1. Некоторые аспекты когенерации
В российской электроэнергетике существуют две взаимосвязанные в области генерации энергии системы. Электрогенерирующие мощности крупных тепловых, атомных и гидравлических электростанций составляют первую систему – так называемую “большую энергетику”. Она обеспечивает энергомощностные балансы, поддерживает надежность функционирования ЕЭС страны в целом и гарантирует стандартные параметры качества электроэнергии. Вторая система генерации относится к территориальному уровню и образует систему когенерации энергии (СКЭ). Эта система определяет структуру региональной системы генерации энергии, при этом в ее рамках осуществляется совместная выработка электрической и тепловой энергии на теплоэлектроцентралях (ТЭЦ).
Существует два варианта производства тепла – раздельный и комбинированный (осуществляется одновременное производство тепла и электричества). Особенностью ТЭЦ является то, что на ней может осуществляться как раздельный, так и комбинированный вариант. При комбинированном варианте (когенерации) основным продуктом производства является электричество, а тепло в данном случае представляет собой “отходы производства”, утилизируемые в целях теплоснабжения. При этом общий объем топлива, потребляемый ТЭЦ, оказывается меньше, чем если бы электроэнергия и тепло были произведены в том же количестве “раздельным” способом. Когенерация повышает эффективность преобразования энергоресурсов, и именно когенерация дает возможность ТЭЦ быть экономической выгодной и эффективной.
В России первая система центрального теплоснабжения (СЦТ) появилась в Санкт-Петербурге еще в 1903 году. С ее помощью тепловая энергия отработавшего на электростанции пара обогревала десяток корпусов детской больницы Раухфуса. К началу 1941 года во многих больших городах, особенно в Москве и Ленинграде, ТЭЦ занимали уже значительное место. Уже к 50-60-м годамXXстолетия в России была создана крупнейшая в мире система централизованного теплоснабжения, которая развивалась и поддерживалась на государственном уровне вплоть до 90-х лет прошлого века.Развитие систем центрального теплоснабжения стало одним из огромнейших достижений Советского Союза, без преувеличений, сравнимое по уровню реализации с реализациями крупнейших научных прорывных проектов того времени.В советское время основным двигателем развития систем центрального отопления служила промышленность: многие технологические процессы, помимо электроэнергии, требовали еще и огромного объема пара, вырабатываемого на призаводских ТЭЦ теплофикационными турбинами, а избыток тепла шел на теплоснабжение городов.
Теплоснабжение в России является не только “коммерческой” отраслью, но и, благодаря особенностям нашей страны – большой протяженности, суровому климату, низкой плотности населения в северных областях – очень социально значимой. Поэтому надежное, безопасное и качественное функционирование систем теплоснабжения является в России, без преувеличения, необходимым условием для выживания, особенно учитывая, что обогревательный сезон у нас длится от 5 (Республика Дагестан) до 10 месяцев в году (Республика Саха).
Таким образом, создание условий для бесперебойного и качественного функционирования теплоснабжающих систем, создание единой нормативной и регуляторной среды, которая обеспечивает это функционирование наиболее экономичным образом, является одной из приоритетных задач органов государственной власти в нашей стране.Но проблемы в области теплоэнергетики очень серьезны. По данным Минэнерго РФ, стоимость теплоснабжения является основной статьей платежей за жилищно-коммунальные услуги (более 50%), по обороту теплоснабжение составляет около 2,5% ВВП (около 1,5 трлн. руб.), ежегодные инвестиции в тепловую отрасль достигают 87 млрд.руб. При этом практически 75% теплового оборудования находится в эксплуатации более 30 лет, а потребность в инвестициях в отрасль составляет, по расчетам Минэнерго, около 250 млрд. руб. [3].
Модернизация тепловой отрасли России уже давно была необходима. Основными ее задачами было внедрение технически надежных и экономически выгодных решений, создание единых регулирующих органов и правил тарифообразования в сфере теплоэнергетики.
До сих пор в российском энергетическом законодательстве напрямую указан приоритет когенерации при производстве тепловой энергии. В то же время, законодательные нормы, обеспечивающие реализацию этого приоритета, в настоящее время практически отсутствуют. Благодаря, в том числе, ряду неудачных решений при реформировании рынка электроэнергетики в отрыве от реформ на тепловом рынке, доля комбинированной выработки на ТЭЦ снизилась почти на 30% за последние 25 лет [4].
В рамках функционирующей в настоящее время модели рынка электроэнергии и мощности (ОРЭМ) ТЭЦ оказались неконкурентоспособными и неэффективными. Причиной такого положения вещей обычно называют износ оборудования почти на 80%, неплатежи (что является действительно очень большой проблемой, но напрямую к эффективной производительности ТЭЦ, как представляется, все-таки не относится), недостаточность инвестиций в отрасли.
