Шляхи модернізації енергетики України та зменшення залежності від антрацитових типів вугілля 1.1

1. Загальний стан теплової генерації в Україні

ЕнергетикаСтаном на початок 2016 року встановлена потужність теплової генерації в Україні становить 34 266 МВт або 62,5% від загальної електричної потужності в Україні. До складу теплової генерації входять 15 великих теплових електростанцій (далі — ТЕС) — 27 803 MВт або 50,7% від загальної електричної потужності України та 21теплоелектроцентралей (далі – ТЄЦ) -6 463 MВт або 11,8% від загальної потужності України.

Основним паливом для ТЕС є вугілля марок ГСШ, АШ, Т, та Г. Неосновним видом палива для деяких ТЕС є природний газ та мазут.

ТЄЦ використовують різноманітні типи вугілля, газ та мазут.

Список ТЕС, потужностей та основного виду палива представлено нижче.

список тес

Парк котлоагрегатів вказаних вище ТЕС складається із наступних моделей:

ТЕС Потужність, МВт Тип котла Паропродуктивнісь, т/год Рік початку експлуатації Паливо*
Старобешівська 9×175

1×210
ТП-100

ЦКС-210
640

670
1961–1967

2004
А

А
Курахівська 6×210

1×200
ТП-109

ТП-109
640

640
1972–1975 П/п
Луганська 8×175 ТП-100 640 1961–1969 А
Зуївська 4×300 ТПП-312А 950 1982–1988 П/п
Слов’янська 1×720 ТПП-200-1 2550 1971 А
Запорізька 4×300

3×800
ТПП-312А ТГМП-204 950

2550
1972–1973

1975–1977
Г Газ/мазут

мазут
Криворізька 6×282

4×282
ТПП-210А П-50 475×2

475×2
1965–1973 Т
Придніпровська 2×285

2×285

4×150
ТПП-210

ТПП-110

ТП-90
475×2

950

500
1963–1966

1959–1961
А, Т

А, Т

А, Т
Бурштинська 8×195

4×185
ТП-100А ТП-100 640

640
1965–1969 Г
Ладижинська 6×300 ТПП-312 950 1970–1971 Г
Добротворська 2×150 ТП-92 500 1963–1964 Г
Вуглегірська 4×300

3×800
ТПП-312А ТГМП-204 950

2550
1972–1973

1975–1977
Г Газ

/мазут
Зміївська 4×275

6×175
ТПП-210А ТП-100 475×2

640
1967–1969

1960–1964
А, Т А, Т
Трипільська 4×300

2×300
ТПП-210А ТГМП-314 475×2

950
1969–1970

1971–1972
А Газ/

мазут
Київська ТЕЦ–6 3×250 ТГМП-344А 950 1982–1984

2004
-"-
Київська ТЕЦ–5 2×250 ТГМП-314А 950 1974–1976 -"-
ХарківськаТЕЦ-5 1×250 ТГМП-344А 950 1990 -"-

Нижче представлено аналіз споживання вугілля найбільшими станціями України в останній час перед конфліктом в Донбасі за даними Інституту вугільних енерготехнологій НАН України.

аналіз_

Як видно із вищенаведеної таблиці, споживання антрацитових типів вугілля склало 17,8 млн. тон з них 3,7 млн. тон припадає на Старобешівську ТЕЦ, що знаходиться на тимчасово окупованих територіях, за вирахуванням даної станції споживання становило 14,3 млн.тон.

Розташування основних місць видобутку кам'яного вугілля і антрациту в Донбасі відносно зони АТО станом на листопад 2014 р. за даними Інституту вугільних енерготехнологій НАН України

споживання

Сукупна встановлена потужність ТЕС, що працюють на антрацитових групах вугілля становить (без врахування Старобешівської ТЕС) 9543 МВт, або 17,4% від загальної встановленої електричної потужності в Україні.

 

2. Шляхи зменшення залежності від антрацитових груп вугілля

Основні способи зменшення залежності України від антрацитових груп вугілля можна поділити на наступні категорії :

  • Тимчасові/тактичні, до яких відноситься більш широке використання сумішей газових та антрацитових типів вугілля – за даними Інституту вугільних енерготехнологій НАН України це є економічно доцільним, технологічно можливим на деяких типах котлоагрегатів таких як один з основних ТПП-210А, це зменьшить споживання антрациту на 2-4 млн. тон шляхом його заміни на українське вугілля газової групи що буде добуватись на неокупованної території. Дефіцит вугілля антрацитових груп таким чином можна зменшити до 10 млн. тон при максимальному завантаженні відповідних станцій.
    • Перевагою даного способу є невеликі інвестиції, швидкість застосування.
    • Недоліком є збільшення ризиків для технологічного обладнання.

