Впервые в своей практике столкнулся с предложением использовать объекты малой генерации на основе ГПА/ГТУ не для развития систем электроснабжения, а с упором на развитие теплоснабжения на основе когенерации. Вначале подход автора заинтересовал, но по мере чтения статьи выяснилось, что предлагаемое в статье не вполне основано на реальности.
Ниже комментарии по тексту статьи Игоря Скородумова Возможно ли привлечение инвестиций в системы комбинированной выработки тепловой и электрической энергии? (предполагается что рассматриваемые автором объекты генерации не попадают под критерии отнесения к ОРЭМ, то есть являются объектами розничного рынка. Хоть автор периодически и употребляет термины относящиеся исключительно к ОРЭМ).
Далее по тексту будут приведены комментарии от Сергея Бухарова и ответы Игоря Скородумова на поставленные вопросы.
1. Комментарий Сергея Бухарова об использовании избыточного/сбросного тепла
ГПА/ГТУ разрабатывались для производства электрической энергии. Выделяемое при работе этих установок тепло объясняется физикой их работы и является не «избыточным[1]», а сбросным. Поэтому можно считать, что в случае утилизации этого тепла себестоимость получаемой тепловой энергии равна нулю. Это несомненно плюс.
[1] Курсивом выделены цитаты из статьи.
Но против плюса есть и минус. Объем производства тепловой энергии от ГПА/ГТУ зависит от объема выработки электрической энергии, а если точнее, то от количества включенных машин (если энергоцентр состоит из нескольких установок). Диапазон изменения выработки тепловой энергии от ГПА/ГТУ составляет около 10%. Но так как установка работает по заданному графику электрической нагрузки, то даже этот столь малый «регулировочный» диапазон не является прогнозируемым и регулируемым.
Исходя из совокупности перечисленных свойств при проектировании энергоцентров на основе ГПА/ГТУ тепловую энергию от них прежде всего используют для повышения экономической эффективности проекта, в том числе хеджирования ценовых рисков на рынке электрической энергии. Как источник тепловой энергии ГПА/ГТУ стараются использовать для покрытия базовой нагрузки. В случае коммунально-бытовой тепловой нагрузки для нужд ГВС, а для покрытия отопительной нагрузки строят котельную.
Есть предположение, что автор не учитывает эти особенности при рассмотрении экономики работы энергоцентров на основе ГПА/ГТУ на рынке тепловой энергии.
Ответ Игоря Скородумова:
Статья готовилась для описанию юридических проблем. В первой версии статьи был очень большой раздел, который описывал разницу между физических/техническим толкованием термина когенерация и его юридическим определением в документах. Вы правильно описали, что «сбросовое» тепло ГПА/ГТУ или «паразитное» тепло для ГПА (для ГТУ отсутствие отвода тепла не приводит к отказам и выходу из строя – идет деградация технических параметров, но ГТУ остаются работоспособными. А вот для ГПА отсутствия отвода тепла приводит к срабатыванию защит и остановке. А может привести и к выходу из строя. Поэтому у ГПА тепло можно так же считать «паразитным» — то есть приводящим к остановке машины.
Что касается трактовки ГПА как базового источника тепла. Такая трактовка действительно допустима. В то же время сильная сторона ГПА – возможность не однократных циклов запуска/остановки в течении суток. В сервисных руководствах рекомендуют не более 4 остановок (критичны именно остановки, а не запуски) в сутки или 1500 остановок в год). И верно – исходя из опыта успешных проектов, обобщенного Общественным советом Минстроя России в 2021 году в отопительный период ГПА лучше эксплуатировать в базе (дешевое тепло), а летом только в часы пиковых цен (на 2025 год — это от 4 до 6,5 руб./кВтч) в плановые часы пика, утвержденные Системным оператором ЕЭС России. То есть ГПА можно использовать сезонно – зимой в базовом режиме и летом в пиковом. Так же работают ГПА-ТЭЦ в Европе. Зимой на базовую нагрузку по теплу, а летом резервируют возобновляемую энергетику.
2. Комментарий Сергея Бухарова о включении в схему теплоснабжения
Нет замкнутого круга, описываемого автором словами «То есть мы должны в начале пройти конкурс по ДПМ, подписать кредитный договор и только потом включать ТЭЦ в Схему теплоснабжения? При этом отсутствие ТЭЦ в Схеме теплоснабжения является запретом для включения ТЭЦ в Схему и Программу Развития Энергетики!»
Для включения нового генерирующего объекта в схему теплоснабжения достаточно наличия заключенных договоров на технологическое присоединение, оформленных в соответствии с «Правилами подключения (технологического присоединения) к системам теплоснабжения» (утверждены ПП РФ от 30.11.2021 № 2115), и обоснования, что технологическое присоединение к существующим источникам тепловой энергии технически и экономически нецелесообразно. При этом плата за подключение будет источником финансирования части затрат на строительство энергоцентра.
В случае строительства нового энергоцентра на основе ГПА/ГТУ или реконструкции котельной с переводом ее в режим комбинированной выработки с применением для этих целей ГПА/ГТУ необходимо подать заявку на технологическое присоединение к электрическим сетям в соответствии с «Правилами технологического присоединения энергопринимающих устройств потребителей электрической энергии, объектов по производству электрической энергии, а также объектов электросетевого хозяйства, принадлежащих сетевым организациям и иным лицам, к электрическим сетям» (утверждены ПП РФ от 27.12.2004 № 861).
Заявка на присоединение объектов по производству электрической энергии подлежит согласованию с субъектом оперативно-диспетчерского управления. Если заявка, включая приложенную к ней схему выдачи мощности, будет согласована системным оператором, заявителю будут выданы технические условия и им будет заключен договор технологического присоединения, то данный объект по производству электрической энергии будет включен в Схему и программа развития самим системным оператором.
Естественно помним, что в полученных ТУ будут требования по оборудованию присоединяемого объекта средствами ПА. В случае если предполагается выдача в сеть, то в стоимость ТП будут включены затраты на реконструкцию РЗА и ПА на ПС к которой осуществляется присоединение. Возможен отказ из-за невозможности «принимать» энергию мощность в точке присоединения указанной заявке на ТП и предложение сменить точку.
Ответ Игоря Скородумова:
Верное замечание – если строить энергоцентр не как объект комбинированной выработки и включать в Схему теплоснабжения как объект генерации. Но тогда нельзя будет получить финансирование от банка на срок более 7 лет по ставке ниже ключевой. Если же мы хотим получить кредит по модели проектного финансирования, то нам нужны гарантии на весь срок кредитования. А их можно получить включив объект именно как объект когенерации в начале в Схему теплоснабжения, а затем и в СИПРЭ. В статье было показано, что для ОРЭМ этого фактически сделать нельзя. А для розничного рынка требуется серьезная проработка взаимоувязанных технических, юридических, финансовых и организационных вопросов. Так как федеральные органы власти самоустранились от проблем когенерации, то делать эта надо в администрациях субъектов, где таких компетенций нет.
3. Комментарий Сергея Бухарова об ответственности регионов
Правила разработки и утверждения документов перспективного развития электроэнергетики, утвержденные ПП РФ от 30.12.2022 № 2556 не «передают всю ответственность по планированию когенерации на уровень субъектов РФ». Исходя из пунктов 66-68 Правил уполномоченный орган исполнительной власти субъекта подтверждает величины перспективных нагрузок, в основном тепловых, для покрытия которых необходимо строительство нового генерирующего объекта и возможность строительства такого объекта, например в части выделения земельного участка.
Ответ Игоря Скородумова:
В Вашем замечании как раз указано, что федеральный центр учитывает когенерацию по остаточному принципу и не обязан оказывать помощь регионам в ее приоритетном развитии, по сравнению с простыми способами выработки электроэнергии и тепла.
