Каждому городу — рапс и дрова. В некоторых регионах за счет альтернативных источников энергии можно полностью отказаться от традиционных
Если бы украинцы использовали весь потенциал источников альтернативной энергетики, который предоставлен нашей стране природой, то жители ряда областей могли бы полностью отказаться от газа и электричества, произведенного загрязняющими природу тепловыми и атомными электростанциями.
По подсчетам «ДС», за счет альтернативных источников могли бы покрываться более 80% энергетических потребностей Украины.
Государство в стороне
Государство начало уделять внимание развитию альтернативной энергетики лишь в последние пару лет. В соответствии с целевой программой энергоэффективности на 2010–2015 гг. наша страна должна ежегодно на 2–3% сокращать потребление энергии из традиционных, замещая ее энергией из альтернативных источников. Чтобы стимулировать вложения в их развитие, инвесторам предоставлен ряд льгот, главная из которых — возможность продавать ток, выработанный альтернативной энергетикой, по более высоким, так называемым «зеленым» тарифам. Выработанную «альтернативными» производителями электроэнергию обязано выкупать ГП «Энергорынок». Эта льгота будет действовать до 1 января 2030 г., но в 2014, 2019 и 2024 гг. тариф будет снижен на 10, 20 и 30% соответственно. Причем с 2012 г. «зеленый» тариф будет применяться только в том случае, если при производстве тока используется как минимум 30% украинских оборудования и сырья (с 2014 г. — 50%).
Кроме того, Закон «О внесении изменений в некоторые законы Украины относительно содействия производству и использованию биологических видов топлива», вступивший в силу в нынешнем году, предоставил до 1 января 2014 г. производителям этанола и биотоплива льготы по акцизному сбору, а компании, которые ввозят энергосберегающее оборудование, до 1 января 2019 г. могут не платить таможенный сбор и НДС. До 1 января 2020 г. предприятиям, выпускающим биотопливо и оборудование для его производства, разрешается не платить с указанных операций налог на прибыль, но только при условии, что сэкономленные средства будут направляться исключительно на удешевление продукции.
По подсчетам главы Украинской ассоциации производителей альтернативного твердого топлива Ивана Надеина, наличие всех этих льгот позволит к 2020 г. увеличить долю энергии, произведенной из альтернативных источников, до 7–8% в общем энергобалансе страны. Однако в законодательстве, стимулирующем развитие альтернативной энергетики, есть ряд существенных пробелов.
Во-первых, непонятно, можно ли сегодня применять «зеленый» тариф для тех, кто производит энергию комплексно — из традиционных и нетрадиционных источников. Пока что Нацкомиссия по регулированию электроэнергетики своим решением это запрещает. Во-вторых, на сегодняшний день список источников альтернативной энергии, для которых установлен минимальный коэффициент «зеленого» тарифа, ограничен. Доменный и коксовый газы, сбросный энергопотенциал технологических процессов, которые также являются альтернативными видами энергии, в этот перечень не попадают. Еще одна проблема — невозможность четко определить долю украинской составляющей в продукции, оборудовании, услугах, от чего будет зависеть установление «зеленого» тарифа с 2012 г. Что касается солнечных электростанций, то с 2011 г. доля солнечных модулей украинского происхождения должна составлять не менее 30%. Как определять эту составляющую и каким документом подтверждать такую долю, непонятно.
Остается открытым и вопрос подключения «альтернативщиков» к электросетям, поскольку четко прописанной процедуры возмещения затрат на строительство новых сетей, необходимых для подключения таких объектов, нет. «Несмотря на то что на уровне законов мы видим определенные бюджетные гарантии для альтернативной энергетики, практического механизма их реализации на сегодня нет», — говорит партнер АФ «Паритет» Борис Даневич.
