Economic efficiency of district heating systems’ heat generation technologies
A new selection criterion of heat-generating technologies for the district heating systems (DHS) retrofit, Marginal Levelized Price of Energy (MLPOE), is proposed. MLPOE is the minimum weighted marginal price of thermal energy produced by the technological unit. MLPOE accounts for the costs and inco...
Збережено в:
| Дата: | 2021 |
|---|---|
| Автор: | |
| Формат: | Стаття |
| Мова: | Українська |
| Опубліковано: |
General Energy Institute of the National Academy of Sciences of Ukraine
2021
|
| Теми: | |
| Онлайн доступ: | https://systemre.org/index.php/journal/article/view/778 |
| Теги: |
Додати тег
Немає тегів, Будьте першим, хто поставить тег для цього запису!
|
| Назва журналу: | System Research in Energy |
| Завантажити файл: |  |
Репозитарії
System Research in Energy| _version_ | 1871104289997324288 |
|---|---|
| author | Derii V.O. |
| author_facet | Derii V.O. |
| author_institution_txt_mv | [
{
"author": "Derii V.O.",
"institution": null
}
] |
| author_sort | Derii V.O. |
| baseUrl_str | https://systemre.org/index.php/journal/oai |
| collection | OJS |
| datestamp_date | 2026-07-18T12:57:46Z |
| description | A new selection criterion of heat-generating technologies for the district heating systems (DHS) retrofit, Marginal Levelized Price of Energy (MLPOE), is proposed. MLPOE is the minimum weighted marginal price of thermal energy produced by the technological unit. MLPOE accounts for the costs and incomes of considered heat generation technologies and allows more accurate comparison among technologies that produce only one type of energy with multi-product technologies, e.g. cogeneration technologies and technologies that provide ancillary services to power systems in addition to only heat production.The calculations with the use of the proposed criterion of heat-generation technologies implementation into DHS during its retrofit are showed that:- the electric boilers are economically feasible since as they are capable to provide ancillary services in case of electrical supply failures. The implementation of an electric boiler with an installed capacity of about 10 MW requires 2 -3.5 times higher expenditures for its connection to the grid, which leads to a 2.5 - 5 times longer payback period, but electric boilers' MLPOE is more than 2 times less than the average in Ukraine (1265.8 UAH / Gcal);- the heat pumps usage in DHS is feasible if they are used for heat supply purposes only with the capability to provide ancillary services. The marginal price for ancillary services should be not less than 17.1 € / MWh (as of 2020);- the boilers burning natural gas due to the lowest specific investment costs and hence small payback period will be widely used during DHS retrofit under conditions of low-carbon development of Ukraine;- the biomass burning boilers and cogeneration units will not be widely used due to the limited fuel resource (biomass) and on stock areas. The capacities of 1 - 6 MW are estimated to be in operation for DHS; Gas-piston cogeneration units are economically feasible for daily power system regulation. At the same time, they provide the lowest minimum weighted average break-even price of thermal energy for the heat supply company. |
| doi_str_mv | 10.15407/pge2021.02.021 |
| first_indexed | 2026-03-24T02:03:02Z |
| format | Article |
| fulltext |
21
Оцінка економічної ефективності теплогенеруючих технологій для систем централізованого теплопостачання
ISSN 1562-8965. The Problems of General Energy, 2021, issue 2(65)
ISSN 2522-4344 (Online), ISSN 1562-8965 (Print). The problems of general energy, 2021, 2(65): 21–27
doi: https://doi.org/10.15407/pge2021.02.021
Україна належить до країн з високим рівнем
централізації систем теплопостачання. Протягом
останніх 15 років більшість її країн-сусідок мо-
дернізували свої системи централізованого те-
плопостачання (СЦТ). Теплопостачальні підпри-
ємства цих країн надають високоякісні послуги з
централізованого опалення та постачання гаря-
чої води за доступними цінами, і це забезпечує
їх фінансову стабільність за рахунок економічно
обґрунтованих тарифів [1]. За роки незалежності
в Україні такого не відбулося, що обумовило низ-
ку суттєвих проблем як для споживачів, так і для
теплопостачальних підприємств. Причиною цих
проблем є те, що основне обладнання СЦТ Укра-
їни фізично зношене та технологічно застаріло.
Близько 60% котелень відпрацювали свій норма-
тивних термін, 38% обладнані застарілими мало-
ефективними котлами з низьким коефіцієнтом
корисної дії [2]. Частка аварійних ділянок тепло-
вих мереж невпинно зростає, в частині областей
вона становить понад 40%. Реальні втрати те-
плової енергії в мережах становлять 16–22% [3].
При фізично зношеному та технологічно застарі-
лому обладнанні неможливо надавати якісні по-
слуги. Незадовільний стан обладнання та дорогі
неякісні послуги запустили процеси хаотичної
децентралізації, що призвело до зменшення по-
питу на теплову енергію СЦТ (рис. 1). Відповід-
но до цього, зменшилося теплове навантаження
СЦТ, що призвело до їх розбалансованості та
збільшення втрат теплової енергії. Як результат –
різко погіршився фінансовий стан теплопос-
тачальних підприємств [2]. У містах Ужгород,
Марганець, Нікополь, Покров, Золочев, Доли-
на СЦТ взагалі перестали функціонувати. А в
Закарпатській області не залишилося жодної
функціонуючої СЦТ [3]. Тож на сьогодні СЦТ
України потребують оновлення шляхом прове-
дення масової реконструкції та модернізації [2].