4. Комментарий Сергея Бухарова о концессионных соглашениях
Предложенная автором структура договорных отношений для привлечения проектного финансирования предусматривает «выкуп ГПА при дефолте» который «может быть использован как механизм закрытия рисков в случае, если дефолт не связан с изменениями законодательства в области электроэнергетики (ФЗ-35 и/или подзаконных актов)» В соответствии с Федеральным законом от 21.07.2005 № 115-ФЗ «О концессионных соглашениях» объекты, переданные по концессионному соглашению, остаются в собственности концедента, а вновь созданные становятся собственностью концедента (ч.1. ст.3). Передача концессионером в залог объекта концессионного соглашения или его отчуждение не допускается (ч.6. ст.3). Это фундаментальные основы концессионного законодательства. Никакой выкуп построенной ГПА/ГТУ у концессионера невозможен, так как он не является собственником.
Ответ Игоря Скородумова:
Согласен. Серьезная ошибка. Исправляю.
5. Комментарий Сергея Бухарова о графике работы станции
В случае планирования поставки электрической энергии на розничный рынок необходимо проводить анализ цен РСВ с почасовой детализацией в ГТП гарантирующего поставщика. В отдельные часы отдельных суток (то есть необходимо учитывать не только суточные, но и недельные и сезонные неравномерности графиков нагрузки и складывающихся цен) цена в РСВ может формироваться ниже топливной составляющей. Соответственно в такие часы целесообразно вырабатывать электрическую энергию в объеме необходимом только для покрытия собственных и производственно-хозяйственных нужд энергоцентра.
Ответ Игоря Скородумова:
Все верно. Есть только один нюанс. Розничная генерация продает по ценам РСВ гарантирующего поставщика, которые формируются с учетом цен электроэнергии по регулируемым договорам и на 3%-12% ниже цен РСВ. Так как данные цены рассчитываются на 10 день месяца, следующего за отчетным, их тяжело предсказать. Поэтому розничная генерация, по опыту успешных проектов, ориентируется на часы зачета мощности, которые вылетают в плановом диапазоне пиковых цен (утвержденном СО ЕЭС России).
Зимой на 1 МВт электрогенерции ГПА вырабатывают примерно 1 Гкал тепла. Соответственно при средней цене трансляции с ОРЭМ на РРЭ (без учета сетевой составляющей, наценки ГП и инфраструктурных платежей) 2,4 – 3,2 руб./кВтч (за первые 4 месяца 2025 года), сбыт тепла по 2,5 – 3,5 тыс. руб./Гкал мы получаем доход 4,9 – 6,7 руб. с 1 МВт установленной мощности. Летом работаем только в пиковые часы (с ежедневыми циклами запуска/остановки) и получаем 4,5–6,5 руб./кВтч, но КИУМ будет примерно 33%. Это безрисковая стратегия.
Можно поиграть в угадывание пикового часа летом, но это лучше делать на многоблочных ГПА-ТЭЦ. Тогда 4 блока идут по безрисковой стратегии, а 2 играют в угадайку. Так как в процессе простоя моторесурс не расходуется мы тем самым «отодвигаем вправо» дорогие средние и капитальные ремонты без потери маржинального дохода летом.
6. Комментарий Сергея Бухарова о механизмах гарантии
В описании механизмов гарантии возврата банку выданных кредитов в рамках проектного финансирования предусмотрена «компенсация задолженности перед банком (как минимум в части инвестиций в тепло) в случае дефолта концессионера». Сомнительно, что найдется субъект РФ, который согласится принять на себя такие не предусмотренные законодательством о концессионных соглашения обязательства и в нарушение бюджетного кодекса. А вот обязательства субъекта РФ по погашению кредита, полученного по ПП РФ от 02.02.2022 № 87, в случае неспособности оператора проекта обслуживать кредит – это требования кредитного договора, заключаемого между оператором и ФРТ, и не имеет никакого отношения к Федеральному закону «О концессионных соглашениях». Аналогичное относится и к другим мерам поддержки.
