Реформирование теплоснабжения: последствия для городов, перешедших на «альтернативную котельную»




Введение



В июле 2017 года с принятием ФЗ № 279 (от 29.07.2017) «О внесении изменений в Федеральный закон «О теплоснабжении» и отдельные законодательные акты Российской Федерации по вопросам совершенствования системы отношений в сфере теплоснабжения» был запущен переход на новую модель рынка теплоэнергии, в основе которой лежит принцип «альтернативной котельной». План мероприятий (так называемая «дорожная карта») по внедрению целевой модели рынка тепла Правительство РФ утвердило в октябре 2014 года, однако общественные обсуждения текста законопроекта и согласования ответственных ведомств продолжались еще два с половиной года, а споры в экспертном сообществе относительно принятых норм ведутся до сих пор.


Ключевое положение проводимой реформы – либерализация цен на тепловую энергию в рамках определенного ценового «потолка», или цены условной «альтернативной котельной». Предполагается, что покупка тепла по цене выше этого уровня делает централизованное теплоснабжение экономически невыгодным для потребителя и стимулирует его к строительству собственного теплоисточника. Соответственно, если теплоснабжающая организация не окупает своих затрат при продаже тепловой энергии по заданной предельной цене «альтернативной котельной», то такая организация вынуждена или уйти с рынка, или работать над повышением эффективности. У теплоснабжающих компаний появляется стимул к оптимизации затрат, поскольку полученную в результате экономию они смогут использовать, в том числе на инвестиционные цели.


Цель внедрения нового принципа ценообразования, предложенного Министерством энергетики, – привлечение в отрасль инвестиций без резкого, скачкообразного роста тарифов на тепло. Профессиональным сообществом признается тот факт, что теплоснабжение в России остро нуждается в инвестициях: это связано как с высоким износом основных фондов, так и с нежеланием частных инвесторов вкладываться в долгосрочные проекты в текущих условиях хозяйствования.


Внедрение целевой модели рынка тепловой энергии [1] происходит не одномоментно, а поэтапно, в соответствии с «дорожной картой», на территориях отдельных поселений, городских округов, отнесенных к ценовым зонам теплоснабжения. Предельный уровень цены на тепловую энергию устанавливается для каждой из ценовых зон органом исполнительной власти субъекта РФ в области государственного регулирования цен (тарифов). Правила определения в ценовых зонах теплоснабжения предельного уровня цены на тепловую энергию и технико-экономических параметров работы котельных и тепловых сетей, используемых для расчета предельного уровня цены, утверждены постановлением Правительства РФ № 1562 от 15.12.2017 (далее – Правила).


Расчёт предельного уровня цены базируется на принципах сопоставительного анализа на основе эталонных показателей со стоимостью тепловой энергии от альтернативного теплоисточника (с использованием наилучших доступных технологий), замещающего централизованное теплоснабжение. Предельный уровень цены на тепловую энергию, рассчитанный таким образом, согласно идее реформы, должен ограничить нерегулируемые цены для конечных потребителей тепла в системе централизованного теплоснабжения (СЦТ), с тем, чтобы нерегулируемая цена для конечного потребителя СЦТ не могла быть выше стоимости альтернативного теплоснабжения, доступного потребителю.


При этом цена «альтернативной котельной» в каждой ценовой зоне должна учитывать вид топлива, климатические особенности, тип застройки, уровень заработных плат, цены на энергоресурсы и землю, транспортную доступность населенного пункта.


Следует отметить, что при внедрении целевой модели рынка тепла предусмотрен «промежуточный» период в целях сглаживания возможных изменений величины тарифа на тепловую энергию (далее – период доведения (заморозки) тарифа). Так, в тех ценовых зонах, где цена «альтернативной котельной» существенно выше текущего тарифа, тариф на тепловую энергию будет «доведен» до предельной установленной цены в течение 5 лет (в отдельных случаях – до 10 лет). Там же, где тарифы на тепло уже выше стоимости тепла «альтернативной котельной», они замораживаются до момента достижения этой индикативной цены.


Принципиальной частью реформирования рынка тепла, кроме того, является изменение системы организационно-правовых отношений его участников. В СЦТ главная роль теперь принадлежит единой теплоснабжающей организации (ЕТО) – единому поставщику и закупщику тепловой энергии для конечных потребителей на территории данной СЦТ. Такой статус организация получает в порядке и на основании критериев, установленных правилами теплоснабжения [2], главные из которых – наибольшая рабочая тепловая мощность источников тепла и (или) наибольшая емкость теплосетей в рамках конкретной СЦТ.


