|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Что такое когенерация, детально рассказывать не нужно. Тем не менее поскольку отрасль существует и развивается в определенной политической и экономической среде обитания, это понятие непрерывно трансформируется и обрастает новыми смыслами.
Чтобы ответить на интересующие редакцию
вопросы, автор провел ряд встреч и бесед с экспертами ведущих украинских
предприятий, обеспечивающих поставку когенерационных установок
потребителям и реализацию проектов в целом. Сотрудники компаний
«Синапс», «Немецкие Энергетические Системы» (GES), «Цеппелин Украина»,
базируясь на опыте реальных внедрений, рассказали о причинах, по которым
предприятия строят системы когенерации, о трудностях, с которыми они при
этом сталкиваются, и о перспективах отрасли. Напомним, что указанные
выше компании поставляют на рынок оборудование GE Jenbacher, MWM и
Caterpillar.
Практические выгоды когенерации Прежде всего очертим круг, внутри которого находится объект нашего исследования. Когенерация — это совместная выработка тепловой и электрической энергии в результате сжигания теплоносителя в газопоршневых установках. Кроме того, когенерационные установки при необходимости позволяют вырабатывать пар, холод и углекислый газ. Многие из этих полезных продуктов реально востребованы потребителями. Вопрос только в цене. Экономическую выгоду от внедрения собственной установки можно просчитать, если соотнести цены на электричество, газ и тепло. Очевидно, что указанные продукты предприятие может купить на рынке, а может и выработать самостоятельно, в том числе и углекислый газ (актуально для теплиц и пищевой промышленности), а излишки продать. Особый интерес представляет ситуация, когда имеется собственное топливо для когенерационных установок (тот же шахтный метан) и оно дешевое. В этом случае хотя электричество и нельзя продать государству по «зеленому» тарифу (шахтный метан не относится к возоновляемым источникам энергии), но можно договориться о «специальном» тарифе, который будет учитывать реальные затраты предприятия на выработку электроэнергии. Ключевым фактором здесь является низкая цена на газ. Другое дело — биогаз. Здесь электричество уже можно продать государству по «зеленому» тарифу, а тепло направить на собственные нужды предприятия или ближайших поселений. Ключевой фактор здесь — «зеленый» тариф, поскольку затраты на строительство и эксплуатацию завода по выработке биогаза могут быть достаточно высокими. Собственно государство (и не только наше) применяет этот инструментарий, чтобы дотировать предприятия и обеспечить им экономическое оправдание использованию альтернативных газов. Зачем нужно дотировать нерентабельное производство? Причин здесь много. Это и экология, и создание новых рабочих мест, и диверсификация источников энергии, и связанная с ней энергетическая безопасность государства. Отметим, что в ходе разговора с экспертами вектор беседы, причем достаточно быстро, начинал смещаться в сторону экономических, законодательных и социальных факторов, которые всецело определяют жизнь и смерть этой достойной в целом затеи. Экологическая сторона вопроса зачастую играет здесь не последнюю роль — прежде всего это снижение выбросов метаносодержащих газов в атмосферу. В то же время экономический аспект нередко является достаточно условным; именно «зеленые» и «специальные» тарифы зачастую определяют успех проекта и бизнес- модель его реализации.
