16+
Регистрация
РУС ENG
Расширенный поиск
http://www.eprussia.ru/teploenergetika/11/146.htm
Газета "Энергетика и промышленность России" | № 02 (11) апрель 2014 года

Белые пятна законодательства о теплоснабжении

Главное Д. т.  н. Виктор КУДРЯВЫЙ, профессор, заслуженный энергетик России
Белые пятна законодательства о теплоснабжении

В пояснительной записке Минэнерго РФ к нормативному акту «О внесении изменений в Федеральный закон «О теплоснабжении» и иные Федеральные законы по вопросам совершенствования систем отношения в сфере теплоснабжения» указывается, что «накопительный износ основных производственных фондов приводит к росту аварий, дополнительным потерям тепла и снижению качества теплоснабжения».

«Для кардинального изменения ситуации, – говорится в документе далее, – нужны масштабные инвестиции в модернизацию оборудования, окупаемость которых практически невозможна из‑за сдерживания роста регулируемых цен (тарифов), снижения полезного отпуска тепловой энергии в результате ухода потребителей из централизованного теплоснабжения, недовольных негибкой ценовой политикой, низкой платежной дисциплиной потребителей тепловой энергии.

Привлечь стороннего инвестора в рамках сложившейся ситуации не удается из‑за высоких регуляторных рисков. При этом у самих участников рынка нет инструментов и экономических стимулов заниматься решением накопленных проблем: в системе теплоснабжения нет единого ответственного за надежность и качество теплоснабжения, а у потребителей нет адекватных механизмов, позволяющих добиваться компенсации при нарушениях и требовать улучшения ситуации.

Самые эффективные по технологии участники рынка тепловой энергии – источники, функционирующие в режиме комбинированной выработки электрической и тепловой энергии, находятся в особо сложном положении из‑за наличия перекрестного субсидирования между двумя рынками с разным порядком ценообразования: регулируемые тарифы на тепловую энергию для них зачастую занижаются, а нерегулируемые цены на рынке электрической энергии и мощности в силу его специфики не позволяют покрыть эти убытки. В результате наиболее технологически эффективные источники по показателям использования топлива оказываются экономически невыгодными».



Причины проблем мнимые и реальные

Есть необходимость прокомментировать факторы, которые, по мнению разработчиков закона, создают проблемы в сфере теплоснабжения.

«Сдерживание тарифов не позволяет окупить инвестиции в модернизацию». Такая оценка не учитывает, что действующая модель ОРЭМа обеспечивает необходимую сверхприбыльность трех секторов генерации – ГЭС, АЭС и ОГК при практически плановой убыточности большинства ТЭЦ (без учета доходов от ДПМ). В предложениях по изменению закона нет рекомендаций по переходу на модель рынка «Единственный покупатель», которая позволяет выровнять рентабельность и сделать ТЭЦ безубыточными.

Кроме этого, в пояснительной записке нет оценки влияния «физического метода» распределения топлива между электрической и тепловой энергией ТЭЦ. Отказ от «физического метода» позволяет снизить в два раза тарифы на тепловую энергию от ТЭЦ, что обеспечивает возврат потребителей в зону централизованного теплоснабжения. Рост стоимости электроэнергии от ТЭЦ может быть скомпенсирован снижением необоснованной сверхприбыли других генерирующих компаний.

«У участников рынка тепловой энергии нет стимулов заниматься решением накопленных проблем». У профессиональных руководителей компаний должна быть и есть внутренняя мотивация заниматься повышением надежности и эффективности теплоснабжения потребителей. Это определяется чрезвычайной ответственностью их деятельности для жизнеобеспечения граждан на обслуживаемой территории и нормальными амбициями лидеров. На такой работе в принципе не должно быть случайных людей. Нормальная работа ряда систем теплоснабжения в составе энергокомпаний и муниципалитетов является тому подтверждением. Не надо замалчивать и наши достижения, а они у нас, безусловно, есть: от теплоснабжения такого мегаполиса, как Москва, не имеющего мировых аналогов по сложности и объемам централизованного теплоснабжения (Московская теплосетевая и Московская объединенная энергокомпании), и до Дальнего Востока (Хабаровская генерирующая компания и холдинг «Примтеплоэнерго»). В основе их успехов – согласованная политика региональных властей и энергокомпаний. Но этот важнейший управленческий фактор не нашел отражения в новом законодательстве.

«Источники, функционирующие в режиме комбинированной выработки… находятся в особо сложном положении из‑за наличия перекрестного субсидирования между двумя рынками. Регулируемые тарифы на тепловую энергию на них зачастую занижаются, а нерегулируемые цены на рынке электрической энергии и мощности в силу его специфики не позволяют покрыть эти убытки».

