Регистрация
РУС ENG
Расширенный поиск
http://www.eprussia.ru/epr/243/15934.htm

Тарифообразование: сохранить нельзя, изменить

Проблема выбора методики расчета тарифов на электричество и тепло ТЭЦ (и не только) существует ровно столько, сколько существует производитель и потребитель того и другого. Она чрезвычайно сложна с точки зрения техники расчета, экономики и политики.

В частности, необходимо определить достаточно точные и понятные эквиваленты электрической и тепловой энергии, чтобы сравнить затраты на производство той и другой. Но главное: тарифы – это конфликт интересов: они должны одновременно привлекать инвестора, который вкладывает средства в энергетику, и «быть по карману» промышленности и домохозяйствам.



Метод «альтернативная котельная» – за и против

В ближайшие месяцы Министерство энергетики собирается внести на рассмотрение правительства изменения в закон «О теплоснабжении». Основные предложения министерства, в зоне ответственности которого находятся когенерация и соответствующая инфраструктура, связаны с созданием единых теплоснабжающих организаций (ЕТО) и разработкой долгосрочных тарифов на тепло на основе метода «альтернативная котельная». Можно ожидать, что Министерство строительства и ЖКХ, которое отвечает за источники, производящие только тепло, тоже примет участие в законо­творчестве, когда пройдет стадию становления (ведомство создано в конце 2013 года).

По замыслу Минэнерго, ЕТО будут отвечать за функционирование каждой отдельно взятой системы централизованного теплоснабжения, в том числе за своевременную смену труб, установку счетчиков и прочее. Механизм экономической заинтересованности ЕТО на первый взгляд прост: чем меньше издержек в системе, тем короче сроки возврата инвестиций из тарифа – тем выше рентабельность компании.

Что касается тарифообразования по методу «альтернативная котельная», то, по расчетам Мин­энерго, новшество, с одной стороны, привлечет инвестиции в модернизацию отрасли, а с другой – позволит ограничить тариф на производство и передачу теплоэнергии. Уровень ограничения – наименьшая цена, при которой окупается строительство новой котельной, замещающей теплоснабжение от центральных источников. «Тариф по тепловой генерации, – говорит министр энергетики Александр Новак, – не может быть выше тарифа «альтернативной котельной»… Этот предел должен быть установлен до 2020‑2022 года».

Одновременно вице-премьер Аркадий Дворкович считает: «В целях недопущения завышения предельного уровня тарифов на тепловую энергию при проработке… уровня тарифов с использованием метода «альтернативной котельной» необходимо верифицировать полученные результаты с помощью иных методов регулирования». В то же время было озвучено, что тариф «альтернативная котельная» будет в пределах от 1250 до 1600 рублей за Гкал.

Конкретики мало, и на данный момент вопрос с внесением изменений в закон завис. Одним из камней преткновения стала формула расчета стоимости 1 Гкал от «альтернативной котельной»: в ней заложены потери на уровне 12 процентов, тогда как в реальности они составляют 20‑30 процентов. Многие эксперты полагают, что это может привести к банкротству ЕТО или же к требованию повысить тарифы. Кроме того, специалисты говорят, что ЕТО выгодны прежде всего бизнесу крупной тепловой генерации. Второй камень преткновения – определение стоимости типовой котельной, которая должна быть положена в основу расчета тарифа. В частности, под вопросом цена строительства объекта, ставки по привлеченным кредитам и расходы на транспортировку тепловой энергии.

Минэнерго приглашает профессиональное сообщество к обсуждению вопроса, но профи в основном осторожно высказываются, ожидая появления проекта методики расчета тарифов.

«Действующая в настоящее время методика, – отмечает Леонид Звездунов, руководитель направления бизнес-консультирования компании «Балт-Аудит-Эксперт», – разнесения затрат при комбинированной выработке электрической и тепловой энергии «разгружает» стоимость тепловой энергии. Сегодня возникла ситуация, когда выработка электрической и тепловой энергии на тепловом потреблении становится убыточной для компаний, эксплуатирующих ТЭЦ. Соответственно, им может быть невыгодно увеличение тепловой нагрузки. Предлагаемая методика расчета тарифа на тепло «альтернативная котельная» позволяет изменить соотношение стоимости электрической и тепловой энергии и сделать электрическую энергию ТЭЦ конкурентоспособной на рынке.