Загальна сума інвестиційних потреб для цього
оцінюється близько в 6 млрд євро [2].
Для розумного використання інвестиційних
коштів необхідно відібрати найбільш ефективні
теплогенеруючі технології. Одним із критеріїв
для порівняння генеруючих технологій є приве-
дена середньозважена собівартість виробленої
енергії (LCOE), який рекомендується Міжнарод-
ним енергетичним агентством та Агентством з
ядерної енергетики (International Energy Agency,
Nuclear Energy Agency Organisation For Economic
УДК 621.643.053 В.О. ДЕРІЙ, канд. техн. наук, ст. наук. співр., ORCID 0000-0002-5689-4897
Інститут загальної енергетики НАН України, вул. Антоновича, 172, м. Київ, 03150, Україна
ОЦІНКА ЕКОНОМІЧНОЇ ЕФЕКТИВНОСТІ ТЕПЛОГЕНЕРУЮЧИХ ТЕХНОЛОГІЙ
ДЛЯ СИСТЕМ ЦЕНТРАЛІЗОВАНОГО ТЕПЛОПОСТАЧАННЯ
Запропоновано новий критерій для відбору теплогенеруючих технологій при онов-
ленні систем централізованого теплопостачання (СЦТ), в якому враховані всі витра-
ти та вигоди при їх впровадженні. Критерій дозволяє більш коректно порівнювати
технології, які виробляють тільки один вид енергії, з когенераційними технологіями
та технологіями, які надають допоміжні послуги енергосистемам. Проведене моде-
лювання використання теплогенеруючих технологій при оновленні СЦТ із застосу-
ванням нового критерію показало, що електричні котли доцільно використовувати
під час нічного провалу графіків електричних навантажень енергосистем з наданням
цим системам допоміжних послуг, теплові насоси доцільно застосовувати в СЦТ для
цілей теплопостачання та добового регулювання навантаження енергосистем, га-
зові котли на період технологічної трансформації генеруючих потужностей в умовах
низьковуглецевого розвитку України будуть широко використовуватися при онов-
ленні систем централізованого теплопостачання, використання котлів та когенера-
ційних установок на біомасі не знайде широкого застосування через обмеженість
паливного ресурсу, газопоршневі когенераційні установки економічно найбільш до-
цільно застосовувати для добового регулювання потужності енергетичних систем.
К л ю ч о в і с л о в а: гранична приведена ціна енергії, середньозважена собівартість
теплової енергії, теплогенеруюча технологія, енергосистема, графік електричних
навантажень, нічний провал, потужність, тепловий насос, котел, когенерація, систе-
ма централізованого теплопостачання.
© В.О. ДЕРІЙ, 2021
22
В.О. ДЕРІЙ
ISSN 1562-8965. The Problems of General Energy, 2021, issue 2(65)
Co-Operation And Development). Цей критерій не
є фактичною собівартістю одиниці виробленої те-
плової енергії k-тої технології, це деяка середня
постійна величина за життєвий цикл цієї техноло-
гії, яка залежить від сумарних дисконтованих ви-
трат та кількості виробленої енергії. LCOE зруч-
ний своєю простотою та можливістю порівняння
різних технологій генерації енергії.
Але подальші дослідження цього критерію вия-
вили ряд його недоліків. Так, у лютому 2019 р. Clean
Energy Lab опублікувала аналітичний огляд «LCOE
відновлюваних джерел енергії в Україні» [4], в якому
вказано, що критерій LCOE не враховує потенційні
доходи, наприклад від надання допоміжних послуг
енергосистемам або продаж другого виду енергії
при впровадженні когенерації та інших доходів, які
можуть мати суттєвий вплив на фінансовий резуль-
тат проекту і, відповідно, на його ефективність.
Для порівняння теплогенеруючих техноло-
гій, які будуть використовуватися при оновленні
СЦТ, пропонується інший модифікований крите-
рій – гранична приведена ціна енергії (Marginal
Levelized Price of Energy – MLPOE). MLPOE – це
мінімальна середньозважена беззбиткова ціна те-
плової енергії, яку виробила впроваджена в під-
приємстві дана технологія.
Були прийняті наступні припущення. Перед-
бачається, що теплогенеруючі технології будуть
впроваджені в котельних на місцях виведених
із експлуатації застарілих котлів СЦТ чинного
теплопостачального підприємства. Теплопоста-
чальне підприємство не буде мати нових додатко-
вих споживачів теплової енергії. Тобто, кількість
виробленої теплової енергії після впровадження
проекту нової технології не зміниться.
У результаті впровадження проекту зі вста-
новлення нових теплогенеруючих технологій те-
плопостачальне підприємство збільшить спожи-
вання того чи іншого енергоресурсу пропорцій-
но кількості виробленої ними теплової енергії.
