Анализ биотопливных рисков

Строительство новой биотопливной котельной, а также перевод существующей котельной на биотопливо − долгосрочные проекты со сроком окупаемости, превышающим один год. А следовательно, при расчете инвестиционных показателей и оценке привлекательности финансовых вложений следует учитывать риски, связанные с изменениями цен на различные виды топлива, со стабильностью поставок топлива в районе реализации проекта, а также с государственной политикой и изменениями в законодательстве.

При выборе топлива следует удостовериться в том, что в течение всего расчетного срока эксплуатации объект будет обеспечен топливом необходимого качества в необходимых объемах. Одна из типичных ошибок при расчете технико-экономических обоснований подобных проектов − расчет на многолетние «запасы» древесных отходов или иной биомассы, которые на поверку оказываются малопригодными как топливо и не пополняются за счет отходов действующих деревообрабатывающих производств.

Другая типичная ошибка − использование в качестве основы для расчетов устаревших и неполных статистических данных о запасах биомассы в районе реализации проекта. К сожалению, статистика в нашей стране нередко весьма далека от реальной жизни. Объемы деревообработки или сельскохозяйственного производства в статистических отчетах могут быть завышены или занижены. В результате экономические расчеты оказываются некорректными и приводят к выбору неоптимального решения при выборе топлива и энергетической мощности объекта. В некоторых случаях при оценке ресурсной базы упускается из вида конкуренция между существующими и будущими потребителями биомассы. Например, при выборе в качестве топлива древесной щепы следует учитывать текущий и перспективный спрос на щепу со стороны целлюлозно-бумажных и плитных производств, а также других котельных на биотопливе, расположенных по соседству. Объемы биомассы, которую можно использовать в качестве топлива, следует определять с учетом сезонных колебаний. Скажем, отходы растениеводства и переработки сельскохозяйственной продукции образуются в основном осенью. В то же время летом многие лесопильные производства в России работают не на полную мощность из-за дефицита сырья.

Конкуренция между потребителями биомассы, а также изменения цен на традиционные энергоносители могут воздействовать на стоимость биотоплива. В долгосрочной перспективе прямая и альтернативная цена на биотопливо будет повышаться. Однако этот рост будет отставать от роста цен на традиционные ископаемые виды топлива.

Следует также учитывать риски, связанные с вмешательством государства во взаимоотношения поставщиков и потребителей на рынке топлива. В России, как и в большинстве других стран, государство уделяет все больше внимания вопросам экологии, сокращения выбросов, утилизации отходов и так далее. Уже сегодня в ряде российских регионов (например, в Нижегородской, Пермской, Иркутской областях и в ряде других) разработаны и реализуются программы энергосбережения. Эти программы включают в себя среди прочего финансовую поддержку проектов перевода энергетических мощностей на местное топливо. Также разрабатываются и претворяются в жизнь мероприятия, направленные на сокращение выбросов вредных веществ в атмосферу и незаконной утилизации отходов производства. Эти действия, с одной стороны, способствуют повышению фактической себестоимости энергии, получаемой с использованием ископаемого топлива, а с другой − заставляют промышленные предприятия и муниципальные органы власти задумываться об эффективных способах утилизации отходов.

Таким образом, можно сказать, что при условии обеспеченности биомассой и биотопливом, а также при использовании эффективных технологий сжигания в долгосрочной перспективе перевод энергетических мощностей на биотопливо, скорее всего, будет иметь положительный эффект. Этот эффект может быть достигнут за счет снижения себестоимости производства энергии, а также за счет улучшения экологической ситуации в регионе реализации проекта.

Примеры перевода котельных на биотопливо

Примерами перевода котельных с мазута на древесные отходы являются проекты, осуществленные STEM (Швеция) в Лисинском лесхозе-техникуме (Ленинградская область, 1996 год, водогрейный котел мощностью 2 МВт), на Ильинском лесопильном заводе (Республика Карелия, 2002 год, два паровых котла ДКВР-10-13), и другие. Для повышения надежности работы в условиях переменных теплотехнических характеристик древесных отходов под котлами установлены наклонно-переталкивающие решетки фирм Saxlund (Швеция) и Tamult (Эстония) с тепловым напряжением зеркала горения около 600 кВт / м.