ЕТО несет ответственность (в т.ч. финансовую) за весь процесс поставки тепла от производителя к потребителю, за его качество и надежность (в текущей модели рынка ответственность ЕТО ограничена зоной ее активов и характеризуется меньшим объемом полномочий). ЕТО разрабатывает и направляет на утверждение в уполномоченные органы регулирования схему теплоснабжения, управляет загрузкой тепловых мощностей, согласовывает вывод источников тепловой энергии и тепловых сетей в ремонт и из эксплуатации, выступает «одним окном» для потребителей, в том числе по подключению к системе теплоснабжения. Кроме того, ЕТО обязана осуществлять мероприятия по строительству, реконструкции, модернизации объектов теплоснабжения, необходимые для развития, повышения надежности и энергетической эффективности СЦТ.


В границах своей зоны деятельности ЕТО заключает договоры теплоснабжения с потребителями, а также взаимодействует с другими теплоснабжающими, теплосетевыми организациями по договорам на поставку тепловой энергии и договорам оказания услуг по передаче тепла.


В ценовых зонах теплоснабжения ЕТО реализует теплоэнергию (мощность) по цене, не превышающей ее установленного предельного уровня (то есть цену «альтернативной котельной»). При этом цены (тарифы) на тепловую энергию в договорах между теплоснабжающими, теплосетевыми организациями не ограничиваются предельными уровнями и определяются по соглашению сторон с возможностью привлечения регулирующего органа в спорных ситуациях и установления тарифа, действовавшего на момент окончания переходного периода [3] с учетом индексации.


На территориях, не относящихся к ценовым зонам, теплоснабжающие организации поставляют тепло по регулируемым ценам (тарифам). Цены в договоре теплоснабжения могут в отдельных случаях определяться соглашением сторон: такая возможность, в частности, установлена применительно к ценам для потребителей, не относимых к группе «население», на тепловую энергию на коллекторах источников и на пар.


Решение о включении города, поселения в ценовую зону теплоснабжения принимается Правительством РФ. Для отнесения территории к ценовой зоне теплоснабжения необходимо соответствие следующим критериям [4]:

  • Утверждена схема теплоснабжения;

  • Подано совместное обращение в Правительство РФ органа местного самоуправления и ЕТО об отнесении территории к ценовой зоне теплоснабжения;

  • Имеется согласие губернатора на отнесение к ценовой зоне.


Совместное обращение должно направляться в Минэнерго России вместе с другими документами, подтверждающими соответствие критериям ценовых зон теплоснабжения. На основании этих документов Минэнерго России готовит предложение в Правительство РФ, включающее заключение о соответствии или несоответствии поселения, городского округа критериям ценовых зон теплоснабжения и рекомендацию об отнесении или неотнесении к ценовой зоне теплоснабжения (подготовка осуществляется согласно Приказу Минэнерго России «Об утверждении Порядка подготовки предложений об отнесении или неотнесении поселений, городских округов к ценовым зонам теплоснабжения»). Решение о переходе муниципального образования к новой модели рынка тепла принимается Правительством РФ на основании предложения Минэнерго России.


По состоянию на январь 2021 года Правительством РФ приняты решения о переходе 17 муниципальных образований в ценовые зоны теплоснабжения. Темпы внедрения модели «альтернативной котельной» нарастают: если по итогам 2018 года к ценовой зоне теплоснабжения был отнесен первый населенный пункт – г. Рубцовск Алтайского края, то в 2019 году к нему добавилось еще три: рабочий поселок Линево Искитимского района Новосибирской области, г. Барнаул и г. Ульяновск. За десять месяцев 2020 года этот список пополнили тринадцать городов: два города – с населением свыше 1 млн человек (г. Самара и г. Красноярск), а также города Пенза, Чебоксары, Оренбург, Владимир, Новокуйбышевск Самарской области, Прокопьевск Кемеровской области, Канск Красноярского края и Медногорск Оренбургской области, Усолье-Сибирское Иркутской области, Бийск Алтайского края, Новочебоксарск Чувашской Республики.





Дискуссия о последствиях реализации модели




Новую модель рынка тепла можно охарактеризовать целым рядом положительных аспектов: повышение прозрачности ценообразования и инвестиционной привлекательности отрасли, введение единого центра ответственности за работу системы теплоснабжения, стимулирование вывода неэффективного оборудования и увеличение загрузки комбинированной генерации. Однако на этапе внедрения модели экспертное сообщество отмечало ряд рисков, наступление или не наступление которых целесообразно оценивать в процессе мониторинга результативности ее внедрения. К ним относятся следующие.


1. Рост цен на тепло в СЦТ, где действующие тарифы ниже цены «альтернативной котельной». В случае, если конкуренция поставщиков минимальна и риск ухода потребителя практически отсутствует, ЕТО, по сути, не заинтересована в снижении цены по отношению к ее предельному уровню. Уравновешивающим фактором должна стать обоснованная позиция органов власти о допустимых темпах роста цен на тепло в ходе согласования условий перехода муниципального образования в ценовую зону теплоснабжения и утверждения соглашений о реализации схем теплоснабжения.


