Валерий СТЕННИКОВ
Академик РАН, профессор,
директор ИСЭМ СО РАН
E-mail: sva@isem.irk.ru
Андрей ПЕНЬКОВСКИЙ
Старший научный сотрудник, к. т. н., лаборатория теплоснабжающих систем, ИСЭМ СО РАН
E-mail: penkoffsky@isem.irk.ru
За более чем вековую историю развития теплоснабжения в России возник рынок тепловой энергии как сфера проявления новых экономических отношений между производителями и потребителями тепловой энергии, при этом фактически отсутствовала нормативно-правовая база, которая бы регулировала отношения, возникающие в сфере производства, передачи и потребления тепловой энергии. Лишь только спустя 20 лет после распада СССР был принят основной Федеральный закон «О теплоснабжении» [1]. Его принятие было связано с коренными изменениями в политической, социально-экономической жизни страны, непосредственно затрагивающих решение такой важнейшей задачи, как обеспечение надежного и доступного снабжения тепловой энергией потребителей на территории Российской Федерации, а также укрепление монопольного положения субъектов этой деятельности . Эта отрасль в России была и продолжает оставаться регулируемой и является неотъемлемой частью государственной экономической политики, призванной обеспечить эффективное, бесперебойное теплоснабжение с соблюдением баланса экономических интересов между теплоснабжающими организациями и потребителями. Полномочия по регулированию тарифов на тепловую энергию (ТЭ), как правило, переданы на региональный уровень. Выбор метода формирования тарифов осуществляется органом регулирования (региональной энергетической комиссией/службой по тарифам) с учетом предложений регулируемой организации (единой теплоснабжающей организации (ЕТО).
В настоящее время в РФ согласно Федеральному закону от 27.07.2010 г. № 190-ФЗ (ред. от 01.05.2022 г.) [1] «О теплоснабжении», действуют четыре основных метода регулирования тарифов в сфере теплоснабжения.
- Метод экономически обоснованных расходов (затрат). Данный метод расчета тарифа на тепловую энергию основан на определении прогнозного объема полезного отпуска тепловой энергии в рассматриваемой теплоснабжающей системе (ТСС), отнесенного к необходимой валовой выручке (НВВ) ЕТО на рассматриваемый период регулирования [1]. Она определяется как сумма планируемых на расчетный период регулирования расходов, уменьшающих налоговую базу налога на прибыль организации (расходы, связанные с производством и реализацией продукции (услуг), и внереализационные расходы), расходов, не учитываемых при определении налоговой базы налога на прибыль (расходы, относимые на прибыль после налогообложения), и величины налога на прибыль. По своей сути данный метод является методом ценообразования с общепринятым названием «Затраты плюс».
Положительными сторонами данного метода является его применимость на первых стадиях ценообразования на ТЭ. Он является достаточно понятным и простым с позиции расчета и позволяет наиболее полно учитывать общие (суммарные) издержки ЕТО. К отрицательным особенностям можно отнести отсутствие стимулов у ЕТО к снижению расходов на теплоснабжение потребителей, отсутствие условий для привлечения инвестиций на долгосрочный период.
Данный метод регулирования является краткосрочным и применяется на расчетный финансовый период 1 год. Это является еще одним его недостатком, поскольку не позволяет использовать полученный эффект от реализованных мероприятий по снижению издержек, сохранив его на следующий период регулирования для инвестирования в модернизацию системы. Сохранение тарифа на долгосрочную перспективу без изъятия финансового эффекта позволило бы создать стимулы для сокращения издержек и за счет этого привлечь инвестиции для реконструкции и развития системы.
