Отчет и сводное заключение по технологическому и ценовому аудиту проекта «Строительство ГТУ-ТЭЦ в г. Владивостоке пос. Змеинка» на стадии обоснования инвестиций (2016 год)

СОДЕРЖАНИЕ

ИСПОЛНИТЕЛЬНОЕ РЕЗЮМЕ

1.1. ОСНОВНАЯ ЦЕЛЬ РАБОТЫ

1.2. ПРЕДЫДУЩИЕ ВЕРСИИ ОТЧЕТОВ

1.3. ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ ДЛЯ ВЫПОЛНЕНИЯ РАБОТЫ

1.4. ЗАКЛЮЧЕНИЕ О ПРОВЕДЕНИИ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО И ЦЕНОВОГО АУДИТА (В СООТВЕТСТВИИ С ПРИКАЗОМ

МИНСТРОЯ РФ ОТ 17.02.14 №49/ПР)

ЭКСПЕРТНАЯ ИНЖЕНЕРНАЯ ОЦЕНКА ЦЕЛЕСООБРАЗНОСТИ КОНСТРУКТИВНЫХ,

ТЕХНИЧЕСКИХ И ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ РЕШЕНИЙ

2.1. АНАЛИЗ ОБОСНОВАНИЯ УСТАНОВЛЕННОЙ ТЕПЛОВОЙ И ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ МОЩНОСТИ

2.2. АНАЛИЗ СХЕМЫ ВЫДАЧИ ТЕПЛОВОЙ МОЩНОСТИ

2.3. АНАЛИЗ СХЕМЫ ВЫДАЧИ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ МОЩНОСТИ

2.4. АНАЛИЗ ОБОСНОВАНИЯ ВЫБОРА ПЛОЩАДКИ СТРОИТЕЛЬСТВА, РЕШЕНИЙ В ОБЛАСТИ ГЕНПЛАНА И

ТРАНСПОРТА, КОНСТРУКТИВНЫХ РЕШЕНИЙ

2.4.1. Анализ обоснования выбора площадки строительства

2.4.2. Анализ решений по схеме планировочной организации земельного участка, генплану

и транспорту

2.4.3. Анализ конструктивных решений

2.5.

АНАЛИЗ РЕШЕНИЙ В ОБЛАСТИ ОСНОВНОГО ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ОБОРУДОВАНИЯ

2.5.1. Анализ выбора технологии генерации

2.5.2. Анализ решений по газотурбинному оборудованию

2.5.3. Анализ решений по котельному оборудованию

2.5.4. Анализ расчетов годовых технико-экономических показателей

2.6.

АНАЛИЗ РЕШЕНИЙ ПО ОСНОВНОМУ ЭЛЕКТРОТЕХНИЧЕСКОМУ ОБОРУДОВАНИЮ

2.7.

АНАЛИЗ ОБОСНОВАННОСТИ ГРАФИКА РЕАЛИЗАЦИИ ПРОЕКТА

2.8.

АНАЛИЗ РЕШЕНИЙ В ОБЛАСТИ ВСПОМОГАТЕЛЬНОГО ОБОРУДОВАНИЯ И ИНЖЕНЕРНЫХ СИСТЕМ ТЭЦ

2.8.1. Анализ решений по топливоснабжению

2.8.2. Анализ решений по водоснабжению и водоотведению

2.8.3. Анализ решений по охлаждению оборудования ТЭЦ

2.8.4. Анализ решений по водоподготовке

2.8.5. Анализ решений по обеспечению собственных нужд ТЭЦ в тепловой энергии

2.8.6. Анализ решений по АСУТП

2.8.7. Анализ решений по РЗА и ПА

2.8.8. Анализ решений по АИИСКУЭ

2.8.9. Анализ решений по СОТИ ААССО

2.8.10. Анализ решений по сетям связи

2.8.11. Анализ решений по пожарной сигнализации и автоматическому пожаротушению 39

2.9.

АНАЛИЗ ОВОС

2.10.

АНАЛИЗ ШТАТНОГО РАСПИСАНИЯ

ЭКСПЕРТНАЯ ОЦЕНКА ОБОСНОВАННОСТИ БЮДЖЕТА ПРОЕКТА

3.1.

ОЦЕНКА СМЕТНЫХ РЕШЕНИЙ

3.1.1. Исходные данные

3.1.2. Анализ затрат на внеплощадочные сети

3.1.3. Анализ затрат на основное оборудование

3.1.4. Анализ затрат на вспомогательные здания и сооружения

3.1.5. Анализ структуры затрат

3.2.

ОЦЕНКА СООТВЕТСТВИЯ СТОИМОСТНЫХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ ПРОЕКТА РОССИЙСКОЙ И МЕЖДУНАРОДНОЙ

ПРАКТИКЕ

3.3. ВЫВОДЫ

АНАЛИЗ ОБОСНОВАНИЯ ЭФФЕКТИВНОСТИ ИНВЕСТИЦИЙ

4.1. АНАЛИЗ ОБОСНОВАНИЯ ВЫБРАННОГО ВАРИАНТА И ПОКАЗАТЕЛЕЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ

4.2. АНАЛИЗ РАСХОДНЫХ И ДОХОДНЫХ СТАТЕЙ ПРОЕКТА И СТРУКТУРЫ ФИНАНСОВОЙ МОДЕЛИ

4.2.1. Плата за технологическое присоединение к тепловым сетям

4.2.2. Учет средств от экономии топлива за счет перевода потребителей с

неэкономичных мазутных котельных

4.2.3. Пересчет капитальных вложений в прогнозные цены

4.2.4. Стоимость строительства теплотрассы

4.2.5. Амортизационные отчисления

4.2.6. Затраты на сервисное обслуживание ГТУ

4.2.7. Инвестиционные кредиты

4.2.8. Погашение кредитов на покрытие кассовых разрывов

4.2.9. Ставка дисконтирования

4.2.10. Показатели эффективности для собственного капитала

4.2.11. Отчет о движении денежных средств

4.2.12. Сроки реализации проекта

4.2.13. Затраты на сервисное обслуживание ГТУ

ПРЕДЛОЖЕНИЯ ПО ОПТИМИЗАЦИИ ТЕХНИЧЕСКИХ РЕШЕНИЙ И СМЕТНОЙ

СТОИМОСТИ

5.1. ОПТИМИЗАЦИЯ ТЕХНИЧЕСКИХ РЕШЕНИЙ

5.1.1. Оптимизация мощности

5.1.2. Оптимизация технических решений

5.1.3. Оптимизация электротехнических решений

5.1.4. Оптимизация строительных решений

5.1.5. Оптимизация решений по вспомогательному оборудованию и инженерным сетям .48

5.2. ОПТИМИЗАЦИЯ СМЕТНОЙ СТОИМОСТИ

ИДЕНТИФИКАЦИЯ ОСНОВНЫХ РИСКОВ ИНВЕСТИЦИОННОГО ПРОЕКТА

6.1. ИНВЕСТИЦИОННЫЕ РИСКИ

6.2. ОПЕРАЦИОННЫЕ РИСКИ

6.3. ФИНАНСОВЫЕ РИСКИ

6.3.1. Валютный риск

6.3.2. Риск стоимости кредитных средств

6.3.3. Инфляционный риск

6.3.4. Налоговые риски

6.4. РЫНОЧНЫЕ РИСКИ

6.5. РИСК НЕДОФИНАНСИРОВАНИЯ

6.6. РИСК НЕДОСТИЖЕНИЯ ЗАПЛАНИРОВАННОЙ РЕНТАБЕЛЬНОСТИ

6.7. РИСК УДОРОЖАНИЯ СТОИМОСТИ ПРОЕКТА И УВЕЛИЧЕНИЯ СРОКОВ СТРОИТЕЛЬСТВА

6.8. РИСК НЕДОСТИЖЕНИЯ ПЛАНОВЫХ ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИХ ПАРАМЕТРОВ ПРОЕКТА

МАРКЕТИНГОВОЕ ИССЛЕДОВАНИЕ РЫНКА ПРОЕКТИРОВАНИЯ И ГЕНПОДРЯДНЫХ

РАБОТ ПО СТРОИТЕЛЬСТВУ ТЭС

7.1. ПРОЕКТИРОВЩИКИ

7.2. ГЕНПОДРЯДЧИКИ

1. Исполнительное резюме

1.1. Основная цель работы

Работа выполнена в соответствии с Договором № РАО-15/0160 от 9.07.2015 между

ПАО «РАО ЭС Востока» (далее Заказчик) и ООО «ЭФ-ТЭК» (далее - Аудитор).

В соответствии с условиями договора, цели работы состоят в проведении экспертной оценки

Проекта по направлениям:

 оценка обоснования выбора технологических и конструктивных решений по созданию

Объекта, соответствия выбранного решения лучшим отечественным и мировым техно-

логиям строительства, технологическим и конструктивным решениям, современным

строительным материалам и оборудованию, применяемым в строительстве (с учетом

требований современных технологий производства, необходимых для функционирова-

ния Объекта),

 оценка расчета эксплуатационных расходов в процессе жизненного цикла Объекта в це-

лях повышения эффективности использования инвестиционных средств, оптимизации

стоимости и сроков строительства, повышения конкурентоспособности производства.

 оценка корректности расчета бюджета Проекта;

 выработка рекомендаций по оптимизации Проекта.

1.2. Предыдущие версии отчетов

Первоначальный отчет по ТЦА бы направлен Заказчику 18 сентября 2015 года. Отчет был ос-

нован на исходных данных, поступивших Аудитору до 9.09.2015, и содержал в целом отрица-

тельное заключение. Аудитор не рекомендовал заказчику приступать к реализации Проекта в

его тогдашнем состоянии в силу наличия критических рисков и недостаточной проработки этих

рисков в ОбИн. Аудитор рекомендовал Заказчику переработать документацию по Проекту, оп-

тимизировать его и провести повторную оценку показателей эффективности инвестиций, после

чего принять итоговое решение о перспективах реализации Проекта.

В соответствии с п. 22 Постановления Правительства №382 от 30.04.2013, в случае получения

отрицательного заключения заявитель вправе представить документы на повторное проведе-

ние ТЦА при условии их доработки с учетом замечаний и предложений, указанных в заключе-

нии. Плата за повторное проведение публичного технологического и ценового аудита инвести-

ционного проекта не взимается.

В течение сентября-декабря 2015 разработчик ОбИн осуществлял его переработку. Аудитор

проводил аудит нескольких промежуточных (число итераций до 4) и итоговой версии ОбИн.

Настоящий заключительный отчет подготовлен на основе итоговой версии ОбИн, направлен-

ной Аудитору 25 декабря 2015 года.

1.3. Исходные данные для выполнения работы

Настоящий отчет разработан на основании следующих исходных данных, переданных Заказ-

чиком Аудитору (табл. 1):

Таблица 1. Перечень исходных данных, использованных в ходе ТЦА

Наименование тома

Формат

Дата передачи Способ передачи

ОбИн. Том 1. Обоснование выбора площадки

*.docx, *.pdf

12.08.2015

электронная почта

ОбИн. Том 2. Схема выдачи электрической мощности

*.docx, *.pdf

12.08.2015

электронная почта

ОбИн. Том 3. Схема выдачи тепловой мощности

*.docx, *.pdf

12.08.2015

электронная почта

ОбИн. Том 4. Установка подготовки добавочной воды

*.docx, *.pdf

12.08.2015

электронная почта

ОбИн. Том 5. ОТР по Варианту 1 - 3 х GPB180D

*.docx, *.pdf

12.08.2015

электронная почта

ОбИн. Том 6. ОТР по Варианту 2 - 3 х ГТЭ-16

*.docx, *.pdf

12.08.2015

электронная почта

ОбИн. Том 7. ОТР по Варианту 3 - 3 х ГТЭС-16ПА

*.docx, *.pdf

12.08.2015

электронная почта

ОбИн. Том 8. ОТР по Варианту 4 - 3 х SGT-400

*.docx, *.pdf

12.08.2015

электронная почта

ОбИн. Том 9. ОТР по Варианту 5 - 6 х GPB80D

*.docx, *.pdf

12.08.2015

электронная почта

ОбИн. Том 10. Оценка воздействия на окружающую

*.docx, *.pdf

12.08.2015

электронная почта

среду

ОбИн. Тома 11-15. Сводные сметные расчеты

*.docx, *.pdf

12.08.2015

электронная почта

ОбИн. Том 16. Организация строительства

*.docx, *.pdf

12.08.2015

электронная почта

ОбИн. Том 17. Эффективность инвестиций

*.docx, *.pdf

12.08.2015

электронная почта

ОбИн. Презентация

*.pptx, *.pdf

12.08.2015

электронная почта

Замечания к ОбИн Департамента капитального строи-

*.docx

13.08.2015

электронная почта

тельства Заказчика

Расчет годовых технико-экономических показателей

*.xlsx

03.09.2015

электронная почта

ТЭЦ

Технические предложения на поставку ГТУ и КУ

*.docx, *.pdf

03.09.2015

электронная почта

Расчет годового расхода топлива

*.xlsx

03.09.2015

электронная почта

ОбИн. Том 1. Обоснование выбора площадки (версия

*.docx, *.pdf

30.11.2015

электронная почта

2.0)

ОбИн. Том 3. Схема выдачи тепловой мощности (вер-

*.docx, *.pdf

30.11.2015

электронная почта

сия 2.0)

ОбИн. Том 4. Установка подготовки добавочной воды

*.docx, *.pdf

30.11.2015

электронная почта

(версия 2.0)

ОбИн. Том 5. ОТР по Варианту 1 - 3 х GPB180D (вер-

*.docx, *.pdf

30.11.2015

электронная почта

сия 2.0)

ОбИн. Том 6. ОТР по Варианту 2 - 3 х ГТЭ-16 (версия

*.docx, *.pdf

30.11.2015

электронная почта

2.0)

ОбИн. Том 7. ОТР по Варианту 3 - 3 х ГТЭС-16ПА (вер-

*.docx, *.pdf

30.11.2015

электронная почта

сия 2.0)

ОбИн. Том 8. ОТР по Варианту 4 - 3 х SGT-400 (версия

*.docx, *.pdf

30.11.2015

электронная почта

2.0)

ОбИн. Том 9. ОТР по Варианту 5 - 6 х GPB80D (версия

*.docx, *.pdf

30.11.2015

электронная почта

2.0)

ОбИн. Том 10. Оценка воздействия на окружающую

*.docx, *.pdf

30.11.2015

электронная почта

среду (версия 2.0)

ОбИн. Тома 11-15. Сводные сметные расчеты (версия

*.docx, *.pdf

30.11.2015

электронная почта

2.0)

ОбИн. Том 16. Организация строительства (версия 2.0)

*.docx, *.pdf

30.11.2015

электронная почта

ОбИн. Том 17. Эффективность инвестиций (версия 2.0)

*.docx, *.pdf

30.11.2015

электронная почта

ОбИн. Том 5. ОТР по Варианту 1 - 3 х GPB180D (вер-

*.docx, *.pdf

03.12.2015

электронная почта

сия 3.0)

ОбИн. Том 6. ОТР по Варианту 2 - 3 х ГТЭ-16 (версия

*.docx, *.pdf

03.12.2015

электронная почта

3.0)

ОбИн. Том 7. ОТР по Варианту 3 - 3 х ГТЭС-16ПА (вер-

*.docx, *.pdf

03.12.2015

электронная почта

сия 3.0)

ОбИн. Том 8. ОТР по Варианту 4 - 3 х SGT-400 (версия

*.docx, *.pdf

03.12.2015

электронная почта

3.0)

ОбИн. Том 9. ОТР по Варианту 5 - 6 х GPB80D (версия

*.docx, *.pdf

03.12.2015

электронная почта

3.0)

Скорректированные расчеты технико-экономических

*.xlsx,

04.12.2015

электронная почта

показателей ТЭЦ (версия 2.0)

ОбИн. Том 2. Схема выдачи электрической мощности

*.docx, *.pdf

14.12.2015

электронная почта

(версия 2.0)

Скорректированная версия финансовой модели и тома

*.xlsx, *.pdf,

18.12.2015

электронная почта

«Эффективность инвестиций» (версия 3.0)

*.docx

Скорректированная версия финансовой модели и тома

*.xlsx, *.pdf,

24.12.2015

электронная почта

«Эффективность инвестиций» (версия 4.0)

*.docx

1.4.

Заключение о проведении технологического и ценового аудита (в соответствии с приказом Минстроя РФ

от 17.02.14 №49/пр)

Таблица 2. Общие сведения об инвестиционном проекте

Наименование организации-заявителя

ПАО «РАО ЭС Востока»

Дочернее/зависимое общество либо филиал, реализующий проект

Принадлежность к группе проектов, связь с другими проектами

Категория/подкатегория проекта

инвестиционный

Тип проекта

новое строительство

Субъект(ы) Российской Федерации, в которых реализуется проект

Дальневосточный федеральный округ, Приморский край

Муниципальные образования, на территории которых реализуется про-

Владивостокский городской округ

ект

Экспертная организация, проводившее технологический и ценовой

ООО «ЭФ-ТЭК» (ОГРН 1077761717835)

аудит

Стоимость проведения ТЦА

1 003 000 рублей с учетом НДС

Сроки проведения ТЦА

90 дней с даты подписания договора и передачи исходных данных

Наличие/отсутствие проектной документации

проектная документация не разработана, подготовлено обоснование инвестиций (ОбИн)

Источник и объем финансирования инвестиционного проекта

Источник финансирования: заемные средства российских банков развития / инвестици-

онных фондов (от 15 до 100 %) и экспортных банков (85 %) в зависимости от варианта.

Объем финансирования: 7,6-8,9 млрд. руб. с НДС в ценах 2015 г. (в зависимости от ва-

рианта реализации проекта), а также 2,37 млрд. рублей на внеплощадочные сети.

Объем финансирования инвестиционного проекта за счет собственных

собственные средства не используются

средств

Обоснование экономической целесообразности реализации инвестици-

Интегральные показатели эффективности для инвестиционных затрат на период 2015-

онного проекта

2044 гг. при условии установления для Проекта экономически обоснованных тарифов (для

различных вариантов):

 чистая приведенная стоимость (NPV) - 913,3 - 989,7 млн. руб.;

 дисконтированный срок окупаемости (PBP) - 13,51 - 13,85 лет;

 простой срок окупаемости - 7,97 - 8,03 лет;

 внутренняя норма рентабельности (IRR) - 17,4-17,6%.

 норма доходности дисконтированных затрат (PI) - 1,10-1,12.

Величины экономически обоснованных тарифов (средние за период 2018-2044):

 на электроэнергию - 6,6 - 8,1 руб./кВт.ч;

 на тепловую энергию - 3400-3723 руб./Гкал.

Таблица 3. Результаты технологического и ценового аудита

№

Мероприятия ТЦА

Информация, предоставленная заявителем, принятая к

Комментарий экспертной организации

анализу в рамках проведения ТЦА

Оценка спроса на продукцию (услуги)

ОбИн. Том 2. Схема выдачи электрической мощности.

Обоснование величины спроса на тепловую энергию было

ОбИн. Том 3. Схема выдачи тепловой мощности

проведено на основании утвержденной Схемы теплоснабже-

Спрос на тепловую энергию, производимую Объектом,

ния Владивостокского городского округа на период 2015-2029

определяется ростом жилищного строительства в г.

годов, выполненной ООО «НИПИ ПРЭС» г. Санкт-Петербург,

Владивостоке с учетом планов по закрытию существую-

2014 г. Аудитор рекомендует отслеживать утверждение изме-

щих муниципальных котельных и переключения части

нений Схемы теплоснабжения Владивостокского городского

существующих потребителей Голдобинской тепломаги-

округа и учитывать их на дальнейших стадиях проектирова-

страли Владивостокской ТЭЦ-2 и части потребителей

ния.