А так, як теплове навантаження споживачів не
зміниться, то штатні котли підприємства змен-
шать виробництво теплової енергії. Відповідно
до цього, зменшиться споживання природного
газу1 (або іншого палива) та зв’язаних з ним ви-
кидів парникових газів та забруднювачів, що і
буде вигодою для підприємства при впроваджені
проекту. Крім того, додатковими вигодами може
бути надання теплопостачальним підприємством
допоміжних послуг електроенергетичній системі
(при наявності такої можливості впровадженої
теплогенеруючої технології) та продаж електро-
енергії від впровадження когенерації. Фактично
це системні вигоди теплогенеруючого підприєм-
ства при впровадженні в ньому теплогенеруючих
технологій. З урахуванням цих припущень та ви-
щезгаданих вигід і був створений новий крите-
рій, який описується виразом:
k k kMLPOE LCOE LCOP , (1)
де kMLPOE – гранична приведена ціна теплової
енергії k-тої технології, яка впроваджена на під-
приємстві; kLCOE – середньозважена собівар-
тість теплової енергії окремої k-тої теплогенеру-
ючої технології; kLCOP – середньозважені вигоди
теплогенеруючого підприємства від впроваджен-
ня в ньому k-тої теплогенеруючої технології.
Вираз для визначення середньозваженої собі-
вартості теплової енергії для k-того типу теплоге-
неруючої технології можна записати у вигляді:
146,6
122,5
93,5 101,1 95,5
83 71,6 74,1 74,8 69,7
53 49,8
0
20
40
60
80
100
120
140
160
1997 1999 2001 2003 2005 2007 2009 2011 2012 2013 2014 2015
млн Гкал
Рис. 1. Зменшення попиту на теплову енергію від СЦТ [2]
1 У паливному балансі СЦТ України природний газ становить близько 72%.
23
Оцінка економічної ефективності теплогенеруючих технологій для систем централізованого теплопостачання
ISSN 1562-8965. The Problems of General Energy, 2021, issue 2(65)
, 1
1
1
1
рT
tоев пер пг зк iз ве
k kt kt kt kt ktkt
t
k Тр
t
kt
t
IC C C C C C C r
LCOE
Q r
(2)
де kIC – інвестиційні витрати; t – період часу
експлуатації проекту (рік); рT – ресурс функціо-
нування k-того типу теплогенеруючої техноло-
гії (років); оев
ktC – витрати на обслуговування та
експлуатацію за період t; пер
ktC – витрати на па-
ливно-енергетичні ресурси за період t; пг
ktC – пла-
та за викиди парникових газів (ПГ) за період t;
iз
ktC – плата за викиди i-тої забруднюючої ре-
човини за період t; зк
ktC – відсоткові платежі по
кредиту за період t; ве
ktC – відрахування коштів
за період t на виведення технології із експлуа-
тації; ktQ – кількість виробленої теплової енер-
гії за період t; r – ставка дисконтування.
Середньозважені вигоди теплогенеруючого
підприємства від впровадження в ньому k-тої те-
плогенеруючої технології визначаються, виходя-
чи з виразу:
kLCOP
1
1
1
1
рT
tдп зсг пг взр ів
kt kt kt kt kt
t
Тр
t
kt
t
P P P P P r
Q r
, (3)
де дп
ktP – вигоди від надання допоміжних послуг
при впровадженні k-того типу електротеплової
або когенераційної технології; зсг
ktP – вигоди від
зменшенням споживання природного газу (пали-
ва) при впровадженні k-того типу теплогенерую-
чої технології; ,пг взр
kt ktP P – вигоди від зменшення
викидів парникових газів та забруднювачів, обу-
мовлених зменшення споживання палива відпо-
відно; ів
ktP – інші вигоди (продаж електроенергії
когенераційними установками, надання послуг
з холодопостачання при використанні теплових
насосів, зменшення витрат на обслуговування та
експлуатацію та інше).
Врахування вигід LCOPk для всіх теплоге-
неруючих технологій поставить їх в одинакові
умови при проведенні порівняльного аналізу для
визначення їх конкурентоздатності при впрова-
дженні на даному підприємстві.
Формули (1)–(3) є розрахунковою математич-
ною моделлю для визначення MLPOE за жит-
тєвий цикл теплогенеруючих технологій. Була
створена комп’ютерна реалізація зазначеної ма-
тематично моделі. Також було сформовано пере-
лік теплогенеруючих технологій для моделюван-
ня з їх основними технічними характеристиками,
який наведено в табл. 1.
Моделювання використання сформованого пере-
ліку теплогенеруючих технологій при реконструкції
та модернізації систем централізованого теплопоста-
чання проводилося при наступних умовах.
Ціни на електроенергію, природний газ, допо-
міжні послуги, біомасу, викиди парникових газів
та забруднювачів бралися згідно розроблених ав-
тором прогнозів, які в укрупненому вигляді на-
ведено в табл. 2.
Питома вартість впровадження теплогенерую-
чих технологій, а також їх експлуатаційні витрати
взяті з табл. 1. Інвестиційні витрати складаються
із власних та запозичених коштів. Частка запози-
чених коштів становить 85% від загальної проек-
тної вартості (вартість основного та допоміжного
обладнання, проектних, будівельних, монтажних
та пусконалагоджувальних робіт). Непередбаче-
ні витрати прийняті рівними 10% від загальної
проектної вартості. Ставка дисконтування ви-
значалася як середньозважене значення вартості
власного та запозиченого капіталу (6,6% – розра-
хунок в комп’ютерній реалізації моделі).
Моделювання використання електротеплових
технології (електричні котли та теплові насоси)
проводили при наступних режимах їх роботи:
генерація теплової енергії протягом опалю-
вального періоду;
генерація теплової енергії протягом року;
генерація теплової енергії протягом нічно-
го провалу графіків електричних навантажень
(ГЕН) енергосистем;
генерація теплової енергії протягом нічно-
го провалу ГЕН з наданням допоміжних послуг
енергосистемам;
генерація теплової енергії протягом року з на-
данням допоміжних послуг енергосистемам (до-
бове регулювання навантаження).
При добовому регулюванні електричного наван-
таження енергосистем електричні теплогенератори
(ЕТГ) працюють цілодобово у змінному режимі.
Під час нічних провалів ГЕН електричні теплоге-
нератори завантажені на повну потужність, а в пі-
кових режимах роботи енергосистеми вони повніс-
тю розвантажені (вимкнуті). В інші години роботи
електричні теплогенератори завантажені на 50%,
щоб був відповідний резерв для регулювання.
Було також зроблено наступні припущення:
теплова енергія, яку вироблять комплекси ЕТГ
під час нічного провалу, буде акумульована те-
пловими мережами;
=
24
В.О. ДЕРІЙ
ISSN 1562-8965. The Problems of General Energy, 2021, issue 2(65)
Таблиця 1. Набір теплогенеруючих технологій для моделювання та їх технічні характеристики
Те
хн
ол
ог
ії
Те
пл
ов
а
по
ту
ж
ні
ст
ь,
М
В
т
Ел
ек
тр
ич
не
на
ва
нт
аж
ен
-
ня
(п
от
уж
-
ні
ст
ь)
, М
В
т
Ко
еф
іц
іє
нт
пе
ре
тв
ор
ен
-
ня
/ К
К
Д
П
ит
ом
і
пр
ое
кт
ні
ви
тр
ат
и,
€
/
кВ
т
Ек
сп
лу
ат
а-
ці
йн
і в
ит
ра
ти
Ре
су
рс
, р
ок
ів
Ін
те
рв
ал
к
ап
.
ре
мо
нт
у,
ти
с.
го
д
В
ід
но
сн
а
ва
рт
іс
ть
ка
пі
та
ль
но
го
ре
мо
нт
у,
%
2
Електричні котли
1 1,02 0,98 47,9 0,67 €/МВт/рік 20
10 10,20 0,98 50,2 0,25 €/МВт/рік 25
30 30,61 0,98 37,7 0,25 €/МВт/рік 25
50 51,02 0,98 30,6 0,25 €/МВт/рік 25
Теплові
насоси
1 0,29 3,5 417 13,8 тис. €/рік 15 20
2,2 0,66 3,31 425 28,1 тис. €/рік 15 20
5 1,43 3,5 381 57,2 тис. €/рік 15 20
14,7 4,85 3,03 330 145,5 тис. €/рік 15 20
Газові котли
1,1 93,8 34,7
3 € /кВт/рік
20
4,65 93,2 15 20
11,63 92,8 21,8 20
34,89 93 21,1 20
58,15 93,1 26,3 20
Котли на біомасі 3 83% 142 7 €/кВт/рік 25
Газопоршневі
когенераційні
установки
1,19 1,2 43,7%/
43,3%1 819 0,92 € цента/
кВт·год 25 64 30
1,98 2,0 43,7%/
43,2% 571 0,71 € цента/
кВт·год 25 64 30
Когенерація з
використанням
біомаси
2,5 2 20%/
50% 3400 30 €/кВт/рік 25
Таблиця 2. Ціни на енергетичні ресурси, вартість послуг з регулювання та платежі за викиди
Ресурс Рік
2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050
Природний газ, €/1000 м3 235,3 274 274,9 292,8 301,5 310,4 319,6
Електроенергія (споживання протягом доби),
€/МВт год 81,1 101,2 101,3 103,3 103,4 103,5 102,7
Електроенергія (нічний провал), €/МВт год 50,1 63,9 62,5 63,9 63,8 63,9 63,3
Регулювання навантаження ЕС*
під час нічного провалу ГЕН 9,48 14,60 22,49 22,93 22,95 22,98 22,80
Добове регулювання навантаження ЕС 13,13 20,23 31,16 31,77 31,80 31,84 31,59
Біопаливо, €/т 48,8 54,5 60,7 67,7 75,5 84,2 93,8
Платежі за викиди СО2, €/т 0,3 2,1 8 15 22 27 34
Платежі за викиди СО, €/т 3,1 4,6 6,1 7,9 12,6 19,2 25,7
Платежі за викиди NОx, €/т 82,6 111 128 145 165 209 250
під час пікових режимів роботи енергосисте-
ми, коли електричні теплогенератори будуть по-
вністю відключені, акумульована теплова енергія
буде подаватися споживачам;
При моделюванні електротеплових та когене-
раційних технологій враховувалися витрати на їх
підключенням до електричних мереж [5]. Ставки
плати за нестандартне приєднання до електричних
мереж були розраховані для 24 крупних населених
пунктів України згідно методики НКРЕКП [6]. Для
моделювання використовувалося їх середнє зна-
чення, яке для другої категорії споживачів стано-
вить: для мереж з напругою 380 В – 97,7 €/кВт, а
для напруги більше 6000 В – 86,8 €/кВт встанов-
леної електричної потужності електротеплогене-
руючої технології. Вартість допоміжних послуг
Примітка 1. ККД електричний /тепловий.
Примітка 2. Відносно вартості основного обладнання.
Примітка. *Енергетична система
25
Оцінка економічної ефективності теплогенеруючих технологій для систем централізованого теплопостачання
ISSN 1562-8965. The Problems of General Energy, 2021, issue 2(65)
станом на 2020 р. взята 9,48 €/МВт·год. Необхідно
зазначити, що такий розмір плати за приєднання до
електричних мереж значно погіршив фінансові по-
казники проектів впровадження електротеплових
технологій – різко збільшилися інвестиційні витра-
ти та їх період окупності, як це показано в табл. 3
на прикладі електричних котлів.
Для моделювання газопоршневих когенера-
ційних установок були відібрані дві установки
електричною потужністю 1,56 та 2 МВт. Такі
значення потужності когенераційних установок
дають змогу теплопостачальним підприємствам
зменшити витрати на їх будівництво, тому що ці
установки можна встановлювати прямо в існую-
чих котельних.
Моделювання використання когенераційних
установок проводили при наступних режимах їх
роботи:
− генерація теплової та електричної енергії
протягом опалювального періоду;
− генерація теплової та електричної енергії
протягом року;
− генерація теплової та електричної енергії
протягом року з наданням допоміжних послуг
енергосистемам з регулювання потужності (змін-
ний режим роботи – мінімальна потужність про-
тягом нічного провалу ГЕН та максимальна в пі-
ках навантаження).
Кошти від продажу електроенергії, яку ви-
робили когенераційні установки, вважалися як
вигоди. Ціна на вироблену електроенергію коге-
нераційними установками приймалась рівною
середньому значенню цін на ринку доба на перед
за дев’ять місяців (січень–вересень 2020 р.) –
41,8 €/МВт·год.
Для моделювання використання газових котлів
вибрані найбільш розповсюджені їх потужності в
СЦТ такі, як 1,1; 4,65; 11,63; 34,59 та 58,15 МВт.
Середньорічний ККД існуючих котлів був при-
йнятий рівним 85%, а нових – згідно їх паспорт-
них даних. Моделювання використання нових га-
зових котлів проводили при наступних режимах
їх роботи:
− генерація теплової енергії протягом опалю-
вального періоду;
− генерація теплової енергії протягом року.
Для моделювання використання котлів на біо-
масі вибрана потужність котла 3 МВт, біомасу для
якого у вигляді тріски можна забезпечити прак-
тично в будь-якому обласному центрі (обрізка
та коронування зелених насаджень, використані
ялинки, відходи деревообробної промисловості,
використана дерев’яна тара та інше). Середньо-
річний ККД існуючих котлів був прийнятий рів-
ним 85%, а котла на біомасі – 75%. Моделювання
використання котла на біомасі проводили при на-
ступних режимах його роботи:
− генерація теплової енергії протягом опалю-
вального періоду;
− генерація теплової енергії протягом року.
Для моделювання когенераційних установок
на біомасі була вибрана установка електричною
потужністю 2 МВт та тепловою – 2,5 МВт.
Моделювання використання когенераційної
установки на біомасі проводили при наступних
режимах його роботи:
− генерація електричної та теплової енергії
протягом опалювального періоду;
− генерація електричної та теплової енергії
протягом року.
Передбачалося, що електроенергія від когене-
раційної установки на біомасі буде реалізована по
зеленому тарифу, який діє тільки до 2030 р., далі
за цінами на ринку доба наперед. Моделювання
проводилося при вартості біомаси 35 €/т, 40 €/т та
45 €/т. Враховувалося також витрати на нове при-
єднання когенераційної установки до електрич-
них мереж.
Результати моделювання використання вибра-
них теплогенеруючих технологій за їх життєвий
цикл для оновлення СЦТ показано в табл. 4. Як
видно із табл. 4, гранична приведена ціна те-
плової енергії, яку виробляють електричні кот-
ли, буде найменшою при роботі їх у режимі ре-
гулювання електричного навантаження під час
нічного провалу ГЕН, яка в діапазоні теплової
потужності 1–50 МВт становить 726,9–596,8 грн/
Гкал. У цьому режимі роботи електричні котли
можуть успішно конкурувати із газовими котла-
ми, собівартість теплової енергії яких в діапазоні
Таблиця 3. Інвестиційні витрати та період окупності проектів впровадження електричних котлів
Початок експлуатації
Приєднання до електричних мереж
існуюче нове
Теплова потужність, МВт 1,02 10,2 30,61 51,02 1,02 10,2 30,61 51,02
Інвестиційні витрати, тис. € 47,9 552,2 1243,6 1683,7 168,7 1176,2 3531,9 5876,2
Період окупності, років 1,12 1,31 0,95 0,76 5,58 3,18 3,16 3,13
26
В.О. ДЕРІЙ
ISSN 1562-8965. The Problems of General Energy, 2021, issue 2(65)
Таблиця 4. Результати моделювання теплогенеруючих технологій за їх життєвий цикл
Теплогенеруюча
технологія
Потужність,
МВт
Інвес-
тиційні
витрати,
тис €
Час та режим роботи
Період
окупнос-
ті, років
виробництво теплової енергії регулювання
навантаження
опалюваль-
ний період
увесь
рік
нічний
провал
ГЕН
нічний
провал
ГЕН
добове
регулювання
теплова елек-
трична MLPOE, грн/Гкал
Електричні котли
1 1,02 168,7 2498,1 2430 1216,7 726,9 1672,7 5,581
10 10,2 1176,2 2444,4 2401 1137,2 607,1 1616,5 3,181
30 30,61 3531,9 2441,5 2399,5 1133 600,8 1613,5 3,161
50 51,02 5876,2 2439,7 2398,5 1130,4 596,8 1611,6 3,131
Теплові насоси
1 0,29 486,6 364,8 123,9 254,1 504,8 253,9 119,34 1,82 4,03
2,2 0,66 1093,4 433,1 187,2 306 555,7 313,6 171,34 2,02 4,43
5 1,43 2219,5 316,1 96,3 182 396,2 200 65,74 1,52 3,53
14,7 4,85 5757,2 406,1 213,5 182,8 323,4 257,4 101,94 1,62 3,33
Газові котли
1,1 42 964,5 955,5 1,015
4,65 76,7 958,4 958,6 0,435
11,63 278,9 974,9 972 0,665
34,89 809,8 969,4 966,8 0,635
58,15 1682,3 972,4 966,8 0,795
Котли на біомасі 3 468,6 176,6 101,9 1,156
Газопоршневі
КГУ
1,19 1,2 1307,4 604,9 313,3 18,2 4,07 3,38
1,98 2 1429,8 509,6 258 –75 4,67 3,78
КГУ на біомасі 2,5 2 7653,6 242,99 13,89
їх потужності 1,1–58,15 МВт, становить 955,5–
972 грн/Гкал. В інших режимах роботи електрич-
ні котли використовувати недоцільно – їх гра-
нична приведена ціна теплової енергії набагато
більша від аналогічної інших теплогенеруючих
технологій та середньозваженій по Україні.
Теплові насоси мають одну з найменших гра-
ничних приведених цін на теплову енергію при
різних режимах їх роботи, як це видно із табл. 3.
У режимі добового регулювання електричного
навантаження енергетичних систем їх гранична
приведена ціна теплової енергії більша, ніж при
генерації ними теплової енергії увесь рік. Але при
збільшенні вартості допоміжних послуг з 9,48 €/
МВт·год до 17,1 €/МВт·год, вона буде меншою в
режимі добового регулювання електричного на-
вантаження енергетичних систем.
Когенераційні установки та котли на біомасі
хоч і мають малу граничну приведену ціну те-
плової енергії, їх розповсюдження в СЦТ завжди
буде обмежене наявністю біопалива.
Серед усіх технологій, газопоршневі когене-
раційні установки в режимі добового регулюван-
ня потужності мають найменшу граничну при-
ведену ціну теплової енергії. Фактично теплова
енергія при цьому перетворюються в побічний
безкоштовний продукт.
ВИСНОВКИ
Запропоновано новий критерій для відбору
теплогенеруючих технологій при оновленні СЦТ.
Він дозволяє визначити мінімальну середньозва-
жену беззбиткову ціну теплової енергії теплоге-
неруючих технологій, які впроваджені в підпри-
ємстві. У критерії, крім витрат, враховано всі ви-
годи для підприємства при впровадженні в ньому
теплогенеруючої технології, що дало можливість
більш коректно порівнювати технології, які виро-
Примітка 1. Нове приєднання до електричних мереж
Примітка 2. Нове приєднання до електричних мереж, робота в режимі теплопостачання увесь рік
Примітка 3. Нове приєднання до електричних мереж, робота в режимі теплопостачання та надання добових допоміжних послуг енер-
госистемам увесь рік
Примітка 4. При вартості допоміжних послуг станом на 2020 р. 17,1 €/МВт·год
Примітка 5. При роботі впродовж опалювального періоду
Примітка 6. Робота впродовж опалювального періоду
Примітка 7. Робота увесь рік
Примітка 8. Робота увесь рік в режимі добового регулювання потужності енергосистем
Примітка 9. При вартості біопалива 35 €/т
27
Оцінка економічної ефективності теплогенеруючих технологій для систем централізованого теплопостачання
ISSN 1562-8965. The Problems of General Energy, 2021, issue 2(65)
бляють тільки теплову енергію з когенераційними
технологіями та технологіями, які надають допо-
міжні послуги енергосистемам.
Проведене моделювання використання тепло-
генеруючих технологій при оновленні СЦТ із за-
стосуванням нового критерію та аналіз отрима-
них результатів показали, що:
електричні котли економічно доцільно вико-
ристовувати під час нічного провалу ГЕН енер-
госистем з наданням цим системам допоміжних
послуг з регулюванням їхнього електричного на-
вантаження. Електричні котли потужністю до
1 МВт доцільно використовувати в котельнях, де є
запас по потужності електричних підстанцій і від-
повідно, немає потреб у новому підключенні до
електричних мереж. При використанні електрич-
них котлів потужністю більше 10 МВт необхідне
нове приєднання до електричних мереж, вартість
якого збільшує в 2–3,5 рази інвестиційні витрати
та в 2,5–5 разів період їх окупності (залежно від
потужності електричних котлів). Але і при цьому
мінімальна середньозважена беззбиткова ціна те-
плової енергії електричних котлів понад ніж удвічі
менше від аналогічної по Україні (1265,8 грн/Гкал);
теплові насоси доцільно застосовувати в СЦТ
для цілей теплопостачання. Робота теплових на-
сосів у режимі добового регулювання електрич-
ного навантаження енергетичних систем теж
економічно вигідно, але менше, ніж в режимі те-
плопостачання. Граничною умовою економічно
доцільного застосування теплових насосів у ре-
жимі добового регулювання є збільшення плати
за надання допоміжних послуг з 9,48 €/МВт·год
до 17,1 €/МВт·год (станом на 2020 р.);
газові котли завдяки найменшим питомим ін-
вестиційним витратам та періоду їх окупності
на період технологічної трансформації генеру-
ючих потужностей в умовах низьковуглецевого
розвитку України будуть широко використову-
ватися при оновленні СЦТ. У діапазоні потуж-
ності 1,1–58,15 МВт мінімальна середньозваже-
на беззбиткова ціна виробленої ними теплової
енергії мало залежить від їх одиничної потуж-
ності і в 1,3 рази менша від аналогічної по Укра-
їні станом на 2020 р;
використання котлів та когенераційних устано-
вок на біомасі не знайде широкого застосування
через обмеженість паливного ресурсу (біомаси)
та територій для його складування. В СЦТ будуть
використовуватися потужності 1–6 МВт;
газопоршневі когенераційні установки еконо-
мічно доцільно застосовувати для добового регу-
лювання потужності енергетичних систем. При
цьому вони забезпечують найменшу мінімальну
середньозважену беззбиткову ціну теплової енер-
гії для теплопостачального підприємства.
1. Семиколєнова Я., Пірс Л., Ґанкінсон Д. Мо-
дернізація системи централізованого теплопостачан-
ня в Україні: облік тепла та впровадження платежів
на основі його фактичного споживання. URL: http://
www.teplydim.com.ua/static/storage/filesfiles/2012_
IBRD+WB_UkraineDHreportUKR.pdf (дата звернення:
10.03.2021).
2. Децентралізоване опалення в Україні: потенціал
та шляхи впровадження. URL: https://www.minregion.
gov.ua/wp-content/uploads/2017/03/Detsentralizovane-
opalennya.-Potentsial-ta-shlyahi-vprovadzhennya.pdf
(дата звернення: 12.04.2021р.).
3. Дерій В.О. Можливості впровадження елек-
тричних теплогенераторів в системах централізовано-
го теплопостачання. Проблеми загальної енергетики.
2017. Вип. 3(50). С. 50—59. https://doi.org/10.15407/
pge2017.03.050
4. Михайленко О., Ткачук Т. LCOE відновлюваних
джерел енергії в Україні. URL: https://cel.com.ua/statics/
media/doc23929.pdf (дата звернення: 12.04.2021).
5. Ставки плати за приєднання до електричних ме-
реж на 2021 р.: Постанова НКРЕКП від 23.12.2020 р.
№ 2701. URL: https://www.nerc.gov.ua/?id=57644 (дата
звернення: 15.04.2021).
6. Калькулятор визначення вартості послуги з не-
стандартного приєднання «під ключ» електроустано-
вок замовника до електричних мереж операторів сис-
тем розподілу. URL: https://www.nerc.gov.ua/calculator_
nc/page.html (дата звернення: 15.04.2021).
Надійшла до редколегії: 19.04.2021
|
| id | systemreorg-article-778 |
| institution | System Research in Energy |
| keywords_txt_mv | keywords |
| language | Ukrainian |
| last_indexed | 2026-07-19T01:21:44Z |
| publishDate | 2021 |
| publisher | General Energy Institute of the National Academy of Sciences of Ukraine |
| record_format | ojs |
| resource_txt_mv | systemreorg/a8/19fb83660a8c48cb642152021f3f20a8.pdf |
| spelling | systemreorg-article-7782026-07-18T12:57:46Z Economic efficiency of district heating systems’ heat generation technologies Оцінка економічної ефективності теплогенеруючих технологій для систем центалізованого теплопостачання Derii V.O. Marginal Levelized Price of Energy, Levelised Cost of Energy, power system, electric loads, heat pumps, boilers, cogeneration, district heating system гранична приведена ціна енергії, середньозважена собівартість теплової енергії, теплогенеруюча технологія, енергосистема, графік електричних навантажень, нічний провал, потужність, тепловий насос, котел, когенерація, система централізованого теплопостачання A new selection criterion of heat-generating technologies for the district heating systems (DHS) retrofit, Marginal Levelized Price of Energy (MLPOE), is proposed. MLPOE is the minimum weighted marginal price of thermal energy produced by the technological unit. MLPOE accounts for the costs and incomes of considered heat generation technologies and allows more accurate comparison among technologies that produce only one type of energy with multi-product technologies, e.g. cogeneration technologies and technologies that provide ancillary services to power systems in addition to only heat production.The calculations with the use of the proposed criterion of heat-generation technologies implementation into DHS during its retrofit are showed that:- the electric boilers are economically feasible since as they are capable to provide ancillary services in case of electrical supply failures. The implementation of an electric boiler