Намереваясь поговорить с экспертами рынка о решениях по совместной выработке тепла и электроэнергии, хотелось получить ответ на вопрос о том, есть ли в настоящее время у предприятий интерес к построению таких систем? В какие годы был зафиксирован подъем отрасли и на какие пришелся спад? Оказалось, что существует достаточно много факторов, оказывающих влияние на рост и спад интереса к когенерации в нашей стране. Прежде всего определяющим моментом коммерческого интереса является цена на газ. Если он «природный» и поступает «из трубы», то рост его стоимости в целом скажется негативно на перспективе отрасли когенерации. Но важна не только исключительно цена на газ, но и стоимость электро-энергии, которая также растет, в том числе и за счет инфляции. В связи с развитием «зеленой» энергетики и появлением «зеленых» (более высоких) тарифов на электрическую энергию, выработанную из возобновляемых источников, этот фактор также начал содействовать привлечению инвесторов к развитию данного бизнеса, который для предприятий большей частью является вспомогательным. Способствуют внедрению когенерационных проектов также трудности, с которыми сталкиваются предприятия при развитии своей инфраструктуры — например, удаленность от линий электропередачи или сложности подвода нужной мощности. Как правило, все эти вопросы решаются через кошелек владельца бизнеса. Но когенерация может не только удешевить получение нужных ресурсов, но и принести дополнительные выгоды. Особенно, если используются альтернативные виды газа или параллельно с этим задействован инструментарий Киотского протокола (это если в ретроспекции) или «зеленого» тарифа на электроэнергию. То же тепло, которое нужно откуда-то получать, будет в этом случае вырабатываться на собственной территории предприятия. Если это тепличное хозяйство, то есть возможность выработки углекислого газа, повышающего урожайность. Да и собственная электроэнергия еще никому не помешала. Особенно если учесть, что государство должно ее выкупать в обязательном порядке, да еще и по более высокому тарифу. Комментируя вопрос окупаемости проектов, Александр Збаращенко, технический директор «Немецких Энергетических Систем», подчеркнул, что ставить вопрос об универсальных сроках окупаемости для всех когенерационных проектов не совсем корректно. В одном случае может оказаться, что оборудование окупается достаточно быстро, а в другом - не окупается вовсе. Дело в том, что важно понимать, в каких условиях осуществляется эксплуатация установки, каковы актуальные для предприятия тарифы на электроэнергию, тепло и газ, есть ли возможность рационально использовать тепло на протяжении всего года, удалось ли подключить установку к общей энергосети и каковы затраты на такое подключение. На самом деле факторов, влияющих на сроки окупаемости проекта, очень много. Каждый проект здесь действительно индивидуален. Большое влияние оказывает возможность получения «зеленого» тарифа и его уровень. В некоторых случаях, и это было совсем недавно, инвестор начал реализацию проекта и выполнил закупку оборудования, руководствуясь расчетами и представлениями об уровне «зеленого» тарифа. Но тут случился «форс-мажор» - Верховная Рада внесла коррективы в величину «зеленого» тарифа. Реализация проекта была остановлена, когенерационную установку так и не запустили в эксплуатацию. Ведь экономика работы проекта была рассчитана на определенный уровень стоимости электроэнергии. C учетом всех затрат проект приносил бы убытки. По понятным причинам мы не называем это предприятие.
В то же время проекты на шахтном метане, которыми в нашей стране активно занимается компания «Синапс», имеют достаточно короткий срок окупаемости. Сергей Сабадаш, руководитель проектов компании, рассказывает, что первая волна когенерационных проектов в нашей стране была связана с использованием квот на выбросы в атмосферу, определяемых Киотским протоколом. В то время можно было получить хорошие деньги под реализацию когенерационных проектов со сроком окупаемости до одного года. Яркий пример - шахта им. А.