CC BY
52
--© И.А. Павлов, И.В. Курта,
Е.В. Мазаник, 2012
УДК 622.8
И.А. Павлов, И.В. Курта, Е.В. Мазаник
ЭФФЕКТИВНОСТЬ УТИЛИЗАЦИИ ШАХТНОГО МЕТАНА С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ КОГЕНЕРАТОРНЫХ УСТАНОВОК
Представлены результаты анализа эффективности применения когенераторных установок при реализации проекта по увеличению объёмов добычи и использования шахтного метана в условиях отработки угольных пластов Боркутского месторождения. Показана инвестиционноая привлекательность проекта использования когенераторных установок для утилизации шахтного метана. Ключевые слова: метан, утилизация, газо-поршневые агрегаты, эффективность.
В условиях ухудшения структуры сырьевой базы газового комплекса России одним из перспективных направлений ее развития является освоение нетрадиционных ресурсов углеводородного сырья. Среди них ресурсы метана угольных пластов занимают особое место. Растущие объемы добычи газа из угольных пластов и гигантские прогнозные ресурсы метана в угольных бассейнах России обуславливают актуальность и практическую направленность научно-исследовательских работ в этой области.
Подземная добыча угля — энергоемкое производство. Для шахт особый интерес представляет переработка метано-содержащего газа в электрическую и попутную тепловую энергии. Доля расходов шахты на приобретение электроэнергии и тепла у сторонних организаций в общих затратах на производство может превышать 10 %. Выработка тепла и электричества может частично или полностью покрывать собственные потребности в этих видах энергии, а также, вследствие практически неограниченного спроса, реализовываться на стороне.
Для осуществления режима экономии, рационального распределения и эффективного использования электроэнергии, в ТЭО строительства
шахты «Воркута» рассматривается применение энергетических центров (ЭЦ) на базе газо-поршневых электроагрегатов (ГПА) производства фирмы Deutz A.G. (Германия). Вид топлива: шахтный метан из системы дегазации шахты.
В качестве ГПА рекомендуется использовать TCG 2020V20. Технические параметры предложенной установки представлены в табл. 1.
Многоагрегатный ЭЦ предназначается для утилизации добываемого шахтного метана и использования его в качестве основного топливного газа для газопоршневых агрегатов, генерирующих электрическую и тепловую энергию для нужд потребителей объекта.
Экономический эффект от переработки части газа в когенераторных установках в тепловую и электрическую энергии составит [1]:
Таблица 1
Технические параметры TCG 2020V20
Параметры Значение
Электрическая мощность, кВт 1942
Электрический КПД, % 42
Тепловая мощность, кВт
(Гкал/ч) 1972
Тепловой, КПД, % 42,7
Расход природного газа,
нм3/ч 486
_ Ц .91 + ц'< . - С2 э = ±—Ч 9
(1 + г)'
К 2
t=0
(1 + г)
I 1
руб.,
где Ц2 — прогнозная отпускная цена на 1 кВт-ч электроэнергии по двуста-вочному тарифу в 1-ом году, характерная для региона, руб.; Ц'2 — прогнозная отпускная цена на 1 Гкал. тепловой энергии в 1-ом году, характерная для региона, руб.; Р2 — объем извлекаемого газа, используемый в 1-ом году для производства электроэнергии и тепла, м3; я — удельный расход газа заданного качества на производство 1 кВт-ч электроэнергии, м3; к — коэффициент удельной выработки тепловой энергии при производстве 1 кВт-ч электроэнергии, Гкал/1 кВт-ч; С2 — эксплуатационные расходы на производство электроэнергии и попутного тепла в 1-ом году, без учета амортизационных отчислений, руб.; К2 — капиталовложения в оборудование и организацию производства электроэнергии с попутной утилизацией тепла в 1-ом году, руб.; Т2 — нормативный срок службы основного оборудования для производства электроэнергии, лет; г — ставка дисконтирования.
