В. Омельченко, М. Білявський
За статистикою IEAa1 та IIASA в середньому близько 70% всіх шкідливих викидів в атмосферу безпосередньо випускають об’єкти промисловості та енергетики, що призводить до непоправної шкоди здоров’ю людей. Дана проблема вже достатньо давно виходить на глобальний рівень, яку багато країн намагається вирішити через імплементацію програм та стратегій.
Україна також не може стояти осторонь світових процесів, що засвідчує затвердження КМ України «Національного плану скорочення викидів від великих спалювальних установок» (НПСВ)a2. Цей документ був розроблений з метою виконання зобов’язань України в рамках Договору про заснування Енергетичного Співтовариства в частині обмеження викидів забруднюючих речовин. Перед тим, як перейти до аналізу НПСВ, доцільно розглянути деякі аспекти цією проблематики у міжнародному розрізі.
Міжнародні аспекти боротьби зі шкідливими викидами
Чистота атмосферного повітря стає фактором соціально-політичної напруженості, найбільше це спостерігається в Китаї та Індії. Починаючи з 2013р., КНР оголосила про запровадження жорстких квот на викиди шкідливих речовин в атмосферне повітря.
Як результат, тисячі людей в Пекіні втратили роботу через закриття фабрик та електростанцій, мільйони пекінців позбулися права обігріватися вугіллям в будинках. Остання вугільна ТЕС в Пекіні була зупинена у березні 2017р. Водночас, у Індії регулярними стають багатотисячні мітинги проти вугільних ТЕС, які закінчуються арештами десятків учасників (в травні 2018р. в штаті Гуджарат) і навіть загибеллю деяких з них (в жовтні 2016р. в штаті Джаркханд).
Саме через це в багатьох країнах світу посилюються вимоги до концентрації шкідливих речовин у викидах електростанцій. Наприклад, в Китаї лише за 16 років (1996-2012рр.) ці вимоги в середньому посилилися в 5,5 раз щодо оксидів азоту, в 13 разів щодо оксидів сірки і в 70 разів щодо пилу.
За оцінками Bloomberg New Energy Finance, запровадження нових екологічних нормативів в Індії призведе до зростання собівартості виробництва електроенергії (LCOE) від вугільної генерації на 10%, — до значень, що перевищують результати аукціонів 2017р. сонячної і вітряної генераціїa3.
Світова практика екологічного регулювання ТЕС базується на контролі концентрації шкідливих речовин в димових газах (вилітають через трубу в атмосферу) та концентрації шкідливих речовин в повітрі приземистого шару. Другий показник безпосередньо визначає шкідливий вплив забруднювачів на здоров'я людини, а перший використовується для контролю за екологічністю самих ТЕС.
Водночас, в країнах Європейського Союзу екологічне регулювання посилюється за іншими показникамиa4 . Зокрема, вводиться контроль часових і середньодобових показників, контроль ступеню уловлювання сірки (за рахунок роботи установок сіркоочищення) і здійснюється регулювання за найкращими доступними технологіями (НДТ), в рамках якого граничні викиди скорочуються ще в кілька разів.
Відповідно до дослідження DNV GL, проведеного 2017р., 66 з 85 ГВт вугільних ТЕС на кам'яному вугіллі і 47 з 53 на бурому вугіллі, які працюють в 28 країнах Єврозони, не відповідають новим екологічним вимогам Євросоюзу за найкращими доступними технологіями, які наберуть чинності з 2021рa5.
Це означає, що, зокрема, майже всі вугільні ТЕС Болгарії, Чехії, Естонії, Фінляндії, Франції, Угорщини, Ірландії, Польщі, Румунії та деяких інших країн, а також більшість вугільних ТЕС Німеччини необхідно буде або модернізувати, або зупинити. Сумарні інвестиції в цю модернізацію оцінюються в €5,7 млрд. для виконання нормативів з NOx, €7,9 млрд.– для SOx, €0,9 млрд. — для викидів пилу. Питомі витрати на станціях Польщі, наприклад, оцінюються в €11 на один МВт×год.
Проведений аналіз практики фінансування видатків з метою зменшення шкідливих викидів у Польщі, Румунії, Угорщині, Німеччині та Великобританії свідчить що найбільш поширеними джерелами є власні кошти генеруючих компаній та державна підтримка.