Лисинский лесхоз-техникум (Ленинградская область)

Котельная установка полностью скомплектована из зарубежного оборудования, поэтому затраты на нее довольно велики − $140 за 1 кВт. Потери тепла с механическим недожогом топлива составляют менее 1%, КПД брутто − около 80–85% (установка не имеет водяного экономайзера и воздухоподогревателя). Число часов работы в год и средние эксплуатационные нагрузки котла составляют соответственно: τ = 5400 ч / год, N = 0,65. Это ниже проектных показателей вследствие относительно теплых зим. Концентрации вредных веществ в уходящих газах котла составляют (при О = 6%): NO = 100–150 мг / нм, CO ≈ 100 мг / нм.

В 1996 году в котельной Лисинского лесхоза-техникума был пущен водогрейный котел тепловой мощностью 2 МВт, оборудованный наклонно-переталкивающей решеткой. Он выполнен по проекту фирмы «Хотаб» (Швеция). Приводы тягодутьевых машин имеют частотное регулирование. Система автоматического управления (САУ) Siemens (Германия) позволила полностью автоматизировать процессы подачи древесных отходов со склада на решетку, сжигания их при оптимальном избытке воздуха и минимуме потерь и удаления шлако-золовых остатков. Машинисту котлов остается только наблюдать за процессом.

За девять лет эксплуатации установка:

− NO − на 10 т;

− SO − на 160 т;

− CO − на 13 500 т.

Ильинский лесопильный завод (ИЛЗ) (Республика Карелия)

На Ильинском лесопильном заводе проведена модернизация двух из четырех котлов ДКВР-10-13 с сохранением отечественного оборудования. Проект выполнен в рамках соглашения о кредитах между ИЛЗ, компанией STEM (Швеция), эстонской фирмой Tamult и концерном ORIMI. По проекту система подачи топлива осталась без изменения, а на котельное оборудование были установлены наклонно-переталкивающие решетки, экономайзер, батарейный циклон, воздухоподогреватель и новая САУ фирмы Siemens, позволяющая поддерживать стабильное значение избытка воздуха в уходящих газах. Общие капитальные затраты составили около $50 за 1 кВт. Котлы введены в 2001–2002 годах и успешно эксплуатируются. Прибыль от переоборудования составила более $150 тыс. в год. Выбросы SO в атмосферу уменьшены на 40 т / год, CO − на 3000 т / год. Срок окупаемости проекта − менее 4 лет.

Пос. Краснозерное (Выборгский район Ленинградской области)

В 2001 году концерн «Лемо» перевел на древесное топливо котельную в пос. Краснозерное Выборгского района Ленинградской области. Общая стоимость работ составила около 3,3 млн рублей. Реконструкция, проведенная менее чем за 3 месяца, включала в себя установку двух котлов, работающих на щепе мощностью по 1 МВт·ч, ремонт и замену насосного оборудования, инженерных систем, наладку работы электрооборудования, ремонт здания котельной, сооружение системы хранения и подачи топлива. Перевод котельной на щепу позволил сократить численность обслуживающего персонала на 30%, увеличить КПД котельной с 50–55 до 80–85%, повысить надежность теплоснабжения. В поселке была полностью решена проблема с теплом.

С. Шпаньково (Гатчинский район Ленинградской области)

Таблица 2. Сравнительная эффективность производства 10 000
МВт·ч/год тепловой энергии при сжигании раз-личных видов
топлива

Другой серьезный проект по переводу угольной котельной на древесную щепу был осуществлен в с. Шпаньково Гатчинского района Ленинградской области. Для этого было построено новое здание, проложены наружные тепловые сети, установлены котлы, насосное оборудование, инженерные системы, электрооборудование. Общая производительность котельной после реконструкции составила 4 МВт·ч, что полностью покрыло нужды поселка в отоплении и горячем водоснабжении. Стоимость строительства представлена в таблице 1.