Тихая вода камень точит
Одним из наиболее перспективных направлений в развитии альтернативных источников энергии в Украине является гидроэнергетика. По территории нашей страны протекают свыше 63 тыс. малых рек общей протяженностью 135,8 тыс. км. И не использовать их природный потенциал в качестве экологически чистого возобновляемого источника энергии слишком расточительно. Правда, 95% всех рек очень маленькие, до 10 км, но и они могут быть использованы в качестве ресурса для малых (5–25 МВт) и микроГЭС (до 5 МВт).
Еще полвека назад в Украине работали до 1,5 тыс. малых ГЭС. Однако из-за развития тепловых электростанций и централизации процесса энергоснабжения большинство из них были остановлены. На сегодняшний день в стране функционируют, по разным оценкам, от 50 до 80 малых ГЭС. Их совокупная мощность составляет порядка 100 МВт, что равнозначно мощности всего лишь одного блока ТЭС. Вместе они производят не более 300–400 млн кВт•ч в год, занимая в энергобалансе страны всего 0,2%. Их оборудование изношено, водохранилища заилены, забор воды на неэнергетические потребности растет, крепление водосливных и береговых участков размывается, а неисправности в дамбах могут стать причиной возникновения аварийных ситуаций.
Новым строительством в этой отрасли начали заниматься совсем недавно. В октябре 2009 г. компания Ukrenergy Holding заявила о планах возведения целого каскада из четырех малых ГЭС на реке Тересва в Закарпатской области. К 2013 г. общая мощность станций должна достичь 24 МВт с годовым объемом производства электроэнергии до 100 тыс. МВт•ч. Общий объем инвестиций в проект составит 110 млн евро. По оценкам НКРЭ, срок окупаемости инвестиций в гидроэнергетике — не менее семи лет, в то время как средняя окупаемость проектов в тепловой энергетике — пять лет.
Но зато это пока совершенно не- паханое поле. По разным оценкам, общий гидроэнергетический потенциал малых рек Украины составляет от 12,5 до 17,5 млн МВт•ч электроэнергии в год. Наибольшим потенциалом обладают Тиса (8,2 млрд кВт•ч в год), Днестр (3,7 млрд), Прут (2,4 млрд), а также реки в бассейнах Днепра, Северского Донца и Южного Буга (совокупно 2,7 млрд). Из регионов наибольшим потенциалом обладает Закарпатье (4,5 млрд кВт•ч в год), Львовщина (1,8 млрд) и Буковина (0,89 млрд). Меньше всего шансов заработать на «мокром» электричестве у Одесской, Херсонской и Запорожской областей.
Отходное производство
Производство биодизеля, биоэтанола, биогаза и биомассы — клондайк для страны с такими аграрными возможностями, как в Украине. Биодизель и биоэтанол, по сути, являются стратегическими продуктами для нашей страны, поскольку способны реально заменить импортируемые нефтепродукты и газ и хотя бы частично диверсифицировать энергетические источники. Этанол как компонент моторного топлива, а биодизель как самостоятельный энергоноситель в этом плане имеют огромные перспективы.
Пока в стране готовится работать всего один современный завод по производству биоэтанола мощностью в 100 тыс. т в год — в Черкасской области его достраивает компания «КоронАгро». Собственно этанол как спиртовый продукт производят девять компаний госконцерна «Укрспирт».
Крупных производителей биодизеля из рапса и кукурузы в Украине на сегодняшний день около десяти. Крупнейшие из них: «Ориана-Галев» (Калуш, Ивано-Франковская обл.), «Либер» (Херсон), Биотопливная компания (Саки, Крым), «Стирол» (Горловка, Донецкая обл.). Их мощности составляют соответственно 180, 5, 10 и 5 тыс. т в год. Также в фермерских хозяйствах установлены около 300 биодизельных установок мощностью до 500 т в год. Ведущими регионами — производителями рапса являются Тернопольская, Хмельницкая, Винницкая, Черкасская и Одесская области.