2. Снижение надежности теплоснабжения в СЦТ с уровнем тарифа выше цены «альтернативной котельной» в связи с «замораживанием» тарифа до момента достижения индикативной цены (с соответствующим урезанием объемов финансирования ремонтов и инвестиционных мероприятий). Ведь именно эти СЦТ могут критически нуждаться в инвестициях: высокий тариф может свидетельствовать о значительных затратах на содержание тепловых мощностей и высоком износе оборудования и сетей.


3. Использование дополнительной прибыли, полученной теплоснабжающей организацией при реализации тепловой энергии по цене «альтернативной котельной» (когда она превышает действовавший до внедрения модели тариф), в целях, не связанных с развитием активов, эксплуатация которых привела к получению этой прибыли. С позиции инвестора данная стратегия может оказаться уместной, однако потребитель сочтет ее неоправданной и ущемляющей его интересы, а новую модель рынка тепла, допускающую такие манипуляции – несправедливой (включение в обычный тариф инвестиционной составляющей, возможно, обеспечит потребителю тот же уровень качества и надежности теплоснабжения по более низкой цене).


4. Ухудшение платежной дисциплины потребителей вследствие тарифного роста и увеличения расходов домохозяйств на оплату тепла, что может затруднить инвестиционное развитие отрасли.


5. Недобросовестное поведение ЕТО и ущемление интересов остальных участников в результате монополизации рынка тепла. ЕТО – коммерческая организация, заинтересованная в конечном итоге в увеличении собственной прибыли, что может быть достигнуто, в том числе, путем реализации недобросовестных стратегий на рынке: сокращения объемов и минимизации цен на покупку тепла у других теплоснабжающих компаний, недозагрузки сторонних источников вопреки экономической целесообразности, манипулирования выводом теплоисточников из эксплуатации, задержки платежей и т.п. Такие действия, если они будут предприняты ЕТО, приведут к снижению эффективности систем теплоснабжения и ухудшению предпринимательского климата.


6. Ослабление роли органов государственной и муниципальной власти в управлении теплоснабжением – сферы, стратегически важной и социально напряженной, во многом определяющей энергетическую безопасность страны.

Расширение полномочий ЕТО в том виде, как это предполагает целевая модель рынка тепла (все полномочия по управлению функционированием и развитием теплоснабжающих систем городов), означает, что значимую социальную функцию государства выполняет коммерческая организация.


Так, разработка схемы теплоснабжения, является прерогативой ЕТО. В то же время это важнейший документ, который должен отражать стратегические государственные ориентиры в теплоснабжении, распространять свое действие на нередко весьма обширную территорию муниципального образования, учитывать интересы всех участников рынка. При отсутствии вовлеченности и должного контроля со стороны органов власти над процессом создания и корректировки схемы теплоснабжения принципы непредвзятости и баланса интересов могут быть нарушены.


При анализе первых результатов внедрения модели «альтернативной котельной» в городах в рамках данной статьи был затронут вопрос наступления перечисленных рисков – в основном, они не подтвердились практикой и отчасти были скомпенсированы совершенствованием нормативно-правовой базы (включая учет этих рисков на этапе внедрения модели). Отметим, однако, что эффект от реализации модели следует ожидать в течение нескольких лет после включения города, поселения в ценовую зону теплоснабжения, в связи с чем спектр рисков является предположительным, требует регулярного мониторинга и может быть оценен и пересмотрен с учетом фактических результатов внедрения модели в разных муниципальных образованиях.


Перечисленные выше риски можно условно разделить на две группы:

  1. Подконтрольные региональным властям (риски тарифных скачков, «неотраслевое» использование прибыли, ухудшение платежной дисциплины), которые можно минимизировать на этапе «входа» в ценовую зону теплоснабжения и принятия решения о переходе на метод ценообразования по принципу «альтернативной котельной». Так, силами местных властей необходимо проконтролировать разработку (корректировку) и утвердить схему теплоснабжения, просчитать соответствующие финансовые потоки, обозначить и «оцифровать» риски и сценарии развития системы теплоснабжения, и на основе полученных сведений понять, подходит ли новая модель рынка тепла муниципалитету.

  2. Снижаемые «донастройкой» нормативно-правовых актов (недобросовестная конкуренция, утрата контроля). По мнению авторов, в целях минимизации рисков данной категории следует оценить действенность и применимость предусмотренных законодательством рычагов контроля, в том числе антимонопольного, реалиям работы локальных рынков тепла. Но кроме того, для успешного распространения модели «альтернативной котельной» в остальных регионах необходимо провести развернутый анализ практики и результатов ее внедрения на рынках тепловой энергии муниципалитетов, уже использующих новый метод формирования цены на тепло.


Стоит отметить и важность работы по совершенствованию Правил определения предельного уровня цены в целях актуализации расчетов с учетом изменений на рынке технологий производства тепловой энергии и более корректного отражения специфики отдельных регионов и муниципалитетов в цене «альтернативной котельной».