 

  • Стратегічні, до яких відносяться :
    • Збільшення завантаження атомних електростанцій(далі –АЕС);
    • Реконструкція котлоагрегатів з метою переходу на газові типи вугілля;
    • Стимулювання розвитку гідроенергетики та відновлюваної енергетики;
    • Енергоефективність та зменшення споживання електроенергії та теплоенергії;
    • Реформування енергетичного сектору;

 

Нижче більш детально розглянемо основні способи вказані вище.

Збільшення завантаження АЕС

Як відомо, атомні станції мають обмежену технічну можливість для маневрування – при виході на відповідний рівень потужності, зменшити або збільшити її оперативно не є можливим. При великих середньодобових та сезонних коливаннях споживання виникатиме надлишок електроенергії в системі, при відсутності можливості експорту. Єдиним способом є мінімізація середньодобового навантаження АЕС на мінімальному рівні добового споживання. Фактично, АЕС працюють лише на рівні нічного споживання, пікові навантаження ранком і вечором балансуються за рахунок ТЕС та ТЕЦ, в тому числі тих, що працюють на антрацитах. Основним показником ефективності генерації електроенергії є КВВП (коефіцієнт використання встановленої потужності). За даними EIA (US Energy Information Association), cередньосвітовим показником є рівень біля 80%.

nuclear

В США даний показник для АЕС є найвищим у світі та складає до 90%.

capasity

За даними НАЕК «Енергоатом» середній КВВП українських АЕС за 6 місяців 2016 року становив 66,5%. Незважаючи на зростання даного показника протягом останніх років, Україна все ще знаходиться позаду світових показників. Збільшення середнього показника використання на 10% дозволить додатково виробити до 8-10 млрд. кВт/г електроенергії, що може дати економію до 4-5 млн. тон вугілля антрацитового типу. При виході на рівень США, дефіцит антрацитового вугілля зменшиться до рівнів, що не впливатимуть на економіку України.

Для збільшення завантаження АЕС України можна розглянути наступні заходи :

  • Розширення експортних потужностей України передбачає :

Будівництво лінії 750 Кв від Хмельницької АЕС до Польщі обговорюється роками, але все ще знаходиться на рівні проекту. В результаті реалізації проекту можливо буде збільшити середньодобове завантаження AEC України. Надлишок енергії в нічний час можливо буде експортувати до ЕС, де промисловість має технічні та економічні можливості для споживання в непіковий час. При цьому, враховуючи низьку собівартість виробництва на українських АЕС, подібний експорт буде конкурентнооспроможнім (за умови відсутності компенсації крос-субсидій при експорті), а валютна виручка дозволить компенсувати потребу у можливому імпорті залишкового дефіциту антрацитів).

  • Стимулювання нічного споживання в межах України передбачає :

Реальне, а не декларативне (як зараз) впровадження економічних стимулів для нічного споживання промисловістю та населенням України дозволить збільшити навантаження на АЕС, знизити собівартість для населення та промисловості України, при цьому буде економічно обгрунтованим. Технічно введення дво-трьох зонних тарифів не є проблемою, інвестиції в даному випадку мінімальні.

В результаті збільшення КВВП АЕС України можна буде суттєво зменшити необхідність в балансуванні піків споживання через ТЕСта ТЄЦ України, відповідно загальне споживання вугілля антрацитових груп.

Термін реалізації подібного рішення залежить лише від прийняття відповідних нормативних актів.

 

Реконструкція котлоагрегатів з метою переходу на газові типи вугілля

Кожен котлоагрегат, що використовується на ТЕС та ТЕЦ України був спроектований на використання відповідного типу вугілля. Зміна проектного вугілля є технічно можливою опцією, але є достатньо складним завданням, що потребує часу та значних інвестицій. Враховуючи, що кожен тип вугілля має свою фізику горіння, форму та температуру факелу, різні параметри летючих речовин, вмісту сірки і.т.п., переведення на інший тип вугілля потребуватиме значних конструктивних змін до існуючих котлоагрегатів.

В пресі України можна знайти різноманітні оцінки вартості подібного переходу, починаючи від 1,5 млн. доларів США за котлоагрегат. Якщо врахувати, що газові типи вугілля, що видобуваються в Україні мають більший вміст летючих речовин, а також вміст сірки, необхідно також приділити увагу більшим вимогам щодо паливоподачі, безпеки виробництва через вищу вибухонебезпеку, а також екологічним аспектам. Підвищений вміст сірки також означає вищий ризик корозійного зносу для технологічного обладнання, систем подачі палива та видалення шлаків. Реальна оцінка вартості переведення кожного конкретного котлоагрегату потребує експертної оцінки, але в середньому може коливатися в межах 5-10 млн. доларів США за котлоагрегат. Сукупна вартість переведення найбільш критичних ТЕС України таких як Зміївська, Трипільска, Придніпровська може складати до 120-240 млн. доларів США. Встановлення додаткових систем сіркоочистки може подвоїти цю сумудо 240-480 млн. доларів США, що є матеріальноюпроблемою враховуючи економічний стан в Україні, але якщо порівняти її до вартості будівництва нового котлоагрегату – то за ці гроші можна збудувати 2-8 сучасних одиниці, при загальному парку в Україні в понад 100 одиниць. Після модернізації вказані вище станції можуть повністю перейти на вугілля газових груп без споживання антрацитів.

Варто зазначити, що при модернізації котлоагрегатів можливим є суттєво покращити екологічні параметри роботи станцій шляхом :

  • Оптимізації режимів горіння, впровадження трьохступеневого горіння там, де це ще не зроблено – це призведе до мінімізації викидів оксидів азоту;
  • Впровадження систем сіркоочистки дозволить зменшити викиди оксидів сірки;
  • Модернізація системи подачі палива дозволить покращити параметри безпеки роботи станцій;

Світові фінансові організації такі як IFC, EBRD, EIB та інші сприятливо ставляться до подібних проектів – це зменшує вартість фінансування та робить його можливим.

Слід зазначити також, що спалювання антрацитів для вироблення електроенергії в світовій практиці вважається економічно недоцільним через :

  • неостаточне спалювання – незважаючи на більшу теплотворність антрацитів, їх неможливо спалити до кінця в енергетичних котлах і споживання вугілля на одиницю виробленої енергії як правило вище ніж при спалюванні газових груп вугілля;
  • вартість антрацитів є на 20-40% вищою за вартість газового вугілля;

Якщо прийняти до уваги, що в результаті модернізації реальним є збільшити ККД станцій при зниженні собівартості виробництва, покращенні екологічних параметрів та безпеки виробництва, а також наявність фінансування, подібні проекти можуть мати привабливі економічні параметри такі як термін окупності та IRR. Реальним є кінцеве зниження собівартості виробництваелектроенергії на 10-20% (а значить і зниження тарифу для населеннята промисловості).

 

Термін реалізації проектів може становити до 2 років.

Хочу зазначити, що підприємства, якими управляла AES Corporation в Казахстані (Екібастуз ГРЕС-1, Усть-Каменогорська ТЕЦ та Согринська ТЕЦ) мали свого часу успішний досвід переходу із проектних висококалорійних кузбаських типів вугілля на буре та кам’яне вугілля місцевих розрізів в Казахстані. Проекти були економічно привабливими та суттєво вплинули на економікуяк цих підприємств так і на промисловість країни в цілому.

 

Стимулювання розвитку гідроенергетики та відновлюваної енергетики 

Залежність від антрацитових груп вугілля суттєво можна зменшити шляхом стимулювання розвитку як традиційної, так і відновлюваної енергетики. Сюди можна віднести :

  • Традиційні ГЕС великої потужності;
  • Малі ГЕС;
  • СЕС (сонячні електростанції);
  • ВЕС (вітро-електростанції);
  • Електростанції на біомасі, біогазі;

 

Станом на теперешній час, Україна надзвичайно відстала від розвинутих країн, а також сусідів в розвитку відновлюваної енергетики. Частка її в загальному балансі виробництва складає менше 1%, в той час, як в деяких країнах ЄС цілі регіони працюють 100% на відновлюваних джерелах.

Собівартість будівництва сучасних СЕС, ВЕС та станцій на біомасі/біогазі зменшується швидкими темпами, ефективність виробництва покращується через впровадження нових технологій і в сучасному світі часто станції, що використовують відновлювані джерела є найбільш економічно привабливими через параметри собівартості виробництва, а не через параметри тарифів порівняно до традиційних джерел.

На даний момент Україна має можливість вводити в експлуатацію технологічно кращі та економічно більш привабливі станції, ніж це було 3-5 років тому. Враховуючи неминучу необхідність замінювати старі потужності ТЕС та АЕС, відновлювана енергетика є найбільш необхідним способом розвитку для нашої країни. В більшій мірі розвиток зеленої енергетики залежить від законодавства – а саме тарифів на електроенергію та підключення, введення стимулюючої методології та захисту інвестицій. Для природних умов України найбільш привабливими є сонячні станції для південного регіону, вітрові станції для Карпат та приморської зони. Потенціал лише станцій на біомасі та біогазі може дати до 10-15% відсотків від загального споживання в Україні враховуючи темпи розвитку агросектора.

Слід зазначити, що і потенціал традиційних ГЕС невичерпаний, оскільки сучасні технології при модернізації гідроагрегатів дозволяють збільшити ККД в межах до 10-15%. Окрім того, модернізація систем управління водними потоками, дамб, власного споживання дозволяє ще збільшити виробництво в межах до 5-10%.

Реалізація подібних заходів може відбуватися під час планових капітальних ремонтів гідроагрегатів.

Населення України повинно мати прозорий та легкий механізм для реалізації електроенергії, що виробляється індивідуально в загальній енергосистемі.

 

Енергоефективність та зменшення споживання електроенергії та теплоенергії

До основних засобів стимулювання енергоефективності та зменшення споживання як електро так і теплоенергії можна віднести :

  • Модернізацію теплопостачання в містах :
    • Технологічний дизайн типовихжитлових будинків радянського зразка не дозволяє регулювати споживання тепла в залежності від температурних умов навколишнього середовища. В результаті, при підвищенні температури повітря часто може скластися ситуація, що будинок споживає зайве тепло. Модернізація теплопунктів типових будинків не є технічно складним завданням, коштує до 20 тис. доларів США на типову дев’ятиповерхівку, має окупність в 1-3 роки. Міжнародні організації такі як USAID активно сприяють реалізації подібних проектів;
    • Модернізація мережі теплопостачання в великих містах є актуальною задачею незважаючи на те, що обговорюється активно з 90-х років. Технічний стан мереж в більшості незадовільний, втрати суттєво перевищують світові стандарти доходячи до 30% і більше. Державне стимулювання виробництва матеріалів та обладнання для модернізації тепломереж дозволить залучити сучасні технології та інвестиції до вирішення даного питання;
    • Оператори тепломереж мають мати обов’язкові стимули для покращення технічного стану. Це має бути надано не лише через підвищення тарифу, а і через суттєві штрафні санкції у випадку невиконання показників покращення втрат;

 

  • Стимулювання зменшення споживання електро та теплоенергії :
    • Зростання тарифів повинно супроводжуватись економічними стимулами для покращення енергоефективності. Розвинуті країни мають чіткий механізм податкових та економічних пільг для населення та підприємств, таких як виключення із сум податку на прибуток прибутку та податку на доходи фізичних осіб витрат на заходи по енергоефективності у розмірі 100%. Оцінка ефективності даних заходів повинна здійснюватись незалежними експертними організаціями для запобігання корупції;
    • Банки та фінансуючі організації повинні мати окремі вимоги щодо резервування та оцінки кредитних ризиків при наданні пільгового фінансування на проекти енергоефективності;
    • Необхідно розробити систему державних грантів на заходи по енергоефективності, що розприділяються та відслідковуються публічно;
    • Енергоефективність повинна стати одним із елементів як профільної так і загальної освіти;

 

  • Зменшення втрат в електромережах :
    • Впровадження стимулюючого регулювання разом із приватизацією державних обленергодозволить залучити інвестиції в сектор. Однак підвищення тарифу, що буде виникати, як наслідок стимулюючого регулювання не буде достатнім для зниження втрат в мережах, що сягають 20% і більше у випадку великої кількості ліній 0,4 кВ. Зниження втрат можливе лише завдяки запровадженню системи подібної до тої, що діє в Сингапурі та багатьох інших країнах – штрафні санкції у випадку невиконання плану зниження втрат, а також надійності мереж. Приклад вказаного вище Сингапуру доказує, що така система дозволяє протягом короткого терміну пройти шлях від найгірших в світі показників втрат та надійності системи до найкраших.Як приклад, Компанія AES Сorporation за часи управління «Київобленерго» та «Рівнеобленерго» досягла зниження втрат в мережах до 30-40% від їх початкового рівня протягом 12 років, саме завдяки наявності елементів RAB-регулювання (постанова №109), але змушена була залишити Україну в 2013 році.

 

  • Запровадження систем smart grid :
    • Заміна ліній 0,4 кВ, що домінують в українських обленерго та мають величезні показники втрат повинна супроводжуватись масовим впровадженням елементів smart grid – перш за все лічильників, що дозволяють оперативно та якісно відслідковувати пофідернібаланси електропостачання. Це дає значний ефект як на зниження втрат, так і на підвищення надійності системи та її балансування. Подібні заходи можна реалізовувати і не чекаючи повної заміни линій 0,4кВ – за умови відповідного стимулювання.

Реформування енергетичного сектору

Основні етапи реформування енергетичного сектору полягають в наступному :

  • Запровадження стимулюючого RAB-регулювання для розподільчихкомпаній. Мета – залучення інвестицій, технологій, зниження втрат та покращення надійності. Нажаль, в даний момент переважна більшість обленерго використовують наданий тариф лише для викачування грошей через підконтрольні компанії, що виконують оперативні ремонти та капітальне будівництво. Без жорстких, але економічно вигідних стимулів для збільшення реальних інвестицій неможливо буде перейти від моделі вимивання грошей до моделі покращення мереж. Значним фактором прискорення реформ може стати прихід світових енергетичних лідерів – але це можливо знов таки лише за наявності адекватної системи RAB-регулювання. Незважаючи на багаторічну роботу над даною реформою, вона до сих пір не працює і RAB-регулювання в Україні в реальності немає.
  • Реформа енергоринку, підсилення конкуренції. Проект Закону України “Про ринок електричної енергії в Україні” був прийнятий Верховною Радою України у першому читанні. Концепція Закону була розроблена із залученням світових експертів і загалом відповідає основним завданням таким як покращення прозорості роботи енергоринку та підсилення конкуренції, свобода вибору споживачів щодо постачальників електроенергії – незважаючи на деякі слабкі моменти такі як наявність непрозорого перехідного періоду і т.п. Нажаль, після прийняття в першому читанні робота фактично зупинена і подальша доля Закону не визначена.
  • Прозорість та економічна доцільність правил підключення до електромереж. Однією із основних перешкод у підвищенні позицій України в світовому Рейтингу легкості ведення бізнесу є одні із найгірших в світі нормативні акти, що регулюють під’єднання нових споживачів та постачальників до електромереж. Деякі кроки на покращення підключення фізичних осіб було зроблено, але замість подальшого логічного розвитку, НКРЕКП приймає в 2017 році безглузді з економічної точки зору правила, що фактично в 6 разів піднімають вартість підключення для нових виробників електроенергії.Це фактично вбиває перспективу розвитку виробництва із відновлюваних джерел оскільки вартість підключення для нових виробників може бути більшою за вартість обладнання, доходячи до 50% і більшев загальній вартості проектів. В розвинутих країнах вартість підключення не переважає 5-15%. Зважаючи на існуючий рівень Зеленого тарифу будь-який новий проект стає економічно недоцільним.
  • Закінчення приватизації. Відомиміз світової практики фактом є те, що країни, в яких створюються привабливі умови для роботи приватного сектору в енергетичному секторі, демонструють швидкі темпи залучення інвестицій, технологій та покращення загальної ефективності. В умовах України відбувається зворотня тенденція, коли умови змінюються на гірші, світові лідери такі як AES змушені покинути країну, або не можуть прийти (приклад – ЕDF, що багато років демонструє бажання взяти учать у приватизації, зокрема, «Центренерго»). Кожного року уряд декларує амбіційні плани щодо приватизації, але вони залишаються лише на папері. В результаті сектор відданий на відкуп олігархічних структур або корупційних державно-приватних схем без значного покращення ефективності діяльності (за винятком деяких прикладів ДТЕК). Перевагою світових лідерів є наявність доступу до дешевих джерел капіталу, рівень організації управління, технологій, відсутність корупційних схем. Але на даний час все це залишається поза межами України.
  • Реформування державних підприємств. Без реформування державних підприємств таких як НАК «Укренерго», НАЕК «Енергоатом», «Укргідроенерго», «Центренерго»та Міненерговугілля в цілому неможливим є ефективний розвиток сектору. Для цього необхідна зміна керівництва та систем управління. В умовах України уряд декларує та проводить конкурси за заміщення посад керівників даних підприємств, вони проходять із залученням світових експертів та фінансових установ таких як IFC, EBRD, World Bank, представників посольств ЕС та США, але потім результати блокуються в судах і підприємствами управляють і далі керівники, що скомпроментували себе участю в корупційних схемах. Як результат, подальша участь в конкурсах ефективних менеджерів із світових енергетичних корпорації стає неможливою так як вони бачать приклади попередників, що залишали свої робочі місця, приїзжали до України, а потім залишалися із нічим після численних рішень місцевих судів. Як приклад, проведення конкурсів на посади керівників «Укренерго» та «Центренерго».

Автор: експерт у сфері енергетики Сергій Зуєв


В тему:

,
UkrNET - поисково-информационный ресурс