Куди подавати український біометан?
Нещодавно Національна комісія, що здійснює державне регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг (НКРЕКП) внесла зміни у кодекси газотранспортної (ГТС) і газорозподільної (ГРС) систем, у яких уточнила вимоги до біометану для подачі в газові мережі.
Формально шлях біометану в українські газові мережі відкритий. І потенціал виробництва біометану в Україні чи не найбільший у Європі – до 10 млрд кубометрів на рік.
А от чи зможуть існуючі газові мережі прийняти весь цей біометан? На жаль, не завжди і ось чому.
Газотранспортна та газорозподільна системи України
В Україні функціонує досить розгалужена мережа природного газу, яка об'єднує в собі газотранспортну систему (ГТС), газорозподільну систему (ГРС), підземні сховища природного газу (ПСГ), газовидобувні підприємства та усю необхідну інфраструктуру (компресорні станції, газорозподільні станції тощо).
Загальна довжина газопроводів складає 33,4 тис км, з яких: 21,1 тис км магістральних газопроводів, 12,1 тис км газопроводів-відводів від магістральних мереж. Окремо – близько 350 тис км газорозподільних мереж. Загальна кількість газорозподільних станцій складає 1390 одиниць.
Особливістю ГТС України є те, що вона створювалась як транзитна система. Сумарні потужності точок виходу з ГТС України до країн ЄС (Польща, Угорщина, Словаччина та Румунія) становлять 456,9 млн кубометрів на добу.
Починаючи з 2005 року споживання природного газу в Україні поступово скорочувалось з 76,4 млрд кубометрів до менш ніж 30 млрд кубометрів на рік. У 2021 році споживання природного газу в Україні складало 27,3 млрд кубометрів, у 2020 році – 28,9 млрд кубометрів.
Більше ніж 80% цього обсягу природного газу (22,6 млрд кубометрів у 2021 році) розподіляється споживачам через газорозподільні мережі (в управлінні операторів ГРС), а решта (3,74 млрд кубометрів) – надходить прямим споживачам безпосередньо з магістральних газопроводів.
Україна є одним з найбільших видобувників природного газу в Європі. За цим показником вона поступається лише Норвегії, Великобританії та Нідерландам. Обсяги власного видобутку палива Україною складають 20-21,5 млрд кубометрів на рік.
Щорічний обсяг імпорту природного газу складає в середньому 9-10 млрд кубометрів. Це власне той обсяг, який цілком можливо замінити лише біометаном, не враховуючи інші можливості заміщення природного газу біомасою в котельних та ТЕС/ТЕЦ, а також заходи з енергоефективності. Можна констатувати, що потенціал заміщення імпортованого палива є співставним з оціненим потенціалом виробництва біометану в Україні.
Подача біометану в газову мережу є можливою при виконанні одночасно принаймні трьох умов, а саме:
- відповідність якості біометану вимогам Кодексу ГТС/ГРС та іншим нормативним документам;
- фізична можливість газової мережі прийняти даний обсяг біометану у визначеній точці підключення, в тому числі протягом літнього періоду;
- достатній тиск біометану в точці входу в газову мережу.
Фізична можливість визначеної ділянки газової мережі прийняти певний обсяг біометану може бути обмеженою фактичним режимом споживанням природного газу в ній. Так, середній по Україні рівень споживання природного газу в зимовий період перевищує такий для літнього періоду в 3 рази.
Як бачимо, мінімальне добове споживання природного газу в літній період становить близько 40 млн кубометрів на добу. Якщо весь цей об’єм споживання замістити біометаном при його рівномірній виробці протягом року, річне споживання біометану складе 14,6 млрд кубометрів (40 млн кубометрів на добу*365 діб). При заміщенні цього споживання на 80% біометаном, річне споживання біометану складе 11,6 млрд кубометрів.