Для оценки последствий внедрения модели «альтернативной котельной» авторами был проведен сравнительный анализ утвержденных экономически обоснованных тарифов на тепловую энергию с ценами «альтернативной котельной» по данным «тарифного калькулятора» Минэнерго России [5] в разрезе ряда крупных городов РФ (36 городов). Графически соотношение указанных тарифов (цен) показано на рисунке 1.



Рисунок 1. Утвержденные экономически обоснованные тарифы на тепловую энергию (группа потребления «прочие», 2-е п/г 2020 г.) с ценами «альтернативной котельной» по данным «тарифного калькулятора» Минэнерго России в разрезе крупных городов.



В 20 городах цена «альтернативной котельной» превышает установленный тариф, в 8 из них более чем на 30%.


В тех городах, где расчетная цена «альтернативной котельной» оказалась ниже утвержденного экономически обоснованного тарифа (16 городов), диапазон разницы варьируется от -0,3% (Астрахань) до -30% (г. Санкт-Петербург). Максимальный тариф установлен в Москве (2056 руб./Гкал) и Санкт-Петербурге (2400 руб./Гкал), при этом цены «альтернативной котельной» в двух «столицах» ниже утвержденных тарифов в разных соотношениях: 1986 руб./Гкал (-3%) в Москве и 1690 руб./Гкал (-30%) в Санкт-Петербурге.


«Разброс» цен «альтернативной котельной» по представленным городам, характеризуемый отношением максимального значения цены к минимальному, достигает 1,7 раз, аналогичный коэффициент для действующих тарифов равен 2,1, что свидетельствует о некотором сглаживании разницы тарифов на тепловую энергию по регионам в случае ценообразования по принципу «альтернативной котельной».


Однако наиболее значимым последствием перехода к новой модели рынка тепла может стать ускоренный (в сравнении с предшествующей динамикой) рост тарифов на тепловую энергию в большинстве городов. Несмотря на это, нередко встречается и мнение, что уровень цены «альтернативной котельной» недостаточен для обеспечения нормальной работы существующих систем теплоснабжения с учетом местной специфики.


В этой связи возникает закономерный вопрос о том, насколько существующие правила определения цены «альтернативной котельной», то есть предельной стоимости тепла для потребителей, отражают факторы ценообразования на тепловую энергию в реальных условиях конкретной ценовой зоны теплоснабжения.


«Технико-экономические параметры работы котельных и тепловых сетей, используемые для расчета предельного уровня цены», утвержденные постановлением Правительства РФ №1562 от 15.12.2017, устанавливают комплекс параметров, участвующих в расчете цены «альтернативной котельной». Часть этих параметров определена однозначно, другие дифференцируются по ряду признаков. Так, например, установленная тепловая мощность «альтернативной котельной» равна 10 Гкал/час, коэффициент готовности оборудования 0,97, а удельный расход условного топлива зависит от вида топлива: 156,1 кг у.т./Гкал для газовых котельных, 167,1 – для мазутных, 176,4 – для угольных.


Дифференциация используемых в расчете показателей обеспечивается следующими факторами:

  • Вид топлива, использование которого преобладает в данной СЦТ. При одинаковых долях в структуре топливного баланса, вид топлива определяется исходя из приоритетного направления развития топливного баланса. Фактор влияет на большинство дифференцируемых показателей (в т. ч. удельный расход топлива, площадь земельного участка под строительство, базовые величины капитальных затрат на строительство котельной, тепловых сетей и основные средства, коэффициент использования установленной тепловой мощности котельной, количество штатных единиц персонала и т.д.);

  • Температурная зона и сейсмический район расположения системы теплоснабжения, отнесение или неотнесение СЦТ к территориям распространения многолетнемерзлых грунтов (при расчете цены «альтернативной котельной» используются соответствующие коэффициенты);

  • Территориальная принадлежность системы теплоснабжения к поселениям, городским округам и экономическим районам РФ (дифференцирует значение коэффициента использования установленной тепловой мощности котельной, коэффициента расходов на плату за выбросы загрязняющих веществ для угольных котельных и т.д., влияет на расчет цены на топливо, затрат на технологическое присоединение к сетям ресурсоснабжения, стоимости земельного участка, размер ставки земельного налога, тарифов на используемые воду, электроэнергию и др.);

  • Расстояние на транспортировку основных средств котельной (учитывается шкалой коэффициентов влияния).


Документ также устанавливает конкретные значения инвестиционных параметров, оказывающих существенное влияние на величину цены «альтернативной котельной»:

  • Базовый уровень нормы доходности инвестированного капитала 13,88%,

  • Базовый уровень ключевой ставки Банка России 12,64%,

  • Срок возврата инвестированного капитала 10 лет,

  • Период амортизации котельной и тепловых сетей 15 лет.

