Вопросы к Святогору 08.08.14
№ | Вопрос | Ответ |
Кто получает технические условия на параллельную работу мини-ТЭЦ без выдачи мощности в сеть? | Выполнение требуемых расчётов и разработку необходимой документации обеспечивает ВОТ-контрактор, согласования и получение ТУ обеспечивает Заказчик | |
Ориентировочная длина паропровода и тепловой сети для выдачи тепловой мощности от ТЭЦ в сети Святогора | Паропровод 420ч450 метров Теплосеть 120ч150 метров | |
Ориентировочная длина линий связи для выдачи электрической мощности на ЗРУ-6кВ | КЛ-6кВ 500ч550 метров до начала здания в одну линию Планируется 4 ввода на ЗРУ-6кВ по одному на каждую секцию | |
Перечень и мощность потребителей 1 категории | Нагрузка аварийной брони эл. снаб.:
Технологическая броня:
| |
Параметры и объем пара после котла-утилизатора Ausmelt | 4 МРа, 250 ˚С, 42,2 т/ч | |
По какой стоимости Святогор будет реализовывать пар от котла-утилизатора Ausmelt для мини-ТЭЦ | По стоимости природного газа, потребляемого пароперегревателем котла-утилизатора Ausmelt | |
Каким образом учитывать затраты на реализацию схемы выдачи мощности | ВОТ-контрактор выполняет общий проект, включая схему выдачи мощности (СВМ) с выделением её сметной стоимости. Затраты на реализацию СВМ при расчёте экономических показателей проекта не учитываются и несутся Заказчиком. | |
Как понимать пункт из Объявления о проведении торгов «Соответствие технико-коммерческого предложения установленной форме и техническому заданию» | Непосредственно. Иные предложения могут рассматриваться в случае отрицательного результата торгов по приведённому ТЗ | |
Какие данные по динамике цен на газ и электроэнергию использовать в расчетах | При расчете экономических показателей проектов используется "Прогноз долгосрочного социально-экономического развития РФ на период до 2030 года" Минэкономразвития, окт.2013 (базовый вариант развития - вариант №2 "Умеренно-оптимистичный сценарий") Приложение 1 | |
Как выполнить расчет интегрального показателя снижения стоимости потребляемых предприятием энергоресурсов за 20 лет | Приложение 2 | |
Согласно п. 1.10 «Принципов ценообразования и структуры формулы цены ВОТ-Контракта» (далее – «Принципы ценообразования»), входящих в состав тендерной документации по Объектам, договорной уровень загрузки оборудования мини-ТЭЦ (т. н. КИУМ) составляет 80%. Вместе с тем, согласно п. 9 технических заданий на строительство собственных источников генерации электрической и тепловой энергии на Объектах, число часов использования установленной электрической мощности должно составлять 8000 часов в год, что соответствует КИУМ = 91,32%. Для расчета экономического эффекта проектов (включая расчет экономии УГМК) просим уточнить величину КИУМ | В данном случае необходимо разделять величину КИУМ для целей расчетов за электрическую энергию в рамках ВОТ-контракта (в п.1.10 «Принципов...») и величину технологической готовности оборудования (п 9. «Технических заданий...»). Другими словами, мини-ТЭЦ должна быть готова к работе в течение всего года (за исключением согласованного периода ремонтов), что соответствует 8000 часам в год. При этом данная технологическая готовность оборудования не означает, что предприятие обязано максимально загружать имеющуюся мощность мини-ТЭЦ, согласно предлагаемым условиям ВОТ-контракта обязательная для предприятия (и оплачиваемая) величина заложена на уровне 80%. Объем электроэнергии, вырабатываемый мини-ТЭЦ сверх гарантированного по ВОТ-контракту объема (определенного исходя из КИУМ = 80%), может поставляться предприятиям по дополнительно согласованной стоимости. Таким образом, величина КИУМ для расчета экономического эффекта должна приниматься на уровне 80% | |
Согласно п. 2 Принципов ценообразования, в основе расчетов по энергосервисному контракту лежит экономия предприятия Заказчика на покупке или выработке тепловой энергии (СТ), представляющая собой экономию газа на котельной и/или стоимость покупки тепла у альтернативного поставщика. Для расчета экономического эффекта проектов (включая расчет экономии УГМК) просим уточнить и/или дополнить данные, указанные в Опросных листах предприятий. | Приложение 3, 4 | |