Обидві цифри потенційного споживання біометану перевищують оцінений раніше потенціал виробництва біометану в Україні (9,7 млрд кубометрів). Тобто, весь біометан вироблений в Україні потенційно може бути поданий до ГРС/ГТС України.
Отже, на загальнонаціональному рівні, фактор різниці літнього та зимового споживання природного газу не є лімітуючим для постачання біометану, втім, на локальному рівні окремої ділянки газорозподільної системи, як правило, мають суттєві обмеження щодо подачі біометану в ГРС, особливо у літній період. У першому наближенні біометановий проєкт може розраховувати на щонайбільше 80% літнього споживання природного газу на конкретній ділянці газорозподільної системи.
Можливості подачі біометану до газотранспортної та газорозподільної систем
Є дві опції подачі біометану у газові мережі. Перевагою подачі цього палива в газотранспортну систему є відсутність обмежень на подачу, в тому числі в літній. При цьому є два недоліки: необхідність забезпечення високого тиску (50-60 атмосфер) та вищі вимоги до вмісту кисню у біометані (до 0,2%).
Подача в газорозподільну систему теж має свої плюси та мінуси. До переваг слід віднести відносно низький тис (3-12 атмосфер), а до недоліків – обмеження (50-70%) на подачу біометану у літній період.
Основна проблема полягає у тому, що літнє споживання газу у більшості регіонів може бути у понад 10 разів меншим, ніж зимове. Біометан же виробляється рівномірно протягом року.
Взимку, як правило, не є проблемою підключитися до ГРС і подати в них весь обсяг виробленого біометану. А от влітку споживання знижується і газорозподільні мережі можуть прийняти обсяги біометану на рівні 10-50% від загального рівня виробництва.
Нерівномірність потенціалу виробництва біометану
Існує також певна диспропорція між регіонами України щодо потенціалу виробництва біометану. Області з розвиненим сільськогосподарським виробництвом (Вінницька, Хмельницька) мають найбільші ресурси сировини для виробництва біометану. Проте ГРС цих областей не здатні прийняти в повній мірі вироблений біометан, через невелику кількість промисловості, яка споживає газ у літній час.
І навпаки, найбільш промислові області (Донецька, Запорізька) можуть прийняти весь біометан, але мають обмежені ресурси сировини для його виробництва. Виникає потенційна необхідність перекидання біометану між сільськогосподарськими регіонами у промислові, зокрема у літній період. Як цю проблему можна вирішити?
Необхідний редизайн газотранспортної та газорозподільної систем
Існують можливості по збільшенню потужності подачі біометану в мережу. Такі можливості пов'язані насамперед з виконанням операторами ГРС редизайну мереж, з їх кільцюванням та підключенням додаткових споживачів до відповідних ГРС.
Рішення щодо редизайну мереж оператори прийматимуть в кожному конкретному випадку індивідуально, в тому числі зважаючи на масштаб біометанового проєкту, перспективи приєднання інших подібних проєктів, а також власні плани щодо такого редизайну.
Можливість збільшення потужності прийому біометану в мережу існує також при виборі іншої точки підключення, з відповідно більшим споживанням природного газу. Оскільки біометановий проєкт є територіально прив'язаним до джерела сировини, вибір точки підключення з більшим споживанням вимагатиме, як правило, збільшення довжини трубопроводу біометану.
Слід мати на увазі, що всі витрати, пов´язані з доведенням трубопроводу подачі біометану до точки підключення з усіма необхідними інженерними спорудами та обладнанням, лягатимуть на інвестора біометанового проєкту. Орієнтовна вартість 1 км газової мережі становить 2-2,5 млн грн (50-60 тис євро).
Також реальний шлях, підтверджений досвідом країн ЄС – встановлення компресорів, які зможуть перекачувати надлишковий біометан з ГРС у ГТС, принаймні у літній період.
Такі компресори мають встановлюватись на лінії розмежування між розподільними та магістральними мережами, щоб фізично можна було зрівняти тиск і на стороні газорозподільних мереж зробити його більшим, для того, щоб обсяг природного газу із біометаном фізично міг потрапити до магістральних мереж. Тому найбільш оптимальним видається, щоб цими компресорами оперував оператор ГТС, адже саме він має досвід роботи із таким обладнанням та має його на балансі, також це потребуватиме меншої документальної роботи та змін до законодавства.
"Зелений" газ з відходів: коли біометан допоможе Україні стати енергонезалежною
Компресори можуть бути електричними або газовими. Окупність для таких інфраструктурних проєктів питання довгострокове, але вони зараз є у використанні Оператора газотранспортної системи, можливо вони б могли їх використати в процесі оптимізації своєї системи.
Але НКРЕКП має визначити як працюватиме цей механізм, адже оператори ГРС та оператор ГТС є природними монополіями, які регулюються. Перекладати вартість та обслуговування такого обладнання на виробників біометану видається не зовсім коректно, адже вони могли б тільки сплачувати за послугу транспортування біометану розподільними та магістральними мережами.
Фактично потрібен один компресор для однієї зони споживання, для того, щоб фізично потік газу міг піти із розподільних мереж у магістральні. Було б правильно визначити потенційні зони виробництва великих обсягів біометану, виходячи, наприклад, із наявної сировини.
Вже є перші проєкти підключення до мереж розподілу, у яких потрібні рішення приймаються окремо по кожному конкретному підприємству. Ціна нового компресора залежить від виробника: українські можуть коштувати 500-700 тис євро, імпортні – 1-2 млн євро. Але певна кількість такого обладнання ймовірно може бути використана із поточного парку обладнання, яке використовується в роботі магістральних мереж.
При такій моделі, подача біометану до газорозподільної мережі не буде обмежена локальним обсягом споживання, адже з’явиться можливість перекачувати надлишковий обсяг біометану до газотранспортних мереж. Фактично в такому варіанті оператори ГРC будуть виконувати функцію транспортування для виробників біометану.
Це потребує внесення змін до значної частини норм та правил, а також визначення відповідальних сторін за встановлення та експлуатацію компресорів. Ця практика вже успішно працює у країнах ЄС і нам треба перейняти цей досвід та впровадити в Україні.
Досвід Франції
Подібний досвід успішно використовує Франція, у якій наразі кожен тиждень водиться в експлуатацію новий біометановий завод. Там у 2019 році прийняли спеціальний закон (EGALIM act), що визначає права біометанових заводів на підключення до газових мереж.
Зокрема, закон передбачає можливість використання виробником біометану газової мережі, навіть якщо він розташований поза існуючою зоною газопостачання. Документ визначає принципи фінансування модернізації газової мережі та процедури, що дозволяють третім сторонам (зокрема регіонам) допомагати в розробці біометанових проєктів. Крім того, закон визначає принцип розподілу витрат між виробниками та операторами мереж та правила для об'єднань кількох виробників.
Після появи цього документу оприлюднили карту із зазначенням територій, придатних для заходів з адаптації мереж (зонування). Результати зонування узгоджуються з місцевими органами влади та затверджуються Національним регуляторним агентством. Аналогічний підхід рекомендуємо реалізувати і в Україні.
Рекомендації для України
Впровадження подібного підходу в Україні дасть потужний поштовх до розвитку ринку біометану, адже інші можливі сценарії вирішення цієї ситуації, як наприклад віртуальний трубопровід – не завжди ефективні для великих обсягів виробництва біометану та потребують додаткових інфраструктури та обладнання.
Тому найбільш раціональний шлях – дозволити системі газових мереж працювати у ширших зонах і перекачувати обсяги енергії із мереж низького тиску у високі.
Якщо ж залишити все як є, розвиток ринку біометану буде значним чином обмежено через технічні спроможності мереж ГРС прийняти увесь обсяг біометану і, відповідно, виробники біометану не зможуть повною мірою реалізувати свій потенціал.