При этом норма доходности, учитываемая в расчете цены на заданный год, будет изменяться в зависимости от динамики ключевой ставки относительно базового уровня (за базовый уровень в модели приняты показатели 2015 года). Так, значение нормы доходности, используемое для расчета цены на 2020 год, составляет уже 8,43%.




Наиболее спорные вопросы расчета цены «альтернативной котельной»



Практика профессиональной дискуссии позволяет выделить следующие наиболее спорные вопросы расчета цены «альтернативной котельной».

Величина нормы доходности на капитал 13,88% (оценка средневзвешенной стоимости привлеченного капитала стратегического инвестора в сферу теплоснабжения) – получена для базового года (2015 год) «обратным счетом» по формуле нормы доходности инвестированного капитала, в соответствии с Правилами, исходя из значения нормы доходности, равного 12 процентам в 2017 году.


Подходы к определению нормы доходности могут быть аналогичны используемым в генерирующем или электросетевом бизнесе, предполагать разное соотношение собственного и заемного капитала, быть основаны на применении независимой рыночной индикативной ставки (например, Moscow Prime Offered Rate) или зарубежного опыта, однако с позиции ряда экспертов дискуссионным остается вопрос о целесообразности включения в цену «альтернативной котельной» нормы доходности как таковой: по замыслу реформы потребитель может построить «альтернативную котельную» не для получения инвестиционного дохода, а для обеспечения собственных нужд в тепловой энергии.


По мнению авторов, норма доходности в расчете цены «альтернативной котельной» должна учитываться, поскольку строительство производственных объектов даже исключительно для собственных является отвлечением финансовых средств, которые могли бы принести доход при альтернативном использовании.


Срок возврата капитала, равный 10 годам (соответствует сроку возврата капитала по договорам о предоставлении мощности). Как и в случае с нормой доходности инвестированного капитала, для потребителя, планирующего возведение «альтернативной котельной» под собственные нужды, срок возврата капитала определяется исходя из срока эксплуатации оборудования. Так, на новое оборудование (блочно-модульные котельные) заводской срок эксплуатации составляет 15 лет. Кроме того, на практике существует институт продления срока службы. Приемлемым также можно считать срок возврата капитала 20 лет (аналогично сроку, закрепленному методикой RAB [6] в сфере теплоснабжения).

Не предусмотрен учет разных технологий производства и потребления тепловой энергии, региональных особенностей (в т.ч. структуры потребления тепловой энергии в городах, поселениях и т.д.). Поиск дополнительных факторов, влияющих на параметры предельного уровня цены, их исследование и оценка воздействия с последующим включением в модель расчета цены «альтернативной котельной» способствуют усовершенствованию ценообразования по новому методу.

Не предусмотрен учет особенностей проектирования источников тепловой энергии и тепловой сети в зависимости от этажности (плотности) жилищной застройки в системе теплоснабжения (средняя этажность жилищной застройки принята равной 18 эт.). Этажность (плотность) жилищной застройки, оказывает значительное влияние не только на протяженность тепловых сетей (и соответственно, размер затрат на их строительство и обслуживание), но и на объем выработки и полезного отпуска тепла от «альтернативной котельной». В этой связи авторы считают необходимой разработку системы коэффициентов, позволяющей учесть данные показатели в расчетной модели цены «альтернативной котельной».

Не предусмотрена динамика коэффициента расходов на техническое обслуживание и ремонт основных средств котельной и тепловых сетей в зависимости от срока использования основных средств (определяется как постоянная величина, составляющая 0,015 для тепловых сетей и котельных на газе и мазуте, 0,02 для угольных котельных). Известно, однако, что при эксплуатации оборудования в течение продолжительного срока расходы на ремонты и техническое обслуживание возрастают. Со временем требуется проведение не только текущего, но и капитального ремонта. Поэтому имеет смысл дополнить «Технико-экономические параметры…» Правил шкалой коэффициентов расходов на ремонт (от первых трех лет действия до окончания срока эксплуатации оборудования).

Подход к определению вида топлива для системы теплоснабжения в случае, если в структуре ее топливного баланса преобладает вид топлива, по которому отсутствует дифференциация параметров, установленная «Технико-экономическими параметрами работы котельных и тепловых сетей…». Согласно Правилам, в качестве основного принимается тогда вид топлива с наибольшей долей в данной СЦТ, из тех, по которым дифференциация предусмотрена. Очевидно, что вид используемого топлива – один из основных факторов ценообразования в теплоснабжении, поэтому такое допущение может приводить к серьезным «перекосам» при формировании цены на тепловую энергию в СЦТ, где описанная ситуация актуальна. Предлагается расширить перечень видов топлива, по которым в «Технико-экономических параметрах…» осуществляется дифференциация параметров.