Это позволит решить проблемы энергетических компаний, обслуживающих крупные промышленные центры, но совершенно непонятно, как отразится применение методики «альтернативная котельная» на тысячах систем теплоснабжения средних, малых городов и поселков. Там, где старые котельные с несбалансированной мощностью и нагрузкой, ветхими сетями, они вряд ли будут дотягивать до стандартов эталона «альтернативной котельной», а быстро изменить ситуацию вряд ли возможно».

Андрей Сердюков, заместитель генерального директора по перспективному проектированию ЗАО «Лонас технология», более категоричен: «В данном вопросе видно огромное желание Минэнерго РФ вернуться к методологии Минэнерго СССР, то есть официально уравнять стоимость тепла от ТЭЦ и котельной. Этой идее от роду уже почти полвека, и появилась она в период бума массового строительства жилья, когда возник дефицит в сфере теплогенерации, – тогда часть ТЭЦ была практически превращена в крупные котельные, то есть электростанции не модернизировали соответствующим образом, чтобы поддерживать коэффициент теплофикации в пределах 50‑60 процентов, а на их территории быстро установили водогрейные котельные – «дешево и сердито». Это во многих случаях резко понизило коэффициент теплофикации (КТ) и фактически сравняло ТЭЦ по расходам на выработку тепла с обычными котельными, то есть привело к дополнительному сжиганию топлива, ухудшению экологической обстановки в городе.

Короче говоря, метод «альтернативной котельной» предполагает, что вся теплоэнергия ТЭЦ, даже с нормальной конфигурацией (КТ 50‑60 процентов), отпускается непосредственно от котлов, несмотря на то что в среднезимнем режиме она отпускается только из отборов турбин.

В результате внедрения метода «альтернативной котельной» никакой разницы в тарифах на теплоэнергию от ТЭЦ и котельной (по топливной составляющей) не будет. Соответственно, потребитель может оставить надежды на заметное снижение стоимости тепла, несмотря на то что стоимость топливной составляющей при выработке 1 Гкал от ТЭЦ (КТ 50 – 60 процентов) в среднезимнем режиме примерно в четыре раза меньше, чем у котельной».

Павел Шелкоплясов – д. э. н., профессор Петербургского энергетического института повышения квалификации – негативно оценивает методику «альтернативная котельная» и готов представить всем заинтересованным лицам свою собственную разработку (подробнее – в следующих номерах газеты).

Наиболее развернуто обозначил свою позицию эксперт СРО «Энергоаудиторы Сибири» Александр Богданов. Он считает методику «альтернативная котельная» ошибочной по нескольким причинам. Во-первых, потому что она «пролоббирована топ-менеджерами, перед которыми стоит задача любой ценой снизить тариф на электроэнергию, даже за счет необоснованного роста тарифов на отработанное тепло паровых турбин ТЭЦ. Опыт 1992‑1996 годов показывает, что использование абсурдного «физического метода» расчета тарифов, клоном которого является метод «альтернативной котельной», приводит к массовому отключению тепловых потребителей от ТЭЦ и строительству квартальных и крышных котельных. Этот процесс удалось как‑то приостановить в 1996 году благодаря введению методики ОРГРЭС».

Во-вторых, методика может привести к серьезному повышению тарифов в ЖКХ при условии, что «…в 1996‑2014 годах в тарифе ЖКХ на тепло удешевление топливной составляющей было вчетверо меньше, чем должно было быть исходя из реального положения дел».

И в‑третьих тариф «альтернативная котельная», говорит сибирский энергетик, противоречит технической сути процесса: «При производстве тепловой и электрической энергии весь огромный эффект экономии топлива, достигающий 45‑48 процентов, полностью относится на счет производства электроэнергии. При этом якобы улучшается в 2,3 раза эффективность электроэнергетики: с 37 процентов до абсурдно недостижимой величины ~85 процентов (с 332 до 145 г.у.т / кВт-ч). В таком случае потребители тепла в ЖКХ, имеющие полное право на сбросное тепло от паровых турбин ТЭЦ, будут субсидировать электроэнергетику: будет считаться, что на сбросное тепло затрачиваются не реальные ~30‑60 кг.у.т / Гкал, а политически навязанные затраты 170‑180 кг.у.т / Гкал».