На самом же деле реформирование рынка электроэнергии в отрыве от теплового рынка и привело к такой парадоксальной ситуации, когда когенерация, признанная во всем мире как самая эффективная технология производства электроэнергии и тепла, оказалась сегодня самой невостребованной на российском рынке ОРЭМ, и функционирующая модель рынка электроэнергии и мощности, не обеспечивающая возможность работы ТЭЦ по экономичному тепловому графику, и не учитывающая специфику ТЭЦ, вынуждает вполне эффективные и экономически выгодные и конкурентоспособные предприятия уходить с рынка. Когенерация – это фактически наилучшая технология для тех географических и климатических условий, которыми отличается наша страна, и отказ от ее преимуществ приводит к снижению эффективности энергетической области в целом в российских условиях. При этом основная проблема заключается не просто в несовершенстве правил функционирования рынка электроэнергетики, а в неправильной формулировке первичных целей и принципов, обеспечивших экономическую дискриминацию ТЭЦ[9].
Так, в частности, действующая модель рынка не учитывает стоимость передачи электроэнергии по сетям, в ней предполагается, что все генераторы, независимо от расстояния передачи электроэнергии от электростанции до потребителя, обладают одинаковыми конкурентными возможностями. При этом стоимость передачи энергии по сетям составляет почти половину стоимости энергии для конечного потребителя. При этом максимальная эффективная дальность передачи энергии для ТЭЦ составляет 25-30 км. Таким образом, исходя из действующей модели рынка, ТЭЦ, находящиеся вблизи потребителя, фактически дотируют развитие и содержание межрегиональных электрических сетей, необходимых для передачи электроэнергии от ГРЭС, ГЭС и АЭС.
Якобы “конкурентная” процедура КОМ учитывает лишь удельные затраты на содержание мощности станций, и не принимает во внимание, что специфика ТЭЦ заключается в том числе и в том, что ТЭЦ имеют объективно большие затраты на содержание мощности, при меньшей стоимости электроэнергии в теплофикационном цикле. В результате в 2019 г. (по результатам долгосрочного КОМ) ТЭЦ получит в виде оплаты мощности на 10% меньше средств чем даже в 2011 году [8], хотя при учете совокупных объективных затрат ТЭЦ оказались бы намного более экономически эффективны, чем другие теплоэнергетические объекты. Энергетические компании пытаются получить недостающие средства на рынке тепла, что может обрушить весь рынок централизованного теплоснабжения, так как делает его совершенно неконкурентоспособным по сравнению с локальными теплоисточниками (типа котельных) [9].
Ввод новой генерации по механизмам ДПМ, направление всей экономии, получаемой от конкуренции электростанций на ОРЭМ, на развитие сетей для обеспечения этой же самой конкуренции, расчеты повышения системной надежности лишь по сетевой составляющей, без учета специфики ТЭЦ превращает вполне конкурентные предприятия ТЭЦ в невыгодные и убыточные.
С учетом того, что на сегодняшний день на федеральном уровне отсутствует системная оценка последствий разрушения системы ТЭЦ, проблему вывода ТЭЦ из эксплуатации пытаются “сбросить” на региональный уровень в виде оплаты “вынужденной” генерации и строительства замещающих котельных.
2. Экономические парадоксы когенерации
При учете топливных затрат ТЭЦ в целях тарифообразования применяются два основных метода – “физический” и “пропорциональный” [4].
При раздельном производстве тепла и электроэнергии на тепловой электростанции стоимость использованного топливо разносится обычным затратным методом на себестоимость соответствующего товара (тепла или энергии). В этом варианте общий объем топлива, потребляемый ТЭЦ, оказывается меньше, чем если бы электроэнергия и тепло были произведены в том же количестве “раздельным” способом. Соответственно, экономия топлива должна быть разнесена в стоимости произведенного товара (тепла и энергии). Но если хотя бы часть экономии топлива отнести на производство тепла, формальный КПД (не физически реальный!) будет составлять более 100% в пересчете на одинарный цикл котельной, что, естественно, невозможно. В целях устранения этого “бумажного” противоречия был принят метод учета затрат топлива, относящий всю его экономию на электроэнергию (так называемый “физический” метод).Этот метод был введен в СССР совместно с запретом на выделение топлива для котельных в зоне функционирования ТЭЦ – таким образом стимулировалась эффективная теплофикация[4].
Второй метод, применяемый при подсчете топливных затрат – “пропорциональный”. Его суть – разделение экономии по топливу пропорционально между обоими видами производимой энергии – тепловой и электрической. В настоящее время законодательно определено, что метод подсчета и разнесения затрат на топливо должно происходить в соответствии с методикой, которую должно было разработать Министерство энергетики РФ. К сожалению, такой методики до сих пор не существует.
В связи с этим энергетические компании самостоятельно выбирают метод распределения топливных затрат, и им намного выгоднее использовать “физический метод”, так как именно этот метод можно использовать как инструмент повышения тарифов. Таким образом, сегодня, когда запрет на топливо отсутствует, стимулируется не эффективная теплофикация от ТЭЦ, а “котельнизация” страны с ежегодным перерасходом 37,0 млн. т.у.т. (более 100,0 млрд.руб.) [6].