Доводы не соответствуют действительности в большинстве регионов. ТЭЦ, в отличие от других субъектов, конкурируют на ОРЭМе без учета общей эффективности производимой ими электрической и тепловой энергии. В результате наиболее социально значимый сектор генерации, вырабатывающий нерезервируемое рынком тепло, стал планово-убыточным. Искусственные дополнительные трудности для конкуренции с автономными котельными создал «физический метод» распределения затрат на топливо.

Факты показывают, что причина убыточности ТЭЦ – не незыблемая специфика рынка, а упорство либеральных лоббистов в защите модели ОРЭМа, абсолютно непригодной для российских условий. Тепловые тарифы на ТЭЦ могут быть сегодня даже снижены, если учесть энергетическую ценность тепла отборов турбин. Существующая модель рынка поощряет не лучшие электростанции, не конкуренцию соревнующихся при равных условиях, а компании, где независимо от уровня эксплуатации, качества технического обслуживания и оптимизации режимов используются дешевые энергоносители. Такой алгоритм может использоваться только для создания общеотраслевого фонда развития, если тарифы на электроэнергию не достигли уровня, определяющего конкурентоспособность экономики.



А как «у них»?

Но перед анализом нового российского законодательства рассмотрим опыт Германии по стимулированию теплофикации на базе ТЭЦ.

Начиная с 2002 года там регулярно совершенствуется законодательство «О комбинированной выработке тепловой и электрической энергии».

С 1 августа 2012 года вступил в действие со сроком окончания в 2020 году уже четвертый вариант закона «Об объединенной выработке тепловой и электрической энергии».

Во-первых, в законе устанавливается гарантированная цена покупки комбинированной выработки электроэнергии от ТЭЦ на уровне базового тарифа на электроэнергию за предыдущий квартал на Лейпцигской бирже. Это означает, что ТЭЦ выведены из непосредственного участия в ежедневной ценовой конкуренции ОРЭМа.

Во-вторых, на комбинированную выработку электроэнергии ТЭЦ установлена надбавка для всех потребителей на сумму 750 миллионов евро (около 0,15 цента / кВт-ч). Надбавка формирует дотацию комбинированной выработки электроэнергии, которая зависит от установленной мощности ТЭЦ:

• до 50 кВт надбавка равна 5,41 цента / кВт-ч;

• от 50 до 200 кВт – 4,00 цента / кВт-ч;

• от 200 до 1950 кВт – 2,41 цента / кВт-ч;

• свыше 2000 кВт – 1,8 цента / кВт-ч.

В-третьих, сетевые операторы доплачивают владельцам ТЭЦ от 0,1 до 3,0 цента / кВт-ч в зависимости от объема выдачи электроэнергии на низком напряжении 6‑10 кВ, не загружающей сеть высокого напряжения, где формируются основные потери в сетях

В-четвертых, если в системе теплоснабжения энергорайона доля отпуска теплоэнергии от ТЭЦ превышает 60 процентов, то дотируется строительство новых тепломагистралей в размере 100 евро на 1,0 метр длины для диаметра трубопровода до 100 мм, но не более 40 процентов от инвестиционной стоимости проекта; для диаметра трубопровода свыше 100 мм – не более 30 процентов от инвестиционной стоимости проекта. Общая стоимость каждого проекта ограничена величиной не более 5,0 миллионов евро.

В-пятых, в системе теплоснабжения стимулируется строительство баков-аккумуляторов тепла для повышения маневренности ТЭЦ и компенсации влияния нестабильной мощности ВИЭ. Объем дотаций составляет 250 евро за 1 кубометр, но не более 30 процентов от инвестиционной стоимости проекта. Общая величина каждого проекта также ограничивается величиной 5,0 миллионов евро.

Кроме этого, в законе предусмотрена возможность одновременного получения пятилетней дотации для проектов малого бизнеса, если сумма выплаты не превышает 30 тысяч евро. Если годовой лимит дотации полностью распределен, но какой‑нибудь крупный проект не вошел в платежи финансового года, то объем выплат переносится на следующий год.

В целом немецкое законодательство поражает своей лаконичностью (не более десяти страниц) и конкретностью механизмов стимулирования. Очевидно, именно поэтому за десятилетний период выполнены все намеченные проекты, а ввод новых стимулов обеспечивает комплексное решение взаимозависимых проблем электро- и теплоснабжения потребителей.