Расчеты метанодобываемости и расхода метановоздушной смеси в дегазационной системе выполнены Пе-чорНИИ в соответствии с планируемым календарным графиком ввода -выбытия очистных забоев и нагрузок. Реализация проекта по увеличению объемов добычи и использования шахтного метана состоит из нескольких этапов и рассчитана до 2018 года с максимальным уровнем добычи 521 м3/мин в 2011—2013 гг. Планируемое годовое полезное использование метана составит в первый год проекта
34 млн. м с последующим постепенным увеличением до 80 млн. м3 в 2008 году, 167 млн. м3 в 2009-2010 гг., 274 в 2011-2013 гг., небольшим снижением в 2014 г. до 230 млн. м (снижение связано с технологическим аспектами добычи угля) и стабилизацией добычи и использования шахтного метана с полезным использованием до 260 млн. м в 2016-2017 гг.
В первый год с учетом возможной добычи и полезного использования метана предполагается приобрести 8 газопоршневых установок ТСв 2020У20 с последующим увеличением до 64 установок.
Выработка электроэнергии и тепла газопоршневыми установками на период с 2007 по 2018 гг. представлена в таблице 2.
Поскольку вырабатываемые энергия и тепло используются для собственных нужд, то доходная часть проекта (или ее можно назвать экономией) формируется по таким статьям затрат как электроэнергия и тепло. То есть притоки денежных средств по инвестиционному проекту будут формироваться за счет реальной стоимости электроэнергии 0,675 руб. за КВт-ч и тепловой энергии 251 руб за Гкал (цены 2008г.). Данная энергия будет вырабатываться самим предприятием, а не покупаться у региональных электрогенерирующих компаний.
С учетом темпов инфляции и сложившейся тенденции повышения энерготарифов в РФ введен поправочный коэффициент, учитывающий рост тарифов в размере 5 % в год.
Капитальные вложения осуществляются за счет собственных средств. Цена установки принята на основе фактического рыночного предложения по подобным агрегатам (цены 2006г.) и составляет 1 246 000 Евро или 42 364 000 рублей.
t=0
Таблица 2
Выработка тепло- и электроэнергии ГПУ
Показатель Ед. изм. 2007 2008 2009 2010 20072010 20112014 20152018 Итого
Добыча шахтного млн. м 34 80 167 167 448 1053 1035 2536
метана
Количество при- шт. 8 11 20 0 39 25 0 64
обретаемых
установок
Выработка элек- тыс. МВт 136 323 663 663 1786 4185 4151 10122
троэнергии
Выработка теп- тыс. Гкал 138 328 674 674 1814 4250 4215 10278
лоэнергии
Для оценки экономической эффективности использованы такие показатели как чистый дисконтированный доход, индекс доходности, внутренняя норма рентабельности, срок окупаемости. Коэффициент дисконтирования равен 12,5 %.
Эксплуатационные затраты формируются за счет затрат на материалы, масло, оплату труда, единого социального налога.
Результаты расчетов представлены на рис. 1-3.
Расчёты экономических показателей показывают высокую эффективность инвестиционного проекта. При капитальных вложениях 2 743,7 млн. руб., величина накопленного чистого дисконтированного дохода составляет 3 965 млн. руб., индекс доходности 2,88, срок окупаемости 4 года и внутренняя норма доходности 70 %.
Представляется весьма интересным направлением подготовка и сопровождение инвестиционных проектов для участия в тендерах на закупку сокращенных выбросов парниковых газов. Киотский протокол предусматривает рыночные механизмы: проекты совместного осуществления (ПСО) и эмиссионную торговлю неиспользованными национальными квотами.
Приблизительные значения цены разрешений на выбросы представлены
в табл. 3. Однако следует отметить, что цена углеродных кредитов не может быть жестко фиксированной и ее значение определяется соотношением спроса и предложения на рынке в определенный момент времени.
Сегодня никто не знает, какими будут цены на единицы сокращенных выбросов в 2010-12 гг. В настоящее время в ЕС любые незначительные политические и экономические изменения сильно влияют на неустойчивый рынок эмиссионных сертификатов. В конце апреля 2008 г. цены достигли уже 30 евро/т СО2, и прогнозы были уже в 40-50 евро, но в первой декаде мая цены в ЕС упали до 9 Евро за уже реализованные снижения эмиссий.
Таблица 3
Уровень цен на углеродные кредиты
Торгуемый товар Цена за тонну С02
До 2008 2008-2012
Единицы Установленного Количества (Assigned Amount Units) 1025 Евро Цена возрастет при вступлении Киотского протокола в силу
Единицы Сокращенных Выбросов (Emission Reduction Units) 49 Евро Цена возрастет при вступлении Киотского протокола в силу
Рис. 1. Чистый дисконтированный доход проекта и уровень добычи шахтного метана (вариант без привлечения углеродного кредита)
Рис. 2. Затраты и результаты проекта (без привле■ чения углеродного кредита)
4 500 тыс.руб
4 000 Л
3 500
3 000
2 500 уг
2 000 ■
1 500 у/
1 000
500
0 ф _ 1 у*- ........
-500 200Т20082С 109201020112012 2013 2014201520162017 2018
-1 000 ■ -•-чдц -
Рис. 3. Графическое изображение срока окупаемости проекта (вариант без привлечения углерод-ного кредита)
Утилизируя шахтный метан, предполагается использовать углеродные кредиты в рамках проектов совместного осуществления и исходя из прогнозных стоимостей форвардных контрактов на приобретение сертификатов единиц сокращенных выбросов. Для расчетов принята цена 1т углеродного кредита равная 5 и 10 Евро соответственно (вариант 1 и 2).
Для проведения расчетов необходимо определить количество утилизируемого шахтного метана, его эквивалентное количество диоксиду углерода в тоннах и количество выбрасываемого СО2 при сжигании каптируемого газа на газопоршневых установках ТСв 2020У20. Разница между величиной утилизированного шахтного метана в СО2 эквиваленте и выбросами СО2 при получении тепловой и электрической энергии и будет искомой величиной единиц сокращенных выбросов.
Таким образом, величина дохода, помимо стоимости электроэнергии и тепла, будет увеличена за счет стоимости углеродного кредита.
При расчетах экономической эффективности с учетом привлечения углеродных кредитов принят тот факт, что Киотский протокол, действует до 2012 когда, то есть сокращенные выбросы будут считаться только за этот период, дальнейшие сроки
Таблица 4
Сравнительная экономическая эффективность проектов
Показатель Ел. изм. Вариант без привлечения угле-ролного крелита Вариант с привлечением углерол-ного крелита
цена углерол-ного крелита 5 Евро/т цена углерол-ного крелита 10 Евро/т
Капитальные вложения тыс. руб. 2 743 696 3 070 096 3 070 096
Эксплуатационные затраты тыс. руб. 2 283 537 2 284 897 2 284 897
Затраты — всего тыс. руб. 5 027 233 5 354 993 5 354 993
Чистый доход тыс. руб. 10 221 054 12 168 934 14 444 573
Чистый дисконтирован- тыс. руб. 3 965 338 5 261 402 6 809 413
ный доход
Индекс доходности 2,88 3,23 3,89
Срок окупаемости лет 4 3 1
Таблица 5
Дополнительный эффект от привлечения углеродного кредита
Показатель Ел. изм. цена 5 евро/т цена 10 евро/т
Капитальные вложения тыс. руб. 326 400
Эксплуатационные затраты тыс. руб. 1 360
Затраты — всего тыс. руб. 327 760
Чистый доход тыс. руб. 1 947 880 4 223 519
Чистый дисконтированный доход тыс. руб. 1 296 064 2 844 075
и возможности привлечения углеродных кредитов представляются неопределенными.