котельной ОАО «ВМРП». Подключаемая к ГТУ-ТЭЦ

тепловая нагрузка до 2029 г. составит 145,05 Гкал/ч.

Обоснование величины спроса на электрическую энергию в

Спрос на электрическую энергию определен исходя из

первоначальной версии ОбИн было проведено недостаточно,

принятой в ОбИн условной загрузки Объекта - ЧЧИУМ

на что было указано Аудитором. Величина ЧЧУМ не была

на уровне 5000-6000 часов в год.

обоснована на основе анализа прогнозных балансов, суточ-

ных и сезонных графиков производства электро-энергии и

прогнозных режимов работы Объекта с учетом приоритетно-

сти загрузки электростанций, используемой ОАО «СО ЕЭС».

В окончательной версии ОбИн принято, что Объект будет ра-

ботать только по тепловому графику, вырабатывая электро-

энергию только в режиме когенерации в зависимости от за-

грузки котлов-утилизаторов ГТУ. Аудитор считает такое пред-

положение обоснованным, основываясь на анализе режимов

работы аналогичных отопительных ТЭЦ в России.

Оценка операционных доходов/расходов

ОбИн. Тома 11-15. Сводные сметные расчеты

В первоначальной версии ОбИн Аудитором были обнару-

ОбИн. Том 17. Эффективность инвестиций

жены ошибки в оценке как операционных доходов (в части ве-

Операционные доходы определяются величиной спроса

личины спроса на электрическую энергию), так и операцион-

на тепловую и электрическую энергию и величиной эко-

ных расходов (в части расходов на топливо, амортизацию,

номически обоснованных тарифов (ЭОТ) на продажу

сервисное обслуживание и др.).

энергии. ЭОТ определены в ОбИн расчетным методом.

В окончательной версии ОбИн указанные замечания в целом

Выручка до 2044 г. составляет около 79 млрд. руб. (на

устранены.

примере варианта 1).

Дополнительно учтены доходы от поступления платы за

технологическое присоединение новых потребителей

тепловой энергии.

Операционные расходы в структуре себестоимости

складываются из затрат на топливо и амортизацию (сум-

марно более 50% от общих расходов). Сумма расходов

равна сумме доходов за счет подбора величины ЭОТ.

Дополнительно запланировано привлечение кредитов,

на погашение и выплату процентов по которым заплани-

ровано около 43 млрд. руб. до 2044 г. (на примере вари-

анта 1).

Оценка доли собственного капитала ини-

ОбИн. Том 17. Эффективность инвестиций.

Выбранная структура финансирования определяет необхо-

циатора инвестиционного проекта и при-

Доля собственного капитала Инициатора по всем вари-

димость привлечения дорогостоящих кредитов как для пер-

влеченного капитала в объеме инвести-

антам ОбИн составляет 0%.

воначальных инвестиций, так и для покрытия кассовых раз-

ций

рывов в течение жизни Проекта. Эти затраты ухудшают пока-

затели экономической эффективности Проекта и создают

долгосрочные риски невозврата кредитов в случае, напри-

мер, колебания валютных курсов (для кредитов в иностран-

ной валюте).

Оценка показателей эффективности инве-

ОбИн. Том 17. Эффективность инвестиций.

Аудитор отмечает, что без установления экономически обос-

стиционного проекта

Интегральные показатели эффективности для инвести-

нованных тарифов показатели эффективности инвестицион-

ционных затрат на период 2015-2044 гг. при условии

ного проекта являются отрицательными.

установления для Проекта экономически обоснованных

Сравнение вариантов реализации проекта между собой

тарифов (для различных вариантов):

только по показателям эффективности инвестиций невоз-

 чистая приведенная стоимость (NPV) -

можно, поскольку все варианты имеют разные расчетные ве-

913,3 - 989,7 млн. руб.

личины ЭОТ и, соответственно, различные тарифные по-

 дисконтированный срок окупаемости (PBP) -

следствия для потребителей тепловой и электрической энер-

13,51 - 13,85 лет

гии. Это определяется методологией расчета ЭОТ.

 простой срок окупаемости - 7,97 - 8,03 лет;

 внутренняя норма рентабельности (IRR) -

17,4-17,6%;

 норма доходности дисконтированных затрат

(PI) -

1,10-1,12.

Величины экономически обоснованных тарифов (сред-

ние за период 2018-2044):

 на электроэнергию - 6,6 - 8,1 руб./кВт-ч;

 на тепловую энергию - 3400-3723 руб./Гкал.

Экспертная оценка обоснованности стои-

ОбИн. Том 1. Пояснительная записка

К первоначальной версии ОбИн Аудитор высказал ряд заме-

мости инвестиционного проекта

ОбИн. Том 2. Схема выдачи электрической мощности

чаний, главные из которых:

ОбИн. Том 3. Схема выдачи тепловой мощности

 стоимость реализации Проекта в соответствии с оцен-

ОбИн. Том 4. Установка подготовки добавочной воды

кой ОбИн существенно (на 20-50%) превышает извест-

ОбИн. Том 5. ОТР по Варианту 1 - 3 х GPB180D

ные Аудитору российские аналоги. Структура затрат не

ОбИн. Том 6. ОТР по Варианту 2 - 3 х ГТЭ-16

соответствует российской и международной практике в

ОбИн. Том 7. ОТР по Варианту 3 - 3 х ГТЭС-16ПА

части стоимости вспомогательного оборудования, стро-

ОбИн. Том 8. ОТР по Варианту 4 - 3 х SGT-400

ительно-монтажных и прочих работ.

ОбИн. Том 9. ОТР по Варианту 5 - 6 х GPB80D

 стоимость СМР и вспомогательного оборудования ТЭЦ

ОбИн. Тома 11-15. Сводные сметные расчеты

по вариантам завышена в связи с некорректным подбо-

ром объектов-аналогов и/или их некорректным приведе-

Стоимость инвестпроекта по вариантам в ценах 3 кв.

нием к Объекту.

2015 г. с НДС:

 в сводном сметном расчете по ТЭЦ не учтены затраты

Вариант 1 - 8,21 (8,62) млрд.руб.

на компенсацию землепользователям, на перевод зе-

Вариант 2 - 7,98 (8,99) млрд.руб.

мель в категорию «промышленные»; на организацию

Вариант 3 - 7,75 (8,55) млрд.руб.

источника водоснабжения; на проведение торгов; на пе-

Вариант 4 - 7,60 (8,97) млрд. руб.

ребазировку строительной техники Подрядчика; на еже-

Вариант 5 - 8,91 (9,39) млрд. руб.

дневную перевозку рабочих; на авторский надзор.

Величины в скобках приведены для первоначального

 не составлен сводный сметный расчет на внеплощадоч-

варианта ОбИн в ценах 1 кв. 2015 г. с НДС.

ные тепловые сети. В ОбИн не учтены затраты по гла-

Стоимость определена по объектам-аналогам на основе

вам 1, 8-12 ССР по внеплощадочным тепловым сетям,

укрупненных расценок и технико-коммерческих предло-

что составляет ~20-30% от стоимости строительно-мон-

жений заводов-изготовителей. Стоимость не включает

тажных работ по ним.

затраты на внеплощадочные сети (дополнительно около

 в качестве инвестиционной стоимости должна быть при-

2,4 млрд. руб. в ценах 2015 с НДС).

ведена стоимость с учетом инфляции на период строи-

тельства.

В окончательной версии ОбИн данные замечания в целом

устранены. Это позволило снизить сметную стоимость в за-

висимости от варианта на величину от 0,4 до 1,4 млрд рублей

(5-15%).

Сравнение общей стоимости строитель-

ОбИн. Тома 11-15. Сводные сметные расчеты

Аудитор провел сравнение удельной стоимости строитель-

ства со стоимостью объектов-аналогов

ства по Проекту со стоимостью объектов-аналогов. Для срав-

нения анализировались данные о 17 объектах из собствен-

ной базы данных Аудитора, расположенных в различных ре-

гионах России. По результатам анализа установлено, что

удельная стоимость по Проекту составляет

2300-

3000 евро/кВт, в то время как стоимость проектов-аналогов

не превышает 1400 евро/кВт. В окончательной редакции

ОбИн оценка стоимости ближе к стоимости проектов-анало-

гов.

Выявление возможностей для оптимиза-

ОбИн. Том 4. Установка подготовки добавочной воды

Аудитор рекомендует рассмотреть следующие возможности

ции сметной стоимости

ОбИн. Том 5. ОТР по Варианту 1 - 3 х GPB180D

оптимизации сметной стоимости:

ОбИн. Том 6. ОТР по Варианту 2 - 3 х ГТЭ-16

 выбрать для реализации вариант с меньшими капиталь-

ОбИн. Том 7. ОТР по Варианту 3 - 3 х ГТЭС-16ПА

ными затратами (вариант 3 вместо рекомендованного в

ОбИн. Том 8. ОТР по Варианту 4 - 3 х SGT-400

ОбИн варианта 1). Эффект от оптимизации составит

ОбИн. Том 9. ОТР по Варианту 5 - 6 х GPB80D

464 млн. рублей по капитальным затратам;

ОбИн. Тома 11-15. Сводные сметные расчеты

 более точный подбор единичной мощности и количе-

ства ПВК с устранением избытков установленной тепло-

вой мощности ТЭЦ позволит сократить суммарную

мощность ПВК на 4-26% в зависимости от варианта, что

составит до 84 млн. рублей.

 применить более дешевые варианты технических реше-

ний по вспомогательному оборудованию в соответствии

с рекомендациями п. 12. Суммарный эффект может до-

стигнуть 295 млн.рублей.

Экспертная оценка сроков и графика реа-

ОбИн. Том 16. Организация строительства

Аудитор отмечает, что график реализации проекта в ОбИн не

лизации инвестиционного проекта

Январь-апрель 2016 - разработка ПСД

приведен.

Май-июль 2016 - экспертиза ПСД

Аудитор считает принятые сроки реализации инвестпроекта

Начало строительных работ - сентябрь 2016,

необоснованными по следующим причинам:

Пуск первой очереди - 2018 г.

 процесс согласования ОбИн с ДЗО/ВЗО заказчика и с

Пуск второй очереди - 2029 г.

третьими лицами не завершен. На завершение этого

процесса, по оценке Аудитора, может потребоваться до

6 месяцев;

 срок прохождения экспертизы 3 месяца принят исходя

из предположения об успешном получении положитель-

ного заключения ГГЭ с первой попытки. Аудитор сомне-

вается в обоснованности такого предположения с уче-

том того, что обоснование инвестиций по Проекту раз-

рабатывается проектным институтом уже более года - с

сентября 2014 г.;

 сроки не учитывают процедуру привлечения финанси-

рования на реализацию проекта с учетом необходимо-

сти получения согласований от регулирующих органов.

С учетом изложенного выше, Аудитор считает нереалистич-

ным пуск ТЭЦ Змеинка до конца 2018 г.

Экспертная оценка принятых архитек-

ОбИн. Том 5. ОТР по Варианту 1 - 3 х GPB180D

По оценке Аудитора, генеральный план ГТУ-ТЭЦ разработан

турно-планировочных и конструктивных

ОбИн. Том 6. ОТР по Варианту 2 - 3 х ГТЭ-16

в соответствии с требованием действующих норм и правил, с

решений

ОбИн. Том 7. ОТР по Варианту 3 - 3 х ГТЭС-16ПА

соблюдением санитарных и противопожарных норм и правил,

ОбИн. Том 8. ОТР по Варианту 4 - 3 х SGT-400

в соответствии с действующими требованиями норм техно-

ОбИн. Том 9. ОТР по Варианту 5 - 6 х GPB80D

логического проектирования, с учетом максимального ис-

пользования территории под застройку, оптимальных связей

между зданиями и сооружениями.

Предложенные в ОбИн конструктивные решения, по мнению

Аудитора, являются стандартными в данной области строи-

тельства и отвечают современным нормам и требованиям.

Оценка соответствия предлагаемых тех-

ОбИн. Том 5. ОТР по Варианту 1 - 3 х GPB180D

Основные технологические решения, принятые в ОбИн, в це-

нических решений лучшим техническим

ОбИн. Том 6. ОТР по Варианту 2 - 3 х ГТЭ-16

лом по большинству вариантов соответствуют уровню луч-

решениям в российской и международной

ОбИн. Том 7. ОТР по Варианту 3 - 3 х ГТЭС-16ПА

ших технических решений в российской и международной

практике.

ОбИн. Том 8. ОТР по Варианту 4 - 3 х SGT-400

практике. Отопительная ГТУ-ТЭЦ на природном газе на ос-

ОбИн. Том 9. ОТР по Варианту 5 - 6 х GPB80D

нове современных газовых турбин, работающих преимуще-

ственно в режиме когенерации - оптимальный профиль элек-

тростанции для структуры спроса на тепловую и электриче-

скую энергию в рамках Проекта.

Аудитор отмечает, что в составе ОбИн рассмотрены ГТУ ве-

дущих мировых (Kawasaki, Siemens) и отечественных произ-

водителей

(РЭП-Холдинг, Авиадвигатель), поставляющих

ГТУ этого класса мощности. По мнению Аудитора, список сле-

довало бы дополнить, например, компаниями Caterpillar Solar

Turbines и General Electric ГТУ которых уже работают в

России.

Аудитор отмечает, что вариант ГТУ Kawasaki не удовлетво-

ряет требованиям СТО 70238424.27.100.007-2008 в части

энергоэффективности (КПД ГТУ класса мощности 15-25 МВт

должен быть не менее 34%). У компании Kawasaki есть ГТУ

GPB300D (L30A), гораздо более современная машина с луч-

шими техническими характеристиками, но она в ОбИн не рас-

сматривалась.

Основные электротехнические и строительные решения со-

ответствуют уровню лучших технических решений в россий-

ской и международной практике.

Оценка качества и полноты расчетов сто-

ОбИн. Тома 11-15. Сводные сметные расчеты

См. п. 6.

имости строительства

Выявление возможностей оптимизации

ОбИн. Тома 5-9. Основные технические решения (по

Аудитор рекомендует:

предлагаемых технических решений

вариантам)

 пересмотреть мощность ПВК;

 рассмотреть вопрос увеличения установленной мощно-

сти энергоблока ГТУ+КУ с одновременным уменьше-

нием их количества;

 вместо котлов-утилизаторов с встроенным байпасным

газоходом предусмотреть установку обычных котлов-

утилизаторов с отдельной байпасной дымовой трубой

между ГТУ и котлом-утилизатором;

 рассмотреть возможность применения КУ с дожиганием

с целью замещения ими тепловой мощности ПВК с

уменьшением количества последних;

 отказаться от установки водогрейных котлов для подо-

грева подпиточной воды, организовать схему подогрева

прямой сетевой водой;

 рассмотреть вопрос изменения системы охлаждения

оборудования ТЭЦ с отказом от «мокрых» вентилятор-

ных градирен;

 отказаться от установки подготовки обессоленной воды

для промывки компрессоров ГТУ (замечание учтено в

окончательной версии ОбИн);

Экспертная оценка предлагаемых техно-

ОбИн. Тома 5-9. Основные технические решения (по

Исходя из планируемой в ОбИн величины установленной

логических решений

вариантам)

мощности ТЭЦ (48 ± 3 МВт и 165 ± 10 Гкал/ч), Аудитор под-

Проект предполагается реализовывать с использова-

тверждает правильность выбранной технологии генерации.

нием технологии комбинированного производства теп-

Именно ГТУ-ТЭЦ позволяет обеспечить максимальную эф-

ловой и электрической энергии в газотурбинном цикле

фективность производства тепловой и электрической энергии

Брайтона с утилизацией теплоты выхлопных газов ГТУ

в примерном соотношении 2:1 (дополнительная тепловая

в водогрейном котле-утилизаторе (ГТУ-ТЭЦ), а также

энергия производится на ПВК). Кроме того, ГТУ-ТЭЦ характе-

дополнительного производства тепловой энергии с ис-

ризуются небольшими капитальными затратами по сравне-

пользованием пиковых водогрейных котлов на природ-

нию с другими технологиями (парогазовые, паросиловые

ном газе.

электростанции).

Аудитору представляется избыточным рассмотрение на ста-

дии ОбИн четырех вариантов (кроме варианта 5) со сходной

единичной установленной мощностью ГТУ, пусть и от разных

производителей. С другой стороны, в ОбИн не рассмотрены

варианты с установленной мощностью турбин около 25 МВт,

а обоснование единичной мощности 14-17 МВт в ОбИн не

представлено. Увеличение единичной установленной мощ-

ности могло бы снизить удельные капитальные затраты.

Аудитор обращает внимание, что лишь ГТУ Siemens,

Авиадвигатель и Kawasaki в ОбИн рассматриваются в двух-

топливном исполнении (газ и дизельное топливо). По турби-

нам GE и РЭП-Холдинг информации о двухтопливном испол-

нении нет ни в предоставленных материалах ОбИн, ни в тех-

нических предложениях поставщиков. Рекомендуется запро-

сить подтверждение, что ГТУ будут поставлены в двухтоп-

ливном исполнении и, в случае изменения предложений - ак-

туализировать их стоимость (как правило, двухтопливные

ГТУ дороже). Применение однотопливных ГТУ в проекте про-

тиворечит выбранной в ОбИн схеме топливоснабжения.

Котлы-утилизаторы приняты в ОбИн без дожигания. По

предварительной оценке Аудитора, применением КУ с до-

жиганием можно получить до 20 Гкал/ч дополнительной теп-

ловой мощности на каждом КУ (в сумме для двух очередей

ТЭЦ это составит 60 Гкал/ч, что сопоставимо с мощностью 3-

х ПВК, от установки которых можно было бы отказаться).

Установка дополнительной поверхности нагрева и камеры

дожигания в котле-утилизаторе ГТУ, согласвно исследова-

ниям ИГЭУ, примерно на 30-50% дешевле устройства газо-

вой котельной с дымовой трубой такой же тепловой мощно-

сти. Аудитор рекомендует Заказчику провести технико-эконо-

мическую проработку такого решения.

Аудитор обнаружил в первоначальной версии ОбИн ряд су-

щественных ошибок в расчете технико-экономических пока-

зателей. В окончательной версии ОбИн эти ошибки исправ-

лены.

Оценка соответствия принятых технологи-

ОбИн. Тома 5-9. Основные технические решения (по

См. п. 10

ческих решений современному междуна-

вариантам)

родному уровню развития технологий

Выявление возможностей для оптимиза-

ОбИн. Тома 5-9. Основные технические решения (по

См. п.12

ции предлагаемых технологических реше-

вариантам)

ний

Идентификация основных рисков инвести-

ОбИн. Том 17. Эффективность инвестиций

Инвестиционные риски

ционного проекта, в том числе инвестици-

Основным инвестиционным риском Проекта является риск

онных, операционных, финансовых, ры-

его реализации с потерей доходов инвестора (Инициатора).

ночных, технических и технологических

В силу того, что на момент проведения ТЦА все рассмот-

рисков, рисков недофинансирования, рис-

ренные в ОбИн варианты показали экономическую эффек-

ков недостижения запланированной рента-

тивность инвестиций только при условии установления регу-

бельности, рисков удорожания стоимости

лирующими органами экономически обоснованных тарифов,

инвестиционного проекта, увеличения сро-

Аудитор оценивает инвестиционные риски как очень высокие.

ков, рисков недостижения плановых тех-

На инвестиционные риски влияет ряд факторов:

нико-экономических параметров

 технологические и операционные;

 изменение экономических параметров внешней среды;

 изменение политических обстоятельств;

 рыночные и др.

Технологические риски

 из рассмотренных в ОбИн вариантов ГТУ в двухтоп-лив-

ном исполнении могут быть поставлены Kawasaki,

Siemens, Авиадвигатель. Возможность работы других

ГТУ на газе и дизтопливе в ОбИн не подтверждена, без

такого подтверждения их использование в Проекте про-

тиворечит нормативам и, с большой долей вероят-но-

сти, не получит положительное заключение ГГЭ.

 ГТУ Kawasaki не сертифицированы для применения в

России и имеют наихудшие показатели энергоэффек-

тивности среди всех рассмотренных в ОбИн вариан-тов;

 Трудности логистики при осуществлении сервисного об-

служивания ГТУ (в особенности для вариантов 2, 4) из-

за относительной удаленности заводов-изготовителей

от г. Владивосток;

 Режим работы объекта, рассчитанного на покрытие пе-

ременной отопительной тепловой нагрузки с суточными

и сезонными колебаниями, определяет повышенные

требования к надежности работы ГТУ в переменных ре-

жимах. ГТУ энергетического класса в меньшей степени

рассчитаны на такой режим, что может отразиться на

стоимости сервисного обслуживания.

Операционные риски

Риски увеличения операционных расходов по Проекту сверх

запланированных величин могут проявиться, в первую оче-

редь, в области сервисного обслуживания газотурбинного

оборудования.

Аудитор рекомендует Заказчику заключить договор долго-

срочного сервисного обслуживания с поставщиком ГТУ, в

рамках которого четко определить ответственность послед-

него за недостижение гарантийных показателей ГТУ в тече-

ние ее жизненного цикла. Договор должен быть номинирован

в рублях, либо в иной валюте с указанием валютного кори-

дора.

Финансовые риски

Валютный риск

Риск колебания валютных курсов уже на этапе ОбИн вносит

существенные коррективы в оценку бюджета Проекта и даже

принимаемые технические решения по основному оборудо-

ванию. Доля импортного оборудования в ГТУ-ТЭЦ доста-

точно высока, снизить ее можно применением ГТУ, генерато-

ров, котлов российского производства, но значительную

часть вспомогательного оборудования, скорее всего, в лю-

бом случае придется закупать за валюту. Заказчику рекомен-

дуется после проектирования объекта организовывать стро-

ительство с привлечением генерального подрядчика с фикси-

рованной ценой контракта (в рублях).

Риск роста стоимости кредитных средств

Ввиду сложившейся экономической ситуации Аудитор счи-

тает данный риск высоким. Необходимо тщательно прогнози-

ровать эффективность проекта с учетом реальных обосно-

ванных процентных ставок по кредитам и ставки рефинанси-

рования. Данный риск может быть снижен при государствен-

ной поддержке Проекта и организации льготного финансиро-

вания на долгосрочной основе.

Инфляционный риск

Источником риска является различный инфляционный рост

расходных компонентов денежного потока Проекта. В силу

тенденций 2014-2015 гг., инфляционный риск оценивается

как высокий.

Налоговые риски

Источник риска - вероятность введения новых видов налогов

и сборов, увеличение уровня ставок по существующим нало-

гам и сборам, ошибки при оценке налогооблагаемой базы по

проекту. Аудитор оценивает данный риск как средний.

Рыночные риски

Рыночный риск обусловлен возможными ошибками в оценке

будущих объемов спроса на электрическую и тепловую энер-

гию от ТЭЦ со стороны потребителей. Аудитор оценивает

этот риск как высокий, поскольку рост спроса на тепловую

энергию связан с темпами жилищного строительства, а эта

отрасль с большой долей вероятности пострадает в кризис

вследствие резкого роста ставок по кредитам и падения поку-

пательной способности граждан.

Второй фактор риска - уровень тарифов на тепловую и элек-

трическую энергию. Экономически обоснованные тарифы на

тепловую и электрическую энергию в разы больше обычных.

Установление тарифов находится в ведении федеральных и

региональных органов власти. Аудитор считает крайне высо-

ким риск утверждения тарифов для Проекта на уровне суще-

ственно ниже, чем уровень экономически обоснованных та-

рифов для Проекта по ОбИн.

Риск недофинансирования

Риски недофинансирования проекта возникают главным об-

разом вследствие непрогнозируемого увеличения стоимости

и сроков реализации Проекта, неправильной оценки операци-

онных затрат.

Эти риски рассмотрены в соответствующих пунктах.

Источником риска недофинансирования может быть также

неправильная оценка потребности в оборотном капитале, что

связано с недостаточной проработкой доходной части Про-

екта.

С учетом вышеизложенного, риски недофинансирования оце-

ниваются как высокие.

Риск недостижения запланированной рентабельности

Основной источник риска недостижения запланированной

рентабельности - отклонение от ожидаемого уровня при-

были Проекта. К основным факторам риска отклонения от

ожидаемого уровня прибыли можно отнести снижение ожи-

даемого размера выручки и увеличение запланированного

объема затрат.

Основными стоимостными факторами, формирующими пла-

новую выручку Проекта, являются цена (тариф) на реализу-

емую электрическую и тепловую энергию и объемы реализа-

ции электрической и тепловой энергии. Аудитор оценивает

этот риск как высокий.

Риск удорожания стоимости проекта и увеличения сроков

строительства

Аудитор отмечает, что стоимость Проекта, определенная в

первоначальном ОбИн, не соответствовала рыночно-

му уровню и является завышенной из-за ошибок, допущен-

ных в ходе приведения затрат по проектам-аналогам. После

приведения в окончательной версии ОбИн стоимости Про-

екта к рыночному уровню риск её удорожания, тем не менее,

сохраняется. Основные источники риска:

 низкое качество разработки проектной и сметной доку-

ментации;

 низкое качество управления проектом строительства и

контроля за генподрядчиком.

В составе ОбИн не представлены графики реализации Про-

екта по вариантам, которые должны учитывать продолжи-

тельности и взаимосвязи между работами по проектирова-

нию, строительству, поставке оборудования, монтажу, пуско-

наладке, вводу в эксплуатацию объекта с учетом дополни-

тельных работ (сертификация ГТУ, перевод земель в про-

мышленное назначение, регистрация прав собственности,

получение техусловий, прохождение экспертизы, и пр.). Кор-

ректная разработка, регулярная актуализация и анализ гра-

фиков являются необходимыми условиями управления сро-

ками реализации Проекта.

Аудитор рекомендует привлечь специализированную компа-

нию для контроля качества проектирования, строительства,

монтажа и пуско-наладки. Компания может выполнять функ-

ции Технического заказчика в соответствии с Градострои-

тельным кодексом РФ. Это позволит управлять изменением

как сроков, так и стоимости реализации проекта.

Риск недостижения плановых технико-экономических пара-

метров Проекта

Если понимать под технико-экономическими показателями

Проекта значения его годовых технико-экономических пока-

зателей (УРУТы, выработка, отпуск энергии, потребление

топлива, КИУМ), то Аудитор оценивает риск их недостижения

как средний (с учетом того, что в окончательной версии ОбИн

исправлены ошибки в оценке годовых ТЭПов).

Важным фактором управления этим риском будет являться

заключение корректных договоров на поставку и сервисное

обслуживание основного оборудования ТЭС с ответственно-

стью поставщика за гарантийные показатели.

Анализ целесообразности и технической

ОбИн. Том 17. Эффективность инвестиций.

Аудитор отмечает, что без установления экономически обос-

возможности реализации инвестиционного

нованных тарифов показатели эффективности инвестицион-

проекта

В случае применения экономически обоснованного та-

ного проекта являются отрицательными, и в этом случае он

рифа («сглаженного», т.е., с усреднением затрат на ре-

не может быть рекомендован к реализации.

монтное и техническое обслуживание) компания обеспе-

В случае установления ЭОТ проект является эффективным и

чивает свою безубыточность в любом из вариантов, о

технически реализуемым. Выбор конкретного варианта для

чем свидетельствуют интегральные показатели эффек-

его реализации из 5 рассмотренных в ОбИн рекомендуется

тивности («для собственного капитала»). При этом стро-

проводить по совокупности критериев: тарифным послед-

ительство ГТУ-ТЭЦ приведёт к росту тарифов на тепло-

ствиям, техническим, надежности, рискам и т.д.

энергию для конечных потребителей в Приморском крае

и на электроэнергию, устанавливаемую для АО «ДГК».

Интегральные тарифные последствия можно оценить, срав-

Вариант набора оборудования №4 предусматривает ис-

нивая величины «условных тарифов на условную энергию»,

пользование импортных газотурбинных машин, для реа-

рассчитанных на основе значений НВВ и отпусков тепловой и

лизации которых потребуется привлечение кредитных

электрической энергии.

средств в размере 100 % только отечественных банков.

По собственным оценкам Аудитора, по величине таких тари-

С учетом неопределенного источника финансирования

фов лучшими вариантами являются Вариант 4 и Вариант 3.

строительства со стороны отечественных финансовых

Остальные три варианта (1,2,5) демонстрируют более высо-

структур вариант №4 выглядят менее привлекатель-

кий уровень условного тарифа, средневзвешенного по годам

ными. Предлагается этот вариант исключить из даль-

- примерно на 5-6% выше, чем у вариантов 3 и 4.

нейшего рассмотрения;

Вариант №2 имеет главный существенный отрицатель-

По ключевым техническим характеристикам рассмотренные

ный факт - завод-изготовитель не изготавливает в

в ОбИн ГТУ находятся на сравнимом уровне. Наихудший по-

настоящее время двухтопливные ГТУ и не подтвердил

казатель электрического КПД - у Варианта 1. Авиационные

возможность изготовления в будущем ГТУ в двухтоплив-

ГТУ (вариант 3) будут иметь некоторое преимущество за счет

ном варианте, что может в дальнейшем серьезно отра-

лучшей приспособленности к режиму работы.

зиться на экономической эффективности проекта. Этот

вариант также предлагается исключить из рассмотре-

Вариант 3, по оценке Аудитора, имеет наименьшую валют-

ния.

ную составляющую в структуре стоимости строительства и

предположительно более устойчив к падению курса рубля.

Вариант №5 по многим критериям уступает варианту

Варианты 1 и 5 предполагают привлечение связанных ино-

№1, это особенно видно по стоимостным показателям

странных инвестиций с пониженными кредитными ставками,

установки, показателям удельной стоимости строитель-

что снижает их зависимость от наличия финансирования в

ства, общей стоимости строительства, удельному рас-

российских источниках, при этом вариант 5 уступает варианту

ходу условного топлива на отпуск тепла. С учетом этих

1 по ряду критериев, в первую очередь по стоимостным пока-

критериев и с учетом того, что варианты оборудования

зателям. Кроме того, необходимо отметить, что Вариант 5 яв-

№1 и №5 представлены одним и тем же иностранным

ляется наиболее дорогим из всех рассмотренных вариантов

производителем целесообразно рассматривать для

и обладает наибольшим «условным тарифом на условную

дальнейшей реализации из этих двух вариантов вари-

энергию».

ант №1.

Аудитор рекомендует Заказчику выбрать для дальнейшего

Если рассматривать и сравнивать варианты №1 и №3 по

рассмотрения вариант 3, как один из наиболее эффективных

всем техническим и экономическим критериям, приве-

экономически и наименее рискованных, а также вариант 1 -

денным в таблице 11-1 - необходимо отметить, следую-

из двух рассмотренных в ОбИн вариантов со связанными

щее:

иностранными инвестициями указанный вариант более эф-

вариант №1 является более предпочтительным по сле-

фективен.

дующим показателям:

Дополнительными преимуществами обоих вариантов явля-

- ресурс агрегата до капитального ремонта;

ется относительная близость заводов-изготовителей.

- единичная электрическая и тепловая мощность на вы-

Аудитор рекомендует Заказчику приостановить проектирова-

хлопе ГТУ;

ние и провести переговоры с поставщиками ГТУ и кредито-

- единичная стоимость установки;

рами с целью предоставления ими более привлекательных

- удельный расход условного топлива на отпуск тепла;

предложений по цене оборудования и сервиса, а также по ве-

- полный кпд;

личине кредитной ставки. Окончательный выбор варианта

- удельная стоимость строительства;

следует делать на основе сравнения окончательных предло-

- величина общего тарифа на энергию;

жений.

- меньше вредных выбросов в окружающую среду.

Это основные технико-экономические показатели, кото-

рые оказывают значительное влияние на эффектив-

ность проекта.

Следующие показатели по варианту №3:

- общая стоимость строительства, простой срок окупае-

мости незначительно ниже, чем у варианта №1. Этот

факт не оказывает существенного влияния на оценку

технико-экономической эффективности объекта.

При анализе чувствительности к ставке кредитования

выявлено следующее:

- снижение ставки до 8% приведёт к сокращению та-

рифа: на тепло- и электроэнергию в среднем (в период

обслуживания инвестиционных кредитов) на 8%, повы-

шение ставки до 25% - на электроэнергию - 13%, на теп-

лоэнергию - на 14%.

Отклонение значения общего тарифа на энергию при ко-

лебаниях курса доллара выше у варианта №1 (нахо-

дятся в пределах -7 % до +17 %) у варианта №3 (нахо-

дятся в пределах -4 % до +8 %)

Одно из наиболее весомых преимуществ варианта №1 -

возможность привлечения финансирования банков Япо-

нии, учитывая развитие российско-японский отношений,

активное взаимодействие между ПАО «РАО ЭС Во-

стока» с Kawasaki Heavy Industries ltd;

вариант №3 выглядит более предпочтительным по сле-

дующим показателям:

- удельная стоимость установки;

- широкий диапазон рабочих температур наружного воз-

духа;

- возможность эксплуатации машины на открытом воз-

духе;

- общая стоимость строительства;

- простой срок окупаемости.

Рассматриваемые варианты имеют схожие характери-

стики, ни один из вариантов не выглядит намного более

предпочтительным, чем другой. С учетом всех приве-

денных технических и экономических критериев вари-

анты №1 и №3 могут быть рекомендованы заказчику для

рассмотрения и принятия окончательного решения.

Оценка оптимальности выбора площадки

Том 1. ОбИн. Выбор площадки

Аудитор считает, что выбранная площадка может быть вы-

для размещения объекта капитального

Том 10. ОВОС

брана в качестве основного варианта для дальнейшего про-

строительства, с указанием экологических,

Основными критериями при выборе площадки явились

ектирования. Площадка расположена в центре между основ-

техногенных, логистических рисков и рис-

минимизация ущерба, причиняемого природной среде, а

ными узлами тепловых нагрузок, имеется доступ к водоснаб-

ков ресурсного обеспечения

также обеспечение надёжности и безаварийности в пе-

жению и, кроме того, она предварительно согласована с

риод эксплуатации исходя из совокупности социальных,

местной администрацией, что позволит быстрее пройти этап

экономических, экологических и иных факторов, в целях

сбора исходно-разрешительной документации.

обеспечения устойчивого развития территорий, разви-

Аудит рекомендует отслеживать утверждение изменений ге-

тия инженерной, транспортной и социальной инфра-

нерального плана Владивостокского городского округа.

структур, обеспечения учета интересов граждан и их

объединений, на основании результатов инженерных

изысканий, в соответствии с требованиями технических

регламентов, с учетом комплексных программ развития.

Площадка предполагаемого строительства располо-

жена на не застроенной территории. Ближайшие жилые

зоны расположены на расстоянии 500 метров с севера и

200 метров с запада. На расстоянии 50 метров от пло-

щадки находится территория крематория с колумба-

рием, на востоке площадка ограничена

территорией кладбища. С учетом перспективы раз-

вития Владивостокского городского округа согласно

письму Администрации города Владивостока (исх.№

16813Д от 26.12.14) других альтернативных площадок

под размещение ГТУ-ТЭЦ в этом районе нет.

В административном отношении площадка предполага-

емого строительства расположена на территории

Владивостокского городского округа Приморского

края в городе Владивостоке.

Учитывая существующую застройку рассматривае-

мого района, администрация города Владивостока в

п.3 письма от

26.12.14 исх.

№ 16813Д

указывает на необходимость сноса 2-х жилых домов по

адресу: ул. Коммунаров 43 и 41а, попадающих в норма-

тивную санитарно-защитную зону проектируемого объ-

екта и, соответственно, расселения жильцов.

Согласно утвержденным правилам землепользова-

ния и застройки, проектируемая территория под

основную площадку ГТУ-ТЭЦ относится к рекреаци-

онной зоне

(Р)

- зона городских лесов и город-

ских лесопарков и частично попадает в производ-

ственную зону (П).

Оценка эффективности установленных

См. п.8

сроков выполнения работ

Оценка эффективности технико-экономи-

ческих характеристик объекта строитель-

ства с учетом необходимости достижения

целей инвестиционного проекта и вероят-

ности спроса на продукцию, связанную с

реализацией инвестиционного проекта

Оценка рисков реализации инвестицион-

См. п. 16

ного проекта, в том числе технологических,

рыночных, управленческих

Сравнительный анализ стоимости реали-

См. п. 6

зации инвестиционного проекта с между-

народными аналогами, реализованными в

сопоставимых условиях (при наличии)

ЗАКЛЮЧЕНИЕ экспертной организации

Проект строительства ГТУ-ТЭЦ Змеинка может быть реали-

зован только при условии установления ЭОТ на тепловую и

электрическую энергию. В этом случае он является в целом

обоснованным и технически реализуемым с учетом выска-

занных Аудитором замечаний и рекомендаций.

Аудитор рекомендует Заказчику выбрать для дальнейшего

рассмотрения вариант 3, как один из наиболее эффективных

2. Экспертная инженерная оценка целесообразности конструктив-

ных, технических и технологических решений

2.1. Анализ обоснования установленной тепловой и электрической мощ-

ности

Установленная тепловая и электрическая мощность ТЭС являются ключевыми показателями,

определяющими уровень капитальных затрат по строительству ТЭС. Обоснование установлен-

ной мощности - одна из главных задач, решаемых на стадии обоснования инвестиций.

В рамках Проекта рассматриваются несколько вариантов его реализации, различных по

уровню суммарной и единичной установленной электрической и тепловой мощности (табл. 2).

Таблица 4. Характеристика установленной мощности вариантов строительства ТЭЦ Змеинка

Установленная мощность (суммарная / единичная)

Состав

Вариант, произво-

электрическая,

дитель ГТУ

тепловая, Гкал/ч

оборудования

МВт

1 - Kawasaki

75.57 / 25.19 (КУ); 85.12 / 14.19 (ПВК);

51.51 / 17.17

3хГТУ+3хКУ+6хПВК

GPB180D

160.69 (сумм.)

2 - РЭП-Холдинг

69.66 / 23.22 (КУ); 103.18 / 17.2 (ПВК);

46.89 / 15.63

3хГТУ+3хКУ+6хПВК

ГТЭ-16

172.84 (сумм.)

3 - Авиадвигатель

61.92 / 20.64 (КУ); 103.18 / 17.2 (ПВК);

48.00 / 16.00

3хГТУ+3хКУ+6хПВК

ГТЭ-16 ПА

165.1 (сумм.)

54.17 / 18.06 (КУ); 103.18 / 17.2 (ПВК);

4 - Siemens SGT-400

41.66 / 13.89

3хГТУ+3хКУ+6хПВК

157.35 (сумм.)

61.91 / 10.32 (КУ); 103.18 / 17.2 (ПВК);

5 - Kawasaki GPB80D

44.82 / 7.47

6хГТУ+6хКУ+6хПВК

165.09 (сумм.)