Недостаточные изменения

С учетом изложенных комментариев к оценке проблем централизованного теплоснабжения, а также опыта германского законодательства по аналогичной проблеме рассмотрим изменения, вносимые в Федеральный закон «О теплоснабжении».

В предлагаемых изменениях российского законодательства вводится индикативный уровень цены для конечного потребителя; предельный уровень нерегулированной цены на тепловую энергию (мощность), поставляемую потребителям; уточнены принципы государственной политики в теплоснабжении и полномочия органов государственной власти, а также детализированы права, ответственность и функции единой теплоснабжающей организации (ЕТО).

Предусматривается полная отмена регулирования цен на тепловую энергию (за исключением объемов, поставляемых населению). Дается исчерпывающий перечень, подлежащих регулированию цен на товары, услуги в сфере теплоснабжения. Конкретизированы принципы ценообразования и порядок применения методов регулирования тарифов на территориях регулируемых зон теплоснабжения и территориях, не относящихся к регулируемым зонам. Регламентированы отношения теплоснабжающих и теплосетевых организаций, возникающие после ускоренного назначения ЕТО и др. Это безусловный актив внесенных изменений в законодательство.

Однако обновленный закон «О теплоснабжении» не создает впечатления его законченности, комплексности и соответствия социальной значимости роли, выполняемой теплоснабжением потребителей. Внесенные изменения не обеспечивают согласования экономических интересов акционеров ТЭЦ и потребителей по финансовым результатам в основной деятельности и инвестиционной привлекательности. Сравнение энергоисточников проводится без учета того, что на ТЭЦ вырабатывается два вида продукции (электрическая и тепловая энергия). Такой подход не может обеспечить необходимой надежности энергоснабжения потребителей и целесообразного развития теплофикации.

При изменении закона повторены принципиальные ошибки, допущенные при разработке нормативных актов по электроэнергетике, которые не учитывают жесткой взаимозависимости технологических и экономических факторов, определяющих стабильность функционирования систем электроснабжения на базе ТЭЦ.

Предлагаемый вариант выбора источника теплоснабжения для потребителей на основе «альтернативной котельной», при сохранении «физического метода» распределения затрат на топливо, не даст ожидаемого результата, так как не учитывает значительного снижения ценности тепла для комбинированного производства электро- и теплоэнергии.

Декларативные тезисы о приоритетности комбинированной выработки в старом и новом законодательстве не подтверждаются ни действующей моделью оптового рынка электроэнергии, ни механизмами ценообразования на электрическую и тепловую энергию (мощность). Разработчики измененного закона не дают исчерпывающих предложений по устранению принципиальной ошибки в применении маржинальной модели рынка для всех секторов генерации, включая городские ТЭЦ мощностью более 25 МВт. Основная проблема убыточности ТЭЦ, отмеченная в преамбуле пояснительной записки, осталась нерешенной. Ссылка на то, что «нерегулируемые цены на рынке электрической энергии и мощности в силу его специфики не позволяют покрыть убытки ТЭЦ», абсолютно безосновательна.

Эти аналогичные проблемы полностью решались ранее в советской электроэнергетике, где использовался «физический метод» распределения затрат на топливо, при котором вся эффективность комбинированной выработки (до 200 г. у. т. / кВт-ч) относилась на электроэнергию, дополнялся нормативным актом, запрещающим строительство котельных в зоне ТЭЦ.

Это было необходимо, т. к. затраты на производство тепла на энергетических котлоагрегатах определялись по прямому балансу, в результате расход топлива на выработку тепловой энергии по данной методике на ТЭЦ всегда выше, чем на отопительных котельных. Расход электроэнергии на собственные нужды электростанций (где установлены питательные насосы высокого давления, дымососы, вентиляторы, регенеративные воздухонагреватели, мазутные насосы, мельницы для размола топлива и т. д.) также выше, чем на котельной. Если добавить увеличенные затраты на перекачку, теплопотери и утечки из‑за протяженных теплотрасс, то отопительная котельная окажется эффективней ТЭЦ на 10‑20 процентов. В целом сравнение с вариантом «альтернативной котельной» при «физическом методе» распределение топлива на ТЭЦ с энергетическими котлоагрегатами не дает преимущества теплофикации. Исключением является случай, когда резерв тепловой мощности на ТЭЦ превышает норматив и сравниваются инвестиционные и эксплуатационные затраты новой автономной котельной со стоимостью строительства и эксплуатации теплотрасс до потребителя.

