Некоммерческое
партнерство
инженеров
Инженеры по отоплению, вентиляции, кондиционированию воздуха, теплоснабжению и строительной теплофизике
(495) 984-99-72 НП "АВОК"

(495) 621-80-48 Секретарь (тел./факс) ООО ИИП "АВОК-ПРЕСС"
(495) 107-91-50

АВОК ассоциированный
член

Энергосервис: проблемы и позитивные примеры

Энергосервис на сегодняшний момент является ключевым механизмом в реализации эффективной технической политики правительства РФ. Однако для его успешного внедрения государство должно создать финансовые конструкции и усовершенствовать законодательство. С какими проблемами сталкиваются компании, уже имеющие опыт успешной реализации энергосервисных контрактов?

Энергосервис как для заказчика, так и для энергосервисной компании (ЭСКО) – довольно многогранная и рутинная вещь, требующая объединения знаний и усилий группы квалифицированных специалистов.

Прежде всего, это выбор предмета энергосервиса (рентабельного объекта) и правильного технического решения, позволяющего максимально эффективно извлечь потенциал экономии топливно-энергетических ресурсов; оценка прогнозируемой экономии в физическом и денежном выражении, а также соотношения потенциальных сбережений и инвестиций на реализацию мероприятий.

Следующая стадия – подготовка комплекта документов (правовых, экономических, финансовых и инженерно-технических) для одобрения энергосервисного проекта в экспертном совете банка, с последующим открытием кредитной линии на реализацию проекта.

И самое главное – это качественное обеспечение услуг по энергоэффективности, включая правильное поэтапное финансирование и авторский надзор на стадии проектирования, закупки оборудования, монтажа и пусконаладки оборудования, с последующим мониторингом фактической экономии.

Проблемы возникают на каждом этапе, причем как со стороны заказчика, так и со стороны ЭСКО.

По нашему мнению, годом расцвета энергосервиса в России должен стать 2015 год. Трехлетнего периода должно хватить для того, чтобы банки смогли разработать свои правила оценки рентабельности ЭСКО и приняли соответствующие программы.

Проблемы энергосервиса

Однако существует множество препятствий, тормозящих развитие данного направления бизнеса, главным из которых является несовершенное законодательство. Вот некоторые из них.

1. При заключении энергосервисного контракта для государственных и муниципальных нужд (энергосервис в бюджетной сфере) закреплена недопустимость проведения возмездного энергоаудита со стороны ЭСКО.

Следовательно, о компенсации командировочных расходов в случае с бюджетной сферой и речи быть не может, поскольку пункт 2 Постановления Правительства РФ № 6361 говорит об отсутствии компенсации ЭСКО затрат, понесенных ими при проведении подготовительных работ для подготовки конкурсного предложения, предложения на аукцион, открытый аукцион в электронной форме или ответа на запрос котировок.

Соответственно, ЭСКО должна проводить разработку энергосервисного контракта и его длительные согласования с финансовыми институтами на безвозмездной основе.

Кроме того, появилось недоверие к энергосервису со стороны заказчика, поскольку сегодня на рынке энергосервисных услуг действует масса лже-ЭСКО, которые, пользуясь незнанием законов со стороны заказчика, под видом жизненно необходимого для него энергосервиса ограничиваются лишь проведением обязательного энергетического обследования, в соответствии с требованием Федерального закона № 261-ФЗ «Об энергосбережении…», оставляя заказчика наедине с нереализованными прожектами.

Много говорилось о том, что заказчиками энергоаудита должны быть именно энергосервисные компании. Ведь именно им надо детально изучить актуальную и достоверную информацию об объектах заказчика, сделать правильный выбор объекта энергосервиса и корректно оценить затраты в проект, подготовив технико-экономическое обоснование для банка. Цена ошибки – недостижение заявленной экономии, неокупаемость проекта, продление срока контракта со всеми вытекающими последствиями, вплоть до банкротства ЭСКО.

2. Энергосервисная компания несет риск недостижения экономии в результате реализации энергосервисного контракта, в силу просчетов на стадии его формирования.