С другой стороны, региональные службы по тарифам рассматривают ТЭЦ исключительно как единое целое производство, и принимают к расчетам все удельные расходы топлива по теплу только по комбинированной выработке, совершенно не принимая во внимание, что по факту на большинстве ТЭЦ присутствует еще и раздельный технологический цикл, то есть зачастую часть тепловой энергии на ТЭЦ производится либо пиковыми водогрейными котлами, либо энергетическими без выработки электроэнергии. Но в связи с применением для подсчетов лишь “пропорционального” метода, потребление топлива для раздельного производства тепла перераспределяется на электроэнергию, и если выработка электроэнергии составляет малую величину по сравнению с тепловой энергией, то получается, что ТЭЦ производит буквально “золотую” электроэнергию – удельные показатели потребления топлива при таких подсчетах “взлетают до небес”.
При этом сегодня, в связи с тем, что ТЭЦ обязана выполнять команды системного оператора по выдаче требуемой мощности, она зачастую вынуждена работать в неэкономичном режиме, поддерживая так называемый “горячий резерв”. Таким образом, ТЭЦ обеспечивают надежность работы энергосистемы ценой собственных убытков.Естественно, долго это продолжаться не может, поскольку убыточное предприятие не имеет источника развития, а, значит, будет вынуждено уйти с рынка. При достаточно массовом “исходе” ТЭЦ с рынка обеспечение надежности энергосистемы становится все более и более проблематичным.
Особенностью России являются огромные расстояния и, относительно других развитых стран, низкая плотность электрических нагрузок. Поэтому задача снижения затрат на передачу электроэнергии для нашей страны всегда стояла достаточно остро. В советский период эта задача была решена именно путем строительства высокоэкономичных ТЭЦ в центрах нагрузок, на крупных предприятиях и в центрах городов. Теперь же, в результате реформы электроэнергетики, ТЭЦ стали выполнять несвойственные им функции обеспечения электроэнергией и мощностью оптового рынка.При этом использующийся на оптовом рынке электроэнергии и мощности (ОРЭМ) метод КОМ (конкурентного отбора мощности), учитывает лишь удельные затраты на содержание мощности станций, и совершенно не приспособлен для учета специфических особенностей ТЭЦ. Таким образом, ТЭЦ, имеющие наивысшую из всех тепловых циклов экономичность при работе по тепловому графику, выводятся с рынка как неэффективные и неконкурентоспособные.
Проблема тарифообразования также стоит в отрасли очень остро. Рост тарифов на тепловую энергию регулируется государством, и темп роста не должен превышать предельных индексов, установленных регулятором. В то же время цены на топливо для ТЭЦ (в частности, уголь)являются нерегулируемыми,т.е. полностью зависят от поставщиков топлива. При этом цена на рынке электроэнергии формируется на основании ценовых заявок всех электростанций, без учета их специфики. Генераторами с наименьшей себестоимостью в таком аспекте оказываются ГЭС, а ТЭЦ по результатам формирования равновесной цены вынуждена поставлять электроэнергию по ценам ниже себестоимости топлива для нее.
В дополнение к перечисленному необходимо отметить и финансовые трудности в связи с налогообложением. Так, в области реализации мероприятий по защите окружающей среды и улучшению экологической обстановки в регионах контролирующие органы стремятся, помимо оплаты экологических платежей, заставить ТЭЦ реализовывать дополнительные высокоэффективные экологические мероприятия за свой счет, грозя закрытием или огромными штрафами. В итоге и без того убыточная в рамках действующей модели рынка компания вынуждена оплачивать решение проблем региона.Налогообложение ТЭЦ с оборотным водоснабжением также непродуманно – налог на воду взимается в полном объеме поднятой воды без учета того, что та же вода сбрасывается обратно в водоем за исключением незначительного объема ее потребления на собственные нужды ТЭЦ. В частности, примером этого может служить Читинская ТЭЦ-1[8].
Еще одна проблема тарифообразования на рынке теплоснабжения – сетевые тарифы.
В настоящее время считается, что малые ТЭЦ (мощностью менее 25 МВт) более выигрышны по сравнению с крупными ТЭЦ общего пользования. Такой “выигрыш” происходит за счет того, что потребители электроэнергии от малых ТЭЦ не должны платить сетевой тариф за передачу электроэнергии по сетям высокого напряжения. В системах централизованного теплоснабжения максимальное экономически эффективное расстояние передачи тепловой энергии составляет 25-30 км. Это обуславливает пространственную локализацию, множественность и неоднородность рынков тепловой энергии. Так, в России количество рынков тепловой энергии оценивается на уровне 50 тыс., в то время как, например, в США их количество – 837, в Дании и Финляндии по 400, в Канаде – 159[3].Естественно, малые ТЭЦ незаменимы в тех районах, где других теплоэнергетических объектов просто нет, или они невыгодны именно в силу того, что для передачи электроэнергии от более крупных объектов теплоэнергетики необходимо будет тянуть электросети в эти районы, что очень дорого само по себе. Стоимость передачи электроэнергии по электросетям составляет почти половину в структуре розничной цены для конечного потребителя.