Обзор опыта ряда городов, перешедших на новую рыночную модель рынка тепловой энергии




Один из основных вопросов, возникающих при изучении опыта городов и поселений, перешедших в ценовые зоны теплоснабжения, заключается в подходе к оценке результатов реформирования рынков тепла в этих городах (поселениях). Распоряжением Правительства РФ от 28.08.2018 №1801-р установлены ключевые показатели, отражающие результаты внедрения целевой модели рынка тепловой энергии в ценовых зонах теплоснабжения, и целевые значения указанных показателей (приведены в табл. 1). Их мониторинг, согласно данному распоряжению, должен осуществляться Минэнерго России (показатели 1-6, 8-9) и ФАС России (показатель 7) ежегодно.



Таблица 1. Ключевые показатели, отражающие результаты внедрения целевой модели рынка тепловой энергии в ценовых зонах теплоснабжения, утвержденные Распоряжением Правительства РФ от 28.08.2018 № 1801-р


Рассмотрим далее ситуацию в каждой из систем теплоснабжения городов (поселений), перешедших в ценовые зоны теплоснабжения распоряжениями Правительства РФ, принятыми в 2019 году.




1. Город Рубцовск Алтайского края



Официальный переход на новую модель рынка тепла в городе осуществлен с 2019 года, однако реализация инвестиционного проекта модернизации системы теплоснабжения Рубцовска начата Сибирской генерирующей компанией (далее – СГК, исполняет функции ЕТО в городе) еще во второй половине 2016 года. Экономическая модель проекта была рассчитана на основе метода «альтернативной котельной» еще до принятия закона, закрепившего данный метод в правовом поле, и нормативных актов, определяющих порядок включения в ценовые зоны теплоснабжения и формирования цены «альтернативной котельной».


Система теплоснабжения в городе находилась в критическом состоянии, требующем незамедлительных мер и срочного проведения комплексных и масштабных работ по реконструкции и модернизации, в противном случае стабильность поставок тепла уже в ближайший отопительный сезон оказалась бы под реальной угрозой [7]. Условием выполнения работ стало доведение тарифа до уровня экономически обоснованного, а также последующий перевод города в ценовую зону теплоснабжения для установления гарантированного тарифа на тепловую энергию. Инвестиционные обязательства СГК были закреплены концессионным соглашением на 15 лет. Инвестиции СГК в систему теплоснабжения Рубцовска составили 2,1 млрд рублей, которые СГК планировала вернуть в течение 12 лет, благодаря применению метода «альтернативной котельной».


В рамках проекта с целью повышения надежности обеспечения теплом потребителей была изменена конфигурация системы теплоснабжения с переводом на один теплоисточник вместо двух (сооружена перемычка между двумя ранее изолированными теплосетевыми контурами). СГК построила и переложила 20 км теплосетей (40% от их общей протяженности в городе), реконструировала Южную тепловую станцию, увеличив ее установленную тепловую мощность на 60 Гкал/час: на станции завершено строительство двух новых котлов мощностью по 30 Гкал/час каждый и топливоподачи, а также установлена турбина мощностью 6 МВт для покрытия собственных нужд в электроэнергии. [8]


Говоря об итогах реформирования теплоснабжения г. Рубцовска, следует подчеркнуть, что столь масштабный инвестиционный проект, нацеленный на восстановление надежности поставок тепла в городе, фактически был реализован до отнесения города к ценовым зонам теплоснабжения и до установления правительством перечня ключевых показателей, отражающих результаты внедрения целевой модели рынка тепловой энергии.


В схеме теплоснабжения г. Рубцовск, утвержденной на момент начала инвестиционных мероприятий (2016 год), целевых показателей реформирования не предусмотрено (впервые они заданы на 2019-2034 года в схеме теплоснабжения, актуализированной на 2020 год). Однако, в ней подробно изложены, в том числе, мастер-план схемы теплоснабжения, предложения по строительству, реконструкции, техническому перевооружению источников тепловой энергии и тепловых сетей, проводится инвестиционный анализ с обоснованием принятых решений. Ретроспективный анализ «целевых» показателей, т.е. расчет их фактических значений за периоды, предшествующие проведению инвестиционных мероприятий, при ежегодной актуализации схемы теплоснабжения города не проводился.


Тем не менее, несмотря на отсутствие «оцифрованных» целей перехода на метод «альтернативной котельной», нетрудно оценить его главный итог – недопущение прогнозируемого срыва отопительного сезона и восстановление надежности теплоснабжения потребителей в г. Рубцовске. Об этом свидетельствует и факт 100%-го выполнения заявленных в схеме теплоснабжения мероприятий (т.е. целевое значение «главного», на взгляд авторов, ключевого показателя достигнуто).