Варианты характеризуются:

 схожей установленной тепловой мощностью (165 ± 10 Гкал/ч),

 схожей установленной электрической мощностью (48 ± 3 МВт),

 схожей единичной мощностью энергоблоков ГТУ (16 ± 2 МВт, кроме варианта 5);

 одинаковой единичной мощностью ПВК (17,2 Гкал/ч, кроме варианта 1);

 одинаковым набором основного оборудования (4хГТУ+4хКУ+6хПВК, за исключением

варианта 5);

 одинаковым числом часов использования установленной электрической мощности

(6000).

Установленная тепловая мощность в материалах ОбИн обосновывается разработчиком вели-

чиной подключаемой к ТЭЦ тепловой нагрузки (145.05 Гкал/ч), которая складывается из потре-

бителей Владивостокского городского округа. Обоснование величины спроса на тепловую

энергию в ОбИн было проведено на основании утвержденной Схемы теплоснабжения Вла-ди-

востокского городского округа на период 2015-2029 годов, выполненной ООО «НИПИ ПРЭС» г.

Санкт-Петербург, 2014 г.

Тепловая мощность ТЭЦ, определенная на основе величины расчетной тепловой нагрузки,

представляется Аудитору несколько завышенной по всем рассмотренным вариантам из-за не-

точного подбора единичной установленной мощности ПВК.

Обоснование величины спроса на электрическую энергию в первоначальной версии ОбИн

было проведено недостаточно, на что было указано Аудитором. Величина ЧЧУМ не была обос-

нована на основе анализа прогнозных балансов, суточных и сезонных графиков производства

электроэнергии и прогнозных режимов работы Объекта с учетом приоритетности загрузки элек-

тростанций, используемой ОАО «СО ЕЭС». В окончательной версии ОбИн принято, что Объект

будет работать только по тепловому графику, вырабатывая электроэнергию только в режиме

когенерации в зависимости от загрузки котлов-утилизаторов ГТУ. Аудитор считает такое пред-

положение обоснованным, основываясь на анализе режимов работы аналогичных отопитель-

ных ТЭЦ в России.

Вывод Аудитора:

 С учетом выполненных корректировок ОбИн, Аудитор считает в целом обоснованными

уровни тепловой и электрической мощности ТЭЦ. Аудитор рекомендует уточнить уро-

вень установленной тепловой мощности на этапе проектирования (в частности, при кор-

ректировке Схемы теплоснабжения Владивостокского городского округа).

 Рекомендуется на этапе проектирования более точно подобрать единичную установ-

ленную мощность ПВК (например, путем выбора котлов других марок и производите-

лей), устранив неоправданный избыток тепловой мощности ТЭЦ.

2.2. Анализ схемы выдачи тепловой мощности

Выдача тепловой мощности от ГТУ-ТЭЦ в материалах ОбИн запланирована по двум выводам:

основной вывод для теплоснабжения большей части тепловых потребителей и отдельный теп-

ловывод для теплоснабжения потребителей, подключенных к МК №31.

На новый источник тепловой энергии планируется подключить следующих потребителей:

 потребители муниципальных котельных №31, №34, №63, №25;

 часть существующих потребителей Голдобинской тепломагистрали ВТЭЦ-2;

 потребители котельной ОАО «ВМРП»;

 потребители перспективного микрорайона «Ул. Босфора, 3» и перспективной уплотни-

тельной застройки Первомайского района г. Владивостока.

Суммарная подключенная нагрузка с учётом тепловых потерь составит 145,05 Гкал/час.

Система теплоснабжения - закрытая. Регулирование отпуска тепла принято центральное ка-

чественное по отопительному графику 115/70 °С (в соответствии с планами по переводу боль-

шинства источников централизованного теплоснабжения г. Владивостока на единый темпера-

турный график 115/70^оС, изложенными в Схеме теплоснабжения Владивостокского городского

округа (ВГО)). Вывод на котельную №31 предполагается по графику 95/70°С. В летнем режиме

теплоснабжение от ГТУ-ТЭЦ осуществляется по графику 70/40 °С. Выдача тепловой мощности

городским потребителям принята по независимой схеме присоединения систем отопления по-

требителей.

Для передачи тепловой нагрузки от ГТУ-ТЭЦ «Змеинка» до существующих и перспективных

потребителей планируется:

 для первой очереди - строительство 5652,6 п.м. и реконструкция 334,1 п.м. тепловых

сетей;

 для второй очереди - строительство 1092,0 п.м. тепловых сетей;

Кроме того, планируется:

 строительство ЦТП

«Минёров» для подключения потребителей перспективной

застройки микрорайона «ул.Босфора,3» в районе горы «Змеиная»;

 реконструкция в ЦТП котельных МУПВ «ВПЭС» № 34 и № 63;

 реконструкция в ЦТП котельной № 25 (ТСЖ «Калинина, 115»);

 реконструкция котельной МУПВ «ВПЭС» № 31 в подкачивающую насосную станцию на

обратном трубопроводе;

 реконструкция существующей ПНС ТНС-УГЗ в районе УТ1312 для обеспечения напора

30 м в обратном трубопроводе;

 реконструкция существующих ЦТП МУПВ «ВПЭС».

Замечания Аудитора:

1. Аудитор отмечает, что Схемой теплоснабжения ВГО предусмотрен ввод тепловой станции в

две очереди в 2018 и 2019 году, что обусловлено соответствующим графиком ввода тепловых

потребителей. Ввод второй очереди ГТУ-ТЭЦ в 2029 году, предлагаемый в ОбИн не позволит

обеспечить тепловые нагрузки некоторых тепловых потребителей. На следующих этапах про-

ектирования рекомендуется составить перспективных тепловой баланс ГТУ-ТЭЦ Змеинка по

каждому году с уточненными нагрузками потребителей (в том числе с учетом фактического

темпа роста тепловых нагрузок) и сроками их присоединения и на основании его уточнить гра-

фик ввода и разбивку тепловых мощностей по очередям.

2. В тексте отчета по Схеме выдачи тепловой мощности (Том 3) и на ситуационном плане не

согласуется разбивка тепловых нагрузок по ряду потребителей и ее разбивка по очередям

строительства, в частности по «потребителям, подключенным через ИТП» и «уплотнительной

застройке в Первомайском Районе». Замечание устранено в окончательной версии ОбИн.

3. Аудитор обращает внимание Заказчика, что 19,1 Гкал/ч, или 14,5% от суммарной нагрузки

ТЭЦ составляют потребители существующих муниципальных котельных и ведомственной ко-

тельной ОАО «ВМРП». Несмотря на то, что эти переключения предусмотрены Схемой тепло-

снабжения ВГО, рекомендуется согласовать переключение указанных нагрузок с собственни-

ками котельных.

4. Рекомендуется исключить несоответствия подключенной тепловой нагрузки в Томе 3 «Схема

выдачи тепловой мощности» и в прочих томах ОбИн и произвести соответствующие корректи-

ровки выполненных расчетов. Замечание устранено в окончательной версии ОбИн.

5. Некорректно построен график Россандера (Тома 5-9, рис.8.3.1). Левая часть графика - ха-

рактерная наклонная линия зависимости нагрузки от температуры наружного воздуха строится

до температуры начала отопительного периода (+8^оС) а не до +18^оС. Левая и правая часть

графика не соответствуют друг другу. Размерность вертикальной оси должна быть «Гкал/ч»,

наименование оси - «тепловая нагрузка». Вызывают сомнения продолжительности стояния

температур, принятые при построении графика. Замечание устранено в окончательной версии

ОбИн.

2.3. Анализ схемы выдачи электрической мощности

В составе работы «Схема выдачи электрической мощности ГТУ-ТЭЦ пос. Змеинка в электри-

ческие сети г. Владивостока» разработчиком решались задачи:

 оценка существующего состояния электрических сетей, балансов мощности и электро-

энергии ОЭС Востока и южной части Приморской энергосистемы;

 оценка электрических нагрузок и уровней потребления;

 оценка развития генерирующих мощностей;

 разработка вариантов схемы выдачи электрической мощности ГТУ-ТЭЦ в г. Владиво-

стока пос. Змеинка.

В качестве отчетных использовались данные 2014 года. В соответствии с техническим зада-

нием годом ввода проектируемых объектов определен 2017 год, поэтому в качестве расчетного

принят год ожидаемого ввода проектируемых объектов - 2017 год. В качестве перспективного

рассмотрен 2022 год.

При составлении прогноза развития генерирующих источников в энергосистеме Приморского

края на перспективу до 2020 г. учтены вводы и мероприятия по демонтажу и модернизации

генерирующего оборудования в соответствии со следующими документами:

 Схема и программа развития Единой энергетической системы России на 2015-2021 гг.

(утв. Приказом Минэнерго России № 627 от 09.09.2015 г. (далее - СиПР ЕЭС России

2015-2021 гг.);

 Государственная программа РФ «Социально-экономическое развитие Дальнего Востока

и Байкальского региона до 2025 года» (утв. ПП РФ №308 от 15.04.2014 г.)



«Генеральная схема размещения объектов электроэнергетики России до 2020 г. с уче-

том перспективы до 2030 г.»

 Комплексная программа развития электроэнергетики ДВФО до 2025 г.

Величина установленной мощности ГТУ ТЭЦ п. Змеинка по вариантам компоновки оборудова-

ния различается незначительно. Поэтому схема выдачи мощности для всех вариантов компо-

новки оборудования одинакова.

В первоначальной версии ОбИн рассматривались два варианта схемы выдачи мощности на

напряжение 110 кВ:

 По варианту 1 проектируемую ГТУ-ТЭЦ предлагалось присоединить к проходящей в

непосредственной близости ВЛ 110 кВ Владивостокская ТЭЦ-2-Улисс-Голдобин-Чуркин

по схеме «заход -выход» обеих цепей. Для реализации первого варианта СВМ ГТУ-ТЭЦ

п. Змеинка потребуется разрезать обе цепи ВЛ 110 кВ Владивостокская ТЭЦ-2-Улисс-

Голдобин-Чуркин и завести их на РУ 110 кВ ГТУ-ТЭЦ, Протяженность заходов по трассе

ориентировочно составляет около 1 км.

 По варианту 2 предлагалось завести ВЛ 110 кВ Патрокл-Голдобин, при этом образуются

ЛЭП 110 кВ ГТУ-ТЭЦ-Патрокл и ГТУ-ТЭЦ-Голдобин с отпайкой на ПС Улисс. Для под-

ключения ЛЭП 110 кВ ГТУ-ТЭЦ-ПС 220 кВ Патрокл потребуется расширить ОРУ 110 кВ

ПС Патрокл на одну линейную ячейку и построить одноцепную ЛЭП ГТУ-ТЭЦ - Патрокл

протяженностью 3,6 км в кабельном исполнении.

При этом Аудитор рекомендовал учесть при выполнении работы документ «Схема и программа

развития Единой энергетической системы России на 2015-2021 годы» (СиПР ЕЭС России 2015-

2021 гг.). Указанная рекомендация Аудитора была принята Разработчиком в окончательной

версии ОбИн, в результате чего объем мероприятий для реализации схемы выдачи мощности

был переработан с учетом действующих прогнозных документов. В окончательной версии

ОбИн предложен следующий вариант присоединения ГТУ-ТЭЦ Змеинка к существующим се-

тям:

 Присоединение рекомендуется выполнить по схеме «заход-выход» к проходящим в

непосредственной близости ВЛ 110 кВ Владивостокская ТЭЦ-2- Голдобин с отпайками

на ПС 110 кВ Загородная и ПС 110 кВ Улисс и ВЛ 110 кВ Патрокл - Голдобин с отпайкой

на ПС 110 кВ Улисс. Строительство заходов предлагается выполнить до шин ПС 110 кВ

Улисс и ПС 220 кВ Патрокл. Заходы на ГТУ-ТЭЦ рекомендуется выполнить кабелем АП-

вПу2г сечением 800мм и заменить существующий провод на подходах к ПС Голдобин

(190 м) на провод АС-300.

2.4. Анализ обоснования выбора площадки строительства, решений в об-

ласти генплана и транспорта, конструктивных решений

2.4.1. Анализ обоснования выбора площадки строительства

Основанием для разработки предпроектных работ по объекту «Строительство ГТУ-ТЭЦ (6 ГТУ

GPB80D) в г. Владивостоке пос. Змеинка» является Программа перспективного развития энер-

гетики ДФО до 2025г. ОАО «РАО Энергетические системы Востока», взаимодействие ОАО

«РАО Энергетические системы Востока» с компаниями «Кавасаки Хэви Индастриз, Лтд.» и

«Соджиц Корпорейшен» согласно «Меморандуму о взаимопонимании в рамках сотрудничества

по осуществлению когенерационных проектов на территории Дальнего Востока России» от

06.06.2012г и «Соглашению о сотрудничестве по дальнейшему взаимодействию в осуществле-

нии когенерационных проектов на территории Дальнего Востока России» от 30.04.2013.

Выполнение инженерных изысканий, обоснований инвестиций и разработка проектной доку-

ментации является первым этапом реализации проекта строительства «Строительство ГТУ-

ТЭЦ (6 ГТУ GPB80D) в г. Владивостоке пос. Змеинка», выполненному согласно Техническому

Заданию.

В административном отношении площадка предполагаемого строительства расположена на

территории Владивостокского городского округа Приморского края в городе Владивостоке.

В геоморфологическом отношении участок проектируемых работ располагается 0,5 км северо-

восточнее бухты Улисс, представлен коренным склоном г. Монастырская, поверхность пло-

щадки слабонаклонная, уклон на запад, угол наклона 5-7°, абсолютные отметки колеблются от

34.72 до 129.23 м. Площадка, поросшая травянистой растительностью, дубами.

В районе юго-западного угла площадки участок спланирован под свиноферму. С запада (200

м) и севера (500 м) участок граничит с жилым массивом, на юго-востоке расположен кремато-

рий с территорией колумбария (50 м), на востоке площадка ограничена территорией кладбища

(150 м).

В обосновании инвестиций разработчиком рассматривается только одна площадка под разме-

щения ГТУ-ТЭЦ, т.к. других альтернативных площадок, по его мнению, в этом районе нет. Пись-

мом Администрации города Владивостока исх. № 16813Д от 26.12.2014 указывается на един-

ственно возможный (в соответствии с запросом) вариант размещения теплоисточника на

участке №1.

На выбранной площадке в санитарно-защитную зону проектируемого объекта попадают 2-х жи-

лых домов. В п.3 письма Администрации города Владивостока № 16813Д от 26.12.2014 указы-

вается на необходимость сноса 2-х жилых домов, попадающих в санитарно-защитную зону про-

ектируемого объекта, и расселения жильцов.

Согласно утвержденным правилам землепользования и застройки, проектируемая территория

под основную площадку ГТУ-ТЭЦ относится к зоне рекреационного назначения (Р) - зона го-

родских лесов и городских лесопарков. Для размещения на данной территории ГТУ-ТЭЦ необ-

ходимо провести работы по внесению соответствующих изменений в документацию по плани-

ровке территории Владивостокского городского округа по изменению зоны «городских лесов и

городских лесопарков» на зону «производственно-коммунальных объектов III класса вредно-

сти».

Формирование данного земельного участка необходимо осуществить на основании разрабо-

танной градостроительной документации о застройке территорий (проекта планировки, проекта

межевания территории или их разделов). Заказчиком документации по планировке территории

является администрация городского округа. Срок исполнения работ по разработке проекта пла-

нировки и проекта межевания территории (документации по планировке территории) с учетом

организации и проведения публичных слушаний по внесению изменений в Правила землеполь-

зования и застройки и утверждению документации по планировке территории составляет от 6

месяцев до 1 года.

С целью определения оптимального местоположения проектируемого объекта в г. Владиво-

стоке, в районе пос. Змеинка разработчиком ОБИН были запрошены и получены в ФГБУ «ФКП

«Росреестра» по Приморскому краю» сведения государственного кадастра недвижимости на

планируемые к отводу земельные участки (данные о кадастровом делении, сведения о смеж-

ных (сторонних) землепользователях (земельных участках, расположенных в границах отвода),

о ранее учтенных земельных участках).

По сведениям государственного кадастра недвижимости, сформирована электронная карта с

границами кадастровых кварталов и существующих земельных участков смежных (сторонних)

землепользователей, а также оформлена в табличной форме ведомость земельных участков,

попадающих в границы проектирования объекта.

Ведомость землепользователей подготовлена с разделением информации по основной пло-

щадке ГТУ-ТЭЦ и внешним сетям проектируемого объекта.

Согласно сведениям государственного кадастра недвижимости, имеет место 113 пересечений

границ проектируемого объекта с границами земельных участков сторонних землепользовате-

лей. В ведомости землепользователей отражена информация о правообладателях земельных

участков, необходимых для целей строительства основной площадки ГТУ-ТЭЦ. Информация о

правообладателях земельных участков, необходимых для строительства линейных объектов,

а также данные по оценке возможности приобретения у третьих лиц земельных участков (при

необходимости), ориентировочной стоимости и сроках оформления прав на земельные

участки, будут включены в ведомость землепользователей при разработке проектной докумен-

тации по объекту «Строительство ГТУ-ТЭЦ (8 ГТУ GPB80D) в г. Владивостоке пос.Змеинка».

Разработчик представил предварительный список заинтересованных организаций, с которыми

необходимо согласовать акт выбора земельного участка. Необходимые согласования не пред-

ставлены.

Замечание Аудитора:

Основываясь на вышесказанном, Аудитор считает, что разработчик ОбИн не выполнил требо-

вания п. 16.1 Технического задания «Субпроектировщик обеспечивает согласование выбран-

ных земельных участков со всеми заинтересованными организациями, включая землепользо-

вателей (акт выбора земельного участка)», а также п. 16.3 «Вариантная проработка площадок

строительства с учетом схем выдачи тепловой и электрической мощности, топливоснабжения,

экологических факторов. Варианты конкурентных площадок и выбор площадки согласовать с

Заказчиком».

2.4.2. Анализ решений по схеме планировочной организации земельного

участка, генплану и транспорту

Земельный участок, выделенный под строительство ГТУ-ТЭЦ располагается 0,5 км северо-во-

сточнее бухты Улисс, представлен коренным склоном г. Монастырская, поверхность площадки

слабонаклонная, уклон на запад, угол наклона 5-7°, абсолютные отметки колеблются от 34.72

до 129.23 м. Площадка, поросшая травянистой растительностью, дубами.

В связи с большим перепадом отметок проектом предусматривается террасная планировка

территории с учетом допустимых уклонов поверхности площадки. По принципу террасной пла-

нировки разработана вертикальная планировка. С нагорной стороны площадки предусматри-

вается устройство откосов и подпорных стенок. При устройстве откосов выемки необходимо

строго соблюдать проектный уклон откосов, так как при крутых откосах могут образоваться

оползни.

При производстве земляных работ после срезки растительного слоя необходимо проложить

нагорную канаву для перехвата поверхностных вод.

Учитывая большой перепад отметок верхнего откоса и значительную площадь откосов, у по-

дошвы их предусматривается открытая дренажная канава, цель которой - перехватить выкли-

нивающиеся грунтовые воды, отвести их на рельеф и тем самым предохранить от размыва

нижележащие участки.

Проектом предусматривается вывоз грунта, образовавшегося при устройстве выемки.

Дождевые стоки с территории промплощадки собираются смешанным способом (в закрытую

сеть - дождеприемники, железобетонные лотки и открытые водоотводные канавы). Все ливне-

вые стоки от ГТУ-ТЭЦ отводятся через систему ливневой канализации в очистные сооружения

поверхностных стоков.