В соответствии с п.10 Технического задания по строительству собственного источника генерации электрической и тепловой энергии на , предусматривается использование пара от котла-утилизатора печи Аусмелт с последующим догревом в пароперегревателе. По какому тарифу (в текущем уровне цен, без учета НДС) будет реализовывать данный пар исполнителю энергосервисного контракта для использования его на мини-ТЭЦ. | Приложение 5 | |
Для расчета экономического эффекта проектов (включая расчет экономии УГМК) просим уточнить базисные тарифы на энергоресурсы, указанные в опросных листах предприятий, указав: - фактические доступные для предприятия цены приобретения энергоресурсов с учетом всех составляющих (оптовая цена, транспортная и снабженческо-сбытовая надбавки и т. д.) и без учета НДС; - период, в котором действовали (за который определялись) вышеуказанные цены. | Приложение 6 | |
В случае, если в качестве базисных тарифов предприятий на энергоресурсы будут предоставляться тарифы за 2013 год, как необходимо индексировать указанные тарифы в 2014 году? В соответствии с ответами на наши вопросы, направленные письмом от 07.08.14 № 000, для расчета экономических показателей проектов нам надлежит применять «Прогноз долгосрочного социально-экономического развития РФ на период до 2030 года» (Минэкономразвития, окт.2013, сценарий 2 «Умеренно-оптимистический»). Допустимо ли применение индексов на 2014 год из данного прогноза (рост цен на электроэнергию для всех категорий потребителей – 107,3%, рост оптовых цен на природный газ для всех категорий потребителей, кроме населения - 107,6%) | Да, допустимо | |
Вопросы, связанные с расчетной моделью, приведены в Приложении 7 | Приложение 7 | |
В результате расчетов инвестиции в проект строительства мини-ТЭЦ не окупаются | Эффективность проекта для исполнителя можно регулировать с помощью величины выкупной стоимости при максимальном сроке ВОТ-контракта (или комбинации выкупной стоимости и скидки на электроэнергию) |
Приложение 1
2014 | 2015 | 2016 | 2017 | 2018 | 2019 | ||
1 | Электроэнергия (темп роста) | 1,000 | 1,059 | 1,062 | 1,060 | 1,043 | 1,041 |
Электроэнергия, приведенная к 2014 г. | 1,000 | 1,06 | 1,12 | 1,19 | 1,24 | 1,30 | |
2 | Природный газ (темп роста) | 1,000 | 1,022 | 1,049 | 1,048 | 1,049 | 1,048 |
Природный газ, приведенный к 2014 г. | 1,000 | 1,05 | 1,10 | 1,15 | 1,21 | 1,26 | |
3 | Инфляция | 1,000 | 1,047 | 1,048 | 1,051 | 1,045 | 1,040 |
Инфляция, приведенная к 2014 г. | 1,000 | 1,05 | 1,10 | 1,15 | 1,21 | 1,25 | |
2020 | 2021 | 2022 | 2023 | 2024 | 2025 | ||
1 | Электроэнергия (темп роста) | 1,018 | 1,034 | 1,030 | 1,027 | 1,028 | 1,031 |
Электроэнергия, приведенная к 2014 г. | 1,32 | 1,36 | 1,40 | 1,44 | 1,48 | 1,53 | |
2 | Природный газ (темп роста) | 1,042 | 1,038 | 1,034 | 1,032 | 1,030 | 1,028 |
Природный газ, приведенный к 2014 г. | 1,31 | 1,35 | 1,39 | 1,44 | 1,48 | 1,52 | |
3 | Инфляция | 1,035 | 1,033 | 1,031 | 1,029 | 1,028 | 1,026 |
Инфляция, приведенная к 2014 г. | 1,30 | 1,34 | 1,38 | 1,42 | 1,46 | 1,50 | |
2026 | 2027 | 2028 | 2029 | 2030 | |||
1 | Электроэнергия (темп роста) | 1,030 | 1,038 | 1,008 | 1,003 | 0,999 | |
Электроэнергия, приведенная к 2014 г. | 1,57 | 1,63 | 1,65 | 1,65 | 1,65 | ||
2 | Природный газ (темп роста) | 1,027 | 1,026 | 1,024 | 1,014 | 1,009 | |
Природный газ, приведенный к 2014 г. | 1,56 | 1,59 | 1,62 | 1,63 | 1,64 | ||
3 | Инфляция | 1,025 | 1,023 | 1,021 | 1,020 | 1,020 | |
Инфляция, приведенная к 2014 г. | 1,54 | 1,57 | 1,61 | 1,64 | 1,67 |
Приложение 2
Величина снижения стоимости потребляемых предприятием энергоресурсов за 20 лет складывается из величины снижения стоимости энергоресурсов на этапе эксплуатации объекта в рамках ВОТ контракта (за счет «предоставляемой» скидки по отношению к альтернативному поставщику) и снижения стоимости энергоресурсов на этапе эксплуатации объекта после окончания ВОТ контракта (за счет превышения цены альтернативного поставщика над себестоимостью собственной выработки энергоресурсов).