Найбільший відсоток державної підтримки на рівні 25-34% спостерігається в країнах Східної Європи (Польща та Угорщина), які проводять активну політику модернізації об’єктів критичної інфраструктури.
Європейський Союз та Міжнародні фінансові організації також підтримують проекти зі зменшення викидів шкідливих речовин, але лише ті які мають першочерговий пріоритет та за умови недостатньої спроможності державного бюджету й генеруючих компаній. Наприклад, в таких країнах як Румунія та Чехія проекти з модернізації великих спалювальних установок фінансувались ЄС або МФО на 34%. Залученню коштів з таких джерел сприяла активна публічна позиція генеруючих компаній та держав вцілому.
Найбільш поширена модель фінансування полягає в наступному. Держава забезпечує пряме фінансування через різні механізми, зокрема, банківські гарантії, звільнення від сплати екологічного податку або введення плати за потужність. Міжнародні фінансові організації надають субсидовані кредити, а ЄС здійснює пряме фінансування під конкретні проекти.
Прикладом застосування різних форм фінансування є модернізація електростанцій у Румунії. Витрати на приведення у відповідність норми шкідливих викидів на ТЕС Turceni були оцінені в €266 млн., половину зазначеної суми в кредит надали місцеві банки та ЄБРР. До діалогу відкриті інші міжнародні фінансові організації, для прикладу ЄІБ покрив половину бюджету модернізації ТЕС Mintia, надавши кредит у €33 млн. У випадку з реконструкцією ТЕС CET Iași половина бюджету в €27 млн. була покрита за рахунок коштів європейських фондів. Водночас переобладнання ТЕС Rovinari та Ișalnița (€21 млн.) — повністю забезпечено за кошти держави.
Угорщина має досвід не лише модернізації електростанцій. Наприклад ТЕС Tisza II була зупинена у зв’язку з високим рівнем витрат й низькою ефективністю, яку експерти оцінювали на рівні 34%. Через аналогічні причини були закриті електростанції Tiszapalkonya та Borsodi. Натомість, на перспективних ТЕС відбулася модернізація, наприклад, переобладнання Vertesi оцінено в €115 млн. й фінансувалось за рахунок банківських кредитів, де гарантом виступала держава.
Встановлення системи очищення димових газів на приватній електростанції Matra було оцінено в €100 млн. і повністю профінансовано материнською компанією RWE.
Досвід закриття електростанцій має також Польща. У 2018р. завершила свою роботу ТЕС Adamow. Деякі енергогенеруючі компанії в цій державі сповільнили модернізацію за допомогою перехідних планів і домовились про звільнення від застосування до них вимог щодо викидів забруднюючих речовин. Водночас електростанція ZE PAK Pątnów I для модернізації потужностей отримала синдикований кредит від банків у розмірі €270 млн., тим самим забезпечивши 54% фінансування проекту.
У США масове впровадження систем очищення димових газів на вугільних ТЕС почалося ще в 1970-х роках. З того часу (за даними на 2017р.) американські енергокомпанії інвестували в цю сферу $122 млрд, додатково близько $5 млрд. буде вкладено до 2020р. За період до 2017р. викиди оксидів сірки, азоту та золи на ТЕС в США скоротилися на 93%. Практично всі ТЕС зараз обладнані сучасними системами контролю за викидами і та їх скороченнямa6.
Собівартість капіталовкладень у дотримання вимог з очищення димових газів на вугільних електростанціях США склала приблизно $200-$600 на встановлений 1 КВт потужностіa7.
У випадках недотримання вимог за шкідливими викидам застосовувались штрафні санкції. Наприклад, у 2015р. американська Duke Energy була оштрафована на $102 млн. після того, як визнала свою відповідальність за 9 випадків порушення водоохоронного законодавства у штатах Північна Кароліна та Вірджинія. Після цього інциденту, одну з вугільних ТЕС потужністю 575 МВт перевели на газ, і зараз компанія публічно звітує про прогрес в рекультивації, закриття золовідвалів та переході на сухе золошлаковидалення.
