У якому стані перебуває енергосистема України після ракетних ударів

Для збереження стабільності виробництва Україні доведеться створити розподілену генерацію

Після численних ракетних атак РФ по українській енергоінфраструктурі ситуація з енергозабезпеченням населення та промисловості є вкрай складною. Ситуація потребує вжиття швидких та ефективних заходів і надзвичайно високої координації зусиль держави, бізнесу та міжнародних партнерів. До початку опалювального сезону Україна навряд чи не встигне відновити бодай половину пошкодженої генерації та суттєво знизити дефіцит в енергосистемі, тож бізнесу варто самотужки подбати про свою енергобезпеку, здебільшого через установку газопоршневих та газотурбінних електростанцій.

Поточна ситуація

З кінця березня Росія завдала сім великомасштабних ракетно-дронових ударів по українських енергооб’єктах. Якщо торік основними цілями були як підстанції 750 кВ і 330 кВ, так і окремі теплові електростанції, то останні три місяці удари здійснювалися практично по всіх генеруючих маневрових потужностях (ТЕС і ГЕС).

Ці атаки призвели до втрати приблизно 9 ГВт генерації і збитків на суму понад $1 млрд. Доступна генерувальна потужність української енергосистеми скоротилася до 11,5 ГВт, за поточного споживання на рівні 12-13 ГВт. За даними KSE, прямий збиток від руйнування об’єктів енергогенерації станом на травень становив $8,5 млрд, магістральних ліній – $2,1 млрд.

Ці дані наведено в пояснювальній записці до постанови Кабінету Міністрів України від 31.05.2024 р. №632 «Про внесення змін до постанови Кабінету Міністрів України №483 від 05.06.2019 р.».

Нинішня ситуація в енергосистемі складніша, ніж раніше через масштаб і характер втрат. Для прикладу: зараз пошкоджено або знищено приблизно 85-90% теплової генерації та 45% генерації “Укргідроенерго”. Після обстрілів взимку 2022-2023 років компанія ДТЕК відновила 10 енергоблоків ТЕС, витративши понад $120 млн. Зараз потреби відновлення тільки теплової генерації вже перевищили $350 млн.

Можливі рішення

Ситуація в енергетиці вимагає від уряду та бізнесу швидких та ефективних рішень. Варіанти вирішення проблеми забезпечення стабільності енергопостачання є.

1. Використання розподіленої генерації.

Головні плюси впровадження розподіленої генерації – газопоршневих і газотурбінних електростанцій – більша гнучкість і менш зручна мета порівняно з великими стаціонарними енергооб’єктами.

Українська влада пропонує такі екстрені рішення:

• До парламенту подано законопроєкти про скасування ПДВ і ввізного мита на імпорт енергообладнання та комплектуючих до нього.
• У рамках програми «Доступні кредити 5-7-9%» компанії зможуть отримати пільгові кредити в розмірі до 150 млн грн терміном на 10 років на проєкти розподіленої генерації, а також пільгові кредити на встановлення ВДЕ для населення і бізнесу.
  Крім того, окремі банки мають програми цільового кредитування на придбання енергообладнання.
• Скорочення термінів видачі та погодження технічних умов для приєднання до електромереж об’єктів розподіленої генерації, зменшення кількості необхідних документів.

Ці рішення частково дадуть змогу бізнесу забезпечити себе альтернативними джерелами енергопостачання в перспективі 1-2 років. Однак на шляху впровадження розподіленої генерації стоїть проблема строків та необхідності власного фінансування.

Загалом рішення про масштабне впровадження розподіленої генерації дуже сильно запізнилося. Військові ризики для централізованої енергосистеми були зрозумілі від самого початку бойових дій, наприкінці 2022-го про необхідність децентралізації енергосистеми багато говорили представники влади, але жодних суттєвих зрушень тоді не відбулося.

2. Збільшення можливостей імпорту.

Україна постійно здійснює імпорт електроенергії з Румунії, Словаччини, Польщі, Угорщини, Молдови. У травні Україна імпортувала рекордний обсяг – 448 тис. МВт-год.

Імпорт електроенергії є, напевно, єдиною гарантією стабільного енергопостачання для українського бізнесу, який не пов’язаний із критичною інфраструктурою та ОПК. Планові обмеження не поширюються на промислових споживачів, які закуповують імпортовану електроенергію. За даними компанії «Д. Трейдинг», у травні бізнес імпортував за прямими контрактами 30-35% його загального обсягу або до 300-500 МВт у певні години від усієї поставленої з Європи електроенергії.

Однак наприкінці травня Кабмін переглянув частку споживання імпортної е/е, що дає змогу працювати без знеструмлень, – підвищивши її до 80% з 30%. Це рішення було ухвалено без попереднього обговорення з бізнесом, хоча це матиме для нього значні наслідки. За словами президента УСПП Анатолія Кінаха, підприємства, які не зможуть імпортувати електроенергію, не будуть захищені від відключень і зіштовхнуться з втратою конкурентоспроможності, оскільки європейська ціна е/е істотно вища за внутрішню. З іншого боку, зниження конкурентоспроможності та фінансової стабільності через вищу ціну європейської е/е може наздогнати і тих, хто зможе оплачувати імпорт.