Если ЭСКО достигла экономии меньше заявленной в контракте, она не только не получает оплаты за услуги, но и платит пени. И это притом что кредит взят, оборудование установлено! Мы знаем, что расход топлива на отопление напрямую зависит от температуры наружного воздуха в отопительном периоде. Реальная картина будет зависеть от погодных условий: в холодную зиму потенциал экономии может быть достигнут не в полном объеме, а в теплую зиму экономия топлива по отношению к базисному 2011 году будет велика.

Для пересчета выработан механизм объективной оценки потребления тепла и топлива. Приборно фиксируются такие показатели, как средние фактические температуры наружного воздуха соответствующих периодов2 (°C), фактическая выработка тепловой энергии котельной (Гкал) и фактическое потребление топлива (т у.т.). Имея базовые значения по 2011 году, ЭСКО производит пересчет размера реальной экономии, с учетом сложившихся на момент реализации энергосервисного контракта климатических условий, а заказчик в обязательном порядке принимает данный пересчет для целей взаиморасчетов между сторонами настоящего контракта.

Но поскольку банки не интересуют риски недостижения заявленной экономии, для их нивелирования при расчете платежей по возврату кредита необходимо принимать 15–20% недостижения расчетной экономии, что опять же повлияет на срок окупаемости проекта.

3. При формировании энергосервисных контрактов заказчики бюджетной сферы в расчетах платежей по энергосервисному контракту не принимают индексы-дефляторы (темпы роста цен, тарифов).

Цены и тарифы на сырье, материалы, электроэнергию и прочие расходные/доходные ставки вычисляются на основе фактических данных по ценам за базовый год. А расчеты платежей по контракту осуществляются исходя из фактической экономии энергетических ресурсов в натуральном выражении, полученной за отчетный базовый период и определенной в стоимостном выражении по ценам (тарифам) на соответствующие энергетические ресурсы, в течение шести календарных месяцев, предшествующих дате объявления о проведении отбора энергосервисной компании.

Пилотный энергосервисный проект по строительству биотопливной котельной (щепа) мощностью 8,0 МВт для потребителей микрорайона г. Няндома (Каргополь-2, Архангельская обл.)

Пилотный энергосервисный проект по строительству биотопливной котельной (щепа) мощностью 8,0 МВт для потребителей микрорайона г. Няндома (Каргополь-2, Архангельская обл.) позволит отказаться от используемого в настоящее время дорогостоящего мазута. Срок окупаемости проекта 2,5 года при планируемой ежегодной экономии на закупках топлива 22 млн руб. (в ценах 2012 года)

4. Отсутствие приборов учета на объекте заказчика. В этом случае заказчик не имеет достоверных данных об энергопотреблении.

Зачастую на объекте заказчика нет приборов учета – энергосервисной компании следует их установить, затратив собственные средства без гарантии, что контракт состоится. При этом экономия, достигнутая за счет установки приборов учета, не может учитываться в составе экономии по энергосервисному контракту.

В перспективе приборный мониторинг, систематический сбор и обработка информации о климатических характеристиках отопительного периода и количестве израсходованного топлива должны обеспечить связь между климатическими условиями и фактическим расходованием энергоресурсов.

5. Отсутствие мотивации заказчика.

Успех проекта зависит от эксплуатации установленного оборудования, что вне зоны контроля ЭСКО, а у заказчика отсутствует заинтересованность. Процедуры бюджетного финансирования по-прежнему вступают в противоречие с возможностью финансирования энергосервисного контракта.

6. Смена руководства заказчика энергосервисных услуг.

Это тоже один из рисков энергосервисной компании. Энергосервисные платежи по проекту должны работать с точностью швейцарских часов, поскольку имеются обязательства перед банком.

Безрисковое финансирование энергосервиса возможно в условиях сложившейся ситуации лишь на условиях передачи муниципальных систем теплоснабжения в долгосрочную аренду с инвестиционными условиями ЭСКО. В том случае, если передаваемое имущество не зарегистрировано, в договоре указывается, что срок действия договора – 15 лет (например, с 1 января 2012 года по 31 декабря 2026 года) вне зависимости от даты его государственной регистрации. Указанное условие позволяет не ждать, когда имущество будет зарегистрировано в УФРС, и начинать заниматься регистрацией объектов в процессе исполнения договора.

Пример финансирования энергосервисного проекта

Показательным примером является заключаемое в настоящее время соглашение о взаимодействии в области модернизации систем коммунального теплоснабжения (СКТ) Курганской области между правительством области (заказчик), ООО «Энергопромсервис» (инвестор и оператор СКТ) и немецкой компанией IPP Construction GmbH. Последняя формирует инвестиционный меморандум, отвечающий требованиям зарубежных институциональных инвесторов, осуществляющих финансирование инфраструктурных проектов, способствуя тем самым привлечению внебюджетных инвестиций.

Преимущества данного сотрудничества – непосредственный контроль ЭСКО как оператора систем коммунального теплоснабжения за платежами по энергосервисному кредиту, низкая процентная ставка по кредиту зарубежного банка (от 3 до 8%), льготные поставки зарубежного передового теплотехнического оборудования.

Кстати, многие проблемы также возможно решить софинансированием проекта заказчиком. Это не только снижает бремя кредита для ЭСКО, но и серьезно стимулирует заказчика на успех проекта.

Примеры внедрения энергосервисных проектов

Представляем несколько рентабельных энергосервисных проектов, выполненных в сфере ЖКХ.

В июне 2012 года успешно реализован энергосервисный проект по организации системы горячего водоснабжения пограничной заставы «Архыз» (Карачаево-Черкесская республика) на базе тепловых насосов (ТН).

Проект относится к разряду инновационных, поскольку в качестве источника тепла используются тепловые насосы, отбирающие энергию (до 80%) из окружающей среды. В нашем случае источником тепла служит наружный воздух.

В качестве теплового насоса была выбрана установка американского производителя MAMМOTH серии МАС11 в воздушно-водяной модификации, тепловой мощностью 13,2 кВт. Расчеты, предшествующие выбору, приведены в таблице.

Таблица 1 (подробнее)

Сравнение предложений по реконструкции системы горячего водоснабжения пограничной заставы «Архыз»

Климатические данные. Среднегодовая температура наружного воздуха составляет 5 °C, средняя температура за июль – 15 °C, январь – –5,5 °C. Минимальная расчетная температура (температура наиболее холодной пятидневки в году) составляет –22 °C.

С учетом особенностей климата и исходя из опыта проектирования, годовая выработка тепловой энергии будет составлять ~97%.

В качестве дополнительного источника тепла используется электронагревательная вставка в буферной емкости теплового насоса. Расчетная точка бивалентности (температура подключения пикового электронагревателя) составляет –10 °C, т.е. в диапазоне температур наружного воздуха ниже –10 °C необходима периодическая работа электронагревательной вставки.

Среднегодовой коэффициент эффективности теплового насоса равен 3, а значит, для получения 12,5 кВт тепловой энергии необходимо затратить 3,2 кВт электроэнергии.

Экономическое обоснование использования теплового насоса

Величина предварительного расчетного годового теплопотребления системой горячего водоснабжения Qгвс год, приблизительно можно рассчитать:

Qгвс год = Cp•V•(tг – tх)•365/106 = 4,18•7000•(45 – 8)•365/106 = 395,2 ГДж,

где Cp – теплоемкость воды, кДж/кг;
V – суточная потребность горячего водоснабжения, л/сут.;
tг – температура горячей воды, °C;
tх – температура холодной воды, °C.

В результате годовое теплопотребление системой горячего водоснабжения Qгвс год составит 395,2 ГДж, или 11,1•104 кВт•ч, или 95 Гкал.

Стоимость электроэнергии для горячего водоснабжения с помощью теплового насоса в год составляет:

Сгвс тн = Сэл•Qгвс год/b = 4,06•11,1•104/3 ≈ 150 тыс. руб./год,

где Сэл – стоимость электроэнергии, руб./(кВт•ч);
b– коэффициент годовой эффективности теплонасосной установки (предварительно принят равным 3).