Схема теплоснабжения города, актуализированная на 2020 год, содержит оценку индикаторов развития системы теплоснабжения на 2017-2034 года. Согласно приведенным данным [9], количество прекращений подачи тепловой энергии в результате технологических нарушений на тепловых сетях снизилось с 213 ед. в 2017 году до 178 ед. в 2018-м. При этом удельный расход условного топлива на единицу тепловой энергии, отпускаемой с коллекторов Южной тепловой станции за аналогичный период вырос со 179,4 до 185 кг у.т./Гкал, а от котельных – снизился с 292,8 до 276,14 кг у.т./Гкал. Таким образом становится понятно, что изменения отдельных индикаторов работы системы теплоснабжения могут быть непоказательны, что требует комплексного анализа схемы теплоснабжения и иных доступных сведений.



Ценовые последствия для Рубцовска


Для оценки ценовых (тарифных) последствий перехода г.Рубцовск в ценовую зону теплоснабжения (осуществлен с 2019 года) приведем динамику тарифов на тепловую энергию в 2015-2018 гг. для потребителей города, оплачивающих ее производство и передачу (табл. 2), а также тарифные решения о предельных уровнях цены на тепловую энергию на территории данной ценовой зоны на 2019 и 2020 год (табл. 3).



Таблица 2. Динамика тарифов на тепловую энергию в 2015-2018 гг. для потребителей г.Рубцовск Алтайского края, оплачивающих ее производство и передачу, без НДС, руб./Гкал


Таблица 3. Предельный уровень цены на тепловую энергию (мощность) на территории ценовой зоны теплоснабжения – м.о. город Рубцовск Алтайского края в 2019, 2020 гг., руб./Гкал


Исходя из представленных данных, средний прирост тарифов на тепловую энергию по поставщикам г. Рубцовск за период 2015-2018 года, до перехода в ценовую зону теплоснабжения, составил 33%, среднегодовой 11% (наибольший – по ОАО «ИДК», наименьший – по ООО «Районный водоканал»). Тариф на тепло АО «Рубцовский теплоэнергетический комплекс» в 2019 году, с началом расчетов по методу «альтернативной котельной», фактически был снижен на 3,3% в сравнении с 2018 годом. Предельный уровень цены, утвержденный на 2019 год для ООО «Альтернатива» оказался ниже установленного ранее тарифа на 2,8%. Среднегодовой прирост цены «альтернативной котельной» в 2019-2020 годах составил 10%, что свидетельствует об отсутствии резких тарифных скачков для потребителей тепловой энергии в г. Рубцовск.




2. Рабочий поселок (р.п.) Линёво Искитимского района Новосибирской области



Линёво представляет собой типичный индустриальный моногород с крупнейшим градообразующим предприятием – Новосибирским электродным заводом. Численность населения р.п. составляет около 18 тыс. чел., поселок включен в перечень территорий опережающего социально-экономического развития (ТОСЭР), в которых действует особый правовой режим ведения бизнеса с целью формирования благоприятных условий для привлечения инвестиций, ускоренного экономического развития и улучшения социальных условий жизни населения.


Система теплоснабжения р.п. Линево достаточно простая и компактная: одна котельная, 56 км тепловых сетей, около 200 объектов-потребителей (в основном – многоквартирные жилые дома и административные здания). На момент перехода р.п. в ценовую зону теплоснабжения в данной СЦТ накопился целый ряд проблем: сама система разбалансирована, на многих ее участках не обеспечивается требуемый перепад давления, в отдельных домах с трудом поддерживается нормативная температура, в других – напротив, имеет место избыток подаваемой тепловой энергии. В некоторых местах установлены дополнительные насосы, запрещенные правилами эксплуатации сетей, что добавляет сложностей в управлении системой. Большая часть центральных тепловых пунктов (ЦТП) находится в аварийном состоянии, на тепловых сетях растет число порывов. В ноябре 2018 г. произошел серьезный инцидент, в результате чего перерыв в теплоснабжении составил около шестнадцати часов.


Новая модель рынка тепла запущена в Линёво с 1 июля 2019 года, к этому времени была актуализирована схема теплоснабжения р.п., подписано соглашение о ее исполнении между администрацией и ООО «СибТЭК» – единой теплоснабжающей организацией в поселке.


Общая стоимость строительства, реконструкции и технического перевооружения объектов теплоснабжения р.п. Линёво, согласно актуализированной схемы теплоснабжения р.п. [10], составляет 937,7 млн руб. и предполагает следующие мероприятия:


1. Реконструкция и техническое перевооружение источников тепловой энергии, включая комплексную модернизацию электрического хозяйства и системы автоматики, замену двигателей дымососов и монтаж частотного регулирования их приводов, а также демонтаж старого газоочистного оборудования, рассчитанного на сжигание каменного угля. Цель данных мероприятий – повышение надежности котельной, ее ремонтопригодности и удобства эксплуатации, замена устаревшего и выработавшего ресурс оборудования, рост коэффициента готовности технологического оборудования за счет диагностики состояния технических средств управления и исправности измерительных и исполнительных каналов, повышение эффективности работы оборудования посредством автоматического ведения режима работы.