Учитывая, что строительство ГТУ-ТЭЦ будет выполняться на коренном склоне г. Монастыр-

ская, необходимо в подготовительный период выполнить работы по вертикальной планировке.

Планировочными решениями площадки предполагается значительный объем экскавация

скального грунта.

Генеральный план ГТУ-ТЭЦ разработан в соответствии с требованием действующих норм и

правил, с соблюдением санитарных и противопожарных норм и правил, в соответствии с дей-

ствующими требованиями норм технологического проектирования.

Размещение проектируемых зданий и сооружений на генеральном плане выполнено с учетом

производственной необходимости, технологических и транспортных связей.

При составлении экспликации генерального плана учтен набор всех необходимых зданий и со-

оружений для бесперебойной работы ГТУ-ТЭЦ. При компоновке проектируемых зданий и со-

оружений учтены нормативные требования к разрывам между зданиями и сооружениями в за-

висимости от их степени огнестойкости и категории по взрывопожарной опасности.

Замечания Аудитора:

 В составе ОБИН разработчик не представил характеристику площадки размещения объ-

екта с учетом обеспечения сырьевыми ресурсами, транспортными коммуникациями, ин-

женерными сетями и другими объектами инженерной инфраструктуры (п.16.8 Техниче-

ского задания).

 Не представлено описание внешней транспортной инфраструктуры, удаленность пло-

щадки строительства от основных транспортных узлов, автомобильных дорог с асфаль-

товым покрытием, не дана оценка объема строительства/ реконструкции автодорог для

подъезда к участку.

 Не представлен ситуационный план с указанием точек подключения к внешней инфра-

структуре с указанием протяженности трасс.

 Схему планировочной организации земельного участка дополнить технико-экономиче-

скими показателями по генплану такие как, площадь и плотность застройки, площадь

автомобильных дорог, площадь благоустройства.

2.4.3. Анализ конструктивных решений

Предложенные в ОбИн конструктивные и строительные решения, по мнению Аудитора, явля-

ются стандартными в данной области строительства и отвечают современным нормам и тре-

бованиям.

Здания основного и вспомогательного производственного назначения предусматриваются по

индивидуальным проектам, со стальным каркасом и лёгкими ограждающими конструкциями.

Главный корпус согласно требованиям, действующих СНиП, Федерального закона от 22 июля

2008г. №123-ФЗ «Технический регламент о требованиях пожарной безопасности» имеет:

 степень огнестойкости здания - II;

 категория взрывопожарной и пожарной опасности- Г,

 класс конструктивной пожарной опасности - СО;

 класс функциональной пожарной опасности - Ф5.1.

Строительство здания главного корпуса для удобства ведения строительно-монтажных и

пуско-наладочных работ предусматривается в 1 очередь строительства.

Основной несущей конструкцией здания главного корпуса является поперечная рама, состоя-

щая из колонн, ферм и балок. Шаг рам принят 9 и 6 метров. Устойчивость здания в поперечном

направлении обеспечивается рамами, в продольном - связями.

Каркас здания принят металлический из низколегированной и углеродистой стали с примене-

нием широкополочных двутавров и гнутых профилей, с огнезащитным лакокрасочным покры-

тием.

Монтажные стыки жестких узлов каркаса приняты на высокопрочных болтах.

Ограждающие конструкции покрытия из комплексных металлических панелей типа «Сэндвич»

- профлист с трудносгораемым утеплителем.

Междуэтажные перекрытия площадок обслуживания предусмотрены из монолитного железо-

бетона.

Наружные стены здания запроектированы из трехслойных металлических панелей типа

«Сэндвич». Цокольная часть стен предусмотрена из кирпичной кладки с облицовкой плиткой

из керамогранита.

Для заполнения оконных проемов предусмотрены переплеты из алюминиевых конструкций с

заполнением стеклопакетами.

Въездные ворота предусмотрены металлические, распашные, утепленные.

Полы в производственных помещениях - бесшовные наливные с различной цветовой гаммой.

Тип фундаментов под каркас здания, котлы, турбины, и другое технологическое оборудование

определится при дальнейшей разработке проектной документации на основании результатов

инженерно-геологических изысканий.

Здание пиковой водогрейной котельной блокируется со зданием главного корпуса со стороны

оси 1.

2.5. Анализ решений в области основного технологического оборудова-

ния

2.5.1. Анализ выбора технологии генерации

Проект предполагается реализовывать с использованием технологии комбинированного про-

изводства тепловой и электрической энергии в газотурбинном цикле Брайтона с утилизацией

теплоты выхлопных газов ГТУ в водогрейном котле-утилизаторе (ГТУ-ТЭЦ), а также дополни-

тельного производства тепловой энергии с использованием пиковых водогрейных котлов на

природном газе.

Исходя из планируемой в ОбИн величины установленной мощности ТЭЦ (48 ± 3 МВт и 165 ±

10 Гкал/ч), Аудитор подтверждает правильность выбранной технологии генерации. Именно

ГТУ-ТЭЦ позволяет обеспечить максимальную эффективность производства тепловой и элек-

трической энергии в примерном соотношении 2:1 (дополнительная тепловая энергия произво-

дится на ПВК). Кроме того, ГТУ-ТЭЦ характеризуются небольшими капитальными затратами

по сравнению с другими технологиями (парогазовые, паросиловые электростанции).

Аудитор отмечает, что тепловые схемы ГТУ-ТЭЦ по вариантам не согласованы с АО «ДГК»,

что противоречит техническому заданию на разработку ОбИн.

2.5.2. Анализ решений по газотурбинному оборудованию

В составе ОбИн рассмотрены ГТУ ведущих мировых (Kawasaki, Siemens) и отечественных про-

изводителей (РЭП-Холдинг, Авиадвигатель), поставляющих ГТУ этого класса мощности. По

мнению Аудитора, список следовало бы дополнить, например, компаниями Caterpillar Solar

Turbines и General Electric ГТУ которой уже работают в России. Вместе с тем, Аудитору пред-

ставляется избыточным рассмотрение на стадии ОбИн четырех вариантов (кроме варианта 5)

со сходной единичной установленной мощностью ГТУ, пусть и от разных производителей. С

другой стороны, в ОбИн не рассмотрены варианты с установленной мощностью турбин около

25 МВт, а обоснование единичной мощности 14-17 МВт в ОбИн не представлено. Увеличение

единичной установленной мощности могло бы снизить удельные капитальные затраты.

Аудитор отмечает вариант ГТУ Kawasaki не удовлетворяет требованиям СТО

70238424.27.100.007-2008 в части энергоэффективности (КПД ГТУ класса мощности 1525 МВт

должен быть не менее 34%).

Все характеристики ГТУ, рассмотренных в составе ОбИн, в первоначальной его версии были

приведены только для стандартных условий (температура наружного воздуха +15 °С, атмо-

сферное давление около 1,01 бар, влажность 60%, топливный газ стандартного состава произ-

водителей ГТУ либо метан). На этих же показателях в ОбИн основан расчет годовых технико-

экономических показателей ТЭЦ по всем вариантам. Аудитор отметил, что это противоречит

рекомендациям СТО 70238424.27.100.007-2008. В окончательной редакции ОбИн это замеча-

ния было устранено.

Сравнение ГТУ в составе первоначальной версии презентации к ОбИн противоречиво и содер-

жит неверные выводы. Например, не соответствуют действительности следующие утвержде-

ния:

 в отношении турбин Kawasaki: «Когенерационная система на основе ГТ имеет наивыс-

ший общий КПД (может достигать 80%), что значительно превосходит показатели теп-

ловых станций в России» - неверно, потому что коэффициент использования топлива

ТЭЦ (о котором, очевидно, идет речь) определяется, в основном, интенсивностью за-

грузки ее по тепловому графику, а не типом турбины. В России широко известны при-

меры ТЭЦ с КИУМом около 85%;

 в отношении турбин «РЭП-Холдинг»: «имеет самый высокий удельный расход услов-

ного топлива на отпущенную электроэнергию - 0,43 кг/кВт-ч» - не подтверждено расче-

том и противоречит результатам расчета годовых ТЭПов, приведенным в ОбИн;

 в отношении турбин «РЭП-Холдинг»: «по единичной стоимости превосходит аналогич-

ные установки отечественных производителей и некоторые импортные аналоги» - не-

корректно сравнивать единичные стоимости ГТУ различной единичной мощности, к тому

же номинированные в различной валюте. По данным ССР, приведенным в ОбИн, удель-

ная стоимость ГТУ «РЭП-Холдинг» на момент составления ССР составляла 36,7

тыс.руб./кВт, что было ниже аналогичного показателя Siemens. На момент проведения

ТЦА (середина августа 2015) это ниже показателей Siemens и близко к показателям

Kawasaki;

 в отношении турбин «Авиадвигатель»: «имеет один из самых низких показателей удель-

ного расхода условного топлива на отпущенную электроэнергию - 0,367 кг/кВт-ч» - не

подтверждено расчетом и противоречит результатам расчета годовых ТЭПов, приве-

денным в ОбИн.

Аудитор обращает внимание, что лишь ГТУ Siemens, Авиадвигатель и Kawasaki в ОбИн рас-

сматриваются в двухтопливном исполнении (газ и дизельное топливо). По турбинам GE и РЭП-

Холдинг информации о двухтопливном исполнении нет ни в предоставленных материалах

ОбИн, ни в технических предложениях поставщиков. Рекомендуется запросить подтвержде-

ние, что ГТУ будут поставлены в двухтопливном исполнении и, в случае изменения предложе-

ний - актуализировать их стоимость (как правило, двухтопливные ГТУ дороже). Применение

однотопливных ГТУ в проекте противоречит выбранной в ОбИн схеме топливоснабжения.

2.5.3. Анализ решений по котельному оборудованию

Выбор котлов-утилизаторов в ОбИн определяется характеристиками выбранных ГТУ, тепловой

нагрузкой и выбранным температурным графиком.

В ОбИн принята вертикальная компоновка КУ, а также предусмотрен байпасный газоход на КУ,

выходное отверстие которого расположено в основном газоходе сразу за последней поверхно-

стью нагрева.

Котлы-утилизаторы приняты в ОбИн без дожигания. По предварительной оценке Аудитора,

применением КУ с дожиганием можно получить до 20 Гкал/ч дополнительной тепловой мощно-

сти на каждом КУ (в сумме для двух очередей ТЭЦ это составит 60 Гкал/ч, что сопоставимо с

мощностью трех ПВК, от установки которых можно было бы отказаться). Аудитор рекомендует

Заказчику провести технико-экономическую проработку такого решения.

Аудитор отметил, что все характеристики котлов-утилизаторов в первоначальной версии ОбИн

анализируются только в стандартных условиях (температура наружного воздуха +15 °С, отно-

сительная нагрузка ГТУ 100%), что противоречит рекомендациям СТО 70238424.27.100.007-

2008. В связи с этим было рекомендовано определить и использовать в расчетах значения

тепловой мощности КУ при других характерных температурах наружного воздуха. В оконча-

тельной версии ОбИн данное замечание учтено.

Выбор пиковых водогрейных котлов в ОбИн осуществлен по номинальной тепловой мощности

около 20 Гкал/ч и температурному графику 115/70°С. Для вариантов 1-5 Рассмотрены 4 котла

различных производителей, при этом выбран котел «Термотехник» производства ЭНТРОРОС.

Аудитор рекомендует расширить список альтернативных вариантов по котельному оборудова-

нию котлами других производителей с номинальным графиком 115/70°С и на основании срав-

нения их технических характеристик осуществить выбор котельного агрегата, а также осуще-

ствить более точный подбор единичной мощности ПВК с целью исключения завышения уста-

новленной тепловой мощности станции.

В ОбИн предусмотрена установка 2 котлов «Термотехник» ТТ100-01 мощностью 1,5 МВт для

подогрева подпиточной воды. Аудитор считает это решение необоснованным и энергетически

неэффективным (см. раздел 2.8.5 отчета).

2.5.4. Анализ расчетов годовых технико-экономических показателей

Замечания Аудитора:



Годовое число использование электрической мощности газотурбинных установок для

всех вариантов принято равным 5000 ч для первой очереди и 6000 ч для полного раз-

вития. Аудитор указывает, что число часов использования установленной электриче-

ской мощности должно определяется исходя из годовой потребности в электрической

энергии, а при работе по тепловому графику - исходя из анализа годового графика теп-

ловых нагрузок (графика Россандера). Анализ годовой потребности в электрической и

тепловой энергии в работе не проведен. В связи с этим величина отпуска электроэнер-

гии от станции определена некорректно. Замечание устранено в окончательной версии

ОбИн;



Методика определения годовой выработки тепловой энергии вызывает сомнение. По

предоставленным расчетам (файлы «Расчет пос. Змеинка. 1 очередь1 .xlsx» и «Расчет

пос. Змеинка. Полное развитие»), выработка тепловой энергии определена как сумма

произведений тепловых нагрузок при трех температурах наружного воздуха и соответ-

ствующих продолжительностей стояния температур. Обоснования по принятым продол-

жительностям стояния указанных температур наружного воздуха не приведены. Кроме

того, по мнению Аудитора, построение годового графика тепловых нагрузок (графика

Россандера) всего по трем температурам наружного воздуха дает недостаточно точный

результат при определении годовой выработки и отпуска тепловой энергии и не позво-

ляет вычислить степень загрузки газотурбинных установок по тепловой энергии в тече-

нии года и, соответственно, корректно определить технико-экономические показатели

станции. Замечание устранено в окончательной версии ОбИн;



Годовой отпуск теплоты от котлов-утилизаторов ГТУ определен как произведение годо-

вого числа часов использования электрической мощности ГТУ (6000 ч. дли полного раз-

вития и 5000 ч для 1-й очереди) на установленную тепловую мощность котлов-утилиза-

торов; отпуск теплоты от водогрейных котлов определен как разность между суммарным

отпуском теплоты от станции и отпуском от котлов-утилизаторов. Поскольку величина

числа часов использования электрической мощности не обоснована, перечисленные по-

казатели определены некорректно. Замечание устранено в окончательной версии

ОбИн;



Расчет годовых технико-экономических показателей ТЭЦ по всем вариантам основан на

характеристиках ГТУ и КУ для стандартных условий, нехарактерных для отопительной

ТЭЦ в Приморье. Аудитор отмечает, что это противоречит рекомендациям СТО

70238424.27.100.007-2008 и может приводить к существенным (до 15%) отклонениям в

расчете годовых ТЭПов. Необходимо исправить расчет. Замечание устранено в оконча-

тельной версии ОбИн;



Неверно проведен пересчет годового расхода условного топлива в натуральное, из-за

чего ошибка в определении годового расхода топлива может превысить 25%. Аналогич-

ная ошибка допущена при пересчете цены натурального топлива в цену условного

(строка 965 финансовой модели), из-за чего ошибка в определении затрат на топливо

может составить до 30%. Замечание устранено в окончательной версии ОбИн;



Годовой расход топлива на отпуск электроэнергии по вариантам 2 и 5 определен не-

верно, в результате чего ошибка в определении УРУТ на электроэнергию составила до

28%. Замечание устранено в окончательной версии ОбИн;



Доля затрат электроэнергии на собственные нужды во всех вариантах принята одина-

ковой (согласно приведенным в расчетах комментариям на основании «Схемы тепло-

снабжения ВГО на период 2015-2029 годов«Глава 6. 126-ВСТ.ОМ.06. Санкт-Петербург,

2014 г.») в размере 9%. Необходимо учесть, что этот показатель по факту будет значи-

тельно отличаться у разных вариантов, главным образом из-за различной мощности до-

жимной компрессорной станции (основного потребителя электроэнергии на ГТУ-ТЭЦ).

2.6. Анализ решений по основному электротехническому оборудованию

Основные электротехнические решения для рассматриваемых вариантов строительства ГТУ-

ТЭЦ приняты на основании тепломеханических решений по составу основного оборудования и

решений по схеме выдачи мощности. В ОбИн рекомендовано организовать выдачу мощности

ГТУ на проходящую в непосредственной близости ВЛ 110 кВ Владивостокская ТЭЦ-2- Голдо-

бин с отпайками на ПС 110 кВ Загородная и ПС 110 кВ Улисс и ВЛ 110 кВ Патрокл - Голдобин

с отпайкой на ПС 110 кВ Улисс.

По всем вариантам строительства ГТУ-ТЭЦ на площадке станции предполагается строитель-

ство КРУЭ 110 кВ. На шины 110 кВ выдается электрическая мощность энергоблоков.

Вариантами 1-4 предусматривается ввод трех энергоблоков. К шинам 110 кВ КРУЭ каждый

энергоблок присоединен через трансформатор 110/6,3 кВ мощностью 25 MBA. Разница по ва-

риантам заключается в единичной мощности генераторов, типе газовой установки и её произ-

водителе.

По варианту 5 на площадке ГТУ-ТЭЦ предполагается установить шесть энергоблоков типа GPB

80 D фирмы Kavasaki единичной мощностью 7,44 МВт. К шинам 110 кВ КРУЭ 110 кВ энерго-

блоки подключаются через три трансформатора с расщепленными обмотками мощностью 25

МВА каждый.

Замечания Аудитора:



Привести в соответствие мощность силовых трансформаторов по Варианту 5. В Томе 2

Книга 1 005N10100F-00UXN-0201-ES указана мощность трансформаторов 40 МВА каж-

дый, в Томе 9 мощность силовых трансформаторов составляет 25 МВА.



Привести в соответствие показатели единичной мощности энергоблоков и генераторов.

Данные представленные в Томе 2 по вариантам 1,3,4 отличны от данных представлен-

ные в Томах 5,7,8.



В работе не представлены компоновки здания КРУЭ 110 кВ и пристанционного узла с

установкой силовых трансформаторов (рекомендуется учесть это при проектировании)



Не представлен расчет по выбору мощности аварийной дизель-генераторной станции.



Указать величину тока КЗ на шинах 110 кВ для предварительного выбора высоковольт-

ного выключателя, т.к. его технические параметры, а соответственно и стоимость зави-

сят от тока КЗ на шинах 110кВ.



Указать в главной схеме ячейки ТН110 кВ в цепях трансформаторов блоков генератор-

трансформатор со стороны 110кВ для целей синхронизации блоков на выключателях

110кВ.



Привести рекомендации по применяемой на генераторном оборудовании системе воз-

буждения и АРВ (автоматическое регулирование возбуждения), для исключения рисков

выбора несоответствующего генераторного оборудования.



Выполнить в ПЗ электротехнической части описание выполнения электропитания особо

ответственных потребителей, от которого запитана система питания АСУ ТП в п.9.4.10

ПЗ (Том 5-9).

2.7.

Анализ обоснованности графика реализации проекта

Аудитор отмечает, что календарный план строительства, включая подготовительный период

(сроки и последовательность строительства основных и вспомогательных зданий и сооруже-

ний, выделение этапов строительства) в составе ОбИн отсутствует.

В составе раздела «План организации строительства» ОбИн рассмотрены 5 вариантов про-

должительности строительства основных объектов согласно СНиП 1.04.03-85* “Нормы продол-

жительности строительства и задела в строительстве предприятий, зданий и сооружений” Об-

щие положения п. 21 расчетным методом, исходя из стоимости строительно-монтажных работ

по формуле: Тн = А1 Х √С + А2 Х С, где А1 и А2 - коэффициенты определенные эксперимен-

тальным путём; С - объём строительно-монтажных работ, млн. руб., в ценах 1984 г. Очеред-

ность строительства в каждом из 5 вариантов разделена на 2 этапа. Начало СМР 1-го этапа

предусмотрено с 01.08.16 г.