В предложенных изменениях законодательства отсутствуют меры по устранению главной причины нестабильного финансового положения ТЭЦ – искусственно созданной итоговой рыночной непредсказуемости из‑за продажи электрической и тепловой энергии на разных рынках с несогласованными алгоритмами расчета: электроэнергия по свободным ценам продается на оптовом рынке, теплоэнергия реализуется по регулируемым ценам на розничном рынке. Модель одного рынка не учитывает результаты другого, и, соответственно, отсутствует ответственность за обеспечение необходимой валовой выручки генерирующего источника обоих видов энергии. Кроме этого, на ОРЭМе конкуренция проводится по электрической мощности без учета, что количество оборудования на единицу продаваемой энергии ТЭЦ (тепловой, электрической) кратно больше, чем в других секторах генерации (из‑за большой протяженности трубопроводов и количества сетевых и конденсатных насосов, водогрейных котлов, бойлеров, установок химводоочистки, арматуры). Фактически во всех основных экономических показателях, начиная с цены продажи при приватизации, заканчивая эксплуатационными показателями, не нашла должного отражения тепловая мощность ТЭЦ, которая в несколько раз больше, чем электрическая. За рубежом и мощность, и энергия ТЭЦ оцениваются суммарно. Сегодня необходимо, чтобы народнохозяйственная эффективность теплофикации по топливо­использованию и экологичности подтверждалась адекватными государственными и рыночными механизмами.



Реальные пути энергоэффективности

В советское время запрещение строительства котельных в зоне функционирования ТЭЦ реально гарантировало их проектную загрузку и оптимизировало режим теплоснабжения. При этом в зоне дефицитных ТЭЦ регулярно проводилась передача на них летних нагрузок горячего водоснабжения от отопительных котельных.

Аналогичные решения для повышения эффективности стимулирования развития теплофикации приняты сегодня в европейских странах. Кроме Германии, это можно проиллюстрировать на примере абсолютно рыночной страны Дании, где наибольшее распространение имеет теплофикация. В 1990 году там был принят закон «О теплоснабжении», согласно которому «для обеспечения наиболее социально-экономического и экологически безопасного использования энергии для отопления зданий снабжение теплом должно быть организовано с целью поддержания по возможности наиболее высокого уровня комбинированного производства тепла и электроэнергии». В соответствии с этой задачей любое теплоснабжающее предприятие в Дании мощностью выше 1 МВт должно быть преобразовано для комбинированного производства электрической и тепловой энергии.

За рубежом обеспечивают приоритетную загрузку ТЭЦ по тепловой и по связанной с ней электрической мощности. Основанием для этого являются факторы, которые у нас фактически не принимаются во внимание:

• коэффициент использования топлива на ТЭЦ превышает 80 процентов, что в два раза выше, чем на конденсационных электростанциях. Это дало основание экспертам многих стран относить ТЭЦ к генераторам «зеленой энергии» по выбросам СО2, NOх и твердых веществ. Исходя из этого, загрузка ТЭЦ проводится не по заявленной стоимости, а по факту подачи заявок на условиях энергоблоков, определяющих системную надежность;

• абсолютное большинство городских ТЭЦ расположены в центрах электрических нагрузок. Это значит, что транспорт выработанной электроэнергии от ТЭЦ до потребителя проходит кратчайшим путем, не загружая межсистемные линии. Кратное сокращение потерь в сетях и повышение готовности межсистемных связей для аварийных перетоков также являются доводом для загрузки ТЭЦ без ценовой конкуренции;

• кроме трех зимних месяцев на ТЭЦ в остальное время имеется значительный горячий резерв вращающейся мощности, который может быть быстро реализован по требованию Системного оператора. При этом следует повторить, что резервная мощность ТЭЦ расположена в центре нагрузок, относительно общесистемных резервов на крупных АЭС, ГЭС и ГРЭС, энергия от которых передается за сотни и тысячи километров. С учетом этого факта необходимо детально рассмотреть механизм оплаты горячего резерва электрической мощности ТЭЦ и величину тарифа. Эта величина так же, как и вынужденная генерация, должна быть заметным фактором дополнительной выручки, позволяющим исключить планово-убыточную деятельность ТЭЦ. Высокие доходы некоторых российских ТЭЦ за вновь введенные мощности по ДПМ не могут быть основанием для недооценки недостаточной прибыльности от продажи электрической и тепловой энергии;

• все вышеперечисленное дает основание пересмотреть систему оплаты мощности и электроэнергии ТЭЦ на оптовом рынке. При этом для исключения роста цен на ОРЭМе целесообразно снизить сверхприбыльность ГЭС, АЭС, ГРЭС (расположенных вблизи мест добычи топлива), увеличив оплату энергии (мощности) от ТЭЦ, прежде всего в режиме вынужденной генерации и резервной мощности;

