Автор Дрозд К.А., Старший консультант, НТЦ «Биомасса»

Проблема быстро растущих цен на природный газ

Стремительный рост цены на голубое топливо для коммунальных предприятий Украины (см. табл. 1) поставил под сомнение будущее когенерационных технологий в коммунальном секторе Украины. Ведь еще совсем недавно очень «популярной» схемой являлась установка когенерационных модулей на базе существующих котельных со «сбросом» тепла в существующую тепловую сеть или даже со сбросом напрямую дымовых газов в существующие работающие котлы для последующей их утилизации. Однако большинство проектов в коммунальном секторе так и остались на бумаге.

Наверное, единственным исключением здесь можно назвать проект установки двух когенерационных модулей (на базе газопоршневых двигателей) в котельной г. Славутича и проект, реализованный на котельной «Южная» в г. Запорожье. И наверняка за этими двумя проектами последовали бы и другие, более успешные. Но на это можно было бы рассчитывать, если бы цена на природный газ оставалась бы прежней, или бы выросла незначительно. Теперь же при прогнозируемых ценах на природный газ на 2007 г.* и вечно отстающих от экономически обоснованного уровня тарифов на тепловую энергию, перспективы когенерационных технологий в коммунальном секторе вряд ли можно назвать радужными.

Возможное решение проблемы
В такой ситуации возродить былой интерес к когенерации в коммунальном секторе могут проекты совместного осуществления (СО) в рамках Киотского протокола. Проекты СО — это проекты направленные на сокращение выбросов парниковых газов (ПГ), которые осуществляются на территории страны Приложения 1 Киотского протокола (куда входит и Украина наряду с экономически развитыми странами и странами с переходной экономикой) с участием инвестора также из числа стран Приложения 1. В обмен на частичное инвестирование такого проекта (в зависимости от предполагаемого сокращения выбросов парниковых газов) инвестор получает право на использование квот (единиц сокращения выбросов — ЕСВ), которые будут образованы в случае успешной реализации проекта.

Когенерация является более эффективной технологией по сравнению с раздельным производством теплоты и электроэнергии, а значит, ее использование сокращает использование природного газа, а соответственно и выбросы ПГ. Поэтому практически любой проект по строительству когенерационых станций может рассматриваться как потенциальный проект СО.

Откуда берется сокращение выбросов парниковых газов при реализации когенерационных проектов и как оно рассчитывается.

У читателя может возникнуть вопрос «Откуда берется сокращение выбросов на объекте (например, на котельной), если мы устанавливаем на нем когенерационную установку, ведь фактическое потребление природного газа возрастает, и соответственно должны увеличиваться выбросы?».

Однако причиной сокращения выбросов является то, что объект, потребляя электроэнергию, произведенную новой когенерационной установкой, отказывается от потребления электроэнергии из сети, а это в свою очередь означает, что «где-то» будет снижена нагрузка на блоки ТЭС или ТЭЦ с более низким, чем у новой станции КПД.

И даже если электроэнергия, произведенная новой КУ принимается в сеть, это означает, что «вытесняется» более СО2 интенсивная электроэнергия. Для каждой из стран существуют т.н. коэффициенты — факторы эмиссии парниковых газов при использовании электроэнергии из общей энергосистемы страны. Сейчас в основном пользуются коэффициентами, разработанными экспертами МГЭИК*, [2] для Украины такие коэффициенты приведены в табл. 2.

Для иллюстрации всего вышесказанного рассмотрим в качестве примера один из проектов, подготовленный НТЦ «Биомасса» в ходе подготовки Украинско-Немецкого портфеля проектов СО в сотрудничестве с немецким энергетическим агентством. Проект называется «Строительство миниТЭЦ в г. Смела» и представляет собой классический проект строительства когенерации на базе существующей котельной. Основной причиной инициации этого проекта является дефицит электрических мощностей в г. Смела, в свою очередь оборудование существующих котельных достаточно старое и малоэффективное. Поэтому было принято решение о строительстве когенерационной установки на базе одной из существующих котельных (котельная «ВАРМ»). Технические характеристики новой установки приведены в табл. 3. [4].

Предполагается, что тепловая нагрузка существующих котельных будет снижена на величину тепловой нагрузки новой мини-ТЭЦ, а электрическая энергия будет поставляться ряду местных компаний по прямым договорам, а ее избыток будет отдаваться в общую энергосистему.

