Пеллеты для котельных

Основным сырьем для производства пеллет в мире служат древесная щепа и опилки. По данным Рослесхоза, объем заготовки древесины в России в 2018 г. составил 236 млн м3. При этом около 220 млн м3 было переработано в России. Таким образом, объем древесных отходов от переработки должен составлять не менее 100 млн плотн. м3. С учетом потребления части щепы ЦБК и в теплоэнергетике, из оставшегося количества может быть изготовлено более 10 млн т пеллет. Расчетный объем лесосеки в России составляет около 600 млн м3. Даже с учетом труднодоступных участков, объем лесопиления может быть удвоен.

Недостаточный объем лесопиления приводит к перестаиванию леса, его гибели из-за болезней, ветровалов, пожаров. Неиспользованный ресурс отходов лесозаготовки и переработки перегнивает на свалках, лесосеках, загрязняет окружающую среду, создает дополнительную пожарную опасность и, в конечном счете, все равно превращается в углекислый газ. Таким образом, в России достаточно бросового сырья, чтобы в десятки раз увеличить производство пеллет. Разместить же данные объемы на мировом рынке, потеснив конкурентов, сегодня практически нереально. Кажущаяся стабильность спроса пеллет из России на внешних рынках зависит от множества факторов: колебания температур в Европе в зимний период, состояния промышленного производства, объема поставок конкурентов. Выход – формирование внутреннего спроса на данный вид топлива в России и параллельно наращивание объемов производства.

Щепа – продукт переработки древесных отходов и порубочных остатков – является превосходным котельным топливом и, безусловно, экономически, как правило, эффективнее пеллет. Последние как топливо отопительных котельных эффективны в двух случаях. Во-первых, на объектах малой мощности (10–1000 кВт), где за счет высокого уровня автоматизации котельного оборудования обеспечивается возможность работы без обслуживающего персонала. Исходное сырье – древесная щепа и опилки – такой возможности не дают из-за своей неоднородности. Во-вторых, при значительной удаленности потребителя топлива от источника сырья – более 150 км – транспортировка пеллет более выгодна, нежели щепы, вследствие более высокой концентрации энергии в единице массы и объема.

Диапазон стоимости для различных видов топлива связан с логистическими затратами. Так, стоимость пеллет, не имеющих сегодня существенного внутреннего рынка, определяется как цена «у ворот» морского порта минус логистика. Основное количество пеллет экспортируется из России через порты Владивостока и Санкт-Петербурга. Так, стоимость железнодорожного тарифа из Иркутска в Санкт-Петербург составляет примерно 3500 руб. Цена «у ворот» морского порта колеблется от 7000 до 8000 руб. за 1 т. Соответственно, расчетная цена для внутреннего рынка в Иркутской обл. может составлять около 4500 руб. за 1 т. Для Северо-Запада России эта цена возрастает на 50–70%.

Бурый уголь, добываемый сегодня в Сибири открытым способом, на разрезах отпускается по 800–1500 руб. за 1 т. С учетом доставки до потребителя его цена колеблется от 2000 до 4000 руб. за 1 т. Цены на мазут меньше зависят от логистики, вследствие значительно большей концентрации энергии в единице массы топлива. Цена приводится на топочный мазут М-100, произведенный по ГОСТ 10585-2013. Цены на электричество тоже подвержены существенным территориальным колебаниям. Низкие значения (около 3000 руб. за кВт) имеют место вблизи источников гидрогенерации электричества.

КПД котлов, работающих на пеллетах, имеют выигрышные значения – около 90%, не уступают газу и дизельному топливу. За счет малого содержания в пеллетах золы (0,5%), низкой влажности (не более 12%) и стабильного состава достигается полное сгорание, автоматизация процесса, близкие к нулю значения потерь с химическим, механическим недожогом и шлаком. Потери с уходящими газами не превышают 6–7%. Потери через стенки котла – не более 2% и полностью закрывают отопление модульной котельной.

По величине затрат на топливо при производстве тепла пеллеты уверенно могут конкурировать с мазутом, дизельным топливом и электричеством. Так, себестоимость 1 Гкал у котельных, работающих на природном газе, составляет 1200–1800 руб., на древесной щепе – 1200–2500 руб., на пеллетах – 2500–3500 руб., на угле – 2000–10 000 руб. (в зависимости от вида загрузки), мазуте – 4000–6000 руб., электричестве – 5000–10 000 руб. Помимо нефтяных и электрических источников тепла, в зону преимущественной конкурентной способности пеллет попадает замещение морально и физически устаревших котельных с ручным забросом угля. Здесь результат достигается вопреки стоимости топлива за счет более высокого КПД и снижения затрат на электроэнергию и заработную плату. Подобных котельных даже в газифицированном Северо-Западном районе России сотни, а за Уралом – тысячи.

Вне конкуренции впереди пеллет находится природный газ, подаваемый по трубопроводу. Это связано с существенным демпфированием цены на газ на внутреннем рынке России. Отпускная цена на российский газ в Европе в четыре раза выше. Ранее в рамках вступления России в ВТО планировалось постепенное выравнивание внутренней и экспортной цен на газ, но сейчас этот процесс остановлен и прогнозы на его развитие непонятны. Что касается сжиженного природного газа, то цена тепла на нем примерно соответствует дизельному топливу и минимум вдвое дороже пеллет.