Но это не значит, что необходимо массово строить малые ТЭЦ, имеющие намного худшие показатели энергоэффективности и экономичности, чем существующие более крупные ТЭЦ. В итоге получается, что страна застроена малыми ТЭЦ с оборудованием на уровне прошлого века, а более современные, но крупные ТЭЦ (которые вынуждены включать в цену электроэнергии сетевой тариф), либо лишаются тепловой нагрузки, либо выводятся с рынка через процедуру КОМа.
Необходимо учитывать, что более совершенные ТЭЦ – это не те, в которых уменьшены удельные затраты топлива, а те, на которых при том же тепловом потреблении вырабатывается больше электроэнергии (более дорогого товара по сравнению с теплом). То есть более совершенной будет та ТЭЦ, на которой в суммарном производстве двух товаров (тепла и электроэнергии) будет большая доля вырабатываемой электроэнергии.
Таким образом, функционирующая модель рынка электроэнергии и мощности, не обеспечивающая возможность работы ТЭЦ по экономичному тепловому графику, и не учитывающая специфику ТЭЦ, вынуждает вполне эффективные и экономически выгодные и конкурентоспособные (при других моделях рынка) предприятия уходить с рынка.
3. Конкурентные возможности ТЭЦ при расчете методом “альткотельной”
Тепловая энергетика России в последнее время (начиная с 90-х годов XXвека) функционирует фактически без какой-либо системы долгосрочного планирования своего развития. Регулирование теплоснабжения “размазано” между органами власти всех уровней – федерального, регионального, муниципального. При этом даже на федеральном уровне функции ответственности и регулирования тепловой отрасли распределены между Минэнерго РФ и Минстроем РФ. Координация действий осуществляется при этом путем создания рабочих групп по проблемам теплоснабжения и прохождения через процедуры согласования нормативных актов. Этот путь настолько малопродуктивен, что ни объективного анализа проблем теплоэнергетики, ни качественного законодательно-правового регулирования не было обеспечено до сих пор. Функцию координатора в этой области не могут выполнять и негосударственные организации – таких в области теплоэнергетики просто нет.
В соответствии со статьей 14 Федерального закона № 131-ФЗ [2], организация в границах поселения теплоснабжения населения относится к вопросам местного значения, то есть эта задача вообще возложена на органы местного самоуправления, а все остальные “умывают руки”. Муниципальные власти в большинстве случаев неспособны, или не обладают возможностью принимать стратегические решения, поэтому основная их деятельность на рынке тепла сводится к решению краткосрочных задач по сдерживанию роста тарифов.
В итоге на рынке теплоснабжения создалась ситуация, когда тарифы непрозрачны, недолговременны и непредсказуемы для потребителя, при этом бизнес теплоснабжения убыточен.
29 июля 2017 года Президентом России В.В. Путиным был подписан закон “О внесении изменений в федеральный закон “О теплоснабжении” (Федеральный закон от 29.07.2017 № 279-ФЗ) [1]. Закон определяет ключевые моменты модернизации тепловой отрасли.
Одним из таких ключевых моментов является новый метод тарифообразования – так называемый “метод альтернативной котельной” (метод альткотельной, метод АК). Суть метода в том, что предельная цена на тепло устанавливается, исходя из той суммы, которую потребитель затрачивал бы, если бы ради целей отопления построил рядом с собой собственную газовую котельную. Методология расчета цены АК утверждается на федеральном уровне, при этом цена АК и расценки утверждаются РЭКами(региональными органами исполнительной власти в области государственного регулирования тарифов)[5].В целевой модели теплового рынка предполагается, что дифференциация расходов на строительство котельных и теплосетей для расчетов по методу АК будет определена для восьми температурных зон, на которые будет разделена территория России. Определено, что самым дешевым будет строительство котельных в Дагестане, Чечне и Краснодарском крае (-4% от среднего показателя). Дороже всего строительство котельных обойдется в Якутии (+37%)[3].
В законе [1] предусмотрено, что переход на новый принцип ценообразования должен быть добровольным, и предприниматься лишь по инициативе муниципалитета. Также предполагается, что переходный период в тарифообразовании не будет единомоментным, а растянется на 5-10 лет. Если часть муниципалитетов добровольно согласится на реализацию реформы, то она может начаться в таких регионах уже с середины 2018 года. На первом этапе реформы теплоснабжения модель “альтернативной котельной” предполагается вводить в тех регионах, где тепловая энергия в основном производится на ТЭЦ (т.е. если производство тепловой энергии на ТЭЦ в регионе составляет более 50% всего теплоснабжения по региону). Для остальных территорий внедрение нового принципа ценообразования предполагается начать с 2019 года.
