Опыт утилизации шахтного метана в ФРГ



Предыдущая | Следующая

 

Опыт утилизации шахтного метана в ФРГ и возможности его утилизации в России Конференция 19-20 июня 2006 г. в г. Кемерово по утилизации шахтного метана показала, что имеется много технических решений использования шахтного метана. К сожалению, в большинстве докладов не рассматривались экономические и законодательные вопросы реализации этих проектов. Большие надежды участники конференции, как и многие другие ученые, политики, журналисты и руководители угольных шахт возлагают на предоставляемые возможности механизма Киотского — резкое возрастание эксплуатационных затрат при длительной концентрации СН4 менее 30 % в шахтной смеси (сравнимо с работой автомобиля на первой передаче);
— большие капитальные (1 млн евро за 1 МВт) и эксплуатационные затраты (более 200-300 тыс. евро в год на 1 МВт);
— электрическую и тепловую энергию из-за отсутствия потребителей не всегда можно использовать.
Дополнительные возможности утилизации шахтного газа предоставляет протокола. При этом не все различают политические и экономические решения по данным проектам. Рассмотрению данных вопросов с учетом опыта ФРГ, где достигнуты наилучшие в мире результаты по утилизации шахтного метана и реализации принципов Киотского протокола, и посвящена данная статья.
На начало 2006 г. только в Рурском бассейне работали более 130 контейнерных ТЭС на шахтном газе с установленной мощностью более 150 МВт электрической энергии (на шахте «Антрацит Иббенбюрен» кроме четырех КТЭС действует еще стационарная установка мощностью 27 МВт). Большинство из них установлено на отработанных шахтных полях, где их показатели примерно на 20 % лучше, чем на активных шахтах. В мае 2006 г. фирма Эмиссионс-Традер ЕТ подала заявки на 55 эмиссионных проектов по шахтному газу. Два из них (г. Херне) уже полностью признаны и функционируют как «утилизационные — эмиссионные проекты»; они, по нашей информации, на данный момент единственные в мире реально действующие эмиссионные проекты на шахтном газе, соответствующие всем критериям Киотского протокола. То есть в ФРГ шахтный газ используется уже в больших промышленных масштабах и Киотский протокол уже действует в рамках ЕС и развивающихся стран.
Интенсивное внедрение КТЭС стало возможно благодаря:
— закону ФРГ о возобновляемых видах энергии, гарантирующего передачу электроэнергии в сеть по цене около 7 евроцентов за 1 кВт?ч в течение 20 лет;
— наличию Указаний Земли СевернаяРейн-Вестфалия об использовании установок на шахтном газе, позволяющих использовать шахтный газ при любой концентрации метана, если содержание кислорода меньше 6 %, что наблюдается практически всегда на отработанных шахтных полях;
— активной поддержке правительства Земли Северная-Рейн-Вестфалия и методическому, инженерному сопровождению немецкого института прикладных исследований УМЗИХТ (Государственного института экологии, безопасности и новых видов энергии).
Широкомасштабное использование в ФРГ шахтного газа для выработки электроэнергии выявило и имеющиеся проблемы:
— на отдельных закрытых шахтах газ после 3-5 лет работы резко убывает, падает концентрация, происхождение шахтного газа еще недостаточно изучено, интенсивность отсасывания газа следует оптимизировать; бурение скважин на полях закрытых шахт является очень рискованным, сложным и дорогостоящим;
— на действующих шахтах среднее время работы КТЭС не превышает 7 000 ч в год, причины: технологические и профилактические работы в шахтах, а также нестабильность концентрации СН4, периодическое ее снижение ниже 25-30%;
— резкое возрастание эксплуатационных затрат при длительной концентрации СН4 менее 30 % в шахтной смеси (сравнимо с работой автомобиля на первой передаче);
— большие капитальные (1 млн евро за 1 МВт) и эксплуатационные затраты (более 200-300 тыс. евро в год на 1 МВт);
— электрическую и тепловую энергию из-за отсутствия потребителей не всегда можно использовать.
Дополнительные возможности утилизации шахтного газа предоставляет Киотский протокол. По нашим оценкам, действующие и прогнозируемые цены до 2012-2017 гг. могут дать дополнительную прибыль в размере 2-6 евроцентов за 1кВт?ч электроэнергии.
Сегодня никто не знает, какими будут цены на ЕСВ/ERU в 2008-2012 гг. На этот счет имеется много предположений, которые зачастую не имеют никакой связи с фактическими данными рынка. В целом следует различать сертификаты, которыми уже торгуют ЕС, и сертификаты, которые будут продаваться после 2008 г.
во всем мире в рамках торговли по Киотскому протоколу. Торговля эмиссионными сертификатами в ЕС — достаточно замкнутая система, условия которой после 2008 г. существенно изменятся.