Какое же в таком случае будет сокращение выбросов ПГ и как оно рассчитывается? Сокращение выбросов ПГ рассчитывается как разница между выбросами базового сценария и выбросами проектного сценария. Выбросы базового сценария это выбросы, которые с наибольшей вероятностью имели бы место в случае отсутствия проекта. Во многих случаях, в том числе и в нашем, базовый сценарий совпадает с существующей практикой*.

То есть тепловая энергия продолжает вырабатываться в существующих котельных, а потребители продолжают использовать электроэнергию из сети (см. рис. 1).

Перемножая факторы эмиссии соответствующего года (из табл. 2) на величину потребления электроэнергии: 87546 МВт/час, получим выбросы ПГ, вызванные потреблением электроэнергии из сети. Для производства тепловой энергии на существующих котельных необходимо сжечь некоторое количество природного газа. Придерживаясь консервативного подхода, и принимая КПД существующих газовых котлов 91% (хотя в реальности этот показатель может быть значительно ниже), можно рассчитать, что для производства 76180 Гкал/год тепловой энергии необходимо сжечь 10,014 млн м3/год природного газа (или 319 ТДж). Умножая последнее значение на фактор эмиссии ПГ при использовании природного газа (56,1 т СО2-экв/ТДж [2]), получим 19660 т СО2-экв/год.

Складывая выбросы ПГ, вызванные потреблением электроэнергии из сети и потреблением природного газа для производства тепловой энергии, получим выбросы ПГ в базовом сценарии (см. табл. 4).

В проектном же сценарии существующие котельные снижают свою нагрузку (или же вообще останавливаются, работая лишь в пиковом режиме), а новая ТЭЦ покрывает нужды города как в тепловой энергии, так и в электрической (см. рис. 2). Это дает нам право считать, что произведенная новой ТЭЦ электроэнергия заменяет более «СО2 интенсивную» электроэнергию из сети, которая в случае отсутствия проекта потреблялась бы городом. Таким образом, в проектном сценарии имеют место выбросы ПГ только от потребления природного газа новой ТЭЦ. Потребление природного газа новой ТЭЦ согласно табл. 1 составляет 21,857 млн м3/год (765 ТДж), а это приводит к выбросам ПГ в размере 42916 т СО2-экв/год.

Отнимая проектные выбросы ПГ от выбросов ПГ базового сценария, получаем, что проект в г.Смела приводит к сокращению выбросов ПГ в среднем в размере 35 000 т СО2-экв в год (см. табл. 4), или же 175000 т СО2-экв за период обязательств (2008-2012 гг.). Если проект удастся запустить в эксплуатацию до 2008 г. (это даст возможность вырабатывать ЕСВ на протяжении всего периода обязательств) и оформить его как проект СО, то можно привлечь дополнительно «экологических» инвестиций в размере 875 000 евро (при цене 7 евро/т СО2-экв), что составляет 11,2% от общих инвестиций в проект. Из этой суммы до 50% может быть получено непосредственно на реализацию проекта (заплачено как аванс за «будущие» ЕСВ), а остальные 50% будут выплачены по факту передачи ЕСВ.

Какие проекты могут быть реализованы как проекты СО
Какой же мощности проект может привлечь потенциальных покупателей ЕСВ? Обычно покупатели заинтересованы в проектах генерирующих не менее 50 тыс. т СО2-экв/год, ибо меньшие размеры сокращения могут привести к тому, что выгода от продажи/покупки ЕСВ не покроет всех издержек по оформлению проекта, последующей верификации сокращения выбросов, и т.д. (т.н. транзакционные затраты). Иногда все же находятся покупатели, которые готовы рассматривать проекты «размером» менее 50 тыс. т. Нашим Министерством охраны окружающейсреды, отвечающим за рассмотрение и одобрение проектов СО в Украине, установлен лимит в 20 тыс. т СО2-экв/год. Как видно, проект в г. Смеле, имея мощность в 12 МВтэл, удовлетворяет требованиям принимающей стороны (Украины), но не совсем удовлетворяет запросам покупателей. Приблизительная зависимость сокращений выбросов ПГ от мощности когенерационной установки и коэффициента использования топлива представлена на рис. 3.