2. Реконструкция центральных тепловых пунктов – обусловлена технической необходимостью, т. к. установленное оборудование не обеспечивает требуемых параметров теплоснабжения и горячего водоснабжения у потребителей тепловой энергии и горячей воды; также имеет место экономический эффект от реконструкции ЦТП.


3. Строительство тепловых сетей до перспективных микрорайонов.


4. Строительство тепловых сетей до инвестплощадок ТОСЭР «Линёво».


5. Реконструкция и модернизация тепловых сетей и сетей ГВС. Мероприятия проводятся для предотвращения роста аварийности и инцидентов на тепловых сетях и сопутствующих ремонтных расходов. Тепловые сети в Линёво имеют высокую степень изношенности, вследствие чего в 2020-2029 годах прогнозируется заметное увеличение числа инцидентов на них. Кроме того, требуется восстановление циркуляционных линий ГВС, поскольку в существующей тупиковой системе горячего водоснабжения не обеспечиваются нормативные параметры горячей воды у потребителей.


6. Прочие мероприятия на тепловых сетях (в том числе, восстановление элеваторных узлов с заменой элеваторов).


В актуализированной схеме теплоснабжения р.п. Линёво приводится техническое обоснование выбранных мероприятий инвестиционной программы с подробным описанием содержания работ по строительству, реконструкции и техническому перевооружению. В качестве источников финансирования инвестиций заявлены не только собственные и заемные средства ЕТО, ООО «СибТЭК», но и средства областного бюджета Новосибирской области, Фонда содействия развитию ЖКХ РФ, местного бюджета р.п. Линёво.


Целевые значения ключевых показателей ООО «СибТЭК» утверждены с 2019 до 2029 года, согласно принятому 28.08.2018 распоряжению Правительства РФ № 1801-р. При этом имеют место расхождения с заданными распоряжением целевыми значениями показателей: некоторые из них не могут быть достигнуты по объективным причинам: «В максимумы нагрузки в отопительный период коэффициент загрузки котельной ООО «СибТЭК» составляет 80%. В течение ближайших 5 лет изменение коэффициента использования установленной мощности не предполагается, так как котельная является единственным источником по производству тепловой энергии в СЦТ р.п. Линёво, и поэтому возможность проведения технических мероприятий по оптимизации загрузки источников отсутствует». Однако целевой коэффициент загрузки данной котельной, согласно «Технико-экономическим Параметрам работы котельных и ТС…» составляет 34,9% (в актуализированной схеме теплоснабжения поселка он равен 60% на всем горизонте планирования). Примечательно также, что в перспективе до 2029 года схема теплоснабжения не предполагает снижения потерь в тепловых сетях.



Ценовые последствия для Линёво


Для анализа ценовых (тарифных) последствий отнесения р.п. Линёво к ценовой зоне теплоснабжения приведем динамику тарифов на тепловую энергию для потребителей поселка в долгосрочном периоде регулирования (2019-2023 года), утвержденных приказом Департамента по тарифам Новосибирской области от 04.12.2018 № 610-ТЭ (табл. 4). Указанные тарифные решения действовали до включения р.п. Линёво в ценовую зону теплоснабжения.



Таблица 4. Утвержденные тарифы на тепловую энергию в 2019-2023 гг. для потребителей р.п. Линёво до перехода в ценовую зону теплоснабжения, руб./Гкал, без НДС


После перехода муниципального образования к целевой модели рынка тепла тарифы на тепловую энергию, поставляемую потребителям, как известно, не подлежат государственному регулированию. Цена на тепловую энергию в ценовой зоне теплоснабжения устанавливается не выше предельного уровня цены на тепловую энергию.


Соглашением об исполнении схемы теплоснабжения, заключенным между ООО «СибТЭК» и администрацией р.п. Линёво, установлены ограничения в части применения предельной величины цены на тепловую энергию в расчетах с потребителями. Расчетная цена на тепловую энергию для потребителей доводится до ее предельного уровня, установленного в ценовой зоне теплоснабжения в соответствии с Правилами, согласно графику поэтапного равномерного доведения предельного уровня цены на тепловую энергию до индикативного предельного уровня (график утвержден Постановлением Губернатора Новосибирской области от 12.07.2019 №176), и коэффициентом к предельному уровню, закрепленным в Соглашении об исполнении схемы теплоснабжения. С учетом указанных ограничений цена на тепловую энергию с 01.07.2020 для потребителей р.п. Линёво, оплачивающих передачу тепловой энергии, составляет 97% от ее предельного уровня.


Ожидаемый предельный уровень цены на тепловую энергию и ожидаемая цена тепловой энергии для потребителей р.п. Линёво в 2020-2025 годах, согласно данным обосновывающих материалов к схеме теплоснабжения [11] представлены в таблице (табл. 5).