Справедливо зазначити, що золовідвали — найважливіший фактор екологічних обмежень в роботі вугільних ТЕС. Наприклад, в США у 2012р. вугільні електростанції виробили не менше 110 млн. тон золошлакових відходів — це одне з найбільших джерел промислових відходів у державі. Про масштабність проблеми свідчить статистикаa8, — в 37 штатах із 50 є золовідвали, їх загальна кількість — понад 1400. Причому 70% таких об’єктів розташовуються поблизу населених пунктів, а 200 — поблизу річок, які служать джерелами питної води. Через це, починаючи з 2015р. регулятор вимагає від операторів діючих золовідвалів перевіряти їх структурну стійкість (вона контролюється інспекціями), оснащувати їх системами моніторингу підземних вод та ліквідувати забруднення у разі, якщо відходи прориваються у воду.
Зола та інші матеріали, вловлюється новими ефективними фільтрами, замість традиційного зберігання на золовідвалі, вони можуть бути використані у будівельній галузі, сільському господарстві та ін. У США 2017р. досягнуто рекордний показник — 64% золошлакових відходів вугільних ТЕС було використано (третій рік поспіль частка корисного використання понад 50%), за даними ACCA19a9. У Японії цей показник набагато вищий — планка в 60% була подолана ще на початку 1990-х років, а за станом на 2011р. 97% золи було направлено на повторне використанняa10.
Варто зазначити, що показники, досягнуті в Китаї, США та Євросоюзіa11, поки не є стандартом для багатьох інших країн, які мають істотну частку в світовій вугільній генерації.
Наприклад, стандарти в Австраліїa12, Таїланді, ПАР, Росії та Індонезіїa13 до 10 разів менш жорсткі, ніж в Китаїa14. З одного боку, така диференціація характеризує рівень застосування спеціальних підходів в національних енергетичних політиках, а з іншого — дозволяє оцінити можливий потенціал подальшого посилення стандартів.
Екологічні обмеження стають важливим фактором міжпаливної конкуренції: генерація на природному газі пов'язана, як правило, з незначними викидами оксидів сірки і твердих речовин в атмосферу і меншими викидами оксидів азоту. Підвищення вимог за викидами призводить до зростання як капітальних, так і операційних витрат у вугільній генерації. Це відбувається за рахунок збільшення екологічних платежів й витрат з впровадження комплексних заходів, зокрема, це стосується очищення димових газів. Генерація, що працює на природному газі здійснює набагато менше шкідливих викидів порівняно з вугільними блоками.
Глобальний ринок природного газу переживає масштабні зміни, зокрема, дедалі більшу роль відіграє видобуток нетрадиційного газу — в першу чергу, сланцевого. У світовій торгівлі газом різко зростає роль скрапленого природного газу (СПГ), частка якого зростає швидкими темпами — якщо 2000р. вона становила 26%, то 2016р. — вже 40%a15. За прогнозом ІЕА, до 2025р. частка СПГ зрівняється з трубопровідним газом у міжнародній торгівлі, а до 2040р. вона досягне 58%.
В умовах таких змін, природний газ отримує додаткові конкурентні переваги перед вугіллям — як в глобальному масштабі, так і в масштабі окремих країн і регіонів. Це впливає на вартість палива для енергогенеруючих /*потужностей. Наприклад, в США середня ціна газу для ТЕС знизилася в 2,6 рази на фоні майже незмінної ціни вугілля.
Якщо порівняти цінову динаміку в США та Євросоюзі, то буде очевидним, що визначальним фактором в міжпаливній конкуренції вугілля та газу є доступ до власних джерел газу — якщо в США в 2010-х спостерігалося зростання видобутку газу за рахунок запасів в сланцях, то в Європі вона знижувалося через поступове виснаження традиційних родовищ.
Підвищення ефективності та екологічності вугільних ТЕС, єдиний інструмент відновлення конкурентоспроможності вугільної генерації в умовах активного розвитку альтернативної енергетики.
Справедливо нагадати, що технології придушення викидів і очищення димових газів з'явилися одночасно з першими вугільними ТЕС. Основні принципи цих технологій були опрацьовані ще в кінці XIX століття, перші промислові установки з'явилися на початку XX століття.