По аналогии с рынком электроэнергии, в РФ будут введены ценовые зоны “по теплу”, внутри которых за теплоснабжение будут отвечать единые теплоснабжающие организации (ЕТО). Законом [1] определяется, что ЕТО будет отвечать за качество предоставления услуг по теплоснабжению и реализовывать мероприятия по модернизации и строительству объектов теплоснабжения согласно схеме теплоснабжения. Таким образом, ЕТО приобретает черты организации, которая будет фактически монополистом в области теплоснабжения, т.к. именно она будет аккумулировать денежные потоки в тепловой области и перенаправлять их на нужды отрасли согласно своему разумению.
Поэтому закон устанавливает правила наблюдения за ЕТО со стороны антимонопольных органов, а также порядок взаимодействия ЕТО с контрагентами и механизмы досудебного урегулирования споров. Также в [1] прописаны особенности заключения концессионного соглашения в ценовых зонах теплоснабжения, включающие механизмы договорной работы по объектам теплоснабжения, централизованным системам горячего водоснабжения, и отдельным объектам таких систем.
Таким образом, согласно положениям [1], Единая теплоснабжающая организация (ЕТО) должна стать координатором на рынке теплоснабжения, а также центром ответственности на этом рынке. ЕТО должны будут отвечать за качество и надежность систем теплоснабжения, контролировать состояние этих систем, аккумулировать денежные потоки в данной сфере и распределять инвестиции в соответствии с разрабатываемыми инвестиционными программами и планами развития отрасли. Фактически ЕТО будут определенного рода “естественными монополиями” в области тепловой энергетики России. Это, конечно же, вызывает достаточно сильные опасения. ЕТО во внедряемой модели рынка теплоснабжения становится естественным монополистом, что подразумевает возникновение рисков злоупотребления монопольным положением. При этом потребитель (в том числе и население) становится абсолютно незащищенным перед такой организацией-монополистом в случае ее недобросовестности и оказания некачественных услуг теплоснабжения. Поэтому крайне важно сохранить механизмы государственного контроля и антимонопольного регулирования над ситуацией в отрасли.
Работа ЕТО должна также дать возможность предприятиям и организациям принимать прогнозные решения по затратам на тепло не только в краткосрочной, но и в среднесрочной перспективе, чему должно способствовать принятие долгосрочных тарифов (на срок от трех до пяти лет), которые должны стабилизировать окупаемость затрат на услуги по снабжению тепловой энергией.
Сибирская генерирующая компания уже подписала первые соглашения в рамках нового закона. Они заключены с городом Рубцовск Алтайского края. Принцип добровольности в данном случае, по свидетельству официальных лиц, был “добровольно-вынужденным” – ни один способ решения проблем теплоснабжения города, который пытались применять в рамках прежнего законодательства, не сработал, и проблемы Рубцовска с теплоснабжением только усугублялись. Тем не менее, эксперты прогнозируют, что в ближайший год соглашения по переходу к новой модели заключат еще порядка десяти городов и до десяти пилотных компаний[8].
Данный метод, обладая определенными преимуществами, в том числе вызывает достаточно много сомнений. Так, частью участников рынка и специалистов высказывается мнение, что “альткотельная” – очередной “пластырь” на разваливающуюся систему теплоснабжения, но, к сожалению, не лечение проблем теплоэнергетики.
В частности, ряд специалистов утверждает, что новый закон предлагает решение проблем теплоснабжения лишь за счет упреждающего роста тарифов на тепло для потребителей, при этом не содержит ни одной конкретной меры по снижению затрат самих энергокомпаний. Также, по их мнению, новый закон консервирует использование “физического” метода распределения затрат на топливо между теплом и электроэнергией ТЭЦ, когда эффект теплофикации относится на электроэнергию.
Эксперты прогнозируют большой рост тарифов на тепло в связи с введением новой модели. Так, тарифы по регионам будут зависеть, в том числе, от технического состояния местных теплосетей. Поскольку в большинстве регионов страны теплосети находятся в очень плохом состоянии, то, по мнению ряда экспертов, принятие закона может вызвать рост цен на тепловую энергию. Согласно подсчетам специалистов Высшей школы экономики, уровень “альтернативной котельной” выше существующих тарифов от 10 до 47% в некоторых регионах (например, для покрытия расходов, связанных с переходом на новую систему тарифообразования, Пермскому краю понадобится дополнительно 1,239 млрд. руб., Бурятии – 1,5 млрд. руб., Самарской области – около 3,8 млрд. руб.), поэтому одномоментный переход на новый порядок ценообразования действительно вызвал бы значительный неблагоприятный социальный резонанс. С другой стороны, по Тюмени, например, переход к “методу АК” приведет к повышению тарифов на индекс потребительских цен (ИПЦ) плюс 1,2%, по Челябинску – на ИПЦ плюс 1,9% [15]. Но введение переходного периода, растянутого на 5-10 лет, позволяет, по мнению специалистов, удерживать рост тарифов на уровне стандартных ежегодных повышений или сделать его практически незаметным для определенных регионов.