Стоимость автоматизированных котельных на биотопливе колеблется от $40 до 200 за 1 кВт в зависимости от комплектации, причем отечественные установки стоят на 20–50% дешевле. Таким образом, сейчас пришло время разумной, экономически выгодной кооперации отечественных и зарубежных фирм при практической реализации подобных проектов. Перевод угольных и мазутных котлов на биотопливо и одновременная их модернизация позволят резко сократить затраты на закупку привозного топлива, снизить стоимость тепла для населения, уменьшить загрязнение окружающей среды (табл. 2).

Зарубежное или отечественное?

Таблица 3. Удельные капитальные вложения в котельные на
древесном топливе (средние данные по СЗФО)

На сегодняшний день техническая сторона использования древесных отходов в качестве топлива решена. Заказчик может выбирать то или иное техническое решение по принципу «цена − качество». Многие заказчики предпочитают покупать импортное оборудование, оснащенное современной САУ, несмотря на то что за это приходится платить дополнительные средства. В таблице 3 представлены данные по стоимости удельных капитальных вложений в котельные на древесном топливе (средние данные по СЗФО), которые хорошо иллюстрируют это положение.

Как видно из таблицы 3, наиболее приемлемым является третий вариант − модернизация отечественных котлов с использованием зарубежного оборудования (вариант ИЛЗ).

Таблица 1. Стоимость реконструкции котельной в с. Шпаньково (Гатчинский район, Ленинградская область)

Мини-ТЭЦ

Производители котельного оборудования на биотопливе

Наблюдаются постоянный рост цен на электроэнергию и неустойчивость электроснабжения от энергосистем. Стоимость электроэнергии в СЗФО поднялась до 4–7 центов за 1 кВт·ч и стала сопоставимой с западноевропейскими ценами. Сбой в системе «Мосэнерго», произошедший в мае 2005 года и оставивший пол-Москвы на сутки без электроэнергии, показал, что даже в важнейшей энергосистеме страны могут быть сбои за счет изношенности оборудования и некомпетентности персонала.

Поэтому в настоящее время становится приоритетной задача энергонезависимости предприятия. Лучше всего этой задаче отвечает перевод паровых котельных в режим мини-ТЭЦ с установкой турбин с противодавлением или конденсационных (высокоэффективная схема когенерации). Мини-ТЭЦ могут быть укомплектованы турбинами 0,5–3 МВт Калужского завода. Это позволяет получить дополнительно дешевую электроэнергию на базе выработки тепловой энергии. Только для Санкт-Петербурга на основе паровых котельных общей мощностью 6060 Гкал / ч можно получить около 80–120 МВт электрической мощности. ЗАО «Невэнергопром» сделало предпроектные проработки и проекты для нескольких котельных Санкт-Петербурга по переводу их в режим мини-ТЭЦ; все они показывают хорошую окупаемость и приемлемые сроки возврата кредитов.

Установка в котельной ООО «Монзенский ДОК» (Вологодская область) турбогенератора мощностью 1,5 МВт позволила сократить затраты на закупку электроэнергии на 13,7 млн руб. / год. Удельные капитальные затраты составили около $500 за 1 кВт, себестоимость электроэнергии − 0,56 руб. / кВт·ч, ориентировочный срок окупаемости проекта − менее 3 лет.

Финансирование проектов

Модернизация котельных или перевод их в режим мини-ТЭЦ требуют вложения значительных финансовых средств. Переводу малой энергетики на древесное топливо очень помогла бы реализация государственной программы модернизации котельных, которая позволила бы привлечь большие финансовые средства на достаточно длительные сроки.

Необходимые инвестиции должны складываться из собственных средств предприятий, из регионального или федерального бюджетов и кредитов отечественных или зарубежных банков. Для проектов со сроком окупаемости 3–5 лет условия кредита должны быть льготными:

При большем проценте администрация региона должна гарантировать заемщику возмещение оплаты части процентов коммерческим банкам для снижения процентной ставки до уровня ставки рефинансирования ЦБ России.