Таким образом, уже сегодня производители пеллет могут самостоятельно формировать внутренний рынок для своего топлива в следующих направлениях: замещение отопительных котельных на мазуте, дизельном топливе, электричестве и с ручным забросом угля при мощности источника тепла менее 1 мВт или при любой мощности, если источник щепы удален более чем на 100 км от потребителей тепла. Инструмент разработан и существует – это концессионное законодательство.

Перевод на пеллеты 1 мВт (0,86 Гкал/час) подключенной нагрузки обеспечивает годовую реализацию 500 т древесных топливных гранул. Необходимый объем инвестиций составляет 10–15 млн руб. на 1 мВт подключенной мощности в зависимости от суммарной величины мощности реконструируемой котельной. Окупаемость проекта происходит не за счет продажи пеллет, а за счет реализации тепла. При этом залогом для привлечения финансовых ресурсов могут выступать права по концессионному соглашению на данный объект.

Расходную часть инвестиционного бюджета можно ориентировочно оценить по формуле:

,где

СС – строительная стоимость объекта, тыс. руб.,

Δ% – банковский процент за пользование ресурсом (12%),

Δпи – прибыль инвестора в процентах от объема инвестиций (30%),

ПО – период окупаемости, годы.

Доходная часть инвестиционного проекта при условии окупаемости только за счет ресурсосбережения без инвестиционной надбавки и роста тарифа:

, где

Qг – годовой объем реализации тепла, Гкал/год,

Тисх – тариф до реализации инвестиционного проекта, тыс. руб./Гкал,

Тинв – тариф после реализации инвестиционного проекта, тыс. руб./Гкал,

К – коэффициент, учитывающий недосборы, не учтенные в тарифе прямые расходы, поправку на теплый год и прочее – 0,9.

Приравняв расходную и доходную части и произведя несложные преобразования, можно получить формулу для расчета дисконтированного периода окупаемости проекта:

В случае перевода дизельной, угольной (с ручным забросом угля) и электрокотельной, установленной мощностью по 1 мВт, инвестиции во всех трех случаях составят 15 млн руб. Годовая реализация тепла будет 1700 Гкал. В случае котельных, работавших на дизельном топливе и электричестве, себестоимость тарифа после реконструкции сократится практически вдвое – с 7000 руб./Гкал до 3700 руб./Гкал. Срок окупаемости в обоих случаях также будет одинаковый – 3,9 года. Срок окупаемости проекта по реконструкции угольной котельной чуть больше – пять лет. А сокращение себестоимости тарифа составит 1800 руб./Гкал – с 5500 руб./Гкал до реконструкции до 3700/Гкал после.

Дисконтированные периоды окупаемости для всех случаев менее либо равны пяти годам, а значит, действующее законодательство по тарифному регулированию позволяет повысить прибыль инвестора за счет сохранения в тарифе на два года домодернизационной стоимости потребляемых ресурсов. Окупаемость проектов может быть дополнительно уменьшена за счет реализации их серийно, и тем самым снижены затраты на обслуживание. Дополнительным бонусом при серийной реализации проектов будет заложенная в строительной стоимости проектов сметная прибыль около 20%. Но главное – это привязка на весь период концессии (20 лет) сбыта пеллет по фиксированной рыночной стоимости с учетом коэффициента инфляции.

Российский рынок пеллет мог бы быть существенно расширен, если бы мы могли монетизировать глобальные экологические преимущества этого вида топлива. Во-первых, пеллеты – это возобновляемый вид топлива. В ходе формирования биомассы, под воздействием солнечных лучей из углекислого газа воздуха, с использованием минеральных веществ из почвы и воды, идет выделение кислорода. При сжигании биотоплива кислород соединяется с углеродом биомассы. В результате выделяются углекислый газ, минеральные вещества в виде золы, тепло и вода. Круговорот веществ замыкается. В каком-то смысле применение биотоплива – это использование аккумулированной растениями солнечной энергии. Сжигание ископаемых топлив неизбежно приводит к увеличению количества углекислого газа в атмосфере, что, в свою очередь, ведет к усилению парникового эффекта. Раньше регулирование этого процесса в международном масштабе осуществлялось Киотским протоколом в виде установленных для стран квот на выработку углекислого газа. Механизм Киотского протокола давал возможность привлечения финансирования проектов, обеспечивающих снижение количества углекислого газа в атмосфере, в том числе и строительство котельных на биотопливе. Сейчас действие протокола приостановлено. В качестве альтернативы могло бы выступить увеличение предпринимательской прибыли в тарифном регулировании для предприятий, работающих на биотопливе, с 5% до 7%. Эффективным было бы обнуление налоговой ставки на плановые накопления, идущие на возврат инвестиций в биотопливных проектах. Но это все требует внесения изменений в соответствующие разделы законодательства на федеральном уровне.

Пеллеты как биотопливо дают также очевидный локальный экологический эффект. В таблице 5 для рассмотренных ранее инвестпроектов приведены данные по годовому образованию выбросов в атмосферу вредных веществ – окислов серы, азота и сажи. Там же приводятся ставки действующей сегодня в стране платы за выбросы. Несмотря на кратное снижение токсичных выбросов, выигрыш в плате за них ничтожен. Так что плату за выбросы для отопительных котельных целесообразно многократно увеличить с направлением собираемых средств на финансирование экологически чистых проектов.