В представленном расчете, отсутствует расчет перехода от текущих цен 2015г., в которых со-

ставлены сметы, к ценам 2000г. для дальнейшего пересчета к ценам 1984г.

В соответствии с приложением 3, Расчетный метод определения продолжительности строи-

тельства объектов, не имеющих прямых норм в СНИП 1.04.03-85* определен Расчетный метод

определения продолжительности строительства объектов на функциональной зависимости ее

от стоимости строительно-монтажных работ. Для расчета продолжительности ТЭЦ указана

расчетная зависимость вида Тн = A1C + A2.

В расчете продолжительности строительства сказано, что коэффициенты А1 и А2 опреде-

ленны экспериментальным путём 4,5 и 0,01 соответственно. В приложении 3 к СНИП 1.04.03-

85* коэффициенты 4,5 и 0,01 относятся к расчету строительства ГРЭС с интервалом объемов

СМР от 30 до 110 млн. руб. Стоимость СМР по рассматриваемым вариантам в пределах 20

млн. руб. Для расчета продолжительности строительства ТЭЦ с интервалом объемов СМР от

1 до 20 млн. руб. в приложении 3 к СНИП 1.04.03-85* указаны значения коэффициентов А1 и

А2 - 0,9 и 9,1 соответственно.

Нормы продолжительности строительства объектов согласно СНиП 1.04.03-85, охватывают пе-

риод от даты начала выполнения внутриплощадочных подготовительных работ до даты ввода

объекта в эксплуатацию.

По экспертной оценке, период, предшествующий строительной стадии, составит 13 месяцев, а

именно:

 Выбор проектировщика и заключение договора на проектирование - 3 мес. (в случае,

если такой договор еще не заключен).

 ПИР - 7 месяцев.

 Экспертиза и получение разрешения на строительство - 3 мес.

Если принять, что начало вышеуказанных работ приходится на 01.10.15, то начало строи-

тельно-монтажных работ будет возможно не ранее 01.11.16, соответственно подготовительный

период в 2016 году займет всего 2 месяца, с соответствующей сдвижкой сроков на 3 месяца.

Аудитор рекомендует предусмотреть компоновку здания машзала с временным торцом, для

возможности расширения здания через 10 лет во второй очереди.

Аудитор рекомендует составить укрупненный график реализации проекта для каждого вари-

анта, рассмотренного в ОбИн, предусмотрев в нем следующие дополнительные виды работ,

важные для успешной реализации Проекта:

 заключение договора на поставку основного оборудования, его изготовление и поставка

на стройплощадку (учесть, что заводы-производители ГТУ в различных вариантах рас-

полагаются в Японии, Северо-Западном и Уральском федеральном округах России, а

также учесть процедуру сертификации оборудования в случае, если оно не поставля-

лось ранее в Россию, как, например, ГТУ Kawasaki);

 перевод земельного участка, выбранного для строительства, в промышленное назначе-

ние, а также оформление прав на земельные участки, необходимые для строительства

линейных объектов внеплощадочных сетей.

По итогам составления графиков реализации проекта, Аудитор рекомендует (при необходимо-

сти) скорректировать финансовые модели с учетом возможных сдвигов срока начала инвести-

рования, срока пуска ГТУ-ТЭЦ в эксплуатацию и др.

Аудитор рекомендует выбирать оптимальный вариант, в том числе, на основе сравнения укруп-

ненных графиков реализации Проекта.

2.8. Анализ решений в области вспомогательного оборудования и инже-

нерных систем ТЭЦ

2.8.1. Анализ решений по топливоснабжению

Проектом предусматривается подача газа на ГТУ-ТЭЦ по двум магистральным газопроводам

диаметром Ду300мм от распределительного газопровода г. Владивосток до потребителей о.

Русский. В соответствии со схемой газоснабжения г. Владивостокского городского округа длина

газопроводов до ГТУ-ТЭЦ составит 3,6 км.

Возможность подключения станции к газораспределительным сетям подтверждено письмом

ОАО «Хабаровсккрайгаз» №0004 2018N17-2-08/2098.

В ОбИн предусматривается различное количество баков запаса дизельного топлива - 2х3000

м3 для вариантов 1,4,5 и 2х1000 м3 для вариантов 2,3. Обоснование этого решения отсут-

ствует, расчет необходимой емкости баков не приведен.

Не представлены исходные параметры газа перед пунктом подготовки газа, не произведен вы-

бор типоразмера ДКС по вариантам.

2.8.2. Анализ решений по водоснабжению и водоотведению

Категория системы внеплощадочного водоснабжения по степени обеспеченности подачи воды

- I в соответствии с требованиями СП 31.13330.2012 (актуализированная редакция СНиП

2.04.02-84).

В соответствии с письмом КГУП «Приморский Водоканал» от 06.05.2015г. № 11-17/3161 (При-

ложение С) подтверждена возможность подключения ГТУ-ТЭЦ пос. Змеинка от существующей

системы водоснабжения и водоотведения г. Владивостока. Для подключения объекта к сетям

водоснабжения потребуется выполнения ряда мероприятий, в частности перекладка 3850м су-

ществующего водопровода с увеличением диаметра, строительство нового водопровода до

границы земельного участка протяженностью 1200-1300м, а также строительство водопровод-

ной насосной станции в случае недостаточности пьезометрического напора. Для присоедине-

ния к сетям канализации потребуется прокладка ~200м трубопровода для присоединения к су-

ществующему коллектору.

2.8.3. Анализ решений по охлаждению оборудования ТЭЦ

Замечание Аудитора:

 во всех вариантах, рассмотренных в составе ОбИн, для охлаждения технологического

оборудования предусматривается система оборотного водоснабжения с двумя «мок-

рыми» вентиляторными градирнями GK 06 ИРВИК. Не проработаны альтернативные

типы систем охлаждения; использование «мокрых» вентиляторных градирен не обосно-

вано; не приведены данные по тепловой мощности, отводимой от технологического обо-

рудования. Аудитор отмечает, что применение сухих вентиляторных градирен является

типовым решением для ГТУ такой мощности;

 рекомендуется указать обоснованные системы охлаждения оборудования ТЭЦ на теп-

ловых схемах для всех рассмотренных вариантов.

2.8.4. Анализ решений по водоподготовке

Замечания Аудитора:

 В составе ОбИн отсутствует расчет производительности постоянного расхода воды для

подпитки теплосети (30 т/ч) и расчет-обоснование максимальной подпитки (280 т/ч). Ре-

комендуется руководствоваться п.6.16 СП 124.13330.2012 и рассчитать расход по объ-

ему трубопроводов;

 Для ГТУ с "сухой" проточной частью промывка камер ГТУ не требуется. В связи с этим

можно исключить из состава установку подготовки обессоленной воды. Для промывки

компрессора 1 раз в 4 месяца целесообразно использовать привозную воду в количе-

стве (по опыту Аудитора) около 200 л, например с ВТЭЦ-2. Замечание устранено в окон-

чательной версии ОбИн;

 Параметры оборудования для химической промывки оборудования выбраны слишком

большими и несоизмеримы с параметрами котельного оборудования. На малых отопи-

тельных котельных и ТЭЦ как правило не устанавливают специальное оборудование

для предпусковых (1 промывка) и эксплуатационных промывок (1 раз в 3-4 года) обору-

дования. Предпусковые промывки производятся генподрядчиком, для чего использу-

ются передвижные установки. Выбор способа эксплуатационной очистки оборудования

и типоразмеры оборудования не обоснованы и приняты по РД 34.37.402-96 для ВК мощ-

ностью 100 Гкал/ч и более. Замечание устранено в окончательной версии ОбИн;

 Насос подачи силиката натрия имеет слишком большую производительность для вы-

бранного объема бака, время его работы на откачку составит около 2-х минут, что за-

труднит автоматизацию процесса и срабатывания защит. Замечание устранено в окон-

чательной версии ОбИн;

2.8.5. Анализ решений по обеспечению собственных нужд ТЭЦ в тепловой

энергии

Замечания Аудитора:



Не представлено обоснование величины собственной отопительной нагрузки и нагрузки

ГВС ГТУ-ТЭЦ (таблица 8.3.1), определенной в размере 3,2 Гкал/ч, что составляет 2% от

установленной тепловой мощности ТЭЦ (148,1 Гкал/ч). Необходимо отметить, что ука-

занное значение в зависимости от типа и мощности ТЭЦ как правило составляет 0,1-

1% от установленной тепловой мощности. Отмечаем также, что по опыту Аудитора зна-

чение 2% соответствует общей доле собственных нужд ГТУ-ТЭЦ, то есть с учетом

нагрузки на химводоочиттку. Возможно, в таблице 8.3.1 допущено некорректное наиме-

нование строки «Отопление, вентиляция и ГВС ГТУ-ТЭЦ». Необходимо выполнить про-

верку и внести соответствующие изменения в расчеты. Замечание устранено в оконча-

тельной версии ОбИн;



В составе ОбИн не представлено обоснование выбранного технического решения по

схеме подпитки теплосети. Нагрев сырой воды перед деаэратором осуществляется во-

дой температурой 115°С от двух водогрейных котлов «Термотехник» ТТ100-01, тепло-

вой мощностью 1,5 МВт каждый. Нагретая до температуры 106-109°С вода поступает в

деаэрационную установку для термической деаэрации в атмосферном режиме. На вы-

ходе из деаэраторного бака получается деаэрированная вода с температурой 101-

104°С, которая поступает на охладитель подпиточной воды для охлаждения до необхо-

димой температуры воды на входе в котел-утилизатор и ПВК - 70°С. Предложенная

схема энергетически неэффективна. В ОбИн предполагается для подпитки теплосети

использование воды городского водопровода, для которой не требуется термическая

обработка. Кроме того, проектом предусмотрена закрытая схема ГВС. В данном случае,

целесообразно использовать вакуумную деаэрацию и осуществлять подогрев сырой

воды обратной или прямой сетевой водой. Это позволит отказаться от использования

водогрейных котлов для нагрева подпитки и повысит энергетическую эффективность

тепловой схемы.



Необходимо отметить, что постоянная температура сырой воды для деаэрации может

быть обеспечена нагревом прямой сетевой водой, отбираемой в точке после котла- ути-

лизатора и перед точкой смешения ее с обратной сетевой водой, за счет которого осу-

ществляется регулирование температуры сетевой воды в подающем трубопроводе.



Здесь же следует указать, что на принципиальной схеме указанный подмес обратной

сетевой воды (обвод вокруг котлов) не отмечен, ввиду чего не ясно, каким образом осу-

ществляется регулирование температуры сетевой воды в подающем трубопроводе по

температурному графику с учетом необходимости выдерживания температуры на входе

в ПВК и КУВ не ниже 70^оС.

2.8.6. Анализ решений по АСУТП

Замечания Аудитора:

 дополнить в структурной схеме АСУ ТП ГТУ-ТЭЦ подключение шкафов РЗА электриче-

ского оборудования, оборудование мониторинга трансформаторов. При отсутствии от-

дельного оборудования мониторинга выполнить его описание в АСУ ТП.

 В ПЗ п.9.4.6 (Том 5-9) дополнить описание типов датчиков электрических измерений,

принятых в качестве аналогов.

 В ПЗ п.9.1.3 (Том 5-9) «Условные обозначения» привести в соответствие обозначение

ГЩУ с принятой в ПЗ (ЦЩУ). Замечание устранено в окончательной версии ОбИн.

2.8.7. Анализ решений по РЗА и ПА

Замечания Аудитора:



Выполнить в схеме размещения устройств РЗиА и ПА в сети 110 кВ защиты трансфор-

маторов блоков генератор - трансформатор, защиты резервного трансформатора для

учета этих шкафов с терминалами в объеме защит, а также дополнить ПЗ описанием

РЗ этого оборудования. Замечание устранено в окончательной версии ОбИн.



Выполнить в схеме размещения устройств РЗиА и ПА в сети 110 кВ размещение шкафов

с устройствами РЗА, поскольку стоимостные показатели определяются шкафами РЗА.



Рассмотреть возможность использования отдельного терминала для управления вы-

ключателем ШСВ 110кВ для повышения надежности схемы. В ПЗ (Том 5-9) п.п. 12.1.3.4,

12.1.3.5 «Релейная защита ШСВ 110 кВ» проектом предусмотрено выполнение автома-

тики управления выключателем совместно на одном комплекте защиты ШСВ 110 кВ (на

одном терминале), что снижает надежность управления выключателем при неисправ-

ности терминала РЗ.



Рассмотреть возможность установки терминалов АУВ присоединений 110кВ в одном

шкафу для 2-х присоединений для сокращения стоимости оборудования РЗА станции

(ПЗ (Том 5-9) п. 12.1.3.5).



Уточнить в таблице ПЗ п. 12.1 (Том 5-9) количество шкафов защит с устройствами РЗА,

т.к. расчет стоимости РЗА определяется количеством шкафов, которое возможно сокра-

тить для АУВ выключателей 110кВ. Замечание устранено в окончательной версии

ОбИн.



Дополнить ПЗ таблица 12.1 (Том 5-9) «Устройства релейной защиты и автоматики внут-

ристанционных элементов» защитами трансформаторов блоков и резервного транс-

форматора. Замечание устранено в окончательной версии ОбИн.



Уточнить в ПЗ таблица12.2 (Том 5-9) «Устройства РЗА линий 110кВ» количество шкафов

АУВ с учетом возможности установки в один шкаф 2-х устройств АУВ линий 110кВ.



Дополнить ПЗ таблица 12.3 (Том 5-9) «Перечень средств РЗА, необходимый для обес-

печения выдачи электрической мощности блоков ГТУ-ТЭЦ» количеством шкафов РЗ

двух линий 110кВ «ПС 110 кВ Улисс», а также РЗ для трансформаторов блоков и ре-

зервного трансформатора. Замечание устранено в окончательной версии ОбИн.



Привести в соответствие ПЗ п.12.1.3.3 (Том 5-9) и схемы защит линий 110кВ на «ПС 110

кВ Улисс», которые на чертеже (Приложение М) показаны как ДЗЛ, а в ПЗ указываются

ДЗ. Замечание устранено в окончательной версии ОбИн.



Дополнить ПА шкафами АЛАР, которые отсутствуют в ПЗ п. 12.2 (Том 5-9) «Противоава-

рийная автоматика», необходимыми для выявления и ликвидации асинхронных режи-

мов при снижении уровня возбуждения (потери возбуждения) генератора.



Дополнить таблицу 12.4 (Том 5-9) «Перечень средств ПА, необходимый для обеспече-

ния выдачи электрической мощности ГТУ-ТЭЦ» шкафами АЛАР.

2.8.8. Анализ решений по АИИСКУЭ

Аудитор отмечает, что в составе ОбИн отсутствует схема коммерческого учета энергоресурсов

и электроэнергии ГТУ-ТЭЦ, включая схемы передачи информации в энергопоставляющие ор-

ганизации, а также согласование схемы с заинтересованными организациями (ОАО "ДГК", ОДУ

Восто-ка, МЭС Востока, ОАО «РАО ЭС Востока», ОАО "ДРСК" ОАО "АТС", мэрии г. Владиво-

стока, энергопринимающими, газо- и водоснабжающими организациями). В соответствии с Тех-

ническим заданием на разработку ОбИн, указанные согласованные схемы должны были быть

предоставлены. Замечание учтено в окончательной версии ОбИн, схема отправлена на согла-

сование.

2.8.9. Анализ решений по СОТИ ААССО

Аудитор отмечает, что в составе ОбИн отсутствуют:

 схема СОТИ и АССО в пределах ограждения ГТУ-ТЭЦ. Замечание устранено в оконча-

тельной версии ОбИн.

 разработанное задание генеральному проектировщику на организацию каналов связи

для передачи информации в ОДУ Востока и ОАО "ДГК”

 согласование схемы с заинтересованными организациями (ОАО "ДГК", ОДУ Востока,

МЭС Востока, ОАО «РАО ЭС Востока», ОАО "ДРСК" ОАО "АТС", мэрии г. Владивостока,

энергопринимающими, газо- и водоснабжающими организациями). Замечание учтено в

окончательной версии ОбИн, схема отправлена на согласование.

 описание решений по передачи телеинформации от ГТУ-ТЭЦ в АС Приморского РДУ.

Замечание устранено в окончательной версии ОбИн.

2.8.10. Анализ решений по сетям связи

Аудитор отмечает, что в составе ОбИн отсутствуют:



описание оборудования внешней сети (уровня доступа и транспортного уровня). Заме-

чание устранено в окончательной версии ОбИн;



перечень оборудования на базе технических средств П-166. Замечание устранено в

окончательной версии ОбИн;



решения по организации средств связи для обеспечения ремонтно- эксплуатацион-

ного-обслуживания ВЛ (см. п. 4.1, СТО 70238424.17.220.20.005-2011 Системы связи для

сбора и передачи информации в электроэнергетике. Условия создания. Нормы и требо-

вания). Замечание устранено в окончательной версии ОбИн;



описание аппаратуры и устройств присоединения для организации каналов технологи-

ческой связи между полукомплектами систем РЗА, программно-техническими комплек-

сами верхнего станционного уровня станции и централизованных систем управления, а

также каналов голосовой связи диспетчерского управления. Замечание устранено в

окончательной версии ОбИн;



указание способа прокладки оптического кабеля для организации релейной защиты

между ГТУ-ТЭЦ Змеинка смежных ПС Патрокл и ВТЭЦ-2. Замечание устранено в окон-

чательной версии ОбИн;



описание решений по организации резервирования каналов (см. п. 6.7, Техническая по-

литика ОАО «РАО Энергетические системы Востока» на период до 2020 г.). Замечание

устранено в окончательной версии ОбИн;



схема ЛВС ГТУ-ТЭЦ, а также согласование схемы с заинтересованными организациями

(ОАО "ДГК", ОДУ Востока, МЭС Востока, ОАО «РАО ЭС Востока», ОАО "ДРСК" ОАО

"АТС", мэрии г. Владивостока, энергопринимающими, газо- и водоснабжающими орга-

низациями). Замечание устранено в окончательной версии ОбИн;

У Аудитора также имеется ряд замечаний по отдельным подразделам:

 некорректно описаны характеристики волоконно-оптической линии - оптический кабель

состоит из оптических волокон, а не из жил (данное понятие используется для кабелей

с металлическими жилами) (пункт 13.1.2.1);

 отсутствуют обоснования по прокладке отдельного волоконно-оптического кабеля для

каждой из систем (АСУТП, ИТСО и т.д.). Аудитор отмечает, что согласно п. 6.7, «Техни-

ческая политика ОАО «РАО Энергетические системы Востока» на период до 2020г». при

организации каналов технологической и диспетчерской связи при новом строительстве

и реконструкции систем связи следует максимально объединять цифровые потоки для

технологических задач в общем физическом канале связи (пункт 13.2.3);

 отсутствуют основания для установки управляемых коммутаторов в каждое здание т.к.

при прокладке кабелей по территории целесообразно использовать медный кабель (от-

падает необходимость конвертировать электрический сигнал в оптический). Также со-

гласно п.14, СТО 70238424.17.220.20.005-2011 «Системы связи для сбора и передачи

информации в электроэнергетике. Условия создания. Нормы и требования». для теле-

фонной связи применяется телефонный кабель (пункт 13.2.3);

 необоснованно указаны требования к резервированию каналов связи для часофика-

ции, административно-хозяйственной и громкоговорящей связи, т.к. данные системы от-

носятся к внутриобъектовым (пункт 13.3);

 применение АТС импортного производства не обосновано (не рассмотрены отечествен-

ные аналоги, например, «ПРОТОН-ССС»);

 В АТС не предусмотрены платы с интерфейсами соединения согласно п.10, «СТО

70238424.17.220.20.005-2011 Системы связи для сбора и передачи информации в элек-

троэнергетике. Условия создания. Нормы и требования.».