На сьогоднішній день технології вдосконалились . Таким чином наявні технології зменшення шкідливих викидів оксидів азоту, сірки та пилу включають технічні рішення від підвищення якості палива, що спалюється до застосування установок азото-, сіркоочистки і золоуловлювальних фільтрів на ТЕС.
Аналіз основних положень НПСВ
Після підписання у вересні 2014р. політичної частини Угоди про асоціацію з ЄС та зі вступом у 2011р. до Енергетичного співтовариства (ЕС) Україна взяла курс на системне реформування і впровадження європейських стандартів, в тому числі й екологічних. Приєднання до ЄС зобов'язав нашу країну до гармонізації нормативно-правової бази до стандартів ЄС.
Таким чином, наша держава має виконати вимоги Директиви Європарламенту та Ради ЄС 2001/80 / ЄС «Про обмеження викидів деяких забруднюючих речовин в атмосферу від великих установок спалювання» й директиви 2010/75/ЄС «Про промислові викиди».
На сьогоднішній день в Україні фактичні обсяги викидів перевищують у декілька десятків разів норми європейської директиви 2010/75/EU. Зокрема, SOx — 24 рази; NOx — 6 разів; пилу — 40 разів.
Причиною цього є недостатня екологічність функціонування великих спалювальних установок. В Україні таких 223 одиниці загальною номінальною тепловою потужністю 115,894 ГВт.
Стратегія зменшення викидів шкідливих речовин з 90 великих спалювальних установок тепловою потужністю 64,814 ГВт була розроблена 2012р. та схвалена Урядом України 2017р.
Відповідно до положень НПСВ, питання відповідності фактичних викидів пилу та SOx до європейських вимог має бути врегульоване до 2028р. Роботи зі зменшення викидів оксидів азоту триватимуть до 2033р. Загальна сума запланованих витрат на весь комплекс заходів €6,5 млрд. Інвестиції згідно НПСВ пропорційно розподілені за роками, розпочинаючи з 2019р. Тривалість реалізації проекту для однієї установки складає орієнтовно 3 роки.
Варто зазначити, що експлуатаційні витрати операторів установок після їх реконструкції зростуть на 20%, що відобразиться на кінцевій вартості послуги та/або продукту. Таке зростання відбуватиметься поступово, але дотепер не існує практичного механізму покриття цих витрат. За його відсутності власникам ТЕС вигідніше вивести з експлуатації більшість зі своїх теплових блоків ніж працювати собі у збиток, що може призвести до критичного дефіциту генеруючих потужностей й неможливості функціонування у нормативному режимі Об’єднаної енергетичної системи України.
Для недопущення недобросовісної конкуренції в новій моделі енергоринку, спалювальні установки, які не обладнані новими засобами очищення димових газів, повинні сплачувати екологічний податок у розмірі, який компенсує витрати на роботу сучасних газоочисних установок. Зростання плати за викиди діоксиду сірки (до €200 за одну тонну),оксидів азоту(до €300 за одну тонну) та пилу (до €50 за одну тонну) повинно сприяти цілеспрямованому перенаправленню коштів екологічного податку в екологічні проекти на придушення джерел забруднення, а не тільки підвищенню ціни на електричну і теплову енергію. Неможливо допустити, щоб кошти екологічного податку розпорошувалися в бюджетах маленьких містечок та сіл (25%) і регіонів (55%) на дрібні та необґрунтовані проекти. З іншого боку, високий екологічний податок має спонукати генерацію вкладати кошти в модернізацію свого обладнання, але за відсутності реальних компенсаторних фінансових інструментів для цього, власникам ТЕС у багатьох випадках вигідніше буде позбавитися даного напряму бізнесу.
Враховуючи тривалість підготовки техніко-економічного обґрунтування кожного проекту, найбільша номінальна потужність введення нових потужностей з очищення шкідливих викидів має бути введена 2024р. Очікується, що вона складатиме 2,9 та 1,5 ГВт за SOx та NOx відповідно.