Из-за задержки ратификации Киотского протокола отдельными развивающимися странами и еще ограниченного эмиссионного рынка сертификаты ССВ/CER из проектов МЧР/CDM производятся пока в небольших количествах. Поэтому в ЕС в настоящее время любые незначительные политические и экономические изменения значительно влияют на неустойчивый рынок эмиссионных сертификатов. В конце апреля 2006 г. цены на сертификаты уже достигли 30 евро за 1 т СО2, и прогнозы были на 40-50 евро, но в первой декаде мая цены в ЕС упали до 9 евро за уже реализованные снижения эмиссий, а в конце июня стабилизировались на уровне 15 евро.
Однако с 2008 г. рынок эмиссионных сертификатов значительно увеличится, возрастет число покупателей и продавцов, сертификаты можно будет получать и из проектов совместного осуществления (ПСО/JI), и цены должны стабилизироваться. На сертификаты с 2008 г. прогнозируются цены от 6 до 15 евро, если речь идет о скупке большого количества и соответствующих гарантиях их поставок при продаже сертификатов вперед (фьючерсные сделки). Стоимость сертификатов, полученных по проектам от закрытых шахт, будет дороже, чем от действующих шахт из-за значительно большего риска нарушения выполнения договора поставок сертификатов с этих шахт. Штрафы могут в несколько раз превышать договорную цену, договоры заключаются по 2012-2017 гг.
Не все действующие сегодня утилизационные проекты могут быть признаны эмиссионными, они должны соответствовать всем критериям Киотского протокола:
— регистрация эмиссионного проекта до начала утилизации;
— наличие зарубежного инвестора или покупателя эмиссионного сертификата уже на стадии регистрации — отсутствие государственных до — без продажи эмиссионных сертификатов утилизационный проект реализовываться не будет из-за отсутствия экономического интереса или по другим причинам (законодательным, техническим и др.);
— прозрачность всего проекта (инвесторы, покупатели, экономические показатели, аудиторы, доступность полной информации в интернете).
Данные критерии проверяются международными экспертами (валидаторами до начала проекта и верификаторами ежегодно).
Из-за отсутствия в странах СНГ закона о сбыте электроэнергии, полученной от утилизации шахтного газа, сегодня невозможно провести полную экономическую оценку различных технологий утилизации. Шахте нужно двойное электроснабжение, рассчитанное на определенную установленную мощность потребителей, и владельцы энергосети не допустят, чтобы шахты перешли на собственное электроснабжение, сохраняя их электросеть в качестве резервной. Безусловно, что без законодательной директивы они могут по очень низким ценам закупать излишки шахтной электроэнергии в свою сеть и по завышенным ценам предоставлять шахтам свою энергосеть в качестве резервной.
Данный вопрос требует законодательного решения. И следует говорить не о цене электроэнергии для потребителя, а о законодательной (согласованной) цене передачи дополнительной энергии в местную сеть и о стоимости резервного электроснабжения шахты из местной энергосети. Без законодательного решения региональные энергосети не допустят широкого распространения выработки электроэнергии из шахтного газа, так как это противоречит их экономическим интересам.
К технологии утилизации ближайшего будущего не следует относить и проекты по сжиганию газа вентиляционной струи, этот вопрос технически еще не решен. В настоящее время ни на одной шахте мира данные установки не работают, экспериментальная работа подобных установок в других отраслях экономически себя не оправдывает. Информация в прессе о подобных проектах была недостоверной, разработчики выдают желаемое за действительное, а трудности финансирования эксперимента задерживают его реализацию.
Доработка этих инженерных предложений до серийного производства потребует еще более пяти лет, а Киотский протокол действует в настоящее время только до 2012 г., то есть только до этого времени можно реально учитывать доходы от снижения выбросов.
При оценке различных технологий следует правильно учитывать требуемые затраты. Для утилизации метана надо его предварительно каптировать, как правило, это требует значительных дополнительных затрат по шахтной дегазации, чтобы концентрация метана превысила 25-40 %, что требуется по существующим технологиям утилизации. Применяемое импортное утилизационное оборудование требует сертификации, доставки, растаможивания с уплатой таможенной пошлины и НДС.
Почему-то проектные организации на предварительной проработке не хотят учитывать данные затраты или принимают их заниженными в несколько раз.
Как правило, не учитываются или значительно занижены и общие затраты по проекту: дополнительные мероприятия по дегазации, документация, разрешения, насосы, трансформаторы, эксплуатационные затраты, дополнительные измерительные и контрольные приборы, валидация проекта, ежегодные затраты по верификации и сертификации полученных эмиссионных снижений. Эксплуатационные затраты в ФРГ по контейнерным ТЭС превышают 300 тыс. евро в год на 1 МВт электроэнергии. Уверен, что и в странах СНГ они не будут значительно ниже. Возможно, это является одной из причин того, что ни одна из американских контейнерных ТЭС фирмы Катерпиллер, поставленных 5-9 лет назад в Кузбасс, Воркуту и Донбасс, так и не начала работать.