Условия, предъявляемые к ЕТО для обоснования применения метода регулирования на основе экономически обоснованных расходов, представлены на рис. 1. - Метод индексации установленных тарифов. При расчете тарифов с применением метода индексации установленных тарифов необходимая валовая выручка ЕТО на рассматриваемый период регулирования включает в себя операционные расходы (подконтрольные), неподконтрольные расходы, расходы на энергетические ресурсы, нормативную прибыль ЕТО, расчетную предпринимательскую прибыль и выпадающие доходы [1]. В свою очередь, операционные расходы рассчитываются с помощью индекса потребительских цен, который определяется на основе параметров прогноза социально-экономического развития РФ на рассматриваемый период регулирования. Такой тариф устанавливается на срок до 5 лет, или при первом применении – на срок не менее 3 лет.
Данный метод является аналогом метода экономически обоснованных расходов и отличается в долгосрочном периоде его применения. Метод индексации установленных тарифов также является неэффективным с точки зрения привлечения инвестиций в ЕТО – он не гарантирует возврата инвестированного капитала, т. к. расходы на инвестиционный капитал не включаются в валовую выручку ЕТО. Здесь также, как и в вышеизложенном методе необходимо сохранить финансовый эффект от реализации энергоэффективных мероприятий на период окупаемости вложенных инвестиций.
При выборе данного метода регулирования тарифов на тепловую энергию условия и требования соответствия к ЕТО не предъявляется. - Метод обеспечения доходности инвестированного капитала (Regulatory Asset Base (RAB) – регулируемая база инвестированного капитала). Основной особенностью метода RAB регулирования является то, что он может применяться только для теплосетевого комплекса и в очень редких случаях для источников тепловой энергии, при этом для рассматриваемой ТСС на основании [1] должны выполняться требования и условия к ЕТО, приведенные на рис. 2.
Применение метода доходности инвестированного капитала направлено на решение важнейших задач тарифного регулирования в теплоэнергетической отрасли – создание благоприятных условий для привлечения долгосрочных частных инвестиций в целях модернизации основных производственных фондов, повышения уровня надежности и качества реализуемых услуг, а также создания стимулов для сокращения операционных расходов регулируемых организаций. Формирование валовой выручки при этом, наряду с текущими затратами, включает дополнительно возврат капитала и доход на инвестируемый капитал [1].
Преимуществом данного метода регулирования является наличие реальной возможности привлечь инвестиции на ремонты, реконструкцию и модернизацию энергетического оборудования ТСС. При этом в условиях среднесрочного регулирования на период до 5 лет, существуют высокие риски увеличения тарифов на тепловую энергию в результате роста инвестиций в ТСС на рассматриваемый период регулирования. Это подтверждает опыт применения метода RAB регулирования в электроэнергетике, где его введение привело к значительному росту тарифов на передачу электроэнергии. - Метод сравнения аналогов. Данный метод применяется в целях установления долгосрочных тарифов (5 лет и 3 года при первом применении) на ТЭ для регулируемой ЕТО на основе анализа зависимости величины расходов, аналогичных по масштабу и мощности ЕТО, осуществляющих такой же регулируемый вид деятельности в сфере теплоснабжения потребителей [1]. Для реализации этого метода регулирования для ЕТО должны выполняться требования, соответствующие приведенным на рис. 3.
Недостатком данного метода является наличие рисков инвестиционной деятельности в эту сферу, так как в тарифе на тепловую энергию не предполагается прямой учет капитальных вложений в конкретные инвестиционные программы по развитию ТСС. Эффективность применения метода сравнения аналогов возможна только для небольших ТСС.
Ценовая зона «альтернативная котельная»
Высокий износ основных фондов ТСС, который составляет более 60% [2], требует больших капитальных затрат для их реконструкции и модернизации и оценивается Минстроем РФ в объеме 200 млрд руб. в год. По факту, размер выделяемых средств в эту сферу экономики не превышает 100–115 млрд руб. в год. В связи с этим, Правительством РФ для привлечения дополнительных инвестиций в теплоэнергетическую отрасль в 2018 г. были приняты изменения в ФЗ № 190 [1] и предложена дорожная карта «Внедрение целевой модели рынка тепловой энергии». Они послужили основой для формирования новой модели рынка тепла, предполагающей переход к ЕТО, создаваемой на базе крупных источников и тепловых сетей. При этом в ценовой зоне городов, перешедших к новой модели управления теплоснабжением потребителей, было сформировано новое правило регулирования тарифов на основе метода «альтернативная котельная» (АК) (рис. 4).