Нові установки десульфуризації, згідно НПСВ, мають бути споруджені на 60 енергоблоках ТЕС загальною номінальною тепловою потужністю 41837 МВт та 7 ТЕЦ загальною номінальною тепловою потужністю 6145 МВт. Питомі капітальні витрати на спорудження нової установки сіркоочищення за мокрою технологією становлять близько €250 на 1 кВт встановленої електричної потужності або €93 на 1 кВт номінальної теплової потужності. Під час застосування напівсухої технології питомі капітальні затрати будуть в 1.5 рази менші. Необхідні фінансові затрати для вирішення проблеми викиду діоксиду сірки становлять €3,5-€4,5 млрд. або €320-€406 млн. щороку.
Капітальні витрати на впровадження режимно-технологічних заходів зниження виходу оксидів азоту (низько-емісійні пальники, рециркуляція димових газів, ступінчаста подача повітря тощо) на спалювальних установках на природному газі, які включені до НПСВ, загальною номінальною тепловою потужністю 15498 МВт за питомих витратах €7,44 на 1 кВт номінальної теплової потужності становлять €115 млн.
Для дотримання вимог Директиви 2010/75/EU з викидів оксидів азоту на вугільних котлах, оціночні капітальні затрати становлять €1,640 млрд. Це пояснюється необхідністю застосування на них технології селективного каталітичного відновлення, питома вартість якої становить €33,5 на 1 кВт номінальної теплової потужності. Загальна потреба в коштах на зниження викиду оксидів азоту буде €1,8 млрд.
Для спалювальних установок загальною номінальною тепловою потужністю 47,982 ГВт, що спалюють вугілля чи мазут, питомі затрати на впровадження нових золовловлювачів оцінюються лише в €0,302 млрд. з урахуванням того факту, що на 20 енергоблоках ТЕС нові електрофільтри вже встановлені.
Cеред потенційних джерел фінансування НПСВ слід розглядати власні кошти власників установок, кошти державного і місцевого бюджету, міжнародна технічна допомога.
В умовах запровадження ринку електроенергії новим механізмом фінансування заходів зменшення шкідливих викидів є плата за послуги в рамках виконання спеціальних обов’язків. Такий вид фінансування може здійснюватись у формі плати оператора системи передачі суб’єктам ринку електроенергії за надання ними послуги із зменшення викидів в рамках НПСВ. Дана плата включається як окрема складова до тарифу на послугу з передачі електроенергії та встановлюється Регулятором.
Реалізація такого механізму виглядає наступним чином. Власник енергогенеруючого обладнання розробляє проектно-кошторисну документацію на будівництво газоочисного обладнання, передбаченого НПСВ. Наступним кроком укладається договір щодо реалізації та фінансування інвестиційного проекту між оператором системи передачі і власником обладнання. Після цього відбувається безпосередня реалізація інвестпроекту, фінансування якого реалізовує оператор системи передачі за умовами підписаного договору.
Запровадження такого механізму можливе після прийняття Урядом України відповідної постанови. Причому даний документ та підхід має бути схвалений Секретаріатом Енергетичного Співтовариства.
Державна підтримка проектів, які передбачені в Національному плані, може здійснюватись лише у відповідності до Закону України «Про інвестиційну діяльність» та надаватись у формі державних гарантій, співфінансування, кредитування, тощо. Процедура встановлення державної підтримки проходить через відбір інвестиційних пропозицій на конкурсній основі відповідно до ЗУ «Про інвестиційну діяльність».
Кошти державного фонду регіонального розвитку (ДФРР) можливо буде залучити до вирішення завдань НПСВ після внесення змін до Бюджетного кодексу в частині фінансування заходів екологічної спрямованості. На сьогоднішній день кошти ДФРР спрямовуються на підтримку регіональних стратегій розвитку територіальних громад, зокрема на об’єкти комунальної власності.
Найбільш оптимальним джерелом фінансування заходів з реалізації НПСВ є надходження коштів від екологічного податку. Зазначені фінансові ресурси можна використовувати на всіх стадіях розробки та реалізації відповідних проектів, а також як джерело відшкодування інвестицій у такі проекти.
Враховуючи стислі терміни для своєчасного виконання положень НПСВ, за умови створення державних механізмів, доцільним є запровадження системи штрафів для операторів установок, які не виконують свої зобов’язання щодо модернізації своїх потужностей.