С 1 января 2010 г. вступила в силу часть Закона №1391 «О внесении изменений в некоторые законы о содействии производству и использованию биологических видов топлива», предполагающая введение нулевой ставки акциза на топливо с биокомпонентами. Уже по итогам текущего года можно будет сказать, заработал ли закон. Если да, то наша страна сможет пойти в ногу с мировыми тенденциями и наращивать производство смешанного моторного топлива на основе нефтепродуктов и этанола. Смесевые топлива, кроме прочего, являются и менее затратными проектами, чем модернизация отечественных нефтеперерабатывающих заводов до стандартов, позволяющих выпускать на рынок продукт уровня Евро-4 и Евро-5. Поэтому владельцам НПЗ в Дрогобыче, Надвирной, Херсоне, Одессе, Лисичанске и Кременчуге стоит обратить внимание на биодизельное и биоэтаноловое производства.
Еще одним перспективным направлением для развития альтернативной энергетики является производство биогаза, используемого на равных с природным газом. Пока в строй введены лишь три биогазовых установки: в Еленовке (Днепропетровская обл.), пгт Терезино и селе Большой Круполь (оба — Киевская обл.). Потенциально же таких установок может быть построено до 2–3 тыс., чему весьма способствует постоянное удорожание газа. Прозводителями отходов, которые могут стать источником для производства биогаза (следовательно, потенциальными его производителями), являются фермы, птицефабрики, мясокомбинаты, спиртовые и сахарные заводы, зернохранилища, муниципальные свалки, полигоны бытовых отходов, городские стоки. Оценочный потенциал производства биогаза составляет до 4–6 млрд куб. м в год. Однако данные аналитиков консалтинговой компании в сфере альтернативной энергетики FuelAlternative, сведенные к объемам сырья в тоннах навоза и объемам выхода биогаза, дают еще более смелый прогноз — до 16,7 млрд куб. м в год. Наиболее прибыльными такие проекты могут быть в Харьковской, Черниговской, Полтавской, Днепропетровской и Винницкой областях. Общий объем замещения условного топлива по стране, по данным аналитиков, может составить до 13,3 млн т.
По подсчетам института «Днепр-ВНИПИэнергопром», сырьевая и техническая базы для добычи и производства различных видов биомассы позволяют заместить с ее помощью еще 13,2 млн т условного топлива в год. Среди основных направлений, в которых необходимо двигаться, — использование в качестве сырья продуктов переработки древесины (стружка, опилки, кора, ветки и т. д.), растительных остатков при уборке урожая зерновых и масленичных культур (солома, стебли подсолнуха, кукуруза, рапс). Кроме того, возможно использование в качестве сырья для биотоплива шелухи подсолнуха, которая накапливается на маслоэкстракционных заводах, отходов производства спирта, отходов элеваторов и комбикормовых заводов, животноводства и птицеводства.
Из шахты, вестимо
Где Украина действительно может получить существенные преимущества в замещении традиционных источников топлива, так это в области утилизации шахтного метана. Его можно перерабатывать в бытовой газ, использовать как топливо в паровых котлах, газотурбинных установках, как моторное топливо в двигателях внутреннего сгорания. Согласно исследованию, проведенному ГХК «Луганскуглепереработка» по заказу Программы развития ООН в Украине, оценочные объемы запасов шахтного метана в наших недрах составляют 12 трлн куб. м, что в 3–3,5 раза превышает запасы природного газа. Главные ресурсы украинского шахтного метана сосредоточены в трех угольных бассейнах: Донецком, Львовско-Волынском и Днепровском. Наиболее перспективными с точки зрения разработок являются 29 шахт Донецкого бассейна. Общий потенциал луганских и донецких пластов составляет 644 млн МВт•ч (141,6 и 502,5 млн МВт•ч соответственно). Ежегодно они могут давать эквивалент мощности в 9,9 млн МВт•ч (их запасов хватит на 65 лет), или 1,2 млрд т условного топлива. По подсчетам «Луганскуглепереработки», реально на поверхность может быть выведено около 268 млрд куб. м шахтного метана.