• представляется серьезной ошибкой принятое решение о переводе всех ТЭЦ мощностью более 25 МВт на оптовый рынок. В результате полностью потерялась ответственность государства за необходимую валовую выручку наиболее социально значимого сектора генерации. Одновременно нанесен невосполнимый ущерб развитию теплофикации и когенерации как основного реального резерва энергосбережения в электроэнергетике. После принятия такого решения потерялась заинтересованность в строительстве ТЭЦ у регионов, муниципалитетов, потребителей и инвесторов. Финансовые институты закрыли возможности использования механизмов проектного финансирования. Причина одна – все они лишились прибыли за счет обязательной оплаты транспорта электроэнергии, составляющей 50 процентов общего тарифа. В результате российская экономика не только теряет возможность в два раза снизить расход топлива на отпущенную электроэнергию от новых ТЭЦ, но и лишается дешевой тепловой энергии от утилизации тепла газовых турбин или газопоршневых агрегатов.

По данным Минэнерго России, потенциал экономии за счет когенерации составляет 37 миллионов тонн условного топлива (т.у.т.), или 120 миллиардов руб. / год. Это слишком значимая величина, чтобы не решать данную проблему.



ТЭЦ – на рынок

Требует отдельного рассмотрения актуальная задача возврата всех ТЭЦ на розничный рынок электроэнергии. Такое ожидаемое экспертами решение ликвидирует несколько серьезных проблем:

• появляется единый рынок покупки тепловой и электрической энергии и соответственно один центр образования прибыли ТЭЦ, для которого несложно разработать механизм необходимой валовой выручки для самого социально значимого сектора генерации, вырабатывающего суммарно около 800 млрд кВт-ч электрической и тепловой энергии в год;

• возвращается экономическая заинтересованность инвесторов, регионов, муниципалитетов, потребителей – собственников котельных к развитию теплоснабжения на базе ТЭЦ. Появляется, реализованная в ряде европейских стран, возможность решить вопрос маневренности когенерационных установок за счет включения в технологическую схему теплоисточников баков–аккумуляторов тепла. Этим самым увеличивается мобильная мощность и снимутся возражения СО ЕЭС об избыточной базовой мощности в первой ценовой зоне за счет большой доли АЭС, ТЭЦ и ожидаемого ввода электростанций распределенной генерации;

• на розничном рынке при совместной продаже электрической и тепловой энергии создаются условия для изменения механизма распределения топлива между видами энергии. Это позволяет снизить стоимость утилизационного тепла и, соответственно, тариф тепловой энергии от ТЭЦ, что будет экономической предпосылкой останова котельных у потребителей. Именно здесь находится основная часть тепловых нагрузок, превосходящая на ближайшие 5‑10 лет рост теплофикации от нового строительства.

Предложенный в измененном законодательстве вариант выбора теплоисточника по «альтернативной котельной» не решает перечисленные проблемы, так как он имеет серьезный недостаток. Вариант в основном предназначен для новых потребителей, когда инвестиционные вложения могут быть решающим доводом для подключения теплоиспользующих установок потребителей к рядом расположенным недозагруженным тепломагистралям от ТЭЦ. При этом на ТЭЦ должен быть сверхнормативный резерв тепловой мощности, не требующий новых капитальных вложений. Такой же результат может быть получен в отдельных случаях при рассмотрении варианта замены котельной, выработавшей ресурс.

Результат ограниченного варианта «альтернативной котельной» для развития теплоснабжения получается из‑за высокой стоимости тепловой энергии при распределении топлива между электрической и тепловой энергией на ТЭЦ по принятому у нас «физическому методу».

Для устранения указанного недостатка целесообразно учесть, что в реальных условиях пар теплофикационных отборов распространенных турбин Т-100‑130 и Т-250‑240 имеет коэффициент ценности тепла на уровне 0,15‑0,2. Это означает, что мы вправе учесть расход топлива для отопления с соответствующим понижающим коэффициентом. В результате возникают достаточные экономические стимулы для увеличения радиуса эффективного централизованного теплоснабжения на базе ТЭЦ.

Конечно, снижение топлива на производство тепловой энергии приведет к увеличению удельного расхода на отпущенную электроэнергию ТЭЦ. Однако, как указывалось выше, в существующей модели рынка имеется сверхприбыль в других секторах генерации, что позволяет минимизировать изменение тарифов при обеспечении приоритета развития теплофикации. Этот же результат достигается при переходе на оптовом рынке электроэнергии к модели «Единственный покупатель».