«Це може призвести до штучного, навіть спекулятивного зростання попиту на імпортну електроенергію, ціна на яку може зрости до будь-якого рівня. Але, щоб уникнути відключення, за неї зможуть платити тільки ті підприємства, які мають мінімальні витрати на електроенергію в структурі собівартості своєї продукції», – зазначають у компанії “Інтерпайп”, де електроенергія займає майже 25% собівартості під час виробництва сталевої заготовки.

Для збільшення масштабів імпорту існує обмеження в розмірі 1,7 ГВт, встановлене згідно з регуляцією ENTSO-E (Європейської мережі операторів системи передачі електроенергії). Вирішення проблеми полягає у збільшенні ліміту до 2,2-2,3 ГВт і розширенні технічних можливостей європейських постачальників. Це не зовсім просто зробити технічно, і для початку з української сторони потрібне політичне рішення.

3. Впровадження проектів відновлюваної енергетики (ВІЕ).

Розвиток проєктів ВДЕ має свої особливості:

1. Терміни будівництва. У середньому будівництво промислової СЕС, її монтаж і введення в експлуатацію займає до року. Терміни будівництва та монтажу, а також капітальні витрати під час встановлення вітрогенераторів ще вищі, ніж у випадку з СЕС.
2. Висока капіталомісткість. Крім безпосередньо СЕС або ВЕС потрібні дорогі системи зберігання енергії.
3. Недостатність потужностей для повного забезпечення потреб виробництва. Наприклад, перша СЕС у Ferrexpo закривала потреби компанії в електроенергії лише на 1%.
4. Непостійність генерації. Об’єкти ВДЕ генерують енергію тільки в сонячну погоду і за наявності вітру. У зимовий період СЕС видають максимум 10% від обсягу е/е, який виробляють влітку.

Тому встановлення відновлюваних джерел енергії є додатковим джерелом енергозабезпечення великого виробництва навіть з урахуванням необхідності встановлення промислової системи накопичення електроенергії. Так, компанія Ferrexpo планує побудувати нову сонячну електростанцію потужністю 10,8 МВт на додаток до вже діючої на 5 МВт.

4. Нестандартні рішення.

Одеська влада веде переговори з Туреччиною з приводу надання плавучих електростанцій потужністю 250 МВт. Їх хочуть використовувати для енергопостачання регіону, розмістивши в портах Одеси, Південного та Ізмаїла. Подібні переговори вже велися у 2022 і 2023 роках, коли в регіоні виникали проблеми з енергопостачанням. Тоді й зараз усе впирається в питання безпеки цих суден, що об’єктивно важко гарантувати на тлі постійних ракетно-дронових атак по регіону. Влада Одеси вважає, що сама приналежність суден до Туреччини є гарантією безпеки. Крім того, для реалізації цієї ідеї необхідно побудувати необхідну енергоінфраструктуру в портах, через яку ці судна могли б передавати вироблену електроенергію споживачам.

Ціна запитання

Влада оцінює фінансові потреби на відновлення енергосистеми до зими в розмірі $1-1,5 млрд. Кошти на ці цілі можна знайти у Фонді підтримки енергетики України. Уже зібрано близько €500 млн, ЄБРР акумулює €300 млн для підтримки енергосектору України, додаткові цільові внески на відновлення енергетики роблять західні країни (США, Франція, Німеччина, Великобританія, Норвегія).

Додатковим джерелом коштів на відновлення генерації можуть стати кошти від підвищення тарифів.

• з 31 травня підвищено граничні максимальні тарифи (price caps) для промспоживачів на ринках «на добу наперед» і внутрішньодобовому – на 20-130%, на балансуючому ринку – на 21-106%;
• з 1 червня тариф на електроенергію для населення збільшено на 64% – до 4,32 грн/кВт-год (з ПДВ).

Останнє рішення назріло давно, оскільки ціна на е/е для населення була значно нижчою за собівартість виробництва. Таке рішення має підвищити ліквідність енергоринку і принести близько 50 млрд грн додаткових надходжень у річному обчисленні. Інше питання, як ці кошти будуть витрачені – вони підуть “Енергоатому” (85%) і “Укргідроенерго” (15%).

“Енергоатом”, об’єкти якого не постраждали від ракетних атак РФ, а сама держкомпанія постійно опиняється в епіцентрі корупційних скандалів, хоче спрямувати більше ніж 40 млрд грн на добудову блоків АЕС, які в кращому разі буде введено через 5-10 років. Кошти від підвищення енерготарифу хочуть “залити” в бетонні споруди майбутніх блоків АЕС, тоді як у цих грошах є потреба «тут і зараз» для відновлення пошкодженої генерації та розвитку розподілених енергопотужностей.