На сегодняшний день существуют три основных направления работы с этим энергоносителем. Первый — добыча ради безопасности, дабы избежать случайного взрыва. Поскольку в Украине 75% шахт находятся под угрозой взрыва, то это направление в стране является приоритетным. Пионер в дегазации — шахта им. А. Ф. Засядько начала реализацию подобных проектов именно из соображений безопасности. По этому же пути пошли шахты «Молодогвардейская», «Комсомолец Донбасса», «Красноармейская Западная №1», «Краснолиманская». Без дегазации они просто не могут поддерживать высоких показателей угледобычи. Самым простым способом использования метана на таких шахтах является его сжигание вместо угля для собственных потребностей.
Второе направление — предварительная дегазация пластов еще до начала их разработки исключительно в коммерческих целях, то есть для получения дополнительного энергоносителя, более дешевого, нежели традиционный. Это направление в Украине пока находится на экспериментальном уровне, говорит директор центра комплексных исследований ЗАО «Концерн «Надра» Богдан Лелик. По его словам, в экспериментальном порядке проведены гидроразрывы угля и содержащих его пород на Красноармейском и Южно-Донбасском полигонах Донбасса. Они должны были привести к приплывам газа на поверхность, но желаемых результатов достичь не удалось. На стадии подготовки к практической реализации находится разработанный специалистами «Надр» способ дегазации путем выжигания маломощных угольных пластов для разгрузки почвы, что должно приводить к поднятию газа. Но тормозом для реализации этих инициатив является их высокая стоимость. Цена пилотного проекта по дегазации составляет 15–20 млн грн., и без поддержки этих экспериментов государством, по утверждению г-на Лелика, здесь не обойтись.
Третий путь — добыча шахтного метана как одна из возможностей выполнения проектов в рамках программ Киотского протокола. В Украине в этом направлении успешно работают, например, на предприятиях холдинга «Метинвест», где на стадии реализации находятся 10 проектов по снижению выбросов парниковых газов, направленных на утилизацию шахтного метана, производство тепла и электроэнергии из отходящих газов, повышение энергоэффективности производственных процессов. Проекты совместного осуществления внедряются на трех шахтах объединения «Краснодонуголь»: «Суходольская-Восточная», «Самсоновская-Западная» и «Молодогвардейская». Планируется подготовка и реализация проектов на шахтах им. Баракова и «Дуванная».
Тепло земли
Геотермальный потенциал украинских недр оценивается специалистами в 32 млн т условного топлива. В этой области пока нет ни одного действующего объекта, однако возможности, открывающиеся перед предпринимателями, которые возьмутся за этот бизнес, достаточно велики. Ресурсы сосредоточены преимущественно в термальных водах и в тепле нагретых горных пород. Также перспективными являются нагретые подземные воды, которые выводятся вместе с нефтью и газом при их добыче. Особенность данных ресурсов — это необходимость их использования как можно ближе к источнику происхождения. Тепло недр и воды можно применять для отопления, горячего водоснабжения, кондиционирования в жилых и общественных помещениях.
Наиболее рентабельным для наших условий является использование термальных вод. По подсчетам FuelAlternative, по состоянию на начало 2010 г. совокупно по всей территории страны в сутки можно добывать до 585 млн куб. м теплой воды, которой можно обогревать населенные пункты и сельскохозяйственные объекты.
Наибольшим геотермальным потенциалом обладают Крым (21 млн куб. м термальных вод в сутки, годовая экономия условного топлива — 25,6 млн т), а также Херсонская (2,4 млн куб. м, 2,9 млн т), Одесская (1,4 млн куб. м, 1,6 млн т) и Николаевская (1,6 млн куб. м, 1,9 млн т) области. Но велика вероятность обнаружения и других потенциальных источников геотермальной энергии и смещение сегодняшних лидеров. Дело в том, что, по расчетам института «ДнепрВНИПИэнергопром», наибольшим потенциалом для разработки в будущем обладает как раз не Крым, а Слобожанский нефтегазоносный район, то есть Черниговская, Сумская, Полтавская, Харьковская и частично Днепропетровская области. Главная проблема этого региона — достаточно глубокое залегание вод (5–7 км) и сравнительно невысокая температура пластов (185–2170С). Однако, по расчетам ученых, оценочная площадь месторождений здесь может достигать 2,8 тыс. кв. км, а мощность потенциальных геоТЭС — 48 ГВт (практически равна мощности энергосистемы Украины). При этом КПД местных вод также самый высокий по стране — 14%.
А вот наиболее известные закарпатские термальные источники находятся ближе к поверхности (3–6 км). Вода в них не намного теплее (210–2500С), площади месторождений крошечные (всего 50–130 кв. км), а КПД преобразования — лишь 1,7%. Перспективная мощность геоТЭС здесь составляет не более 5,8 ГВт. Оптимальным же по соотношению глубины залегания, температуры, КПД и потенциальных запасов термальных вод является Крымский полуостров. Наиболее перспективные — Тарханкутский и Керченский полуостровы, где температура горных пород на глубине 3,5–4 км может достигать 160–1800С, а воды — 200–2200С.
Ветер перемен
Украина обладает достаточным ветровым потенциалом. Суммарно он составляет около 5,8 млн МВт•ч в год, или 3,35% всей произведенной в стране в 2009 г. электроэнергии. Наиболее ветреные — Крым и южные области. Для промышленной эксплуатации достаточной является среднегодовая скорость ветра более 5–6 м/с. Хотя новые разработки позволяют извлекать энергию даже в довольно безветренных районах.
Но помимо силы ветра под ветрогенераторы требуется значительная площадь. Один ветропарк состоит из десятков, а то и сотен мачт и требует значительных инвестиций в покупку или аренду земли под их размещение. Например, в Крыму — регионе с наибольшим потенциалом для развития этого вида альтернативной энергетики, но довольно дорогой землей — вопрос стоимости строительства будет стоять достаточно остро.
Существенным недостатком ВЭС является и непостоянство количества и мощности вырабатываемой ими энергии в связи с непостоянством силы ветра, климатическими и сезонными условиями. «Ветряк может давать в энергосеть не 50 Гц, а 20, 100, 80 Гц в зависимости от того, какой будет ветер. Работу по стабилизации тока в этом случае должны выполнять другие генераторы — тепловая энергетика. Но возможности ТЭС по стабилизации частоты тока не безграничны. По подсчетам института, не более 20% времени в году мощность ветра в Украине достаточна, чтобы обеспечить нормальную работу ВЭС, — более 5 м/с. Остальное время ветер не достигает этого уровня и нужно переходить на резервные станции», — отмечает директор Института общей энергетики Национальной академии наук Украины Михаил Кулик. Однако «зеленый» тариф для ветровой энергетики настолько выгоден, что страна, по мнению академика, находится на пороге ветрового бума. «Будут брать лицензии на строительство станций, покупать землю и строить, потому что тариф выгодный. А объединенная энергосистема по закону обязана принимать эту энергию. Как стабилизировать — никого не волнует», — говорит г-н Кулик. Впрочем, проблемы с диспетчеризацией энергосистем из-за нестабильности работы ветрогенераторов начинаются после достижения ими 20–25%-ной доли в общей установленной мощности генерации. Пока же доля ветроэнергетики в общем энергобалансе страны по итогам 2009 г. не превышает 0,001%.