Целесообразность возврата ТЭЦ на розничный рынок неоднократно рассматривалась на различных технических совещаниях, где отмечались негативные последствия принятых моделей оптового и розничного рынков для потребителей, субъектов рынка (прежде всего ТЭЦ), приведшие к потере стимулов для развития энергоэффективной теплофикации.

Широкое обсуждение рынков электроэнергии и путей его совершенствования состоялось 27 апреля 2013 года на совместном заседании Бюро Отделения энергетики, машиностроения, механики и процессов управления РАН, Научного совета РАН по проблемам надежности и безопасности больших систем энергетики и Научно-технической коллегии НП «НТС ЕЭС». Были рассмотрены доклады, подготовленные Иркутским институтом систем энергетики РАН (директор института – член-кор. РАН, д. т. н. Н. И. Воропай), Подкомитетом по тарифной политике, энергосбережению и энергоэффективности Торгово-промышленной палаты РФ (д. э. н., профессор Г. П. Кутовой), Институтом микроэкономики (заместитель директора, д. э. н., профессор А. И. Кузовкин).

В результате обсуждения докладов ученые и специалисты рекомендовали перейти на ОРЭМе к модели «Единственный покупатель» при переводе всех ТЭЦ на розничный рынок электро- и теплоэнергии. Такие решения требуют принципиальных изменений на обоих рынках.

Модель регулируемого оптового рынка электроэнергии «Единственный покупатель» должна быть дополнена блоком оптимизации для конкуренции электростанции по эффективности топливоиспользования. Результаты оптимизации завершаются корректировкой тарифов с компенсацией постоянных затрат разгружаемых электростанций и оплатой переменных затрат дополнительно нагружаемых электростанций.

Розничный рынок должен быть регулируемый. При этом конкуренция на нем должна проводиться не по ценовым заявкам, а по техническим характеристикам с учетом потерь в сетях. Рынок тепловой энергии остается регулируемым, так как он еще менее предсказуем, чем электрический, разница в продолжительности отопительных сезонов может отличаться на 20 процентов, а влияние изменения температуры наружного воздуха на рост тепловой нагрузки в три раза больше, чем на электрическую мощность. Для стабилизации объема реализации тепла целесообразно повсеместно перейти на двухставочный тариф: за тепловую энергию и циркуляцию теплоносителя.



Зарубежный опыт повышения эффективности инфраструктур

Старение инфраструктур, рост тарифов, отсутствие контроля финансовой деятельности топ-менеджеров частных компаний обострили вопросы использования прибыли частных компаний, направляемой на дивиденды вместо вложений с надежностью и эффективностью функционирования инфраструктур жизнеобеспечения.

В Северной Европе и Канаде приватизация, начавшаяся в 1980‑е годы прошлого века, была фактически остановлена. Сегодня в компаниях электро- и теплоснабжения, обслуживающих столицы и крупнейшие города этих стран, от 50 до 100 процентов акций принадлежат муниципалитетам и провинциям.

Последние годы при повышении цен на топливо и тарифов на электроэнергию показателен взрыв «ремуниципализации», произошедшей, казалось бы, в благополучной Германии. За прошедшие годы более двухсот городских муниципалитетов малых и средних городов выкупили частные компании с целью их эффективного обновления и эксплуатации. При этом население не удовлетворяет не только работа вороватых и некомпетентных посредников, собственников случайных частных компаний, которые оказались управленцами бизнеса теплоснабжения, но даже и гранды европейской энергетики в крупных городах, неэффективно выполняющие свои функции.

Муниципалитет Берлина был вынужден выкупить систему водоснабжения, которая в частной собственности оказалась ненадежной и дорогой по сравнению с другими городами Европы. В сентябре 2013 года решение о выкупе частных электрических и газовых сетей принято на референдуме жителями Гамбурга. Совершенно очевидно, что эти не простые и не дешевые решения принимались осмысленно после детального просчета. Следует отметить, что частные компании, обслуживающие газовые и энергетические сети Гамбурга, не являются ни посредниками, ни фирмами-однодневками. Ими владели на правах концессии авторитетные европейские компании: немецкий энергетический гигант E. On и ведущий шведский концерн Vattenfall. Очевидно, решающими доводами для принятия решения о возврате сетей были: открытость муниципальных компаний для анализа затрат, компетентное противозатратное регулирование тарифов, контролируемые управленческие расходы, большая заинтересованность в энергосбережении, возможность самостоятельного подбора экспертами муниципалитетов эффективных топ-менеджеров, что в комплексе обеспечивает повышенную ответственность за надежность и эффективность работы.