Киотский протокол дал дополнительную возможность проверки эффективности всех предложений по поставке оборудования для выработки электроэнергии: производитель-поставщик не продает оборудование, а инвестирует его в проекты совместного осуществления (ПСО) и получает отчисления от прибыли. Такие предложения делает группа немецких поставщиков КТЭС и организаторов ПСО (немецкие фирмы Демета, А-ТЕС Анлагентехник, Эмиссионс-Традер ЕТ, Про-2 Анлагентехник совместно с СП «Новая энергетика» в Кемерово, «Эко-Альянс» в Киеве, «КарМетан» в Караганде). Мы предлагаем шахтам покупать наше оборудование или совместно осуществлять ПСО с нашим финансированием до 100 %. При собственном инвестировании и зависимости от конечного результата каждый поставщик когенерационных установок начинает более конкретно рассчитывать конечные результаты.
Из-за некачественной газовой смеси на действующих шахтах в ФРГ полностью вышли из строя уже 10 газогенераторных моторов. Действующие в ФРГ системы стимулирования шахт по качественному и стабильному снабжению ТЭС газом недостаточно эффективны, и 7 евроцентов за 1 кВт?ч уже не всегда покрывают фактические производственные затраты эксплуатационных фирм КТЭС.
Особенно следует остановиться на стоимости финансирования эмиссионных проектов ПСО/JI. Инвестирование в утилизацию газа действующей шахты в сравнении с другими эмиссионными проектами по критериям инвесторов является наиболее рискованным вложением денег, что отражается на стоимости капитала. При заключении данных проектов в настоящее время, с передачей сертифицированных сертификатов начиная с 2008-2009 годов, инвесторы хотят получить за финансирование до 50-70 % от возможной прибыли или предлагают только до 6-7 евро за 1 т СО2. Поэтому важно, чтобы владельцы газа (шахт) также участвовали в финансировании ПСО, это повысит их ответственность за качество газа и снизит затраты.
На основании опыта ФРГ мы составили ориентировочную сводную таблицу по различным технологиям утилизации шахтного метана.
При расположении контейнерной сжигательной установки КГУУ-5/8 на уже отключенных дегазационных поверхностных скважинах отсасывается дополнительное количество метана, которое не попадает в лаву и в другие шахтные выработки. Количество параллельно располагаемых установок КГУУ5/8 зависит только от количества газа в отработанном пространстве.
ВЫВОДЫ 1. К маю 2006 г. в мире признаны как эмиссионные проекты, соответствующие всем критериям Киотского протокола, только два утилизационных проекта на шахтном газе, оба находятся в ФРГ. Большое количество утилизационных проектов по шахтному газу ФРГ, России и Украины находятся в стадии рассмотрения. Данные проекты должны быть приняты международными экспертами, т. е. пройти процесс валидации, и одобрены соответствующими правительственными органами.
2. Эмиссионные проекты с ТЭС на шахтном газе требуют тщательной и реальной проработки, а сбыт вырабатываемой ими электроэнергии должен осуществляться на законодательной базе, это относится и к случаю выработки электроэнергии для собственного потребления. При простое КТЭС придется платить большие штрафы за недопоставку эмиссионных сертификатов. Для настоящего состояния техники риск невыполнения шахтой эмиссионных обязательств по КТЭС очень высок, и по нашим расчетам данный риск в странах СНГ не всегда экономически оправдан.
3. Утилизационные проекты с шахтным газом и при использовании механизмов Киотского протокола нельзя отнести к высокорентабельным проектам, особенно привлекательным для инвесторов, а при пессимистическом варианте прогноза цен на эмиссионные сертификаты они могут быть и убыточными.
4. Из-за высокой стоимости финансирования ПСО/JI (до 50-70 % прибыли) целесообразно, чтобы шахты сами частично или полностью финансировали данные проекты, что повысит доверие инвесторов и уменьшит стоимость риска их капиталовложения.
5. Установки КГУУ-5/8 с собственным вакуумным насосом снижают дополнительно к шахтной дегазации содержание метана в шахтном поле.
6. Фирма Демета (www. Demeta. net) вместе со своими немецкими партнерами отгрузила в 2006 г. первые утилизационные установки шахтного газа со 100 %-ным инвестированием в Кузбасс (шахта «Чертинская»), Донбасс (шахта «Южно-Донбасская 3») и Караганду (шахта им. 50-летия Октябрьской революции).
Наши проекты в Кузбассе (СП «НОВЭН»), Донбассе (СП «Эко-Альянс»), Караганде (СП «Кар-Метан»), как и в ФРГ, направлены на уменьшение содержания метана в шахтном поле, а значит и на безопасность шахтеров, уменьшение выбросов парниковых газов в атмосферу, выработку тепла и электроэнергии с меньшими парниковыми эмиссиями и получение шахтами нового финансового источника для безопасности работ.

/*/