Затратная часть проекта по капитальным вложениям будет увеличена на 326,4 млн. руб. и составит 3070,1 млн. рублей за счет расходов связанных с внедрением проектов совместного осуществления (подготовка специальной проектной и организационной документации, допуски технадзора и др.).
По эксплуатационным затратам увеличение незначительное и связано в основном с ежегодной сертификацией единиц сокращенных выбросов.
Результаты расчетов по вариантам с привлечением углеродных кредитов представлены в табл. 4 и 5.
Чистый дисконтированный доход при цене 1 тонны сокращенных выб-
росов С02 5 Евро составит 5261, 4 млн. руб.; при цене 10 Евро -6 809,4 млн. руб., индексы доходности 2,88 и 3,23 а срок окупаемости 3 и 1 года соответственно.
Показатели экономической эффективности проекта в случае привлечения углеродных кредитов будут предпочтительней, чем по стандартному варианту.
Дополнительным фактором, влияя-ющим на экономическую эффективность проектов использования метана, являются платежи за выбросы метана в атмосферу. До июля 2005 года эти платежи были незначительны и не оказывали существенного воздействия на экономические показатели проектов. Постановлением Правительства Российской Федерации от 1 июля 2005г.
№ 410 «О внесении изменений в приложение № 1 к постановлению Правительства Российской Федерации от 12 июня 2003 г. № 344» утверждены новые нормативы платы за выбросы в атмосферный воздух загрязняющих веществ стационарными источниками. В соответствии с данным нормативным актом размер платы за выбросы в пределах допустимых нормативов за метан с июля 2005 г. увеличен в 1000 раз - с 0,05 руб. до 50 руб. за 1000 м3.
Размер платы за выбросы в пределах установленных лимитов с июля 2005 г. увеличен в 1250 раз - с 0,2 руб. до 250 руб. за 1000 м3.
Выполненные исследования указывают на необходимость всестороннего рассмотрения аспектов целесообразности, экономической эффективности и инвестиционной привлекательности проектов использования когенераторных установок для утилизации шахтного метана.
1. Шувалов Ю.Б. Комплексное использование ресурсов и регулирование газового режима шахт Воркутского ме-
- СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
сторождения / Ю.В. Шувалов, И.А. Павлов, А. П. Веселов. - С-Пб.: МАНЭБ,
2006. - 392 с. S3E
КОРОТКО ОБ АВТОРАХ -
Павлов И.А. - доцент, кандидат технических наук, Санкт-Петербургский государственный горный университет, e-mail: IgAlPavlov@gmail.com;
Курта И.В. - аспирант, Санкт-Петербургский государственный горный университет, e-mail: IvanKurta@yandex.ru;
Мазаник Е.В. - директор по промышленной безопасности, ОАО «СУЭК-Кузбасс».
А
--«ЭКСПЕРТ» СООБЩАЕТ
«Распадская» объявила в ноябре 2011 г., что планирует выкупить свои акции с рынка по 150 руб. за бумагу до 31 декабря. В официальном сообщении buy-back это объясняется тем, что акции компании недооценены. После появления новости рост акций составил 9 % за два дня. Что же касается потенциала к цене выкупа, то он составляет около 50 %.
На самом деле ни капитализация, рассчитанная по цене выкупа (117 млрд руб.), ни даже текущая капитализация (77 млрд) не являются такими уж низкими. Конечно, это ничто по сравнению с биржевыми ценами за месяц до аварии, случившейся в мае 2010 года, но всё же слово «дешево» текущих уровней не отражает. Специалисты считают, что топ-менеджеры «Распадской» и «Евраз Групп», компании, которой на паритетных началах с «Корбер Энтер-прайзес» принадлежит около 80 % акций «Распадской», таким образом придумали, откуда взять миллиарды.
По материалам журнала «Эксперт» (№ 46)