Величина снижения стоимости потребляемых энергоресурсов за 1 год в течение ВОТ контракта рассчитывается по соотношениям:
Снижение стоимости = СК х (СЭЭ + СТ),
Где
СЭЭ – экономия предприятия Заказчика на покупке электроэнергии у альтернативного поставщика за счет собственной выработки Мини-ТЭЦ
СТ – экономия предприятия Заказчика на покупке или выработке теплоэнергии за счет собственной выработки Мини-ТЭЦ (экономия газа на котельной и/или стоимость покупки тепла у альтернативного поставщика)
СК – «скидка» - обеспечиваемое в рамках ВОТ контракта снижение стоимости энергоресурсов (электроэнергии и теплоэнергии) для предприятия Заказчика.
СЭЭ = Цээ х Vээ
СТ = Цт х Vт или СТ = Цг х Уг х Vг
Где
Цээ – цена электроэнергии (с учетом стоимости электрической мощности и передачи) у альтернативного поставщика
Vээ – объем электроэнергии (среднемесячный при плановой нагрузке), произведенный Мини-ТЭЦ
Цт – цена тепловой энергии, у альтернативного поставщика теплоэнергии
Vт – объем теплоэнергии (среднемесячный по плановому графику тепловой нагрузки), произведенный Мини-ТЭЦ
Цг – цена природного газа
Уг – удельный расход природного газа на производство замещаемой теплоэнергии на собственной котельной.
Величина снижения стоимости потребляемых энергоресурсов за 1 год после окончания срока ВОТ контракта рассчитывается по соотношениям:
Снижение стоимости = (СЭЭ + СТ) - СС,
Где
СЭЭ – экономия предприятия Заказчика на покупке электроэнергии у альтернативного поставщика за счет собственной выработки Мини-ТЭЦ
СТ – экономия предприятия Заказчика на покупке или выработке теплоэнергии за счет собственной выработки Мини-ТЭЦ (экономия газа на котельной и/или стоимость покупки тепла у альтернативного поставщика)
СС – себестоимость собственной выработки плановых объемов энергоресурсов на Мини-ТЭЦ.
Приложение 3
Стр. | Наименование показателя | |
1. | Общий объем потребления тепловой энергии, Гкал / год1 | 121 327 |
1.1 | Теплоноситель Вода, Гкал / год | 36 858 |
1.2 | Теплоноситель Пар, Гкал / год | 84 469 |
2. | Из строки 1: Тепловая энергия собственной выработки, Гкал / год | 121 327 |
2.1 | Теплоноситель Вода, Гкал / год | 36 858 |
2.2 | Теплоноситель Пар, Гкал / год | 84 469 |
3. | Из строки 1: Покупная тепловая энергия, Гкал / год | - |
3.1 | Теплоноситель Вода, Гкал / год | - |
3.2 | Теплоноситель Пар, Гкал / год | - |
4. | Для тепловой энергии собственной выработки (стр.2): | |
4.1. | Удельный расход природного газа на единицу вырабатываемой тепловой энергии (с учетом потерь), м3 / Гкал | 143,0 |
4.2.1 | Тариф2 на покупку предприятием природного газа; Сумма (без НДС), руб./тыс. м3 | 3 441,17 |
4.2.2 | Тариф на покупку предприятием природного газа; Период применения | средний за 2013 год |
5. | Для покупной тепловой энергии (стр. 3): | |
5.1 | Тариф на покупку предприятием тепловой энергии; Сумма (без НДС), руб./Гкал | - |
5.2 | Тариф на покупку предприятием тепловой энергии; Период применения |
Примечания:
Данные о потреблении тепловой энергии в разбивке на тепловую энергию, приобретаемую у сторонних поставщиков, и тепловую энергию собственной выработки, представлены в помесячной разбивке по форме, приведенной в приложении № 4.Здесь и далее под тарифом понимается фактическая доступная для предприятия цена приобретения энергоресурса с учетом всех составляющих (оптовая цена, транспортная и снабженческо-сбытовая надбавки и т. д.) с обязательным указанием периода, за который она определена (например, «средняя за 2013 год», «средняя за 2 квартал 2014 г.» и т. д.).