Ответ Игоря Скородумова:
Гарантии региона по концессионным соглашениям выдаются не безусловные (те которые учитываются по бюджетному кодексу), а условные (МинФин учитывает их при стресс-тестах, но не учитывает при оценки финансового состояния региона). Это более сложный вопрос, по которому надо еще одну статью писать. Очень часто путают прямые гарантии региона и гарантии в рамках ФЗ-115 «О концессиях».
7. Комментарий Сергея Бухарова о свободном денежном потоке
По мнению автора статьи в случае получения кредита от ФРТ в соответствии с порядком, определенным ПП РФ от 02.02.2022 № 87, «инвестиции в тепловые сети идут начиная с 5-7 года проекта». По кредитному договору заключаемому по этому постановлению предоставляется четырехлетний грейс-период. С пятого года помимо выплаты процентов по кредиту начинается гашение тела кредита. Источником гашения кредита может служить амортизация, начисляемая по построенному объекту, но дополнительно появляются обязательства по уплате налога на имущество. Каким образом может быть сформирован свободный денежный поток, который будет являться источником инвестиций в тепловые сети?
Комментарий оставлен без ответа
Выводы Сергея Бухарова:
- Строительство энергоцентров на основе ГПА/ГТУ малой единичной установленной мощности как источников тепловой энергии ни технологически, ни экономически нецелесообразно. ГПА/ГТУ предназначены для выработки электрической энергии. Производимое этими установками тепло является побочным продуктом. Утилизация этого тепла позволяет повысить эффективность инвестиций в строительство установки, но не более того.
- Оснащение существующих и/или строящихся котельных ГПА/ГТУ для снижения затрат на электроэнергию, используемую на собственные и производственно-хозяйственные нужды, источником электрической энергии повышает экономическую эффективность работы на рынке тепла. При этом от ГПА/ГТУ может осуществляться электроснабжение потребителей обслуживаемых котельной. Примерно так организовано энергоснабжение потребителей микрорайона «Березовый» г. Новосибирска.
- Экономически целесообразным может быть переоборудование котельных в источники тепловой энергии, функционирующие в режиме комбинированной выработки электрической и тепловой энергии, со строительством ПСУ. Но для этого необходимо чтобы на котельной были установлены котлы с требуемыми параметрами пара и у этих котлов был достаточный профицит нетто-мощности.
- Отсылка автора к ст.3. Федерального закона от 27.07.2010 N 190-ФЗ несостоятельна. В законе написано «обеспечение приоритетного использования комбинированной выработки электрической и тепловой энергии для организации теплоснабжения». Речь в законе идет о приоритетной загрузке источников комбинированной выработки. Но закон не требует производства тепловой энергии на источниках комбинированной выработки любой ценой. Тем более что в той же ч.1. ст.3 Закона к общими принципами организации отношений в сфере теплоснабжения относится «соблюдение баланса экономических интересов теплоснабжающих организаций и интересов потребителей».
Комментарии Игоря Скородумова:
- А как же успешные проекты? Самое интересное, что в ПАО “ККС-Групп” (собственник Клинцовской ТЭЦ) сделали свой анализ и констатировали, что зимой тепло субсидирует электроэнергию, а летом электроэнергия субсидирует тепло. Мне больше нравиться термин синергия – техническая специфика оборудования позволяет гибко использовать правила ценообразования в электроэнергетике и добиться синергетического эффекта от совместной работы котлов и ГПА.
- То есть проект позволил уйти от убытков, возвратить инвестиции и прибыли хватало для реинвестирования в тепло?
- Приведите хотя бы один успешных проект, который был профинансирован за счет внебюджета, не потребовал увеличения тарифа и возвращал кредитные деньги? При переоборудовании в ГПА такие проекты есть. А вот на ПСУ таких не нашел.
- А как же ПП РФ от 31.12.2009 № 1221? Может стоит по опыту успешных проектов провести анализ сколько денег переплатили потребители из-за отказа от когенерации в пользу простых циклов выработки тепла и электрической энергии?