организации с тарифным регулированием на основе «альтернативной котельной»
Основная цель, которая преследовалась при реализации этих нововведений заключалась в снижении административного давления на тепловой бизнес и создание экономических стимулов для привлечения инвестиций и улучшения текущего состояния ТСС.
в современных домах
Источник: shmeljov / depositphotos.com
Переход на ценовую зону «альтернативная котельная» является добровольным, но при этом, согласно ФЗ № 190, к этой зоне могут быть отнесены поселения, соответствующие следующим критериям:
Наличие утвержденной схемы теплоснабжения поселения.
50 и более процентов суммарной установленной мощности ИТ энергии, указанных в схеме теплоснабжения, составляют ИТ, функционирующие в режиме комбинированной выработки электрической и тепловой энергии.
Наличие обращения в Правительство РФ об отнесении поселения к ценовой зоне теплоснабжения от исполнительно-распорядительного органа муниципального образования и ЕТО, в зоне деятельности которой находятся ИТ указанных в схеме теплоснабжения поселения. Совместное обращение об отнесении поселения к ценовой зоне теплоснабжения включает в себя в том числе обязательства ЕТО и исполнительно-распорядительного органа муниципального образования по исполнению принятых обязательств согласно ФЗ № 190.
Наличие согласия высшего исполнительного органа государственной власти субъекта РФ на отнесение поселений, находящихся на территории субъекта РФ, к ценовой зоне теплоснабжения.
В рамках данной модели предлагается расширить роль ЕТО, которая должна выступать не просто единым закупщиком и поставщиком тепловой энергии в зоне своей деятельности, а должна стать единым центром ответственности по теплоснабжению перед потребителями и органами власти. Новая модель теплового рынка предполагает переход от государственного регулирования всех тарифов в сфере теплоснабжения к договорным ценам на тепловую энергию. При этом для защиты интересов потребителей тариф на ТЭ ограничивается расчетной (предельной) стоимостью тепловой энергии, производимой на «альтернативной котельной», а полномочия по надзору (контролю) над деятельностью ЕТО, применением метода АК и соблюдением предельной величины тарифа на ТЭ возлагаются на Федеральную антимонопольную службу РФ согласно рис. 4.
Под «альтернативной котельной» понимается локальный источник тепла мощностью не более 10 Гкал/ч, которым потребитель может заменить централизованное теплоснабжение. В основе определения параметров такой котельной лежит предпосылка о применении наиболее современных и экономичных (доступных) технологий, а также максимально эффективное использование установленной мощности. В процессе моделирования на основе ряда входных параметров (технологических и экономических), в соответствии с приемлемым для инвестора сроком окупаемости (не более 10 лет), рассчитывается предельный уровень тарифа на производимую в регионе тепловую энергию, исходя из суммарных дисконтированных затрат на строительство и эксплуатацию «альтернативной котельной». Укрупнено, методика расчета предельного уровня цен (Ц) на тепловую энергию (мощность) представлена на рис. 5.