Приложение 4
Объект:
Вся тепловая энергия собственной выработки, в таблице произведено разделение на тепловую энергию, вырабатываемую котельной Химического производства (КХП) и с использованием вторичных энергоресурсов - установок испарительного охлаждения (УИО).
№№ | Показатель | Итого за год | Янв | Фев | Мар | Апр | Маи | Июн | Июл | Авг | Сен | Окт | Ноя | Дек |
1. | Объем потребления тепловой энергии от КХП, Гкал | 35 721 | 8 135 | 3 800 | 4 536 | 3 078 | 690 | - | - | - | - | 3 613 | 4 189 | 7 680 |
1.1 | Горячая вода (Теплосеть + ГВС), Гкал | 19737 | 4540 | 2171 | 2566 | 1776 | 395 | - | - | - | - | 1974 | 2368 | 3947 |
1.2 | Пар, Гкал | 15984 | 4316 | 2077 | - | - | - | - | - | - | 1439 | 2238 | 5914 | |
2. | Объем потребления тепловой энергии от УИО, Гкал | 85606 | 6001 | 7095 | 8360 | 7504 | 6273 | 6801 | 6604 | 6287 | 5958 | 7926 | 8098 | 8699 |
2.1 | Горячая вода (Теплосеть + ГВС), Гкал | 17121 | 3082 | 3082 | 941 | 941 | 941 | 743 | 743 | 743 | 941 | 941 | 941 | 3082 |
2.2 | Пар, Гкал * | 68485 | 6392 | 6201 | 5500 | 5500 | 5500 | 5500 | 5500 | 5500 | 5500 | 5500 | 5500 | 6392 |
3. | Общий объем потребления тепловой энергии, Гкал | 121327 | 14136 | 10895 | 12896 | 10582 | 6963 | 6801 | 5500 | 6287 | 5958 | 11539 | 12287 | 16379 |
3.1 | Горячая вода (Теплосеть + ГВС), Гкал | 36858 | 7622 | 5253 | 3507 | 2717 | 1336 | 743 | 743 | 743 | 941 | 2915 | 3309 | 7029 |
3.2 | Пар, Гкал | 84469 | 10708 | 8278 | 5500 | 5500 | 5500 | 5500 | 5500 | 5500 | 5500 | 6939 | 7738 | 12306 |
* - Информация по выработке/потреблению тепла за 2013г. приведена с учетом потребления тепла (ориентировочно от 3-6 тн пара/час) на его сброс через свечу в тёплый период (4-5 месяцев)
Приложение 5
Предлагаемая для реализации проекта контрактная схема не предполагает заключение между Заказчиком и Исполнителем (инвестором) договоров купли-продажи пара для оплаты пара от котлов-утилизаторов Заказчика на паровые турбины Мини-ТЭЦ. Учет «стоимости» этого пара обеспечивается через включение в расчет суммарного ежемесячного платежа (СП) дополнительных затрат предприятия Заказчика на обеспечение паром паровой турбины Мини-ТЭЦ (СПАР).