Стоимость затрат на ГВС при существующей котельной

Установленная мощность существующей котельной, работающей на сжиженном газе, равна 0,8 МВт. Потребляемая мощность – 0,5 МВт, в том числе:

  • на отопление – 0,2 МВт (40% от общей потребляемой мощности);
  • на ГВС – 0,3 МВт (60% от общей потребляемой мощности).

Стоимость топлива Ст за 2008 год, по данным заказчика, равна 1937852 руб., а в пересчете на цены 2011 года при коэффициенте инфляции 1,19 составит 2744192 руб. Стоимость топлива, затрачиваемого на ГВС, составит:
СтГВС = 0,6 • 2744192 = 1646515 руб.

При сравнении величин годовых расходов на подготовку ГВС при использовании теплового насоса Сгвс тн и при существующей котельной СтГВС становится очевидно, что внедрение тепловых насосов для нужд ГВС позволит сократить годовые расходы более чем в 10 раз.

Мониторинг эксплуатации ТН для нужд ГВС за июнь–август 2012 года показал, что расходы по сравнению с тем же периодом 2011 года сократились более чем на 40%. Срок окупаемости проекта 3 года.

Модульная теплонасосная котельная горячего водоснабжения пограничной заставы «Архыз»

Модульная теплонасосная котельная горячего водоснабжения пограничной заставы «Архыз»

Строительство 9 новых газовых котельных и тепловых сетей взамен изношенных жидкотопливных котельных в Серпуховском районе Московской области – другой показательный проект.

Данная инвестиционная программа будет реализовываться в рамках договора аренды между администрацией Серпуховского муниципального района и оператором систем коммунального теплоснабжения ООО «Комплексные коммунальные системы». Объем инвестиций по энергосервисной программе составляет 400 млн руб. (по ценам 2012 года с учетом инфляции 480 млн руб. в текущих ценах 2013–2020 годов).

Проекты со сроками, превышающими 7 лет, но имеющие значение с точки зрения надежного обеспечения потребителей тепловой энергии, должны финансироваться по «револьверному принципу» из потенциала экономии ТЭР, достигнутой после реализации энергосервисных контрактов.

В результате проведения модернизации системы теплоснабжения, себестоимость производства тепловой энергии в текущих ценах (с учетом инфляции и привлечения кредитных ресурсов) может быть снижена к 2020 году на 16% и к 2026 году на 18% (рис.).

Сравнение динамики тарифа без учета и с учетом модернизации

Рисунок (подробнее)

Сравнение динамики тарифа без учета и с учетом модернизации

Существуют и другие успешные примеры внедрения энергосервисных проектов в России, подтверждающие эффективность данного механизма повышения энергоэффективности промышленных объектов. Решение на государственном уровне перечисленных проблем, тормозящих развитие данного направления бизнеса, значительно ускорит достижение поставленной правительством России цели – снизить к 2020 году энергоемкость страны на 40% по сравнению с 2007 годом.

Линия топливоподачи щепы шнековым транспортером группы водогрейных котлов, механизированная в рамках пилотного энергосервисного проекта по строительству биотопливной котельной микрорайона г. Няндома

Линия топливоподачи щепы шнековым транспортером группы водогрейных котлов, механизированная в рамках пилотного энергосервисного проекта по строительству биотопливной котельной микрорайона г. Няндома

 

1 Постановление Правительства РФ от 18 августа 2010 года № 636 «О требованиях к условиям контракта на энергосервис и об особенностях определения начальной (максимальной) цены контракта (цены лота) на энергосервис».

2 По данным гидрометеорологической службы.

купить online журнал подписаться на журнал
Поделиться статьей в социальных сетях:

Статья опубликована в журнале “Энергосбережение” за №7'2012

распечатать статью распечатать статью


Реклама
Реклама на нашем сайте
Rambler's Top100 Rambler's Top100 Яндекс цитирования



Кондиционирование, отопление, вентиляция

Подписка на журналы

АВОК
АВОК
Энергосбережение
Энергосбережение
Сантехника
Сантехника
Онлайн-словарь АВОК!


Реклама на нашем сайте