with an installed capacity of about 10 MW requires 2 -3.5 times higher expenditures for its connection to the grid, which leads to a 2.5 - 5 times longer payback period, but electric boilers' MLPOE is more than 2 times less than the average in Ukraine (1265.8 UAH / Gcal);- the heat pumps usage in DHS is feasible if they are used for heat supply purposes only with the capability to provide ancillary services. The marginal price for ancillary services should be not less than 17.1 € / MWh (as of 2020);- the boilers burning natural gas due to the lowest specific investment costs and hence small payback period will be widely used during DHS retrofit under conditions of low-carbon development of Ukraine;- the biomass burning boilers and cogeneration units will not be widely used due to the limited fuel resource (biomass) and on stock areas. The capacities of 1 - 6 MW are estimated to be in operation for DHS; Gas-piston cogeneration units are economically feasible for daily power system regulation. At the same time, they provide the lowest minimum weighted average break-even price of thermal energy for the heat supply company. Запропоновано новий критерій для відбору теплогенеруючих технологій при оновленні систем централізованого теплопостачання (СЦТ) – гранична приведена ціна енергії (Marginal Levelized Price of Energy – MLPOE). MLPOE – це мінімальна середньозважена беззбиткова ціна теплової енергії, яку виробила впроваджена в підприємстві дана технологія. MLPOE враховує всі витрати та вигоди при впровадженні теплогенеруючих технологій та дозволяє більш коректно порівнювати технології, які виробляють тільки один вид енергії з багатопродуктовими – когенераційними технологіями та технологіями, які. крім виробництва теплової енергії. надають допоміжні послуги енергосистемам.Проведенj моделювання використання теплогенеруючих технологій при оновленні СЦТ із застосуванням нового критерію та аналіз отриманих результатів показали, що: електричні котли економічно доцільно використовувати під час нічного провалу ГЕН енергосистем з наданням їм допоміжних послуг з регулюванням електричного навантаження. При застосуванні електричних котлів потужністю більше 10 МВт необхідне нове приєднання до електричних мереж, вартість якого збільшує в 2–3,5 рази інвестиційні витрати та 2,5–5 разів період їх окупності. Але і при цьому MLPOE для електричних котлів вдвічі менше від аналогічної по Україні (1265,8 грн/Гкал); теплові насоси доцільно використовувати в СЦТ для цілей теплопостачання. Граничною умовою економічно доцільного застосування теплових насосів у режимі добового регулювання є збільшення плати за надання допоміжних послуг до рівня 17,1 €/МВт·год (станом на 2020 р.); газові котли завдяки найменшим питомим інвестиційним витратам та періоду їх окупності на період технологічної трансформації генеруючих потужностей в умовах низьковуглецевого розвитку України будуть широко використовуватися при оновленні СЦТ; використання котлів та когенераційних установок на біомасі не знайде широкого застосування через обмеженість паливного ресурсу (біомаси) та територій для його складування. У СЦТ будуть використовуватися потужності 1–6 МВт; газопоршневі когенераційні установки економічно доцільно застосовувати для добового регулювання потужності енергетичних систем. При цьому вони забезпечують найменшу мінімальну середньозважену беззбиткову ціну теплової енергії для теплопостачального підприємства. General Energy Institute of the National Academy of Sciences of Ukraine 2021-06-29 Article Article application/pdf https://systemre.org/index.php/journal/article/view/778 10.15407/pge2021.02.021 System Research in Energy; No. 2 (65) (2021): The Problems of General Energy; 21-27 Системні дослідження в енергетиці; № 2 (65) (2021): Проблеми загальної енергетики; 21-27 2786-7102 2786-7633 uk https://systemre.org/index.php/journal/article/view/778/672 Copyright (c) 2021 Derii V.O. https://creativecommons.org/publicdomain/zero/1.0 |
| spellingShingle | Marginal Levelized Price of Energy Levelised Cost of Energy power system electric loads heat pumps boilers cogeneration district heating system Derii V.O. Economic efficiency of district heating systems’ heat generation technologies |
| title | Economic efficiency of district heating systems’ heat generation technologies |
| title_alt | Оцінка економічної ефективності теплогенеруючих технологій для систем центалізованого теплопостачання |
| title_full | Economic efficiency of district heating systems’ heat generation technologies |
| title_fullStr | Economic efficiency of district heating systems’ heat generation technologies |
| title_full_unstemmed | Economic efficiency of district heating systems’ heat generation technologies |
| title_short | Economic efficiency of district heating systems’ heat generation technologies |
| title_sort | economic efficiency of district heating systems’ heat generation technologies |
| topic | Marginal Levelized Price of Energy Levelised Cost of Energy power system electric loads heat pumps boilers cogeneration district heating system |
| topic_facet | Marginal Levelized Price of Energy Levelised Cost of Energy power system electric loads heat pumps boilers cogeneration district heating system гранична приведена ціна енергії середньозважена собівартість теплової енергії теплогенеруюча технологія енергосистема графік електричних навантажень нічний провал потужність тепловий насос котел когенерація система централізованого теплопостачання |
| url | https://systemre.org/index.php/journal/article/view/778 |
| work_keys_str_mv | AT deriivo economicefficiencyofdistrictheatingsystemsheatgenerationtechnologies AT deriivo ocínkaekonomíčnoíefektivnostíteplogeneruûčihtehnologíjdlâsistemcentalízovanogoteplopostačannâ |