Далее, к “плюсам” модели относится то, что модернизация теплоснабжения даст возможность четко распределить ответственность в отрасли, позволит загрузить мощности смежных отраслей, ввести рыночную ценовую политику, отменить перекрестное субсидирование тепла и электроэнергии, уменьшить регуляторное давление, ввести долгосрочное тарифное регулирование, повысить надежность теплоснабжения, повысить инвестиционную привлекательность отрасли. По мнению экспертов, одна только загрузка мощностей смежных отраслей даст мультипликативный эффект на ВВП страны в 0,3 процентных пункта ежегодно в горизонте до 2025 года [3].
С другой стороны, специалисты отмечают, что в “модели альткотельной” не учитывается специфика когенерации на ТЭЦ, не разработаны методики разнесения удельных затрат на топливо. Тариф “альтернативная котельная”, по мнению ряда специалистов и экспертов, противоречит технической сути процесса. При производстве тепловой и электрической энергии весь эффект экономии топлива полностью относится на производство электроэнергии. При этом, по утверждениям разработчиков метода, эффективность электроэнергетики возрастет почти в 2,3 раза [3]. На самом же деле произойдет лишь перераспределение “на бумаге” – затраты на электроэнергетику будут отнесены на бесплатное сбросное тепло. Так, будет считаться, что на сбросное тепло затрачивается не 30-60 кг у.т./Гкал (как это происходит в реальности), а 170-180 кг у.т./Гкал, как это предполагается при расчетах по методу “альтернативной котельной”[8]. Таким образом, потребители тепла в ЖКХ должны будут субсидировать электроэнергетику. Реального же повышения эффективности как не было, так и не будет.
Также отмечается, что новый метод не внесет никаких изменений в систему субсидирования. Поэтому скачок цен на отопление будет по-прежнему субсидироваться из местных бюджетов. При этом разработчиками предлагается лишь тарифные методы решения проблем теплоэнергетики, без учета каких-либо успешно реализованных в других странах (в частности, в Германии или скандинавских странах) нетарифных мер, применение которых в этих странах позволило кратно снизить потери тепла, удвоить ресурс работы систем теплоснабжения. В принятой законодательно модели “альтернативной котельной” совершенно игнорируются принятые во всем мире методы распределения затрат ТЭЦ, по которым эффект теплофикации относится на производство тепловой энергии. Как указывают специалисты, применение таких “энергетических” мер может снизить тарифы на тепло на коллекторах ТЭЦ в 2 раза, что позволяет рыночным способом снять вопрос об “эффективности” котельных потребителей, обеспечивая развитие теплофикации[8].Никаких решений в этом плане в модели “альткотельной” не предусмотрено.
Помимо этого, специалистами отмечается, что в “модели АК” практически не учитывается пространственная неоднородность рынков тепловой энергии в России. В нашей стране существуют зоны, в которых намного выгоднее развивать именно малые ТЭЦ вместо строительства дорогостоящих тепло- и энергосетей. Но в уже развитых районах необходимо обязательно учитывать, что крупные ТЭЦ, включающие в свою цену сетевой тариф, намного более выгодны и эффективны, чем малые ТЭЦ, поскольку в суммарной выработке тепловой и электрической энергии такие ТЭЦ показывают намного большую степень выработки электроэнергии. Эту специфику обязательно необходимо учитывать в методических разработках и указаниях по подсчету эффективности объектов теплоснабжения, чего нет в методе “альтернативной котельной”. Таким образом, это усугубляет ситуацию с ТЭЦ, и ведет к очередному витку “построений котельных” вместо использования ТЭЦ.
Также новая модель ценообразования на тепловом рынке не является комплексной, и не учитывает, в частности, реакцию рынка электроэнергии на проблему перекрестного субсидирования между электрической и тепловой энергией в случае внедрения новой модели ценообразования в сфере теплоснабжения.Оба рынка – тепла и электроэнергии – опять оказываются “оторванными” друг от друга в тарифной модели. Если стоимость производства тепла на ТЭЦ будет определяться предельным уровнем цены на тепловую энергию по методу АК, то при комбинированной выработке производство электрической энергии станет более дешевым за счет увеличения цены на производство тепловой энергии. Это повлечет за собой увеличение стоимости коммунальных услуг, причем рост стоимости тепловой энергии должен будет компенсироваться из местных бюджетов, так как он будет значительно превышать установленные индексы роста коммунальных услуг для населения. [8].
В модели “альткотельной” не определены критерии отнесения ТЭЦ к когенерационным установкам, не выделена когенерационная мощность, не проработаны возможность, необходимость и технические ограничения для работы по тепловому графику. Также не проведена оценка возможностей и последствий более существенной загрузки станций по теплу с переводом крупных котельных в параллельную работу.