Однако следует отметить, что это лишь приблизительные расчеты, и для каждого конкретного случая реальные цифры могут значительно отличаться от приведенных, в зависимости от базового сценария, эффективности нового и существующего оборудования, использованной методики расчета выбросов ПГ*, и т.д.

Если же проект имеет недостаточное сокращение мощности, можно объединить его с подобным проектом (или группой проектов) в один «портфель» проектов. В случае, если собственники проектов разные, заявителем может выступить поставщик оборудования, компания-посредник, либо же консультант.

Что такое дополнительность?
Проект может быть реализован как проект СО, только в том случае, если бы он не состоялся без тех «экологических» инвестиций, предусмотренных в обмен на произведенное количество ЕСВ. То есть необходимо доказать, что возможность получения средств от продажи ЕСВ окончательно «убедили» инвестора в целесообразности осуществления проекта.

Проект является дополнительным и может быть реализован как проект СО, если средства от продажи ЕСВ помогают проекту преодолеть несколько, или хотя бы один из следующих барьеров:

Финансовый барьер — проект не выгоден без привлечения средств от продажи ЕСВ вообще (например IRR проекта ниже приемлемой величины), или же существует более финансово выгодная альтернатива проекту (IRR потенциального проекта СО меньше IRR альтернативы).

Инвестиционный барьер — когда у предприятия просто нет денег хотя бы для покрытия 10-15% общих инвестиционных затрат (что в большинстве случаев требуют банки при выдаче кредитов).

Технологический барьер — предлагаемая технология слабо развита в стране или в регионе.

Повышение цены на природный газ в Украине значительно упростило процесс доказательства дополнительности «когенерационных» проектов СО в условиях Украины. Дешевый природный газ, проверенная технология — все это приводило к тому, что когенерационный проект и являлся базовым сценарием (т.е. когенерационный проект состоялся бы и без средств от продажи ЕСВ), а соответственно при его реализации не возникло бы никакого дополнительного сокращения выбросов ПГ. Теперь же после увеличения цен на природный газ, проекты по когенерации очень часто становятся экономически не привлекательными без киотских денег — и дополнительность проектов очевидна.

Зачем нужны консультанты при разработке проектов СО?
Теоретически на оформление проекта СО должно уходить от 6 месяцев до 1 года. Когда до начала периода обязательств по Киотскому протоколу остался 1 год, то насколько быстро и удачно удастся подготовить документацию проекта СО, найти покупателя сокращений, договорится о цене и условиях, пройти международную экспертизу проекта, зависит, начнет ли проект «вырабатывать» сокращение выбросов уже в 2008 г., и таким образом обеспечит максимальную выгоду от использования механизма СО. Быстро и качественно сделать такую работу помогут консультанты.

На данный момент в Украине работает ряд как местных, так и зарубежных компаний оказывающих консультационные услуги в разработке и сопровождении проектов СО. Одной из ведущих компаний в этом секторе является Научно-Технический Центр «Биомасса» (г. Киев). По состоянию на начало ноября 2006 г. НТЦ «Биомасса» разработал около 40 проектов СО, из них 6 на этапе подготовки проектно-технической документации (ПТД) в различных секторах экономики. Не является исключением использование когенерационных технологий на природном газе. В табл. 5 приведены когенерационные проекты, идентифицированные и разработанные НТЦ «Биомасса».

Выводы
Несмотря на то, что цены на природный газ в Украине выросли за последний год более чем в два раза для предприятий коммунального сектора, когенерационные технологии не утратили своей популярности. Одной из причин можно назвать и возможности привлечения дополнительных средств на реализацию когенерационных проектов через механизм совместного осуществления в рамках Киотского протокола. Для того чтобы удовлетворить требованиям покупателей и обеспечить сокращение выбросов парниковых газов в размере 50 тыс. т СО2-экв в год, проект должен иметь установленную электрическую мощность от 20 МВт. Проекты СО в зависимости от предложенной цены за ЕСВ и инвестиционных затрат (которые в основном зависят от вида планируемого для установки оборудования) позволяют покрыть от 10% до 20% от общих инвестиционных затрат когенерационного проекта. Ввиду того, что цены на природный газ выросли, и ожидается их последующий рост в 2007 г., дополнительность когенерационных проектов СО не вызывает никаких сомнений. ■