Если действующий тариф на тепловую энергию ниже предельной цены «альтернативной котельной», то разрабатывается график поэтапного (в течении 5 лет, а в некоторых случаях до 10–15 лет) доведения действующего тарифа на тепловую энергию до цены АК с учетом правил индексации соответствующих цен, утвержденных Правительством Российской Федерации. Если действующий тариф выше цены АК, его замораживают. Предложенная в законе модель теплоснабжения вызывает много дискуссий и критики, связанной с монополизацией теплового рынка, установлением необоснованно высоких тарифов и отсутствием мотивации к снижению издержек, незаинтересованности в инвестировании по целому ряду причин частного капитала и инвесторов, на что рассчитывали создатели модели [2–5]. Возможно, это связано с неправильным целеполаганием, при котором предлагаемая концепция «ЕТО + АК», прежде всего, ориентирована на улучшение положения теплового бизнеса на рынке тепла, сохранение и развитие централизованного теплоснабжения, конкурентоспособность которого снижается из-за бездействия бизнеса. При этом такая модель не учитывает интересы потребителей и не предусматривает другие, возможно, более выгодные для потребителей механизмы обеспечения надежного и современного энергоснабжения. В частности, повышение эффективности традиционного метода расчета тарифов, где присутствуют и амортизационная и инвестиционная составляющие, предназначенные для инвестирования ремонтов, реконструкции и развития, метод технологического эталона (бенчмаркинг) и др., которые были бы направлены на стимулирование снижения издержек, сокращение потерь тепла и топлива, повышение качества, надежности и доступности теплоснабжения, не только экономической, но и технологической. Рынок строится на активном вовлечении в бизнес – процесс на взаимовыгодных условиях теплоснабжающих организаций, акционеров, инвесторов, с одной стороны, и потребителей, с другой стороны, он не должен перекладывать все проблемы на потребителя, который при этом не имеет имущественного приобретения, и по поставкам теплоэнергии полностью зависит от ЕТО.
По замыслу Министерства энергетики РФ введение ценовой зоны «альтернативная котельная» позволит привлечь инвестиции в теплоснабжающую отрасль в размере 2,5 трлн руб., из которых около 32% могут быть получены за счет повышения эффективности отрасли в области энергосбережения и оптимизации ее функционирования и развития, увеличить вклад в ВВП до 1,2 трлн руб. дополнительно, создать не менее 67 тыс. новых рабочих мест, увеличить налоговые поступления в бюджет РФ на уровне 1 трлн руб. и снизить ежегодную нагрузку на бюджет по субсидированию теплоснабжающей отрасли (без учета жилищно-коммунальных услуг) на 150 млрд руб. [6].
На 1 января 2023 г. Министерством энергетики РФ одобрено 34 заявки от муниципальных образований (МО) (таблица 1), расположенных в 17 регионах РФ, для перехода в ценовую зону «альтернативная котельная», в которых основные ЕТО, объединяющие наиболее крупные активы систем теплоснабжения, включая источники тепловой энергии и тепловые сети, сформированы на базе действующих в муниципальных образованиях ТЭЦ, входящих в состав шести различных теплогенерирующих компаний:
ООО «Байкальская энергетическая компания» – 1 МО.
ООО «Теплоэнергоремонт» – 1 МО.
ООО «Сибирская теплоэнергетическая компания» – 1 МО.
АО «Дальневосточная генерирующая компания» – 3 МО.
ООО «Сибирская генерирующая компания» – 11 МО.
ПАО «Т Плюс» – 17 МО.
Источник: официальные сайты теплогенерирующих компаний и/или министерств ЖКХ МО
В таблице 1 в хронологическом порядке (по годам) перечислены муниципальные образования, перешедшие в ценовую зону «альтернативная котельная». Для каждого населенного пункта, представлены действующие (утвержденные) тарифы на тепловую энергию (на период 2023 г.) от ТЭЦ, входящих в основную ЕТО. В ней также дан индикативный предельный уровень тарифов на тепловую энергию (тариф АК на период 2023 г.), который рассчитан на основе правил, предусмотренных в Постановление Правительства РФ от 15 декабря 2017 г. № 1562 «Об определении в ценовых зонах теплоснабжения предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность), включая индексацию предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность), и технико-экономических параметров работы котельных и тепловых сетей, используемых для расчета предельного уровня цены на тепловую энергию (мощность)». Они утверждены соответствующим областным (региональным) органом, принимающим решения в области ценообразования и/или тарифного регулирования, рассматриваемого муниципального образования.