Оптимизация загрузки ТЭЦ и котельных в крупных городах должна проводиться ЕТО или органом, уполномоченным администрацией муниципалитета, исходя из минимизации расхода топлива и экологических выбросов. При этом в зимний период остановленные котельные должны находиться в резерве. Реализация такого решения не должна вызывать каких‑либо сложностей, поскольку до 2009 года ТЭЦ работали на розничный рынок.

Экономически должны стимулироваться регионы и, соответственно, расположенные на их территории потребители за подключение своих теплоиспользующих установок к централизованной системе теплоснабжения на базе ТЭЦ. Для этого предлагается на розничный рынок электроэнергии поставлять от ТЭЦ только электрическую энергию (мощность), выработанную при комбинированном производстве электрической и тепловой энергии.

Электроэнергия, выработанная на ТЭЦ по заданию Системного оператора в конденсационном режиме, подлежит поставке на оптовый рынок. При этом дефицит электроэнергии (мощности) покупается гарантирующим поставщиком на оптовом рынке. Такое разделение потоков энергии позволяет стимулировать регионы с высокой долей теплофикации. В настоящее время все регионы, независимо от доли теплофикации, получают электроэнергию ОРЭМа на общих условиях, что ущемляет интересы регионов, имеющих ТЭЦ.



Сложности учета

Учитывая, что теплофикационная выработка имеет непосредственное приборное измерение только для противодавленческих турбин (или работы турбин «серии Т» на «встроенных пучках»), раздельный учет теплофикационной и конденсационной выработки и отпуска электроэнергии вызывает определенные сложности.

Для их преодоления требуется оснащение турбогенераторов дополнительными регистрирующими приборами, а также диаграммами режимов и таблицами для расчета. Конечно, учет конденсационной и теплофикационной выработки ТЭЦ не является абсолютно неизвестной новацией. Теплофикационная выработка и сегодня является обязательным отчетным показателем, по ней отчитываются и сравниваются ТЭЦ, при этом точность измерения расхода отборного пара считается по косвенным показателям. Но эта точность достаточна для оценки приоритетов в загрузке оборудования и определения причин перерасхода топлива при различных режимах работы, это позволяет считать предлагаемые новые модели оптового и розничного рынка реальными для внедрения.

Изменения в законодательстве предусматривают назначение ЕТО по наибольшему объему владения объектами теплоснабжения. При этом предпочтение муниципалитета как собственника не рассматривается. Представляется, что для такой социально значимой региональной монополии в жизнеобеспечении, как теплоснабжение, это не является истиной в последней инстанции. Очевидно, изменения законодательства об ускоренном назначении ЕТО в сочетании с переходом на нерегулируемые цены тепловой энергии позволяют, по мнению лоббистов, решить проблемы прибыльности теплоснабжения. Однако реально мы лишь несколько увеличиваем возможности решения накопившихся проблем. В предлагаемом варианте есть и реальный риск превращения ЕТО в неконтролируемые управляющие компании-посредники на финансовых потоках с присущими им недостатками, в том числе полным игнорированием проблем потребителей.

Особую опасность представляет рост цен при введении нерегулируемых цен на тепловую энергию для всех видов бизнеса. Некоторые аналитики называют возможный рост цен от 20 до 50 процентов. Существующее положение в экономике абсолютно исключает такой финал. Надо учитывать, что не только для населения стоимость тепловой энергии в три-пять раз превосходит стоимость электроэнергии. Это касается и многих видов малого и среднего бизнеса, роль которых в подъеме экономики и налоговых платежах нельзя недооценивать.

С учетом изложенного предоставление незаменимой услуги – теплоснабжения невозможно без прямого влияния на управление со стороны ответственного и заинтересованного пользователя и выгодоприобретателя. Конечно, речь идет не о заинтересованности в прибыльности продаж тепла, а в первую очередь в обеспечении стабильности теплоснабжения как значимого фактора социальной стабильности общества и об эффективности затрат и приемлемости тарифов как условий конкурентоспособности всех видов бизнеса в регионе, использующих тепловую энергию.

Очевидно, такую роль рачительного хозяина для теплоснабжения могут выполнить только администрации регионов и муниципалитетов городов. Именно они объективно являются самыми заинтересованными собственниками инфраструктур: именно они через систему выборов ответственны перед гражданами за стабильную эффективность жизнеобеспечения; именно они проводят тарифную политику; решают 90 процентов согласований для работ по текущей деятельности и новому строительству; определяют выбор трасс и землеотводы для теплоисточников всех видов; именно они располагают объективным учетом количества и продолжительности нарушений теплоснабжения, необходимых для оценки качества управления менеджерами системой теплоснабжения через KPI.