На сьогоднішній день однією з причин невиконання НПСВ є відсутність гарантованих джерел фінансування. Відтак, виконати НПСВ без реальної міжнародної технічної допомоги неможливо. Водночас, варто зазначити, що недостатньо фінансових стимулів передбачених в Угоді про асоціацію між Україною та ЄС. Тому, існує нагальна потреба в пошуку та залученні інших міжнародних джерел фінансування. Альтернативою також можуть стати синдиковані кредити іноземних та українських банків.
Одночасно з відсутністю гарантованих джерел фінансування, існує дві інші проблеми реалізації НПСВ, — це недосконалість законодавчої бази та застарілість розрахунків і положень Національного плану.
Немає жодних підзаконних актів щодо роботи установок протягом терміну дії НПСВ та оцінки викидів і звітування. Також має місце протиріччя законодавчих актів, зокрема дисбаланс позицій НПСВ та діючим умовам видачі дозволів на викиди забруднюючих речовин.
Існує також практична необхідність розробити зміни до НПСВ виходячи із факту окупації частини Донецької та Луганської областей України, поточних планів з модернізації та реконструкції інфраструктури, а також зміни вартості технологій зі зменшення викидів.
Окрему увагу слід приділити проблемам поводження з додатковими відходами, адже щорічно українські електростанції викидають близько 5 млн.тон. Тому на державному рівні вкрай необхідно запровадити алгоритми стимулювання глибокого використання відходів та врегулювати питання пільгового землевідводу.
Таким чином, дорожню карту з реалізації Національного плану найкраще імплементувати в три кроки. Перший, — це актуалізація положень НПСВ, оцінка соціально-економічних та екологічних наслідків через затримку реалізації. Другий крок, полягає у визначені конкретних змін до поточної редакції НПСВ, джерел фінансування та сценаріїв його реалізації. Третій крок, включає безпосереднє внесення змін до НПСВ, вдосконалення вторинного законодавства та погодження змін із Європейською Комісією.
З метою уникнення стратегічних загроз енергетичній безпеці держави, існує гостра необхідність в оновленні змісту Національного плану скорочення викидів в атмосферу та забезпеченні достатнього фінансування.
Умовою успішної реалізації положень НПСВ є визначення на державному рівні відповідальних осіб та відомств за цей процес.
Невиконання НПСВ може мати глобальні негативні наслідки, зокрема, призвести до зупинки діяльності окремих енергопідприємств, знизити обсяги виробництва електричної енергії, розбалансувати вітчизняну енергосистему та зірвати виконання міжнародних зобов’язань.
1 International Energy Agency. Coal 2017: Analysis and Forecasts to 2022.
2 Розпорядження КМУ №796 від 8 листопада 2017р.
3 New Energy Outlook 2017. / Bloomberg New Energy Finance.
4 Overview: National coal phase-out announcements in Europe. Status as of June 2018. / Europe Beyond Coal.
5 DNV GL. Hard coal / lignite fired power plants in EU28: Fact-based scenario to meet commitments under the LCP BREF. 2017
6 OECD Environmental Data Compendium, American Coalition for Clean Coal Electricity
7 World Energy Investments 2018. / International Energy Agency
8 U.S. Environmental Protection Agency (EPA): https://www.epa.gov/
9 American Coal Ash Association: https://www.acaa-usa.org
10 Science Based Coal Phase-Out Timeline For Japan. Implications For Policymakers And Investors / Climate Analytics, May 2018.
11 An overview of HELE technology deployment in the coal power plant fleets of China, EU, Japan and USA / Dr Wiatros-Motyka, IEA Clean Coal Centre, 2016.
12 Closures of coal-fired power stations in Australia: Local unemployment effects / The Australian National University. — Canberra, 2018.
13 Indonesia’s Electricity Demand and the Coal Sector: Export or meet domestic demand? / S. Cornot-Gandolphe, Oxford Institute for Energy Studies, 2017.
14 HELE Perspectives for Selected Asian Countries / IEA Clean Coal Centre, June 2018.
15 World Energy Outlook 2018. / International Energy Agency.
16 Clean Coal Technologies for Power Generation / P. Jayarama Reddy – London, 2014