Поэтому изменение регулирования рынка тепловой энергии в России должно сопровождаться соответствующим изменением технологических параметров систем централизованного теплоснабжения, разработкой методических и регулирующих норм с учетом специфики объектов теплоснабжения, изменением топливной корзины (возможно, в пользу ВИЭ); установкой приборов учета и тепловых пунктов с теплообменниками у потребителей.К тому же, по мнению определенной части специалистов и участников рынка, переходить на новую схему тарифообразования на тепло необходимо сразу на всей территории страны. Какой-либо позитивный эффект при этом будет наблюдаться лишь через десять-пятнадцать лет. Примерно такой же промежуток времени экспертами отводится на привлечение инвестиций в отрасль. Если же внедрение ценовой модели АК будет происходить в предложенном законом варианте, система теплоснабжения будет продолжать разваливаться, и через какое-то время под угрозой окажется вся энергосистема страны [6].
Кроме того, необходимо внести изменения в регламенты ОРЭМ, чтобы создать условия для возможности работы ТЭЦ по тепловому графику, учесть в правилах проведения процедуры КОМ общесистемные эффекты функционирования ТЭЦ, обеспечить применение механизмов финансирования модернизации ТЭЦ при наличии межсистемной экономии, ввести обязательную процедуру рассмотрения проектов развития когенерации, как альтернативу крупным проектам строительства электрических сетей, котельных, конденсационных станций[9].Также в области законодательства предлагается дополнительно:
а) учесть в методике разнесения затрат ограничения на распространение эффекта экономии топлива на тепловую энергию, вырабатываемую ТЭЦ вне теплофикационного цикла;
б) регламентировать процедуру определения регулировочного диапазона (разницы между включенным максимумом и минимумом электростанции) для Системного оператора с ограничением его величины для электростанций типа ТЭЦ, либо ввести дополнительную плату за сверхнормативный горячий резерв мощности.
в) разработать механизм компенсации выпадающих доходов по регулируемым видам деятельности [5].
Выводы:
Развитие систем центрального теплоснабжения стало в свое время одним из огромнейших достижений Советского Союза. В советское время основным двигателем развития СЦТ служила промышленность. После 1990 года отрасль пришла “в запустение” – после развала СССР промышленность “обвалилась” на 30%, а предприятия, которые “выжили” после этого, в целях сокращения затрат старались внедрять энергоэффективные мероприятия. Но при этом теплоснабжение в России является не только “коммерческой” отраслью, но и, благодаря особенностям нашей страны, очень социально значимой. Поэтому надежное, безопасное и качественное функционирование систем теплоснабжения является в России одним из наиболее приоритетных направлений.
При этом до сих пор в российском энергетическом законодательстве применен инструмент прямого указания на приоритет конкретного технического решения – комбинированного производства тепловой и электрической энергии (когенерации). Энергообъектами, специфической особенностью которых является когенерация, являются ТЭЦ.
Реформирование рынка электроэнергии, проведенное без учета его взаимосвязи с рынком тепловой энергии, привело к снижению конкурентоспособности ТЭЦ на обоих рынках. Когенерация, признанная во всем мире как самая эффективная технология производства электроэнергии и тепла, оказалась сегодня самой невостребованной на российском рынке ОРЭМ. Функционирующая в России на нынешний момент модель рынка электроэнергии и мощности, не обеспечивающая возможность работы ТЭЦ по экономичному тепловому графику и не учитывающая специфику ТЭЦ, вынуждает вполне эффективные и экономически выгодные и конкурентоспособные предприятия уходить с рынка.
Сегодняшняя модель рынка приводит к дорогостоящим техническим и экономическим решениям, увеличивающим затраты на энергоснабжение.
В целях решения проблем теплоэнергетики в России был разработан и принят законодательно [1] в 2017 году метод “альтернативной котельной”.
Этот метод, наряду с положительными реформаторскими возможностями, обладает довольно большим набором недостатков.
Так, по мнению ряда специалистов, в “модели альткотельной” не учитывается специфика когенерации на ТЭЦ, не разработаны методики разнесения удельных затрат на топливо. Новый метод не внесет никаких изменений в систему субсидирования. Поэтому скачок цен на отопление будет по-прежнему субсидироваться из местных бюджетов. Помимо этого, специалистами отмечается, что в “модели АК” практически не учитывается пространственная неоднородность рынков тепловой энергии в России, что ведет к дальнейшему бездумному построению дополнительных котельных и выводу с рынка ТЭЦ вместо модернизации и использования системы централизованного теплоснабжения.
Также одним из главных недостатков модели “альтернативной котельной”является отсутствие комплексных решений для рынков электроэнергии и тепла. Эти рынки взаимосвязаны, и развитие одного из них без соответствующих решений в области другого может лишь усугубить ситуацию с энерго- и теплоснабжением в стране.
Также, по мнению определенной части специалистов и участников рынка, переходить на новую схему тарифообразования на тепло необходимо сразу на всей территории страны. Какой-либо позитивный эффект при этом будет наблюдаться лишь через десять-пятнадцать лет. Примерно такой же промежуток времени экспертами отводится на привлечение инвестиций в отрасль. Если же внедрение ценовой модели АК будет происходить в предложенном законом варианте, система теплоснабжения будет продолжать разваливаться, и через какое-то время под угрозой окажется вся энергосистема страны.