Ф. Засядько, проект на которой был реализован за два года (2004-2005 гг.). Генерируемая электрическая мощность составила 72 МВт. Одна из задач, которая была поставлена перед нашей компанией, состояла в создании системы газоподготовки (очистки шахтного метана). Огромная проблема - это наличие угольной пыли в шахтном газе, от которой нужно было избавиться. И вторая проблема - очень низкое метановое число смеси - 25-30%. Но оборудование GE Jenbacher, которое было использовано в этом проекте, позволяет работать на таком газе, причем достаточно успешно. После этого «пилотного проекта» многие отечественные руководители шахт увидели, что это не только работает, но и приносит прибыль, что газ можно не просто сжигать, но и вырабатывать электроэнергию и тепло, которые можно использовать как на собственные нужды, так и для продажи. Даже сейчас срок окупаемости таких проектов на шахтном метане - от одного до двух лет, несмотря на достаточно высокие инвестиции. Конечно, это с учетом полной утилизации как тепла, так и электроэнергии. Хотя сроки окупаемости проектов лежат в диапазоне от полутора до двух лет (на шахтном метане) и от трех лет и выше (при использовании природного газа), не следует думать, что они обеспечиваются автоматически. Отрасль в целом балансирует на шатком основании экономической эффективности. Небольшая ошибка в расчетах — и проект может легко прогореть. Поэтому следует учитывать все факторы, с которыми у заказчика есть все шансы столкнуться при внедрении. А это непрерывно меняющаяся и «совершенствующаяся» законодательная база по тем же «зеленым» тарифам и беспредел чиновников различного уровня, границ не имеющий по определению. Мы затронули только часть проблем. А что касается финансирования или технической стороны проекта, то здесь все решается проще. Самое важное и главное в эффективности проекта когенерации — цены на газ и электричество, политика государства в регулировании спецтарифов и «зеленых» тарифов на электроэнергию, подключение когенерационных установок к общей электрической сети и т.д. Поэтому так получилось, что в этой статье мы больше сосредоточимся на сопутствующих проблемах отрасли, чем на технических вопросах когенерации.
При построении когенерационных установок на практике используются газопоршневые двигатели внутреннего сгорания. При этом газ может быть как природным (с высокой концентрацией метана), так и альтернативным низкометановым (шахтным, свалочным, биогазом и пр.). И хотя говорят, что такой газ почти бесплатный, это, конечно же, не так. Добыча, предварительная подготовка, очистка, подача от месторождения до генератора — все это требует весьма ощутимых затрат. Тот же биогаз, к примеру, получаемый в результате анаэробного брожения жидких органических отходов, требует построения специальных установок с огромными резервуарами (метатенками), куда загружается исходный «продукт» для его переработки бактериями. Закупка и технологическое обслуживание этого оборудования требует немалых денег.
Эксперты утверждают, что когенерационные установки на природном газе окупаются за 3-3,5 года. На шахтном метане — за 1,5-2 года. Для других альтернативных газов эти сроки во многом зависят от возможности получения «зеленого» тарифа на электроэнергию. Вопрос газа, используемого для обеспечения работы когенерационных установок, является первостепенным. Дело в том, что не всякий газо-поршневой двигатель сможет работать на смеси с низким содержанием метана, которую добывают в шахтах, на свалках или в биоустановках. Для работы на альтернативных низкометановых газах требуется специальное оборудование, которое выпускает не так уж и много производителей. При этом для каждого проекта выполняются расчеты и завод- изготовитель проводит практическую апробацию решения на конкретном топливе, полученном на месте его добычи.
Для решения отдельных задач, например,
перевода предприятий коммунального теплового хозяйства на
когенерационные установки или нужд промышленных пред-приятий, часто
используется природный газ. Он имеет высокую концентрацию метана (от 70%
до 98%), а также может содержать примеси этана, пропана, бутана и других
газов. С другой стороны, Европа постоянно испытывала дефицит природного газа, в связи с чем идея использования альтернативных низкометановых источников топлива нашла своих сторонников. Ряд производителей, таких как Jеnbacher и MWM, начали специализироваться на разработке и производстве газопоршневых двигателей на горючем газе с низким содержанием метана. Поэтому когда в XXI веке стало понятно, что идея эта весьма плодотворна, американские компании, непрерывно расширявшие сферу своих интересов, начали приобретать европейские заводы по выпуску таких специализированных установок. General Electric в 2003 году купила австрийскую Jenbacher. А компания Caterpillar в 2010 году — немецкую Motorenwerke Mannheim (MWM). Название компании переводится как «Моторостроительные заводы г. Мангейм».