Такое перекрестное субсидирование топливом характерно исключительно для советской, а затем и российской экономики, в то время как в странах с передовой энергетикой, наоборот, расчет тарифов основывают на методе «альтернативной КЭС» (конденсационной электростанции).

При этом для конечного потребителя «конденсационной» электроэнергии, произведенной на самой современной ГРЭС и ТЭЦ, коэффициент полезного использования топлива составит не более 32‑35 процентов, а остальная энергия будет теряться в окружающей среде».



Десять видов пересубсидирования

В целом нашу систему тарифо­образования, как правило, ругают за перекрестное субсидирование, при этом полагая, что промышленность терпит убытки, доплачивая за население. Александр Богданов считает, что наше тарифообразование в целом сформировалось как система с глубоким скрытым (технологическим) и явным (социальным) перекрестным субсидированием и насчитал десять видов такового, то есть сегодня у нас применяется тариф, который можно назвать «Десять видов пересубсидирования».

Первый вид субсидирования, по Богданову, – субсидирование производства электрической энергии за счет производства тепловой. По его расчетам, это приводит к тому, что «до 30 процентов расходуемого топлива и, соответственно, накладных расходов ошибочно относят на счет производства электричества».

Второй вид – субсидирование потребителей электрической энергии за счет потребителей тепла: «Это скрытый вид субсидирования, – уточняет эксперт, – который сложился в связи с тем, что производство тепловой энергии на ТЭЦ считалось убыточным и что государство вынуждено его дотировать для населения за счет производства электрической энергии. На самом деле жители городов и поселков, которые потребляют тепловую энергию ТЭЦ в десять-двенадцать раз больше, чем электрическую, обеспечивают дешевой электроэнергией себя и остальных жителей региона. Поэтому бюджетный потребитель – детский сад, школа, общественное заведение, медицинское учреждение, городской житель, потребляющий тепло и электроэнергию от ТЭЦ, не только не нуждается в субсидировании, а, наоборот, является «донором», который субсидирует других потребителей, не использующих тепловую энергию от ТЭЦ.

На рисунке показано, что каждый житель города, потребляющий тепло в виде отопления и горячего водоснабжения от современной ТЭЦ с параметрами пара 130 ата, обеспечивает экономное производство электроэнергии для себя и для 6,9 жителя области. Из графика видно, что чем выше удельная выработка на тепловом потреблении W, тем для большего числа жителей области можно обеспечить экономное производство электрической энергии от ТЭЦ. Так, относительно простые мини-ТЭЦ с параметрами пара Р = 13 ата и Т = 250°С обеспечивают выработку электроэнергии всего для 2,8 жителя области. А вот самая совершенная в технологическом отношении ПГУ-90 обеспечивает экономное производство электроэнергии на базе потребления тепла одного жителя уже для 17,9 жителя области!

Технические расчеты по определению расхода топлива показывают, что котельнизация (переход от комбинированного энергопотребления на раздельное энергопотребление тепловой и электрической энергии) приводит к огромному перерасходу топлива в целом по региону, по стране. Даже если взять трехкратное повышение тепловых потерь в виде энергии первичного топлива в тепловых сетях с 5 до 15 процентов, то суммарный перерасход первичного топлива на обеспечение жителей равным количеством тепловой и электрической энергии составляет: для ТЭЦ-130 ата – 38,6 процента; для мини-ТЭЦ 13 ата – 20,3 процента; а для ПГУ-90 ата – 91,7 процента».

Третий вид – субсидирование затрат на содержание электрической мощности (синоним резерва, надежности, бесперебойности электроснабжения) за счет затрат на транспортировку электрической энергии. Этот вид перекрестного субсидирования применяется при оценке услуг электросетевых компаний, системного оператора, оператора торговой сети. Реально эти затраты могут составлять от 50 до 300 процентов от затрат на содержание балансовой мощности, и до сих пор отсутствует методика их определения.