Сегодня в Украине вырабатывают энергию пять крупных ветровых станций. Три из них расположены в Крыму (Донузлавская в Новоозерном, Судакская на мысе Меганом и Тарханкутская на одноименном мысе), их суммарная номинальная мощность — 130,9 МВт. Этот достаточно устаревший ветропарк имеет мощность не более 27,4 МВт. Еще две станции — в Бориславе Львовской и Безымянном Донецкой областей — также не являются супермощными. При номинале в 50 МВт станция дончан на Азовском море генерирует мощность в 20,4 МВт, а Трускавецкая в Бориславе, расположенном на подходе к Карпатским горам, практически не заметна для энергосистемы страны: она вырабатывает всего 0,75 МВт. Проблемой всех этих станций является низкий коэффициент установленной мощности (в 30–40 раз ниже современных европейских аналогов) из-за устаревшего оборудования.
По оценкам FuelAlternative, потенциалом для экономически оправданного наращивания новых мощностей обладают прежде всего южные области. Как минимум шесть компаний уже занимаются разработкой проектов ветроэлектростанций для размещения их в Крыму и южных районах Херсонской, Запорожской и Николаевской областей. Отличительной особенностью этих станций является высокая мощность: средний показатель каждой из 11 станций, которые собираются построить компании «Нова-Эко», «Конкорд», «ТММ-Энерго», «Юрокейп Юкрейн», «Эйра Э» и «Греус», составляет 270 МВт. Совокупно же они могут дать не менее 4,9 ГВт новой мощности для энергосистемы, или 9,3% от общего объема установленной мощности действующих электростанций страны (около 52 ГВт).
Потенциально ветрогенерирующими могут быть и горные районы западных областей. По данным научно-производственной группы WindElectric (занимается разработками и внедрением технологий в ветровой энергетике), в горных районах Львовской области среднегодовая скорость ветра на высоте 10 м составляет 5,5–6 м/с; технически досягаемый потенциал ветра на высоте 30 м — 620 кВт•ч на кв. м, на высоте 100 м — 1150 кВт•ч на кв. м. В менее ветреных центральных, восточных и северных регионах страны ветряные станции строить экономически нецелесообразно.
Солнечные ванны
Уровень солнечной радиации в Украине достаточно высокий, по расчетам «ДнепрВНИПИэнергопрома», потенциал солнечной энергетики составляет 3,46 млрд МВт•ч в год. Наибольшее количество солнечных часов (2,3–2,4 тыс. в год) наблюдается в Крыму и на побережье Черного и Азовского морей, а также в степной зоне Украины (2–2,2 тыс.). В Полесье и на востоке страны солнечная интенсивность невысока (1,7–1,8 тыс. ч в год), как и в низинах Закарпатской области (2 тыс. ч в год).
По данным FuelAlternative, наиболее потенциально привлекательными с точки зрения получения солнечной энергии в Украине являются Одесская, Херсонская, Днепропетровская области и Крым. Общий потенциал выработки солнечной энергии здесь составляет соответственно 454, 384, 376 и 365 млрд МВт•ч в год. Экономически реально достижимые показатели пока в сотни тысяч раз ниже: 340, 290, 280 и 270 тыс. МВт•ч в год соответственно. Однако в сравнении с объемами потребления электроэнергии традиционного происхождения эти цифры — капля в море. Например, в Одесской области за 2009 г. было потреблено 2,5 млн МВт•ч электроэнергии. Возможно, именно поэтому среди клиентов, к примеру, ведущего в Украине производителя элементов для производства солнечной энергии — ПАО «Квазар» — украинских потребителей не более 1%.
Но, несмотря на довольно высокий солнечный потенциал южных регионов, ни солнечные коллекторы, ни тем более фотоэлементы пока широкого распространения там не получили. Главная причина — низкие тарифы на традиционную электроэнергию. По расчетам компании «Стар Энерджи», окупаемость средней установки на фотоэлектрических панелях может достигать 20 лет, а солнечные системы горячего водо- и теплоснабжения окупаются за пять–восемь лет. Это в 1,5–2 раза превышает европейские показатели именно из-за тарифной составляющей. Впрочем, в случае дальнейшего резкого повышения цен на газ эти сроки существенно сократятся.
Комментарии