На местах

Утверждение схем теплоснабжения, региональные энергетические комиссии, сложившиеся региональные институты ценообразования, штабы по предотвращению и ликвидации аварийных ситуаций – все эти необходимые функции и структуры также находятся в ведении региональных и городских администраций. Это лишь дополнительно подтверждает наличие необходимых компетенций у администраций регионов и муниципалитетов для решения вопросов теплоснабжения в регионах.

Конечно, после проведения приватизации систем теплоснабжения в электроэнергетике, муниципалитетах, промышленных предприятиях в системах теплоснабжения образовалась довольно пестрая мозаика. Недостатком сложившихся систем является то, что у субъектов Российской Федерации практически нет собственности на основные фонды в системе теплоснабжения, а доля отпуска тепла от ТЭЦ составляет менее 40 процентов от общего объема. В этих условиях полноценную роль рачительного хозяина –­ собственника для региона и муниципалитета реализовать достаточно сложно.

Очевидно, в первую очередь надо создать возможности для непосредственного влияния регионов и муниципалитетов на деятельность теплоснабжающих организаций. За рубежом представители провинций, земель, крупных муниципалитетов, профсоюзов, как правило, включаются в советы директоров даже крупнейших инфраструктурных компаний как независимые директора. Предусмотренное новым законодательством повышение ответственности концедента за надлежащее исполнение концессионером своих обязательств целесообразно распространить на муниципалитеты или учесть в лицензионных требованиях.

Проблемы недостатка средств для замены и модернизации существующих систем теплоснабжения обостряют необходимость отдельного рассмотрения механизма финансирования. В законодательстве «О теплоснабжении» это не нашло должного отражения. Представляется принципиальным разделение механизмов финансирования расширенного воспроизводства (нового строительства и реконструкции) и механизмов простого воспроизводства (замена существующих основных фондов). Через методы тарифного регулирования оба эти направления финансировать не удастся. Для расширенного воспроизводства необходимо детально проработать вопрос использования бюджетных средств, государственных гарантий, вариантов государственно-частного партнерства, инвестиционных облигаций и других механизмов. Представляется целесообразным вернуться к стоимости технических условий на присоединение новых потребителей, если оно выполняется при подключении к инфраструктуре, построенной за счет средств компаний и частных инвестиций.

Отправить на Email

Для добавления комментария, пожалуйста, авторизуйтесь на сайте

Также читайте в номере № 02 (11) апрель 2014 года:

  • Задвижку Мурманской ТЭЦ увековечили
    Задвижку Мурманской ТЭЦ увековечили

    Энергетики Мурманска поставили памятник задвижке Мурманской ТЭЦ – крупнейшего теплоснабжающего предприятия города, обеспечивающего теплом и горячей водой 75 процентов жилых домов и предприятий столицы Заполярья.

  • Экс-директор ЖЭУ заплатит по долгам
    Экс-директор ЖЭУ заплатит по долгам

    Октябрьский суд Мурманска удовлетворил требования Мурманской ТЭЦ о взыскании ущерба с бывшего директора управляющей компании «Октябрьское ЖЭУ» Григория Димова.

  • Долги Кузбасса заморозили газификацию
    Долги Кузбасса заморозили газификацию

    ООО «Газпром межрегионгаз Кемерово» приостанавливает газификацию главного угольного региона РФ. Причина жесткого решения – рост долгов, достигших по состоянию на 1 марта 2014 года 1,675 миллиарда рублей, что в десять раз больше показателя аналогичного периода 2013 года.

  • Газодинамическая поршневая машина для паровых котельных – мини-ТЭЦ
    Газодинамическая поршневая машина для паровых котельных – мини-ТЭЦ

    Отсутствие в поршневой расширительной машине распределительных валов, клапанных или золотниковых механизмов газораспределения принципиально позволяет сделать высоконадежный приводной двигатель.

  • Почему не работает закон об энергосбережении
    Почему не работает закон об энергосбережении

    Федеральный закон № 261 от 23 ноября 2009 года «Об энергосбережении и повышении энергоэффективности…» предписывает как основное энергосберегающее и энергоэффективное мероприятие обязательную установку теплосчетчиков у населения, которое проводится в массовом порядке уже четыре года.

    << | < 1
  • 1
  • 2
  • >>