Как отводят тепло? Основными элементами, из которых состоит когенерационная установка, являются газовый двигатель и электрический генератор, а также система отбора тепла. При необходимости используются дополнительное оборудование для предварительной очистки газа и различные вспомогательные устройства. Производитель может предлагать как законченное решение в виде готового контейнера, в который подводится газ и откуда отводятся тепло и электроэнергия, так и отдельный газогенераторный агрегат. Очевидно, что во втором случае вся забота о его доукомплектовании необходимым оборудованием для превращения газогенераторной установки в когенерационную ложится на плечи системного интегратора. Отметим, что для Украины второй подход является более востребованным. Хотя контейнерные решения в свое время также были приобретены. Готовое решение от производителя, с одной стороны, имеет ощутимо более высокую стоимость. Но не только этот момент останавливает интеграторов. Следует учитывать еще и тот факт, что готовое решение практически всегда нужно дорабатывать, учитывая высокую сложность комплекса решаемых задач. Если же интегратор берется за реализацию проекта самостоятельно, то владея полученным ранее опытом, может выполнить необходимые работы по подготовке газа и отводу тепла своими силами, используя оборудование сторонних производителей.
«Ох уж эти русские, — жалуются друг другу китайцы, — они все на одно лицо». Для непосвященных, вероятно, все конегерационные установки именно так и выглядят. Но при более глубоком изучении вопроса выясняется, что в этой сфере практически нет типовых проектов, отсутствуют стандартные решения. Каждое предприятие имеет свои особенности и индивидуальные потребности в тех или иных продуктах, которые может выработать газопоршневой двигатель. А это электричество, тепло, углекислый газ. А еще холод, производство которого осуществляется либо с помощью обычной холодильной установки за счет электричества, либо с применением несколько иных принципов, например, с помощью абсорбционных холодильных машин. Хотя в экономической эффективности этой технологии эксперты высказывают сомнения. В связи с разными задачами, стоящими перед заказчиком, решение становится персональным. Большинство клиентов используют тепло, электричество, или то и другое вместе взятое. Причем уровень потребления зависит от сезона. Теплицы нуждаются в электричестве, тепле и углекислом газе. Промышленные предприятия потребляют тепло и электричество, а «лишнюю» электроэнергию теоретически может забрать энергосеть (но еще не значит, что заберет). Обеспечение параллельной работы с энергосетью — это уже «высший пилотаж».
Мировые лидеры, которых мы называли выше, производят газопоршневые установки, основным назначением которых является непосредственно выработка электрической энергии. Вопрос отвода тепла остается открытым. Теоретически производитель может взять решение этой задачи на себя. Но на практике (по крайней мере, в нашей стране) установкой систем теплообмена занимаются партнеры, которые выполняют проект для заказчика. При этом используются различные теплообменники для снятия тепла с охлаждающей жидкости, масла, выхлопных газов. Выпускаются эти устройства различными специализированными производителями. Отбор тепла — важнейшая задача. Но не менее ответственный фактор — газоподготовка. Следует учитывать, что, к примеру, тот же шахтный газ содержит много пыли, от которой следует избавиться, прежде чем подавать его в двигатель внутреннего сгорания. Все вопросы внедрения ко- генерационной установки требуют проработки как технических решений, так и расчета экономической составляющей с учетом законодательной базы и реальных возможностей инвестора. Если заказчиком является депутат, чиновник высокого ранга, крупный бизнесмен со связями, проблемы решаются гораздо быстрее и в нужном для потребителя направлении.