Своєю чергою масштабний розвиток розподіленої генерації багато в чому залежить від зусиль і фінансування українського бізнесу. Для потреб промисловості найбільше підходять газопоршневі (потужністю в середньому до 10 МВт) і газотурбінні установки (в середньому від 20 МВт).

За словами директора Центру досліджень енергетики Олександра Харченка, вартість купівлі та монтажу газопоршневої установки становить €1-1,1 млн/МВт, газотурбінної – €800 тис./МВт. Термін окупності газопоршневих установок – 3-6 років, газотурбінних – 5-8 років.

Нестача часу та рішень

Зараз відновлювати генеруючі потужності буде важко. Окрім питання фінансування, все впирається у відсутність часового ресурсу. Україні одночасно потрібно дуже швидко працювати у двох напрямках.

1. Відновлення пошкоджених блоків ТЕС і ГЕС (де це можливо). За деякими оцінками, до зими Україна зможе відновити до 2 ГВт теплової генерації та 1 ГВт потужностей ГЕС. Це приблизно стільки ж, скільки Україна змогла відновити минулого року.
2. Нарощування можливостей розподіленої генерації. Володимир Зеленський заявив, що існує план з будівництва до 1 ГВт розподілених потужностей уже в 2024-му і 4 ГВт у найближчі роки. За оцінками “Укренерго”, термінова потреба України становить 5-6 ГВт нових маневрових потужностей.

Утім, ані держава за допомогою міжнародних партнерів, ані український бізнес не встигнуть до зими запустити ні 1 ГВт, ні навіть 500 МВт нових газогенеруючих потужностей. До початку опалювального сезону вдасться запустити лише частину газопоршневих установок, які вже перебувають на фінальних стадіях проектування і монтажу. За оцінками Олексія Кучеренка, народного депутата України, екс-міністра з питань ЖКГ, до кінця року реально запустити від 100 до 250 МВт потужностей. Однак цього абсолютно недостатньо, щоб швидко вирішити проблему дефіциту е/е.

Головною перешкодою є “природні” технічні процедури. Проектування, замовлення обладнання та монтаж уже отриманого займають у середньому до півроку і довше, де найтриваліший етап – його виробництво. Газопоршневі установки за найгарнішого збігу обставин можна встановити за кілька місяців (невеликої потужності) або півроку, вони досить прості в монтажі та обслуговуванні – виробники продають уже готові агрегати розміром зі стандартний контейнер. Своєю чергою, газотурбінні потужності набагато складніші під час проєктування і монтажу, термін їхнього запуску займає від 12 до 18 місяців. Досвіду їх використання в Україні практично немає.

«Від ідеї до реалізації (розрахунок проєкту, виготовлення або закупівля обладнання, підключення, введення в експлуатацію) газопоршневим або газотурбінним станціям потрібно щонайменше 70 тижнів, що становить півтора року. Якщо ми зможемо об’єднати зусилля бізнесу та громад, а також значно спростимо регулювання та дозвільну систему, здешевимо капітал, то нову генерацію зможемо отримати до початку опалювального сезону 2025 – 2026 років», – каже ексрадниця міністра енергетики Олена Зеркаль.

Крім того, західні виробники одномоментно не мають на складах того обсягу обладнання, який необхідний Україні. Отже, його потрібно додатково замовляти і чекати на продукцію приблизно 6 місяців та/або по всьому світу шукати б/в установки (вони коштуватимуть у середньому вдвічі дешевше за нові).

З огляду на критичну ситуацію зараз необхідно створити надзвичайний штаб для планування та координації зусиль органів центральної та місцевої влади, а також приватних компаній.

«Уряд має створити чіткий комплексний план підготовки функціонування нашої економіки та суспільства в поточних умовах. План має передбачати координацію роботи всіх сторін, мати адресний характер – охоплюючи кожен регіон та економічно активне підприємство, особливо таких енергоємних галузей, як ГМК, хімічна промисловість тощо. Кожен регіон, кожне окреме підприємство повинні максимально підготуватися до негативного сценарію за індивідуальним планом», – каже Анатолій Кінах.

До початку зимового сезону Україна не встигне відновити всю пошкоджену генерацію і ввести на заміну знищеної нові розподілені потужності. Очікується, що через дефіцит в енергосистемі обмеження для споживачів застосовуватимуться ще тривалий час. Наразі це пов’язано з тим, що влітку ГЕС традиційно знижують виробіток, а кілька блоків АЕС перебувають у ремонті. Навіть якщо до зими працюватимуть усі 9 енергоблоків АЕС, то дефіцит в енергосистемі залишатиметься значним через зростання енергоспоживання в холодний період. За різними оцінками, дефіцит може становити 3-5 ГВт.

З урахуванням того, що й агресор не припинятиме обстріли, зараз важко передбачити, якою буде реальна ситуація в енергосистемі перед початком опалювального сезону. Крім енергетики, потрібно враховувати й ризики, пов’язані з продовженням обстрілів інфраструктури ПСГ.