Дополнительные затраты предприятия Заказчика на обеспечение паром паровой турбины (СПАР) равны:
- для проекта - стоимости природного газа, потребляемого пароперегревателем котла-утилизатора установки АУСМЕЛТ;
Стоимость природного газа, потребляемого пароперегревателями, будет являться частью стоимости природного газа, потребляемого мини-ТЭЦ в составе суммарного ежемесячного платежа по контракту.
Приложение 6
Объект, Энергоресурс, Единица измерения | Данные, указанные в опросных листах (пп.5, 13 и 21) | Уточненные данные | |
Тариф (без учета НДС), руб./ед. | Период применения тарифа | ||
Электроэнергия, кВт. ч | Средний с учетом мощности за 2013 год 2,19232 руб/кВт в час | 2,19232 | средний за 2013 год |
Природный газ, тыс. м3 | 3 441,17 руб./тыс. м3 | 3 441,17 | средний за 2013 год |
Тепловая энергия, Гкал | 833 (с НДС) руб./Гкал | ||
себестоимость выработки на собств. котельных | Не требуется. Для расчета модели ВОТ-контракта нужна только топливная составляющая котельной | ||
цена покупки у сторонних поставщиков | Покупка тепловой энергии не осуществляется |
Приложение 7
Вопрос:
Согласно п.18 Объявления о проведении торгов претенденты должны предоставлять 3 коммерческих показателя:
Срок ВОТ контракта; Скидка на стоимость электроэнергии для УГМК по отношению к альтернативному внешнему энергоснабжению (%). Выкупная стоимость объекта по окончании контракта.При этом интегральным коммерческим критерием выбора претендентов является величина снижения стоимости потребляемых предприятием энергоресурсов за 20 лет.
В связи с вышеизложенным просьба уточнить следующее:
Учитывается ли в 20-тилетнем сроке период строительства мини-ТЭЦ или речь идет о 20 годах эксплуатации мини-ТЭЦ;Должны ли претенденты предоставлять финансовую модель проекта или расчет будет производиться непосредственно организатором торгов;
В случае, если финансовая модель должна предоставляться претендентами:
- какой шаг планирования использовать (год, квартал); по каким ставкам дисконтировать денежные потоки проекта;
В случае, если финансовая модель будет рассчитываться организатором торгов, какие дополнительные данные и в какой форме необходимо предоставить претендентам помимо 3 указанных выше коммерческих показателей (например, данные об эксплуатационных расходах мини-ТЭЦ для расчета эффекта за период после окончания ВОТ-контракта).
Ответ:
Да, в 20 летнем сроке учитывается период строительства мини-ТЭЦ.6.2.-6.3 Нет, предоставлять финансовую модель проекта претендентам не требуется, сравнение вариантов будет производиться непосредственно организатором торгов.
В этой связи необходимо отметить, что целью расчетной модели претендентов не является получение максимального соответствия с расчетами организатора торгов. Главной целью расчетной модели для участников должно быть получение достоверных для него результатов расчета и прогноза финансово-экономических параметров предлагаемого ВОТ-контракта в представленных организатором условиях контракта и исходя из фактических исходных данных по предприятию.
Все остальные данные, не являющиеся условиями контракта или фактическими показателями предприятий, не могут носить обязательного характера для участника конкурса. Организатором могут быть в качестве ориентира представлены параметры, в которых он производит оценку инвестиционных показателей проектов, но данные параметры носят исключительно справочный характер, решение о применении параметров принимает участник конкурса исходя из его корпоративных, финансовых, кредитных и других условий и ограничений при возможной реализации проекта.
Всё вышесказанное касается следующих параметров проекта, которые не носят обязательного характера для участников:
- макроэкономическое окружение (значения, используемые организатором торгов, представлены ранее);
- условия привлечения кредита (определяются участником);
- ставка дисконтирования (организатором используется значение 10% на протяжении всего срока проекта);
- шаг планирования (организатором используется шаг 1 год).
6.4. Никаких дополнительных данных помимо указанных 3 коммерческих показателей предоставлять не нужно. Эффекты за период после окончания ВОТ-контракта рассчитываются исходя из принимаемых организатором усредненных значений. Т. к. обязательств по заключению договоров на дальнейшую эксплуатацию объектов ВОТ-контракт в себе не содержит, решения о вариантах и возможных партнерах по эксплуатации объектов после завершения ВОТ-контракта будут приниматься отдельно.