«Из всех газов для нас важнейшим является «природный газ». Так мог бы сказать вождь мирового пролетариата, если бы ему довелось жить в наше непростое время газовых войн и неоправданных геополитических претензий. Казалось бы, вопрос экономической целесообразности проектов напрямую связан со стоимостью газа, используемого для выработки тепла и электроэнергии. Однако в нашей стране есть отрасль, в которой природный газ (недешевый, между прочим) используется только для подогрева воды в нагревательных котлах. Речь идет, прежде всего, о предприятиях сферы теплокоммунэнерго. Коммунальные котельные, обеспечивающие подогрев воды и паровое отопление, работают сейчас практически только в крупных городах. Причем топливом повсеместно является природный газ (исключение из этого правила можно встретить разве что на востоке нашей страны). Замена котлов когенерационными установками является в этом случае экономически оправданным решением, поскольку из того же самого газа можно получать как тепло, так и электрэнергию, причем с достаточно высоким суммарным КПД, который доходит до 95%. В этом случае необязательно выполнять разовую замену всего оборудования. По словам Сергея Сабадаша, процесс модернизации можно осуществлять постепенно - поэтапно замещая традиционные мощности по выработке тепловой энергии системами когенерации. В этом случае предприятие получит вначале дополнительную тепловую и электрическую мощности, а если нужно, то и холод или пар. Причем электричество можно будет использовать для собственных нужд. А в дальнейшем избыток электроэнергии есть смысл передавать в электрическую сеть. Поскольку предприятия по выработке тепла являются, как правило, коммунальными, здесь есть как позитивные, так и негативные моменты. «Цеппелин Украина» имеет большой опыт реализации проектов построения и модернизации систем когенерации на промышленных предприятиях и городских котельных. Евгений Химорода, менеджер энергетических проектов этой компании, отметил, что если говорить о коммунальных теплоснабжающих предприятиях, то следует учитывать, что с прибылью и инвестициями у них всегда сложности. Они не имеют средств не то что на модернизацию основных фондов предприятия, но даже на ремонт и обновление теплотрасс, которые давно требуют замены. Покупатели тепла, особенно бюджетные организации, также не всегда исправно платят за поставленную продукцию, в данном случае тепловую энергию. В этих условиях предприятию крайне сложно взять кредит на покупку нового оборудования в коммерческих банках или лизинговых компаний. Но пути решения проблемы все-таки есть. И здесь неоценимую помощь оказывают нашей стране международные банки и фонды, такие как ЕБРР, Мировой банк, НЕФКО и т.д.
Один из самых
активных - Европейский банк реконструкции и развития (ЕБРР), благодаря
которому были выполнены проекты по модернизации оборудования городских
котельных и тепловых сетей, включая внедрение когенерационных установок.
Последний из таких проектов датируется 2012-2013 годами и реализован в
КП ТС «Черкассытеплокоммунэнерго» на оборудовании Caterpillar, США. На
каждой из трех котельных было установлено по одной когенерационной
установке. Две из них мощностью 1,2 МВт и одна - 1,46 МВт.
Шахтный метан Шахтный метан следует, пожалуй, отнести к первопроходцам среди альтернативных газов, который начал использоваться для совместной выработки электричества и тепла. Поначалу этот газ просто выбрасывался в атмосферу, затем сжигался в факелах. Чтобы стимулировать предприятия бороться с этими негативными явлениями, мировое экологическое сообщество выработало так называемый Киотский протокол, в соответствии с которым можно было получить денежные средства на реализацию системы когенерации, позволяющей сократить вредные выбросы. Существовало несколько различных механизмов получения денег, один из которых, например, предусматривал продажу квот на выбросы газов. Как рассказал Сергей Сабадаш, первая волна внедрения когенерационных установок прокатилась по шахтам донецкого края и была вызвана не в последнюю очередь Киотским протоколом, в соответствии с которым Украина получила от стран, задействованных в реализации этого инструментария, некоторую сумму денег. Они были частично потрачены и на внедрение проекта строительства когенерационной электростанции ЭЕ ивпЬасЬвг на шахте им. А.Ф. Засядько. Отметим, что шахтный метан — это сопутствующий газ угледобычи. По определению он не является возобновляемым источником энергии. И это очень важно, ведь к электричеству, выработанному на таком газе, нельзя применить так называемый «зеленый» тариф, устанавливаемый государством только на электроэнергию из возобновляемых источников. Более того, государство вовсе не обязано выкупать ее у предприятий. Конечно, оно может это сделать. Но может и отказать. О важности и исторической миссии Киотского протокола говорит уже то, что когенерационный проект шахтном метане стал возможным благодаря средствам, полученным в рамках этого документа. Еще один проект, который мог быть запущен в нашей стране в результате действия этого протокола, был связан с модернизацией котельной в Cевастополе в районе Камышовой Бухты. Предполагалась установка достаточно мощного оборудования с системой когенерации и тепловым насосом. Проект планировалось завершить к 1 января 2013 года. Он мог обеспечить теплом и горячей водой 108 тыс. жителей города. Но не сложилось. Пока разрабатывался проект, деньги «куда-то делись». А затем и срок действия Киотского протокола истек.
Уже всем понятно, что использование шахтного газа для систем когенерации экономически обосновано. Совсем другое дело — биогаз, где электроэнергия подпадает под «зеленую» энергетику и «зеленый» тариф. Прои¬веденную энергию (или ее избыток, который предприятие решает продать) государство обязано выкупать по более высокому («зеленому») тарифу. Здесь уже речь идет о дополнительной прибыли и прямой самоокупаемости установки. Но газ для этих целей должен быть возобновляемым. Свалочный и биогаз подходят под это определение. Опрошенные эксперты констатируют, что наибольшая активность в области реализации когенерационных установок в нашей стране пришлась на 2007-2008 годы. Последующие несколько лет характеризовались спадом интереса, и только начиная с 2012 года начался подъем, связанный с возможность использования альтернативных газов и «зеленых» тарифов на электроэнергию. Новая политика расчетов за электроэнергию привела к росту заинтересованности потенциальных инвесторов в использовании свалочного и биогаза для выработки тепла и электроэнергии. Как и следовало ожидать, первыми откликнулись птицефабрики и предприятия животноводства, которые получили возможность использовать органические отходы ферм для получения горючих низкометановых смесей и обеспечивать с их помощью работу когенерационных установок. В Украине уже есть проекты на биогазе. Об одном из них рассказал Сергей Сабадаш. В 2013 году наша компания ввела в эксплуатацию электростанцию на ПАО «Мироновский хлебопродукт» (ТМ «Наша Ряба»). Это первая в Украине электростанция, которая получила «зеленый» тариф на биогазе в животноводстве. Оборудование обеспечивает выработку 4,3 МВт электрической мощности и 4,5 МВт тепловой и состоит их 4 когенерационных установок GE Janbacher по 1063 кВт. Очень интересным и перспективным в Украине является направление строительства когенерационных электростанций на свалочном газе. Хотя здесь преуспели пока только западные инвесторы, которые ввели в эксплуатацию уже три электростанции GE Jenbacher, работающие на газе мусорных свалок. В процессе реализации еще несколько крупных проектов. В последнее время многие крупные агрофирмы активно присматриваются к когенерационным системам. Причем строить планируют установки мощностью в десятки мегаватт, никак не ниже. Положительный опыт реализации подобный проектов в стране уже накоплен. Первопроходцы проложили путь, за ними пойдут другие.
Когенерация в Украине развивается и имеет достаточно хорошие перспективы. «Зеленый» тариф на выработку электроэнергии из возобновляемых источников — очень хороший стимул для использования альтернативных газов. Проекты на шахтном метане также будут внедряться, особенно учитывая короткий срок их окупаемости. Большие перспективы перехода на когенерационные установки в коммунальной сфере, использующей природный газ для нагрева воды и отопления. Преодоление коррупции и бюрократических препон, а также продолжение движения страны в цивилизационном направлении будет еще больше стимулировать данную сферу экономики.
Автор благодарит Евгения Химороду («Цеппелин Украина»), Сергея Сабадаша («Синапс»), Александра Збарашенко и Андрея Шамонина («Немецкие Энергетические Системы») за помощь в написании статьи.
Владимир СКЛЯР, СиБ |
|