Перевод этого вида субсидирования из скрытого в явное позволит определить стоимость таких видов энергетических услуг, как плата за содержание краткосрочного и долгосрочного резерва электрических мощностей, плата за необоснованный «бесхозный резерв», плата за категорию энергоснабжения и т. д. Существующий потребитель будет либо согласен оплачивать затраты на эти издержки, либо их будет оплачивать собственник электрических сетей.

Четвертый вид – субсидирование затрат на содержание резерва тепловой мощности за счет затрат на производство тепловой энергии. Затраты на обеспечение надежности теплоснабжения составляют до 30‑150 процентов всех затрат. Одна из причин – неразвитая система измерения тепловой мощности на расчетную температуру наружного воздуха. До настоящего времени в практике экономических расчетов и практике нормирования отсутствуют такие понятия, как установленная тепловая мощность сетевой трубы, фактическая тепловая мощность сетевой трубы, расчетная годовая пропускная способность трубы, фактический годовой пропуск мощности по сетевой трубе. Отсутствуют такие понятия, как определение затрат на обеспечение низкопотенциальной (до 70°С) тепловой мощности и высокопотенциальной (свыше 115°С) тепловой мощности и т. д.

Пятый и шестой виды – социальное (явное и неявное) субсидирование: население субсидируется за счет промышленности и за счет коммерческих потребителей, а также применяются различные тарифы на природный газ. Так, для ЖКХ применяются льготные, так называемые лимитные, тарифы на газ, а для промышленных потребителей применяются так называемые сверхлимитные тарифы на газ, которые на 30‑40 процентов выше.

Седьмой и восьмой виды – субсидирование удаленных потребителей за счет расположенных вблизи. В электроэнергетике, к примеру, это субсидирование далеких деревень, элитных дач, зон отдыха с нагрузкой в 10‑15 лампочек, расположенных от источников электроснабжения на расстоянии 15‑30 километров. В теплоэнергетике это субсидирование коттеджей, расположенных в стороне от магистральных теплотрасс. Наиболее распространенная форма – искусственное объединение разнохарактерных источников в единый центр энергообеспечения, объединение неэффективных источников с эффективными источниками теплоснабжения.

Девятый вид – субсидирование затрат новых потребителей за счет затрат старых потребителей. Это наиболее распространенный, самый скрытый и наименее обсуждаемый вид перекрестного субсидирования в энергетике, который широко применяется при подключении новых потребителей к существующим электрическим и тепловым энергетическим системам.

Десятый вид – субсидирование новых энергосберегающих, экологически чистых источников энергии, в частности «зеленой», за счет традиционных источников энергии.

Александр Богданов резюмирует: «Перекрестное субсидирование не может быть продолжительным явлением как на полностью конкурентном, так и на частично регулируемом рынке. В первом случае ошибочность метода лежит на поверхности: потребитель уходит к поставщику с оптимально просчитанными тарифами, а во втором пересубсидирование искажает ценовые пропорции и плохо работает в качестве уравнительного механизма».

Эксперт предлагает рассмотреть методику расчета тарифов на основе термодинамического и статистического методов анализа работы ТЭЦ и ввести практику договоров на поставку комбинированной энергии. Вместе с тем, он предлагает при необходимости субсидирования отдельных потребителей использовать ваучеры (талоны): «Эта система более прозрачна для контроля и более совместима с рыночной инновационной деятельностью. Например, если услуги традиционной энергетики для потребителя в сельской местности по эффективным ценам окажутся дороги, он сможет купить на государственные талоны микротурбины».

И наконец, сибирский энергетик задает риторический вопрос, который, что называется, «снял с языка» многих: «Почему бы просто не устранить федеральные и региональные органы регулирования и нормы регулирования существующих вертикально интегрированных предприятий и не позволить рыночным силам найти «наилучшие» экономические решения?»

Отправить на Email

Для добавления комментария, пожалуйста, авторизуйтесь на сайте

Также читайте в номере № 07 (243) апрель 2014 года: