафтогаз» захоче спробувати свої сили у такому непрофільному для себе напрямі як надання допоміжних послуг на ринку електроенергії.
Нині є необхідна законодавча база запуску процесу модернізації вітчизняних ТЕЦ країни. Важливо, щоб знайшлася сила, яка допоможе зробити перші кроки та продемонструвати ринку, що вкладати гроші в когенерацію можливо та перспективно. Чи виходитиме ця ініціатива від регіональних органів влади на умовах приватно-державного партнерства, або вона йтиме з боку НАКу – не так важливо.
 Федір Шевченко, технічний директор «Нафтогаз Тепло»Ситуація з теплозабезпеченням міст України є критичною. Головна проблема – фізично зношений стан обладнання та інфраструктури. Основне обладнання й теплові мережі були побудовані в 60-70 роках минулого століття, тому вони технологічно застарілі та енергоємні. За період незалежності України в галузь виробництва теплової енергії майже не вкладали кошти, в наслідок чого відбулося масове від’єднання споживачів від систем централізованого теплопостачання. Вирішенням проблемних питань зі збереження централізованого теплопостачання є загальнодержавний підхід до модернізації джерел та інфраструктури теплозабезпечення. Органи місцевого самоврядування мають бути найбільш зацікавленими у розвитку теплопостачання міст, тому їм необхідно системно співпрацювати з виробниками теплової енергії та виконавчими органами державної влади для опрацювання політик щодо модернізації джерел виробництва теплової енергії та інфраструктури транспортування й постачання теплової енергії. Найефективнішим методом виробництва теплової енергії є комбіноване виробництво теплової та електричної енергії. Однак у кожному окремому випадку необхідно індивідуально розглядати об’єкт генерації теплової енергії (можливо, деякі об’єкти споживання теплової енергії потрібно перевести на індивідуальне або автономне опалення). Потрібно системно підійти до вирішення цього питання: актуалізувати фактичні теплові навантаження споживачів теплової енергії та розробити схеми теплопостачання міст. Окрім того, на мою думку, необхідно відслідковувати світові тенденції та диверсифікувати джерела енергії. Що я маю на увазі: нині в країні існує потреба у маневрених потужностях, оптимізації споживання природного газу та декарбонізації джерел виробництва. Тому держава має створювати умови щодо забезпечення енергетичної безпеки і рухатись в напрямі модернізації своїх енергетичних об’єктів з урахуванням актуальних потреб у галузі. |
За яким агрегатом майбутнє
Wärtsilä Energy в одній зі своїх нещодавніх презентацій в Україні представила оцінку рентабельності інвестицій у типовий проєкт газопоршневої ТЕЦ «німецького зразка», що складається з п'яти агрегатів загальною електричною потужністю 60 МВт та тепловою потужністю 50 МВт з баком-акумулятором для роздільного постачання тепла та електроенергії / допоміжних послуг.
За своїми масштабними параметрами представлений проєкт умовної теплоелектроцентралі близький до Херсонської ТЕЦ.
Загальний обсяг інвестицій в об'єкт оцінюється на рівні 53,1 млн євро, з яких 50,1 млн євро – в когенерацію і ще 3 млн євро – в акумулятор тепла.
Як стверджують експерти Wärtsilä Energy, за чинних тарифів на тепло в Україні, а також цін на електроенергію та допоміжні послуги, повернення інвестицій (PBP) у даному проєкті оцінюється в строк до 9 років при нормі прибутковості (IRR) у понад 20%.
За основу в розрахунках окупності було взято тариф на тепло у розмірі 960 грн/Гкал, ціна газу – 17 000 грн/тис. куб. м, ціна електроенергії на РДН – 3800 грн/МВт•год та ціна допоміжної послуги з автоматичного резерву відновлення частоти (аРВЧ) – 743 грн/МВт•год.
За заданих тарифних параметрів ТЕЦ має забезпечити 26,5 млн євро річного доходу від продажу електроенергії, ще 9,1 млн євро – від допоміжних послуг (резерв + активація) та ще 3,1 млн євро – від продажу тепла, при загальних витратах станції 33,6 млн євро на рік, включно з середньою вартістю капіталу 3,1 млн євро.
Таким чином, річний прибуток проєкту має становити 5,1 млн євро.
Як зазначають експерти Wärtsilä Energy, додатковими факторами окупності подібних проєктів є укладення довгострокового договору на продаж тепла – до 10 років, і, звісно, сертифікація об'єкта для роботи на ринку допоміжних послуг та ринку балансування.
Як вважає Ігор Петрик, майбутнє енергоринку саме за подібними станціями з високоманевреними газопоршневими двигунами.
«Коли частка ВДЕ стане значною, в енергосистемі не залишиться місця для газових станцій базового навантаження – лише ефективні газові станції для балансування, які технологічно пристосовані для цього», – зазначив Ігор Петрик.
На його думку, коли ринок електроенергії стане вільним, ціни коливатимуться залежно від обсягу енергії відновлюваних джерел. При цьому газові ТЕЦ працюватимуть циклічно: вмикатимуться на кілька годин вранці, поки немає сонця, і на кілька годин увечері залежно від сили вітру, коли сонце сідатиме.
Загалом ТЕЦ мають запускатися 1-3 рази на добу, брати участь у балансуванні енергосистеми і вже ніколи більше не працювати в тих режимах, які є сьогодні.
Резюмуючи, можна сказати, що оновлення ТЕЦ в Україні та будівництво нових високоманеврених потужностей є особливо актуальним на цьому етапі розвитку енергосистеми та надасть багато переваг. Завдяки високій гнучкості вони візьмуть на себе важливу функцію балансування електромережі з часткою ВДЕ, що зростає. Сучасні балансуючі станції зможуть працювати в когенераційному режимі, виробляючи і тепло, і електроенергію. А впровадження нових технологій дасть змогу суттєво підвищити якість комунальних послуг та запобігти зростанню тарифів на тепло.
Перед інвесторами відкриваються привабливі умови для будівництва саме маневрених ТЕЦ, які зможуть заробляти на конкурентних ринках та будуть постачати тепло, електроенергію та допоміжні послуги.
У майбутньому потреба у надійних високоманеврених когенераційних станціях лише зростатиме зі збільшенням частки ВДЕ в енергосистемі, виведенням з експлуатації вугільних станцій та зростанням попиту з боку населення на якісні комунальні послуги. Такі інвестиції, водночас будуть комерційними проєктами і зможуть вирішувати важливі соціальні завдання, зокрема – сприяти переходу до чистої, зеленої енергетики.
Матеріал у партнерстві з Wärtsilä Energy