Украина берет курс на замещение природного газа биометаном. Справится ли газотранспортная сеть с этим видом топлива?
Недавно Национальная комиссия, осуществляющая государственное регулирование в сферах энергетики и коммунальных услуг (НКРЭКУ) внесла изменения в кодексы газотранспортной (ГТС) и газораспределительной (ГРС) систем, в которых уточнила требования к биометану для подачи в газовые сети.
Формально путь биометана в украинские газовые сети открыт. И потенциал производства биометана в Украине едва ли не самый большой в Европе – до 10 млрд. кубометров в год.
А вот смогут ли существующие газовые сети принять весь этот биометан? К сожалению, не всегда и вот почему.
Газотранспортная и газораспределительная системы Украины
В Украине функционирует достаточно разветвленная сеть природного газа, объединяющая газотранспортную систему (ГТС), газораспределительную систему (ГРС), подземные хранилища природного газа (ПХГ), газодобывающие предприятия и всю необходимую инфраструктуру (компрессорные станции, газораспределительные станции и т.п.).
Общая протяженность газопроводов составляет 33,4 тыс. км, из которых: 21,1 тыс. км магистральных газопроводов, 12,1 тыс. км газопроводов-отводов от магистральных сетей. Отдельно – около 350 тыс. км газораспределительных сетей. Общее количество газораспределительных станций составляет 1390 единиц.
Особенностью ГТС Украины есть то, что она создавалась как транзитная система. Суммарные мощности точек выхода из ГТС Украины в страны ЕС (Польша, Венгрия, Словакия и Румыния) составляют 456,9 млн. кубометров в сутки.
Начиная с 2005 г. потребление природного газа в Украине постепенно сокращалось с 76,4 млрд. кубометров до менее 30 млрд. кубометров в год. В 2021 году потребление природного газа в Украине составляло 27,3 млрд. кубометров, в 2020 году – 28,9 млрд. кубометров.
Более 80% этого объема природного газа (22,6 млрд. кубометров в 2021 году) распределяется потребителям через газораспределительные сети (в управлении операторов ГРС), а остальные (3,74 млрд. кубометров) – поступает прямым потребителям непосредственно из магистральных газопроводов.
Украина является одним из самых крупных добытчиков природного газа в Европе. По этому показателю она уступает только Норвегии, Великобритании и Нидерландам. Объемы собственной добычи топлива по Украине составляют 20-21,5 млрд. кубометров в год.
Ежегодный объем импорта природного газа составляет в среднем 9-10 млрд. кубометров. Это именно тот объем, который вполне возможно заменить только биометаном, не считая других возможностей замещения природного газа биомассой в котельных и ТЭС/ТЭЦ, а также меры по энергоэффективности. Можно констатировать, что потенциал замещения импортированного топлива является сопоставимым с оцененным потенциалом производства биометана в Украине.
Подача биометана в газовую сеть возможна при выполнении одновременно, по меньшей мере, трех условий, а именно:
– соответствие качества биометана требованиям Кодекса ГТС/ГРС и другим нормативным документам;
– физическая возможность газовой сети принять данный объем биометана в определенной точке подключения, в том числе в течение летнего периода;
– достаточное давление биометана в точке входа в газовую сеть.
Физическая возможность определенного участка газовой сети принять определенный объем биометана может быть ограничена фактическим режимом потребления природного газа в ней. Да, средний по Украине уровень потребления природного газа в зимний период превышает такой для летнего периода в 3 раза.
Как видим, минимальное суточное потребление природного газа в летний период составляет около 40 млн. кубометров в сутки. Если весь этот объем потребления заместить биометаном при его равномерной выработке в течение года, годовое потребление биометана составит 14,6 млрд. кубометров (40 млн. кубометров в сутки-365 суток). При замещении этого потребления на 80% биометаном, годовое потребление биометана составит 11,6 млрд. кубометров.
Обе цифры потенциального потребления биометана превышают оцененный ранее потенциал производства биометана в Украине (9,7 млрд. кубометров). То есть весь биометан произведенный в Украине потенциально может быть подан в ГРС/ГТС Украины.
Следовательно, на общенациональном уровне фактор разницы летнего и зимнего потребления природного газа не является лимитирующим для поставки биометана, впрочем, на локальном уровне отдельного участка газораспределительной системы, как правило, имеют существенные ограничения подачи биометана в ГРС, особенно в летний период. В первом приближении биометановый проект может рассчитывать на более 80% летнего потребления природного газа на конкретном участке газораспределительной системы.
Возможности подачи биометана в газотранспортную и газораспределительную системы
Есть две опции подачи биометана в газовые сети. Преимуществом подачи этого топлива в газотранспортную систему есть отсутствие ограничений на подачу, в том числе в летнюю. При этом есть два недостатка: необходимость обеспечения высокого давления (50-60 атмосфер) и более высокие требования к содержанию кислорода в биометане (до 0,2%).
Подача в газораспределительную систему тоже имеет свои плюсы и минусы. К преимуществам следует отнести относительно низкий (3-12 атмосфер), а к недостаткам – ограничение (50-70%) на подачу биометана в летний период.
Основная проблема состоит в том, что летнее потребление газа в большинстве регионов может быть более чем в 10 раз меньше, чем зимнее. Биометан производится равномерно в течение года.
Зимой, как правило, не проблема подключиться к ГРС и подать в них весь объем производимого биометана. А вот летом потребление снижается, и газораспределительные сети могут принять объемы биометана на уровне 10-50% от общего уровня производства.
Неравномерность потенциала производства биометана
Существует также определенная диспропорция между регионами Украины о потенциале производства биометана. Области с развитым сельскохозяйственным производством (Винницкая, Хмельницкая) имеют наибольшие ресурсы для производства биометана. Однако ГРС этих областей не способны принять в полной мере производимый биометан, из-за небольшого количества промышленности, потребляющей газ в летнее время.
