Біометан як і «сирий» (неочищений) біогаз – газоподібне паливо з біомаси, відтак на нього за формальними ознаками поширюється дія Закону України 555-IV «Про альтернативні джерела енергії», зокрема в частині встановлення величини «зеленого» тарифу на електроенергію вироблену з біогазу.
Таким чином електроенергію, вироблену з біометану, вже сьогодні можливо було б подавати в мережу за «зеленим» тарифом 0,1239 €/кВт∙год (без ПДВ). Втім, ідея збагачення біогазу, що потребує додаткових витрат, полягає саме в можливості закачування його в мережу природного газу (ПГ). Це дозволяє в результаті підвищувати ефективність утилізації енергії біогазу за рахунок підключення постійного споживача тепла, який зазвичай відсутній поруч з виробництвом біогазу.
Закачування біометану в мережу ПГ має й інші переваги, як то можливість його накопичення та використання у місці та часі, де і коли це потрібно. Таким чином, біометан може грати важливу роль на ринку маневрових/балансуючих електричних потужностей в об’єднаній енергосистемі України.
Для створення умов використання біометану з мережі ПГ при комбінованому виробництві електричної та теплової енергії необхідно створити національний реєстр біометану з можливістю випуску сертифікатів походження на зразок європейських сертифікатів GoO (Guarantee of Origin). В перспективі, за наявності такого сертифікату, можлива віртуальна торгівля біометаном з країнами ЄС.
Після запровадження системи сертифікації біометану, в будь-якому місці, де є мережа ПГ та споживач тепла (наприклад, котельні, ТЕЦ), може бути підключена газова енергетична установка з наміром використовувати біометан. Чи буде достатнім діючий «зелений» тариф на електричну енергію з біогазу для таких установок?
Розглянемо два можливих проектних сценарії, а саме:
1. Використання нової когенераційної установки на біометані з мережі ПГ.
2. Використання існуючої кваліфікованої когенераційної установки, що працює на природному газі.
Враховуючи те, що вартість нової когенераційної установки на біогазі є співмірною з вартістю установки збагачення біогазу до біометану, загальна вартість проекту когенерації на біометані буде на 20-30% більшою, ніж проекту когенерації на «сирому» біогазі. Операційні затрати проекту також будуть вищими на 20-40%, в залежності від вартості сировини. Очевидно, що для досягнення рентабельності проекту на рівні IRR 20%, тариф на електричну енергію з біометану повинен бути вищим діючого «зеленого» тарифу на електроенергію з біогазу навіть за умовою додаткового використання тепла.
Розрахунки показують, що для відносно великого проекту когенерації на біометані з мережі ПГ потужністю 9,5 МВт електричних, з утилізацією 60% теплової енергії за тарифом 1260 грн/Гкал (без ПДВ), необхідна величина «зеленого» тарифу складає 0,131…0,174 €/кВт∙год (без ПДВ), в залежності від вартості сировини.
Когенерацію на біометані можливо використовувати в балансуючому ринку, проте для енергетичної утилізації усього обсягу поданого в мережу ПГ біометану когенераційною установкою, її встановлена потужність повинна бути більшою, ніж при рівномірній роботі протягом доби. Так, наприклад, при роботі такої КГУ в режимі 6 годин з 24 протягом однієї доби (3 години в години найбільшого навантаження мережі зранку і 3 години – у вечірній час), її потужність повинна бути в 4 рази більшою від базової. Відповідно, вартість нової КГУ при цьому буде майже пропорційно вищою.
Для забезпечення рентабельності проекту когенерації на біометані з мережі ПГ потужністю 9,5 МВт електричних, яка працюватиме в режимі 6/24 годин, з утилізацією 60% теплової енергії за тарифом 1260 грн/Гкал (без ПДВ), необхідна величина «зеленого» тарифу складає 0,196…0,239 €/кВт∙год (без ПДВ), в залежності від вартості сировини.
Таким чином, діючого «зеленого» тарифу на електроенергію з біогазу недостатньо в проектному сценарії з використанням нової когенераційної установки на біометані з мережі ПГ в режимі рівномірної роботи протягом доби. Щодо доцільності проектного сценарію з генерацією електричної енергії в балансуючому ринку наразі неможливо зробити однозначні висновки, оскільки балансуючий ринок та ринок допоміжних послуг ДП «НЕК «Укренерго» ще не запрацював повноцінно.
Рис. 1 – Необхідні величини тарифу на електричну енергію, вироблену з біометану
В іншому проектному сценарії передбачається, що біометан з мережі ПГ може бути спалено в кваліфікованих ТЕЦ/КГУ на природному газі. Це існуючі та діючі паротурбінні установки з енергоблоком на природному газі (ТЕЦ) або газопоршневі установки (КГУ). В Україні в 2018 році налічувалось 28 ТЕЦ на природному газі, з них 25 ліцензованих, а також 46 КГУ, з них 25 ліцензованих . Сумарна встановлена електрична потужність ТЕЦ та КГУ складає 3546 МВт, теплова – 18547 Гкал/год (20570 МВт). Усі генеруючі потужності на ПГ працювали в 2018 році в середньому 1855 годин, з КВВП 21,5%, що говорить про їх недовантаженість та періодичність роботи.
З точки зору рентабельності проекту більш перспективним може бути робота саме КГУ на біометані, оскільки вони мають більший ККД електричний і є більш маневровими, у випадку підключення їх до балансуючого ринку електроенергії. Втім це не виключає можливості використання і паротурбінних установок для роботи на біометані.
Організаційно, включення існуючих кваліфікованих КГУ в проект когенерації на біометані з мережі ПГ може відбуватись на умовах їх оренди та покриття усіх операційних витрат на обслуговування. В такому разі, при ставці річної орендної плати на рівні 5% вартості нової КГУ, необхідна величина «зеленого» тарифу для проекту 9,5 МВтел в режимі 24/24 годин з утилізацією 60% теплової енергії складає 0,111…0,154 €/кВт∙год (без ПДВ), а при роботі в режимі 6/24 годин – 0,123…0,166 €/кВт∙год (без ПДВ). Нижні значення діапазонів відповідають нульовим значенням сировинної складової вартості біометану.
Таким чином, можна зробити висновки, що економічними передумовами використання біометану при виробництві електричної/теплової енергії будуть наступні дії:
1. Створення національного реєстру біометану та системи сертифікації на зразок європейських сертифікатів GoO.
2. Зобовʼязання виробників електричної енергії з біометану з мережі ПГ утилізувати не менше 60% теплової енергії від ТЕЦ чи КГУ протягом року.
3. Встановлення спеціального коефіцієнту «зеленого» тарифу на електричну енергію, вироблену з біометану ТЕЦ чи КГУ, що працюють в режимі 24/24 годин. Величина такого тарифу повинна бути більшою, ніж величина діючого «зеленого» тарифу на електроенергію з біогазу.
4. Забезпечення гармонізації національного реєстру біометану з системою реєстрів ЄС, що дало б можливість віртуальної транскордонної торгівлі біометаном.
Автор: Петро Кучерук
Читайте також:
Економічні передумови виробництва та використання біометану як моторного палива в Україні
Вартість збагачення біогазу до біометану
Потенціал виробництва біометану в Україні
Потенційні ринки споживання біометану в Україні
Прогноз виробництва біометану в Європі
Виробництво біометану в Європі у 2011-2017 рр.