2.8.11. Анализ решений по пожарной сигнализации и автоматическому по-

жаротушению

Аудитор отмечает, что в составе ОбИн отсутствуют решения по применению газового пожаро-

тушения для помещений с дорогостоящим оборудованием и материалами (т.к. при тушении

водой будет нанесен значительный ущерб вследствие порчи оборудования и материалов). См.

п. 3.2.6 и п. 6.1, «Техническая политика ОАО «РАО Энергетические системы Востока» на пе-

риод до 2020 г». Замечание устранено в окончательной версии ОбИн.

2.9. Анализ ОВОС

Аудитор отмечает, что ОВОС в составе ОбИн выполнен в полном соответствии с норматив-

ными документами, техническим заданием на разработку ОбИн. Замечаний не имеется.

2.10. Анализ штатного расписания

Во всех рассмотренных в ОбИн вариантах численность штатного персонала составляет 94-104

человек для вариантов 2 и 1,3,4 соответственно. Аудитор рекомендует рассмотреть возмож-

ность оптимизации численности, в первую очередь, за счет ремонтного и административно-

управленческого персонала - учитывая тот факт, что Объект после ввода в эксплуатацию ста-

нет филиалом АО «ДГК», а ремонты основного оборудования будут проводиться подрядными

организациями.

3. Экспертная оценка обоснованности бюджета проекта

3.1. Оценка сметных решений

3.1.1. Исходные данные

Для оценки сметной стоимости Аудитор использовал расчеты стоимости для всех рассматри-

ваемых в ОбИн вариантов строительства Объекта в составе:

 Сводные сметные расчеты;

 Объектные сметы объектов - аналогов;

 Локальные сметы на технологическое оборудование на основе ТКП поставщиков;

 Объектные сметы на внеплощадочные тепловые сети.

В качестве основного объекта-аналога в ОбИн принят проект строительства ГТУ-ТЭЦ в г. Вла-

дивосток на площадке ЦПВБ (электрическая мощность 139,5 МВт, тепловая мощность 421,4

Гкал/ч, состав основного оборудования: 3х ГТУ LM6000PF Sprint (3 х 46,5 МВт) + 3 х КУВ-46,4-

130 (3 х 40,46 Гкал/ч), 3х КВ-ГМ-116,3-150 (3 х 100 Гкал/ч)).

В качестве объектов-аналогов при составлении сметных расчётов также приняты:

 Расширение котельной «Северная» с установкой котла КВГМ-100 в г. Владивосток в це-

нах 3 кв. 2013 г.;

 Котельная каркасного типа, расположенная на площадке котельной № 1 «11 км» в г.

Петропавловск-Камчатский в ценах 4 кв. 2012 г.;

 Реконструкция Владивостокской ТЭЦ-2 с переводом оборудования на сжигание природ-

ного газа;

 Станция химико-биологической очистки и обеззараживания сточных вод СП «Хабаров-

ская ТЭЦ-2» в ценах 4 кв. 2012 г.;

 Няганская ГРЭС. Строительство электростанции комбинированного парового цикла в

составе трёх энергоблоков мощностью 410 МВт каждый в ценах 1 кв. 2009 г.

 Строительство ТЭЦ в г. Советская Гавань в ценах 2001 г., объект расположен в Хаба-

ровском крае;

Стоимость основного оборудования принята разработчиком ОбИн по коммерческим предложе-

ниям поставщиков. Сводные сметные расчеты представлены в текущих ценах на 3 кв. 2015 г.

(в первоначальной версии ОбИн - на 1 кв. 2015 г.) пересчитанные индексами, рекомендован-

ными Министерством строительства и ЖКХ РФ.

3.1.2. Анализ затрат на внеплощадочные сети

Таблица 5. Сводная таблица стоимости внеплощадочных сетей (по варианту 1) в текущих ценах на 3 кв.

2015.

Стоимость

Внеплощадочные сети

без НДС,

Стоимость с НДС, тыс. руб.

тыс. руб.

Водовод добавочной (сырой) воды

46 520

54 894

Тепловые сети

683 455

806 477

Сети газоснабжения

65 238

76 981

Сети бытовой канализации

6 076

7 170

Сети промливневой канализации

4 861

5 736

Электрические сети

929 835

1 097 206

Итого внеплощадочные сети

1 735 986

2 048 463

3.1.3. Анализ затрат на основное оборудование

Аудитор провел проверку стоимости основного оборудования (табл. 6):

Таблица 6. Анализ стоимости основного оборудования по вариантам

Вариант Вариант 1

Вариант 2

Вариант 3

Вариант 4

Вариант 5

Kawasaki

РЭП-

Авиадвига-

Siemens

Kawasaki

GPB180D

Холдинг

Тель

SGT-400

GPB80D

ГТЭ-16

ГТЭ-16ПА

Стоимость газовой турбины без НДС,

462 947,40

570 000

450 700

552 115

269 500

тыс. руб. по курсу 55 RUR/USD

Единичная мощность, МВт

17,14

15,5

15,8

13,9

7,45

Удельные капитальные затраты на

27 010

36 774

28 525

39 721

36 174

руб./кВт

Удельные капитальные затраты на

416

566

439

611

557

$./кВт по курсу 55 руб/$

Стоимость КУ без НДС, тыс. руб.

105 799

105 560

102 559

101 576

92 406

Увеличение стоимости ГТ за счет ро-

496 821,60

401 538,46

449 964,00

ста курса $ тыс. Руб. на 13.08.

Примечание. Стоимость ГТУ по Варианту 1 определена пересчетом по курсу иена-доллар, по Варианту 4 - по

курсу фунт стерлингов - доллар.

Аудитор считает, что в связи с тем, что сравниваемые варианты равнозначны по единичной

мощности (за исключением Варианта №5) и составу оборудования, с учетом нестабильной си-

туации на валютном рынке приоритетными являются предложения в рублевом эквиваленте,

так как с момента составления сметы и на момент проведения ТЦА, курс доллара вырос на 9

рублей, что ведет к удорожанию основного оборудования на 0,4-0,5 млрд. рублей.

3.1.4. Анализ затрат на вспомогательные здания и сооружения

В ССР стоимость склада-навеса для баллонов учтена 2 раза: в блоке вспомогательных цехов,

а также отдельной строкой. Удельная стоимость строительно-монтажных работ по сооружению

металлического навеса сильно завышена:

1348,59/(4*9)=37,46 тыс.руб./м² без учета НДС в текущих ценах

Удельная стоимость блока вспомогательных цехов (за вычетом стоимости склада-навеса)

составляет:

((23613,72+4601,16)-(1016,5+332,09))/(12*48)=46,64 тыс. руб.

/ м² без НДС в

текущих ценах, что превышает стоимость строительства АБК 45 тыс. руб./м².

Кроме того, расчетная стоимость оборудования АБК составляет 310 414 090 рублей на 50

рабочих мест, при рассмотрении объектов-аналогов стоимость оборудования АБК включая

инженерные системы, охранные системы, ГО ЧС, лаборатории, буфет, оборудование РЗА и ПА

не превышает 80 млн руб.

Указанные замечания устранены в окончательной версии ОбИн.

3.1.5. Анализ структуры затрат

Аудитор провел анализ структуры затрат в сравнении их с российской и международной

практикой (Табл. 7)

Таблица 7. Анализ структуры затрат (первоначальная версия ОбИн)

Вариант

Стоимость, тыс. руб. без НДС

% от

Доля в

об-

основ-

миро-

щей

ного

вой

стои-

обору-

прак-

мо-

дова-

тике*

сти

ния

Основное оборудование

стоимость ГТ

1 447 674,00

23%

29,5%

КУ

330 842

16%

Всего:

1 778 516,00

28%

прочее оборудование ГК и вспомогательных зданий

1 695 240,62

27%

95%

19% Не

более

40% от

основ-

ного

обору-

дова-

ния

СМР

1 786 714,11

28%

20%

Прочие работы

1 009 893,00

16%

15%

Стоимость строительства ГТУ

6 270 364

100%

без НДС и непредвиденных,

а также ПВК и выдачи мощности

Прочие здания и сооружения

ПВК

470 305

Выдача мощности

352 849

*в связи с обесцениванием рубля, значения доли в мировой практике не актуальны, однако если учесть, что вспо-

могательное оборудование в основном отечественного производства, доля от основного оборудования должна

только снижаться.

Из анализа структуры затрат видно, что стоимость строительно-монтажных работ завышена.

Стоимость вспомогательного оборудования главного корпуса составляет 95 % от стоимости

основного оборудования. В локальной смете на технологическое оборудование для расчета

монтажа и приобретения вспомогательного оборудования принят аналог - угольная станция

Советская Гавань, что даже с учетом применения коэффициента 0,5 привело к удорожанию на

~1 млрд руб.

3.2. Оценка соответствия стоимостных показателей проекта российской

и международной практике

Для определения соответствия стоимостных показателей проекта Российской и международ-

ной практике, проведен анализ удельных показателей аналогичных объектов и структуры сто-

имости.

Таблица 8. Расчет удельных показателей стоимости ГТУ ТЭЦ по вариантам (в ценах 3 кв. 2015

г.).

Вариант

Стоимость строитель-

8 212 787

7 975 800

7 748 538

7 595 472

8 911 204

ства с НДС, тыс. руб.

Стоимость строитель-

ства без НДС, тыс.

6 959 989

6 759 153

6 566 558

6 436 841

7 551 867

руб.

Мощность, МВт

51.51

46.89

48.00

41.66

44.82

Удельные капиталь-

ные затраты на

159 441

170 096

161 428

182 321

198 822

руб./кВт, тыс. руб. с

НДС

То же, $/кВт, тыс. руб.

с НДС по курсу 65

2 453

2 975

2 777

3 309

3 233

руб./$

То же, евро/кВт с НДС

2 214

2 362

2 242

2 532

2 761

по курсу 72 руб./евро

Из таблицы 8 видно, что удельные капитальные затраты в соответствии с ОбИн по Проекту

Составляют 2200-2800 евро за 1 кВт (по различным вариантам). Аудитор отмечает, что эта

стоимость существенно выше известных российских аналогов (табл. 9), стоимость строитель-

ства, которых не превышает 1400 евро/кВт в сопоставимых ценах.

Таблица 9. Удельная стоимость строительства сравнимых электростанций в России (по базе данных

Аудитора)

Удельные

кап. за-

Тип

Мощ-

год

Регион

Тип строительства

траты

Тип и кол-во машин

ЭС

ность

ввода

Евро/кВт с

НДС

Восточная Си-

ГТ-

новое строитель-

2008

834,13

бирь

ТЭЦ

ство

Восточная Си-

ГТ-

новое строитель-

2012

769,23

бирь

ТЭЦ

ство

новое строитель-

2*LM 6000 PF Sprint

Дальний Восток

ГТУ

91,2

2012

884,70

ство

General Electric

ГТ-

новое строитель-

ГТ-009М ОАО "Энерго-

Поволжье

2008

815,25

ТЭЦ

ство

машкорпорация"

техническое пере-

Поволжье

ГТУ

41,6

2011

1 365,57

General Electric

вооружение

ГТ-

новое строитель-

Урал

2011

854,70

ТЭЦ

ство

ГТ-

новое строитель-

Урал

2013

726,50

ТЭЦ

ство

2* LM6000PD Sprint

Центральный

ГТУ

115

2010

969,94

General Electric

+2*КУП75-3,9-440

Надстройка ПГУ-

Центральный

ГТУ

110

2009

931,41

ГТЭ-110 Сатурн ООО

420

2*ГТУ-20C ФГУП

Центральный

ГТУ

2009

762,30

"ММПП "Салют"

ГТ-

новое строитель-

ГТ-009М ОАО "Энерго-

Южный

2012

774,89

ТЭЦ

ство

машкорпорация"

Примечание. Пересчет рублей в евро проведен по курсу, действовавшему на момент пуска станции

3.3. Выводы

Замечания Аудитора:



стоимость реализации Проекта в соответствии с оценкой окончательной версии ОбИн в

целом соответствует российскому и международному уровню;



по мнению Аудитора, стоимость строительно-монтажных работ и вспомогательного обо-

рудования ГТУ ТЭЦ в г. Владивосток пос. Змеинка по вариантам завышена в связи с

некорректным подбором объектов-аналогов и/или их некорректным приведением к Объ-

екту.



Индекс пересчета сметной стоимости на строительно-монтажные работы для ГТУ -ТЭЦ

принят как для котельной, однако по практике для генерирующих объектов применяется

индекс на прочие объекты. Учтено в окончательной версии ОбИн.



Стоимость склада-навеса баллонов и блока вспомогательных цехов рассчитаны два-

жды в сводном сметном расчете. Необходимо исключить одну из строк. Учтено в окон-

чательной версии ОбИн.



Необходимо скорректировать стоимость оборудования АБК. Учтено в окончательной

версии ОбИн.



Увеличение стоимости газовой турбины в 1,5 раза не обосновано, в том числе: увели-

чение на 10% предложения от февраля текущего года, а так же 33 % на затраты по

доставке, которая составляет ориентировочно 11,5%, с учетом доставки морским транс-

портом, таможенные сборы, страхование, погрузо-разгрузочные работы, перевозка

порт-площадка. Учтено в окончательной версии ОбИн.



в сводном сметном расчете по ТЭЦ не учтены затраты:

 на компенсацию землепользователям.

 на перевод земель в категорию «промышленные».

 на организацию источника водоснабжения.

 на проведение торгов;

 авторский надзор



Не составлен Сводный сметный расчет на внеплощадочные тепловые сети, в обосно-

вании инвестиций не учтены затраты по главам 1, 8-12 сводного сметного расчета, что

составляет ~20-30% от стоимости строительно-монтажных работ.

4. Анализ обоснования эффективности инвестиций

Том 17 «Эффективность инвестиций» «Обоснования инвестиций в реализацию инвестицион-

ного проекта «Строительство ГТУ-ТЭЦ в г.Владивосток пос.Змеинка» выполнен в соответствии

с «Методическими рекомендациями по оценке эффективности инвестиционных проектов»,

утверждёнными Минэкономики РФ, Министерством финансов РФ и Государственным комите-

том РФ по строительной, архитектурной и жилищной политике № ВК 477 от 21.06.1999 г. Рас-

четы проведены с помощью программного продукта «АЛЬТ-Инвест Сумм» v.6.04, разработан-

ного ООО «Альт-Инвест». Ставки налогов приняты в соответствии с действующим на момент

выполнения работы российским законодательством. Основные макроэкономические пара-

метры проекта приняты в соответствии с «Едиными сценарными условиями ОАО «РАО Энер-

гетические системы Востока» на 2015-2040гг.» (целевой вариант).

Оценка показателей экономической эффективности выполнена с применением тарифа на

электрическую и тепловую энергию на 2015 год с его дальнейшей индексацией. Результаты

расчетов показывают, что при индексированном тарифе все рассмотренные варианты явля-

ются неэффективными.

Дополнительно для первого варианта были рассчитаны подварианты (без учёта платы за тех-

нологическое присоединение и средств от экономии топлива за счет перевода потребителей с

неэкономичных мазутных котельных):

 на основе экономически обоснованного тарифа («ЭОТ»);

 на основе сглаженного экономически обоснованного тарифа («сглаженный ЭОТ»), с учё-

том выравнивания затрат на ремонты и техническое обслуживание ГТУ.

Данный вариант имеет положительные финансово-экономические показатели.

Выполнена оценка чувствительности инвестиционного проекта к отклонениям входных пара-

метров (стоимости строительства, цены топлива и тарифов на электро- и теплоэнергию, объе-

мов отпуска электро- и теплоэнергии) в диапазоне от минус 25% до 25%.

4.1. Анализ обоснования выбранного варианта и показателей эффектив-

ности

В тексте ОбИн указано, что по оценке «условного тарифа на условную энергию» лучшим явля-

ется вариант 1. По собственным оценкам Аудитора, по величине таких тарифов лучшими ва-

риантами являются Вариант 4 и Вариант 3. Остальные три варианта (1,2,5) демонстрируют

более высокий уровень условного тарифа, средневзвешенного по годам - примерно на 10%

выше, чем у вариантов 3 и 4.

4.2. Анализ расходных и доходных статей Проекта и структуры финансо-

вой модели

4.2.1. Плата за технологическое присоединение к тепловым сетям

В ОбИн не предусмотрено взимание платы за технологическое присоединение с новых потре-

бителей. Аудитор рекомендует учесть этот источник в доходной части Проекта.

4.2.2. Учет средств от экономии топлива за счет перевода потребителей

с неэкономичных мазутных котельных

В тексте Обоснования инвестиций сказано, что в доходах проекта учтены средства от экономии

топлива за счет перевода потребителей с неэкономичных мазутных котельных. Анализ пред-

ставленной финансовой модели показал, что к доходам проекта прибавляется разница между

тарифами на тепловую энергию МУПВ «ВПЭС» и АО «ДГК», умноженные на объем потребле-

ния теплоэнергии, переводимых на ТЭЦ потребителей.

Однако, данная экономия не имеет отношения к эффективности ГТУ-ТЭЦ. Компания-владелец

ГТУ-ТЭЦ (АО «ДГК») будет продавать тепловую энергию по тарифу, утвержденному департа-

ментом по тарифам Приморского края, исходя из ее необходимой валовой выручки. При этом,

изменение доходов и расходов другой теплоснабжающей организации на него влияния не ока-

зывает. Замечание устранено в окончательной версии ОбИн.

4.2.3. Пересчет капитальных вложений в прогнозные цены

Сквозной индекс цен на капитальные вложения считается перемножением годовых индексов-

дефляторов инвестиций, а не их сложением, как сделано в Обосновании инвестиций, что при-

вело к занижению потребности в инвестициях в прогнозных ценах на 71 млн.руб. Также неверно

пересчитаны в прогнозные цены и затраты на ремонты и техническое обслуживание ГТУ. За-

мечание устранено в окончательной версии ОбИн.

4.2.4. Стоимость строительства теплотрассы

В представленной расчетной модели учтены затраты на строительство теплотрассы в размере

904,76 млн.руб. с НДС в 2018 году. В тексте Обоснования инвестиций нет упоминания о данных

затратах. Необходимо учесть данные затраты в общей потребности в инвестициях. Замечание

устранено в окончательной версии ОбИн.

4.2.5. Амортизационные отчисления

В окончательной версии ОбИн амортизация на все основные фонды рассчитывается, исходя

из срока использования 15 лет, для внеплощадочных сетей - 25 лет. Считаем такую норму

амортизации завышенной. Кроме того, срок амортизации для процентов за кредит, капитали-

зируемых на инвестиционной фазе, принят равным 20 годам, что также неверно, так как про-

центы не являются самостоятельным видом основных фондов, а только увеличивают стои-

мость всех основных фондов, и норма амортизации по ним должна приниматься как средне-

взвешенная по всем основным фондам.

4.2.6. Затраты на сервисное обслуживание ГТУ

Расчетный период принят равным 30 годам. При этом, затраты на сервисное обслуживание

ГТУ по предложениям заводов-изготовителей приведены на 70 000 эквивалентных часов (14

лет). В связи с чем необходимо учесть затраты на замену газовых турбин или обосновать воз-

можность их работы в течении 30 лет.