Эксперты предлагают обратить внимание на следующие возможности в области общесистемной модернизации рынка теплоэнергетики:
- определить критерии отнесения ТЭЦ к когенерационным установкам и выделить квалифицированную когенерационную мощность. Для каждой ТЭЦ проработать возможность, необходимость и технические ограничения для работы по тепловому графику. Также необходимо оценить возможности и последствия более существенной загрузки станций по теплу с переводом крупных котельных в параллельную работу;
- осуществить разработку сценария развития энергетики страны на основе когенерации, расчет общесистемного потенциала экономии и последствий для потребителей;
- внести изменения в регламенты ОРЭМ, позволяющие создать условия для возможности работы ТЭЦ по тепловому графику;
- ввести обязательную процедуру рассмотрения проектов развития когенерации, как альтернативу крупным проектам строительства электрических сетей, котельных, конденсационных станций;
- учесть в разрабатываемых изменениях в правила проведения КОМ общесистемные эффекты функционирования ТЭЦ.
В рамках указанных возможностей предлагается обратить внимание на опыт восточноевропейских стран, где для учета специфики теплоэнергетических объектов ввели для них особые правила рынка.
Необходимо изменить договорную политику в области поставки электроэнергии от ТЭЦ, в том числе в целях уравнивания конкурентных возможностей для малых и крупных ТЭЦ с учетом сетевого тарифа для предотвращения массового ввода в действие технически и технологически устаревших объектов, все конкурентное преимущество которых заключается в отсутствии необходимости оплачивать сетевой тариф. Более совершенные ТЭЦ – это те ТЭЦ, на которой в суммарном производстве двух товаров (тепла и электроэнергии) будет большая доля вырабатываемой электроэнергии.
В условиях российского климата необходимо обратить также внимание на использование схемы совместной работы ТЭЦ и котельных при похолоданиях, что позволит обойтись без строительства дорогостоящих выделенных тепловых сетей.
Таким образом, принятые и закрепленные на данный момент законодательно реформы в области теплоэнергетики должны обязательно отслеживаться, корректироваться и улучшаться по мере внедрения и наработки практического опыта.
Библиографический список
- Федеральный закон от 29.07.2017 № 279-ФЗ “О внесении изменений в Федеральный закон “О теплоснабжении” и отдельные законодательные акты Российской Федерации по вопросам совершенствования системы отношений в сфере теплоснабжения”[Электронный ресурс] Консультант Плюс: информационно-правовая система. URL: http://www.consultant.ru/document/cons_doc_LAW_221237/ (дата обращения 20.10.2017)
- Федеральный закон от 06.10.2003 № 131-ФЗ (ред. от 29.07.2017) “Об общих принципах организации местного самоуправления в Российской Федерации” (с изм. и доп., вступ. в силу с 10.08.2017) [Электронный ресурс] Консультант Плюс: информационно-правовая система. URL: http://www.consultant.ru/document/cons_doc_LAW_44571/ (дата обращения 20.10.2017)
- Министерство энергетики Российской Федерации. Целевая модель рынка тепловой энергии [Электронный ресурс]. – URL: https://minenergo.gov.ru/node/4227 (дата обращения 20.10.2017)
- Демина О.В. Рынки тепловой энергии: тенденции пространственной организации. М.: Пространственная Экономика, 2016. № 4. С. 33-60.
- Домникова Л.В., Домников А.Ю. Развитие систем когенерации энергии в условиях кризиса. ООО “Издательство УМЦ УПИ”, Екатеринбург. 2016. 348 с.
- Кудрявый В.В. Главе правительства РФ Д.А.Медведеву о лоббизме в электроэнергетике. ПроАтом [Электронный ресурс].http://www.proatom.ru/modules.php?name=News&file=article&sid=7567 (дата обращения 20.10.2017)
- Пеньковский А.В., Стенников В.А. Поиск равновесия спроса и предложения на конкурентном рынке тепловой энергии / В сборнике: Математические модели и методы анализа и оптимального синтеза развивающихся трубопроводных и гидравлических систем Труды XIV Всероссийского научного семинара. ФГБУН Институт Систем Энергетики им. Л.А. Мелентьева СО РАН; ответственный за выпуск: В.В. Токарев. 2014. С. 175-190.
- Парадоксы когенерации. Моя энергия [Электронный ресурс].http://www.myenergy.ru/russia/experts/experts/paradoks-kogeneracii/(дата обращения 20.10.2017)
- Стратегия развития теплоснабжения и когенерации в Российской Федерации на период до 2020 года. Энергосовет [Электронный ресурс].http://www.energosovet.ru/teplo_strateg.php?idd=68(дата обращения 20.10.2017)
Количество просмотров публикации: Please wait