И наоборот, наиболее промышленные области (Донецкая, Запорожская) могут принять весь биометан, но имеют ограниченные ресурсы для его производства. Возникает потенциальная необходимость опрокидывания биометана между сельскохозяйственными регионами в промышленные, в частности в летний период. Как эту проблему можно решить?
Необходим редизайн газотранспортной и газораспределительной систем
Есть возможности по увеличению мощности подачи биометана в сеть. Такие возможности связаны, прежде всего, с выполнением операторами ГРС редизайнных сетей, с их кольцеванием и подключением дополнительных потребителей к соответствующим ГРС.
Решения по редизайну сетей операторы будут принимать в каждом конкретном случае индивидуально, в том числе ввиду масштаба биометанового проекта, перспективы присоединения других подобных проектов, а также собственные планы по такому редизайну.
Возможность увеличения мощности приема биометана в сеть существует также при выборе другой точки подключения с соответственно большим потреблением природного газа. Поскольку биометановый проект территориально привязан к источнику сырья, выбор точки подключения с большим потреблением потребует, как правило, увеличения длины трубопровода биометана.
Следует иметь в виду, что все расходы, связанные с доведением трубопровода подачи биометана до точки подключения со всеми необходимыми инженерными сооружениями и оборудованием, будут ложиться на инвестора биометанового проекта. Примерная стоимость 1 км газовой сети составляет 2-2,5 млн. грн. (50-60 тыс. евро).
Также реальный путь, подтвержденный опытом стран ЕС – установление компрессоров, которые смогут перекачивать избыточный биометан из ГРС в ГТС, по крайней мере, в летний период.
Такие компрессоры должны устанавливаться на линии разграничения между распределительными и магистральными сетями, чтобы физически можно было сравнить давление и на стороне газораспределительных сетей сделать его большим, чтобы объем природного газа с биометаном физически мог попасть в магистральные сети. Поэтому наиболее оптимальным представляется, чтобы этими компрессорами оперировал оператор ГТС, ведь именно он имеет опыт работы с таким оборудованием и имеет его на балансе, также потребует меньшей документальной работы и изменений в законодательство.
Компрессоры могут быть электрическими или газовыми. Окупаемость для таких инфраструктурных проектов вопроса долгосрочный, но они сейчас есть в использовании Оператора газотранспортной системы, возможно, они могли бы их использовать в процессе оптимизации своей системы.
Но НКРЭКУ должен определить, как будет работать этот механизм, ведь операторы ГРС и оператор ГТС являются регулируемыми естественными монополиями. Переводить стоимость и обслуживание такого оборудования на производителей биометана кажется не совсем корректно, ведь они могли бы только платить за услугу транспортировки биометана по распределительным и магистральным сетям.
Фактически нужен один компрессор для одной зоны потребления, для того чтобы физически поток газа мог уйти из распределительных сетей в магистральные. Было бы правильно определить потенциальные зоны производства больших объемов биометана, исходя, например, из имеющегося сырья.
Уже есть первые проекты подключения к сетям распределения, в которых необходимые решения принимаются отдельно по каждому конкретному предприятию. Цена нового компрессора зависит от производителя: украинские могут стоить 500-700 тыс. евро, импортные – 1-2 млн. евро. Но определенное количество такого оборудования может быть использовано из текущего парка оборудования, используемого в работе магистральных сетей.
При такой модели подача биометана в газораспределительную сеть не будет ограничена локальным объемом потребления, ведь появится возможность перекачивать избыточный объем биометана в газотранспортные сети. Фактически в таком варианте операторы ГРС будут выполнять функцию транспортировки для производителей биометана.
Это требует внесения изменений в значительную часть норм и правил, а также определения ответственных сторон за установку и эксплуатацию компрессоров. Эта практика уже успешно работает в странах ЕС, и нам нужно перенять этот опыт и внедрить в Украине.
Опыт Франции
Подобный опыт успешно использует Франция, в которой каждую неделю вводится в эксплуатацию новый биометановый завод. Там в 2019 г. приняли специальный закон (EGALIM act), определяющий права биометановых заводов на подключение к газовым сетям.
В частности, закон предусматривает возможность использования производителем биометана газовой сети, даже если он находится вне существующей зоны газоснабжения. Документ определяет принципы финансирования модернизации газовой сети и процедуры, позволяющие третьим сторонам (в частности, регионам) помогать в разработке биометановых проектов. Кроме того, закон определяет принцип распределения расходов между производителями и операторами сетей и правилами для объединений нескольких производителей.
После появления этого документа была обнародована карта с указанием территорий, пригодных для мероприятий по адаптации сетей (зонирование). Результаты зонирования согласовываются с местными органами и утверждаются Национальным регуляторным агентством. Аналогичный подход рекомендуется реализовать и в Украине.
Рекомендации для Украины
Внедрение подобного подхода в Украине даст мощный толчок к развитию рынка биометана, ведь другие возможные сценарии решения этой ситуации, как, например, виртуальный трубопровод – не всегда эффективны для больших объемов производства биометана и нуждаются в дополнительных инфраструктурах и оборудовании.
Поэтому наиболее рациональный путь – позволить системе газовых сетей работать в более широких зонах и перекачивать объемы энергии из сетей низкого давления в высокие.
Если же оставить все как есть, развитие рынка биометана будет значительно ограничено из-за технических возможностей сетей ГРС принять весь объем биометана и, соответственно, производители биометана не смогут в полной мере реализовать свой потенциал. (Георгий Гелетуха,
председатель правления Биоэнергетической ассоциации Украины, Экономическая правда/Энергетика Украины и мира)