4.2.7. Инвестиционные кредиты

В письме Заказчика ОАО «РАО «ЭС Востока» от 23.06.2015 №ТС-8/3686 и в тексте Обоснова-

ния инвестиций сказано, что кредиты (российский и японский) возвращаются равными долями

в течение 10 лет. Однако в расчете величина погашения долга меняется по годам расчетного

периода.

По второй очереди строительства оба кредита привлекаются в 2029 году. При этом, погашение

российского кредита начинается с 2032 года, японского - с 2031 года. Данная отсрочка выплаты

кредита должна быть согласована с банками, так как расширение станции осуществляется в

течение одного года.

В окончательной версии ОбИн указанное замечание учтено.

4.2.8. Погашение кредитов на покрытие кассовых разрывов

В тексте Обоснования инвестиций сказано, что для ликвидации кассовых разрывов, вызванных

необходимостью уплаты процентов по кредитам, предусмотрено привлечение дополнительных

кредитов. Подобран по гибкому графику (автоматический алгоритм ПО «АльтИнвест») кредит

на покрытие кассовых разрывов на весь расчётный цикл проекта. При этом, по данному кредиту

выплачиваются проценты (по ставке 15%), погашение тела долга - в случае наличия распола-

гаемых денежных средств на счёте.

При этом, необходимо указать в отчете, что в течении расчетного периода не происходит воз-

врат данных кредитов. Это не позволяет правильно определить показатели финансовой эф-

фективности проекта, поскольку на конец расчетного периода остается непогашенная сумма

долга. Это ведет к наращиванию финансового долга и потенциально ухудшит ситуацию опера-

ционного ДЗО, которое будет в последствии эксплуатировать данную станцию (АО "ДГК").

Та же ситуация возникает и в расчете с экономически обоснованным тарифом.

В окончательной версии ОбИн указанное замечание учтено.

4.2.9. Ставка дисконтирования

В тексте Обоснования инвестиций не указано, при какой ставке дисконтирования проведен рас-

чет. В расчетной модели ставка дисконтирования WACC принята равной 12,8%. Однако, в

письме Заказчика ОАО «РАО «ЭС Востока» от 06.04.2015 №АК-8/1941 указана средневзвешен-

ная стоимость капитала (WACC) на базовый год - 17,9%.

Замечание устранено в окончательной версии ОбИн.

4.2.10. Показатели эффективности для собственного капитала

В тексте Обоснования инвестиций приведены показатели эффективности проекта для полных

инвестиционных затрат. Расчет данных показателей осуществляется на основе определения

свободного денежного потока (FCF - free cash flow), рассчитываемого исходя из предположе-

ния о реализации проекта полностью за счет собственных средств, т.е. проводится агрегиро-

ванная экономическая оценка проектных решений с целью определения их потенциальной при-

влекательности для инвестора.

В данном случае, так как задана реальная схема финансирования, необходимо также привести

показатели эффективности для собственного капитала, исходя из принятой схемы финансиро-

вания. Так как реализация проекта предполагается на 100% за счет заемных средств и соб-

ственный капитал не вкладывается, для него возможно определение только показателя чистой

приведенной стоимости. Для варианта 1 при индексированном тарифе данный показатели ра-

вен -7554,05 млн.руб., при экономически обоснованном = 67,43 млн.руб.

Замечание устранено в окончательной версии ОбИн.

4.2.11. Отчет о движении денежных средств

В Таблицах 8.1.3.2-1, 8.1.3.2-2, 8.1.3.2-3 «Движение денежных потоков» показать поступление

и возврат кредитов, так как не понятно откуда берется итоговая сумма по финансовой деятель-

ности.

Замечание устранено в окончательной версии ОбИн.

4.2.12. Сроки реализации проекта

В тексте Обоснования инвестиций сказано, что расчеты эффективности выполнены для следу-

ющих параметров инвестиционного процесса:

 начало (стартовый год) - 2015г;

 период строительства 1 очереди - 2015-2018 г.г. (газотурбинные установки с котлами-

утилизаторами, пиковые водогрейные котлы и водогрейные котлы для подогрева под-

питочной воды перед деаэраторами);

 период строительства 2 очереди - 2029 г. (пиковые водогрейные котлы для покрытия

возросших тепловых нагрузок).

Общая продолжительность инвестиционного процесса составляет 30 лет (2015-2044г.г.).

При этом в 2015г. никаких капитальных вложений не осуществляется, т.е. фактически реализа-

ция проекта начинается с 2016г.

Замечание устранено в окончательной версии ОбИн.

4.2.13. Затраты на сервисное обслуживание ГТУ

В расчетной модели занижены затраты на сервисное обслуживание ГТУ в 2024-2026г. по срав-

нению с приведенными предложениями заводов-изготовителей. Замечание устранено в окон-

чательной версии ОбИн.

5. Предложения по оптимизации технических решений и сметной

стоимости

5.1. Оптимизация технических решений

5.1.1. Оптимизация мощности

Аудитор рекомендует Заказчику уделить особое внимание качеству прогноза и обоснования

установленной мощности (тепловой и электрической) планируемой ТЭЦ, в том числе единич-

ной мощности энергоблоков. Невостребованность мощности вновь построенных ТЭС и котель-

ных - одна из главных причин их убыточности. Аудитору известны примеры введенных в экс-

плуатацию новых станций в России с фактическим КИУМом менее 40-50%.

Аудитор отмечает, что решение выделить 2 очереди в реализации Проекта и синхронизировать

ввод второй очереди с вводом новых микрорайонов, принятое в ОбИн, является принципи-

ально правильным. Вместе с тем, мощность каждой из очередей, а также сроки их ввода нуж-

дается в дополнительном обосновании.

КИУМ по тепловой мощности ТЭЦ будет зависеть от качества прогноза перспективных тепло-

вых нагрузок, а также от вероятности будущего переключения существующих нагрузок с муни-

ципальных котельных на планируемую ТЭЦ. Заказчику рекомендуется заручиться гарантиями

региональных администраций в том, что такое переключение ими согласовано.

5.1.2. Оптимизация технических решений

 в случае оптимизации мощности ТЭЦ в целом в соответствии с п. 5.1.1. - пересмотреть

количество энергоблоков ГТУ+КУ и ПВК;

 рассмотреть вопрос увеличения установленной мощности энергоблока ГТУ+КУ и ПВК с

одновременным уменьшением их количества;

 вместо котлов-утилизаторов с встроенным байпасным газоходом предусмотреть уста-

новку обычных котлов-утилизаторов с отдельной байпасной дымовой трубой между ГТУ

и котлом-утилизатором;

 рассмотреть возможность применения КУ с дожиганием с целью замещения ими тепло-

вой мощности ПВК с уменьшением количества последних;

 отказаться от установки водогрейных котлов для подогрева подпиточной воды, органи-

зовать схему подогрева прямой сетевой водой;

 рассмотреть вопрос изменения системы охлаждения оборудования ТЭЦ с отказом от

«мокрых» вентиляторных градирен;

 оптимизировать планируемую величину потребления электрической и тепловой энергии

на собственные нужды ТЭЦ за счет более качественного ее прогнозирования;

 более подробно рассмотреть варианты применения ГТУ отечественного производства

и сборки, номинированные в рублях, с целью удешевления капитальных и эксплуатаци-

онных затрат по Проекту в условиях девальвации рубля;

Аудитор отмечает, что в случае изменения выбора площадки размещения станции и использу-

емого топлива технологические решения будет необходимо пересмотреть.

5.1.3. Оптимизация электротехнических решений

 рассмотреть подключение резервного трансформатора собственных нужд к шинам

близлежащей подстанции 110кВ (в соответствии с п.8.19 ВНТП) и выполнить сравни-

тельный анализ питания резервного трансформатора по двум вариантам. При подклю-

чении резервного трансформатора собственных нужд к шинам близлежащей подстан-

ции 110кВ отпадает необходимость установки дизель-генератора 6кВ для «черного

пуска» станции с нуля (необходимом при отсутствии связи ГТУ с сетью 110 кВ)

5.1.4. Оптимизация строительных решений

 рассмотреть на дальнейших стадиях проектирования применение террасного способа

планировки площадки строительства в пределах ограды. Применение террасного спо-

соба планировки площадки строительства позволит существенно сократить объем зем-

ляных работ и время, необходимое для выполнения подготовительных работ.

 плотность застройки занижена и не соответствует нормативной. В соответствии с СП

42.13330.2011 «Градостроительство. Планировка и застройка городских и сельских по-

селений» приложение Г коэффициент застройки промышленной зоны следует прини-

мать 0,8. Аудитор рекомендует на дальнейших стадиях проектирования оптимизировать

размещение зданий и сооружений на генплане увеличив плотность застройки.

5.1.5. Оптимизация решений по вспомогательному оборудованию и инже-

нерным сетям

 цифровые потоки от систем АСУТП, ИТСО и др. объединить в общем физическом ка-

нале связи (не прокладывая отдельный кабель для каждой);

5.2. Оптимизация сметной стоимости

Аудитор рекомендует:

 рассмотреть вопрос использования оборудования (в т.ч. ГТУ) отечественного производ-

ства и сборки, цены на которые номинированы в рублях, с целью удешевления капи-

тальных и эксплуатационных затрат по Проекту в условиях девальвации рубля;

 оптимизировать расчет бюджета проекта в ССР в соответствии с рекомендациями раз-

дела 3.3. отчета.

6. Идентификация основных рисков инвестиционного проекта

6.1. Инвестиционные риски

Основным инвестиционным риском Проекта является риск его реализации с потерей доходов

инвестора (Заказчика). В силу того, что на момент проведения ТЦА все рассмотренные в

ОбИн варианты показали экономическую неэффективность инвестиций в сложившихся внеш-

них условиях, Аудитор оценивает инвестиционные риски как очень высокие.

На инвестиционные риски влияет ряд факторов:

 технологические и операционные;

 изменение экономических параметров внешней среды;

 изменение политических обстоятельств;

 рыночные и др.

Ниже эти риски рассмотрены более подробно.

6.2. Операционные риски

Риски увеличения операционных расходов по Проекту сверх запланированных величин могут

проявиться, в первую очередь, в области сервисного обслуживания газотурбинного оборудо-

вания, а во вторую очередь - ошибками в определении топливных и прочих затрат.

Аудитор рекомендует Заказчику заключить договор долгосрочного сервисного обслуживания с

поставщиком ГТУ, в рамках которого четко определить ответственность последнего за недо-

стижение гарантийных показателей ГТУ в течение ее жизненного цикла. Договор должен быть

номинирован в рублях, либо в иной валюте с указанием валютного коридора.

Ошибки в определении топливных и прочих затрат могут быть исправлены еще на этапе про-

ектирования, например, с привлечением независимого эксперта в рамках процедуры ТЦА (по

аналогии с тем, как это проделано в разделе 2.5.4 отчета).

6.3. Финансовые риски

6.3.1. Валютный риск

Риск колебания валютных курсов уже на этапе ОбИн вносит существенные коррективы в оценку

бюджета Проекта и даже принимаемые технические решения по основному оборудованию.

Доля импортного оборудования в ГТУ-ТЭЦ достаточно высока, снизить ее можно применением

ГТУ, генераторов, котлов российского производства, но значительную часть вспомогательного

оборудования, скорее всего, в любом случае придется закупать за валюту. Заказчику рекомен-

дуется после проектирования объекта организовывать строительство с привлечением гене-

рального подрядчика с фиксированной ценой контракта (в рублях).

6.3.2. Риск стоимости кредитных средств

Ввиду сложившейся экономической ситуации Аудитор считает данный риск высоким. Необхо-

димо тщательно прогнозировать эффективность проекта с учетом реальных обоснованных

процентных ставок по кредитам и ставки рефинансирования. Аудитор обращает внимание, что

в финансовой модели принято некорректное значение WACC, а «кредитный навес» растет в

течение всего жизненного цикла Проекта, хотя в показателях эффективности Проекта это не

учитывается.

Данный риск может быть снижен при государственной поддержке Проекта и организации льгот-

ного финансирования на долгосрочной основе.

6.3.3. Инфляционный риск

Источником риска является различный инфляционный рост доходных и расходных компонен-

тов денежного потока Проекта. В силу тенденций 2014-2015 гг., инфляционный риск оценива-

ется как высокий.

6.3.4. Налоговые риски

Источник риска - вероятность введения новых видов налогов и сборов, увеличение уровня ста-

вок по существующим налогам и сборам, ошибки при оценке налогооблагаемой базы по про-

екту. Аудитор оценивает данный риск как низкий.

6.4. Рыночные риски

Рыночный риск обусловлен возможными ошибками в оценке будущих объемов спроса на элек-

трическую и тепловую энергию от ТЭЦ со стороны потребителей. Аудитор оценивает этот риск

как высокий, поскольку рост спроса на тепловую энергию связан с темпами жилищного строи-

тельства, а эта отрасль с большой долей вероятности пострадает в кризис вследствие резкого

роста ставок по кредитам и падения покупательной способности граждан.

Программа сбыта продукции ТЭЦ является основой для производственной программы ТЭЦ, а

последняя является основой для финансовой модели Проекта. Необоснованная программа

сбыта продукции, таким образом, напрямую ухудшает качество финансовой модели и не поз-

воляет делать обоснованных выводов о целесообразности реализации Проекта.

Второй фактор риска - уровень тарифов на тепловую и электрическую энергию. По результатам

ОбИн видно, что только один вариант Проекта из рассмотренных и только при экономически обос-

нованном тарифе можно назвать окупаемым (простой срок окупаемости около 10 лет, дисконтиро-

ванный - сравним со сроком жизни проекта). Экономически обоснованные тарифы на тепловую и

электрическую энергию в разы больше обычных. Установление тарифов находится в ведении фе-

деральных и региональных органов власти. Аудитор считает крайне высоким риск утверждения

тарифов для Проекта на уровне существенно ниже, чем уровень экономически обоснованных та-

рифов для Проекта по ОбИн.

6.5. Риск недофинансирования

Риски недофинансирования проекта возникают главным образом вследствие:

 непрогнозируемого увеличения первоначальной стоимости и сроков реализации Про-

екта;

 неправильной оценки операционных затрат.

Эти риски рассмотрены в соответствующих пунктах.

Источником риска недофинансирования может быть также неправильная оценка потребности

в оборотном капитале, что связано с недостаточной проработкой доходной части Проекта.

Аудитор отмечает, что в доходной части Проекта в ОбИн ошибочно учтена плата за техприсо-

единение потребителей тепловой энергии, уже имеющих такое присоединение, а также сред-

ства от экономии топлива за счет перевода потребителей с неэкономичных мазутных котель-

ных.

С учетом вышеизложенного, риски недофинансирования оцениваются как высокие.

6.6. Риск недостижения запланированной рентабельности

Основной источник риска недостижения запланированной рентабельности - отклонение от

ожидаемого уровня прибыли Проекта. К основным факторам риска отклонения от ожидаемого

уровня прибыли можно отнести:

 снижение ожидаемого размера выручки;

 увеличение запланированного объема затрат.

Основными стоимостными факторами, формирующими плановую выручку Проекта, является

цена (тариф) на реализуемую электрическую и тепловую энергию и объемы реализации элек-

трической и тепловой энергии. В соответствии с разделом 6.4 отчета, Аудитор оценивает этот

риск как высокий.

6.7. Риск удорожания стоимости проекта и увеличения сроков строитель-

ства

Аудитор отмечает, что стоимость Проекта, определенная в ОбИн, не соответствует рыночному

уровню и является завышенной из-за ошибок, допущенных в ходе приведения затрат по про-

ектам-аналогам. После приведения стоимости Проекта к рыночному уровню риск её удорожа-

ния, тем не менее, сохраняется. Основные источники риска:

 низкое качество разработки проектной и сметной документации;

 низкое качество управления проектом строительства и контроля за генподрядчиком.

В составе ОбИн не представлены графики реализации Проекта по вариантам, которые должны

учитывать продолжительности и взаимосвязи между работами по проектированию, строитель-

ству, поставке оборудования, монтажу, пусконаладке, вводу в эксплуатацию объекта с учетом

дополнительных работ (сертификация ГТУ, перевод земель в промышленное назначение, ре-

гистрация прав собственности, получение техусловий, прохождение экспертизы, и пр.). Кор-

ректная разработка, регулярная актуализация и анализ графиков являются необходимыми

условиями управления сроками реализации Проекта.

Аудитор рекомендует привлечь специализированную компанию для контроля качества проек-

тирования, строительства, монтажа и пусконаладки. Компания может выполнять функции Тех-

нического заказчика в соответствии с Градостроительным кодексом РФ. Это позволит управ-

лять изменением как сроков, так и стоимости реализации проекта.

6.8. Риск недостижения плановых технико-экономических параметров

Проекта

Если понимать под технико-экономическими показателями Проекта значения его годовых тех-

нико-экономических показателей (УРУТы, выработка, отпуск энергии, потребление топлива,

КИУМ), то Аудитор оценивает риск их недостижения как средний (с учетом того, что в оконча-

тельной версии ОбИн исправлены ошибки в оценке годовых ТЭПов).

Важным фактором управления этим риском будет являться заключение корректных договоров

на поставку и сервисное обслуживание основного оборудования ТЭС с ответственностью по-

ставщика за гарантийные показатели.

7. Маркетинговое исследование рынка проектирования и генпод-

рядных работ по строительству ТЭС

7.1. Проектировщики

Проектирование Объекта могли бы осуществить сразу несколько проектных организаций, нако-

пивших существенный опыт аналогичных проектов и располагающих собственными человече-

скими и материальными ресурсами. Среди них (в алфавитном порядке):

 АО «Институт Теплоэлектропроект» (105066, Россия, г. Москва, ул. Спартаковская, д. 2

«А», стр. 1);

 ЗАО «КОТЭС» (630049, Россия, г. Новосибирск, ул. Кропоткина, 96/1);

 ЗАО «Лонас технология» (192029, г. Санкт - Петербург, пр. Елизарова, д.

17А);

 ЗАО «ПИЦ УралТЭП» (620026, Свердловская область, г. Екатеринбург, ул. Куйбышева,

 д.

95);

 ЗАО Фирма «ТЭПИНЖЕНИРИНГ» (107023, Россия, г. Москва, ул. Семеновская Б., д. 32,

стр. 4);

 ОАО «ЗЭП» (153034, Россия, г. Иваново, ул. Смирнова 105 Б);

 ОАО «ИЦЭ Урала» (Россия, 620075, Свердловская область, г. Екатеринбург, Кировский

р-н, ул. Первомайская, 56);

 Филиал АО «ТЭК Мосэнерго» - Мосэнергопроект (105066, Россия, г. Москва, ул. Спарта-

ковская, д. 2 «А», стр. 2).

Рынок проектирования достаточно обширен по предложению, чтобы у Заказчика была возмож-

ность обеспечить оптимальное соотношение цена-качество в ходе выбора проектировщика.

7.2. Генподрядчики

Строительство Объекта на условиях генподряда могли бы осуществить сразу несколько ком-

паний, накопивших существенный опыт аналогичных проектов и располагающих собственными

человеческими и материальными ресурсами. Среди них (в алфавитном порядке):

 ГлобалЭлектроСервис (115093, Москва, Подольское шоссе, д. 8, к. 5);

 Кварц (121552, г. Москва, ул. Оршанская, 5);

 Сибирьэнергоинжиниринг (660079, г. Красноярск, ул. Электриков, 160);

 ТЭК Мосэнерго (101000, г. Москва, переулок Огородная Слобода, д. 5);

 ЭСК «СОЮЗ» (Москва, 117342, ул. Обручева, 36).