Из представленных в таблице 1 населенных пунктов, перешедших в ценовую зону теплоснабжения, отсутствуют данные по предельным тарифам для 4 муниципальных образований, а именно: г. Усолье -Сибирское, г. Саранск, г. Орск и г. Ижевск. При этом в Саранске согласно приказу № 237 от 17.11.2022 г. (см. таблицу 1, № 19), установление предельного тарифа на тепловую энергию не предусмотрено. Отсутствие расчетных данных по предельным тарифам в Ижевске и Орске связано со сроками перехода в ценовую зону, который намечен на второе полугодие 2023 г. Для Усолье-Сибирского расчет предельного тарифа отсрочен в связи с пересмотром и корректировкой актуализированной схемы теплоснабжения на период 2023 г. с учетом инвестиционной программы по реконструкции и развитию ТСС, необходимой для реализации перехода в ценовую зону АК и формированию долгосрочного графика изменения тарифа на тепловую энергию для конечных потребителей.
Практическая реализация внедрения ценовой модели «альтернативной котельной» в городах РФ началась с 01.01.2019 г. и продолжается по настоящее время (рис. 5). Согласно утвержденной Энергетической стратегии РФ до 2035 г. [7] количество регионов, внедривших АК хотя бы в одном поселении, должно увеличиться к 2035 г. до 65.
Из рис. 6 видно, что в 2019 г. в ценовую зону теплоснабжения вошли два населенных пункта (г. Рубцовск в Алтайском крае и п. Линево в Новосибирской области) с суммарным объемом инвестиций на реконструкцию и развитие основных фондов ЕТО в размере 2,8 млрд руб. В 2020 г. количество одобренных заявок Минэнерго во вхождение МО в ценовую зону АК возросло и составило 8 шт., в 2021 г. – 15 шт. и на начало 2023 г. – 2 шт. Инвестиционные обязательства по всем ЕТО за 2019–2023 г. составляют более 228 млрд руб. со сроком окупаемости проектов от 5 до 15 лет. При этом, инвестиции в ТСС, в которых преобладающим видом топлива является уголь, составляют около 72 млрд руб., и для ТСС с преобладающим видом топлива в виде природного газа – более 156 млрд руб.
Источник: составлено авторами на основе открытой информации, опубликованной генерирующими компаниями, Министерством энергетики РФ и СМИ в интернете
Пока преждевременно говорить об улучшении целевых показателей в сфере теплоснабжения первых муниципальных образований, вошедших в ценовую зону, поскольку обновление основных производственных фондов, модернизация теплосетевой инфраструктуры, реализация мероприятий по существенному повышению надёжности теплоснабжения являются долгосрочными процессами, полный эффект от осуществления которых будет получен в течение инвестиционного периода [8].
По оценке специалистов, [2–5] доведение уровня тарифа до цены АК противоречит основному стратегическому направлению развития теплоснабжения – теплофикации (наиболее экономичному способу производства тепловой и электрической энергии), поскольку он приводит к снижению ее конкурентоспособности относительно других видов теплоснабжения, и тем самым будет способствовать не только оттоку потребителей и стагнации, но и существенному росту тарифов для потребителей (рис. 7).
вошедших в ценовую зону с предельными тарифами
На рис. 7 представлены два уровня тарифов для муниципальный образований, входящих в ценовую зону АК, включая действующий и предельный уровни тарифов на тепловую энергию.
Из рис. 7 видно, что для всех населенных пунктов, вошедших в ценовую зону АК, рассчитанный предельный тариф на тепловую энергию существенно выше действующего его уровня. При этом фактический рост тарифа будет практически для всех муниципальных образований, за исключением п. Линево (№ 2 в таблице 1), в котором величина предельного тарифа относительно действующего составляет не более 5% (рис. 8). Это подтверждает, что и в рамках действующего тарифа можно выполнить мероприятия по реконструкции ТСС.
Сравнительный анализ утвержденных предельных тарифов и действующих в муниципалитете, вошедших в ценовую зону, еще раз подтверждает, что переход на новую модель рынка тепловой энергии на базе АК приведет к увеличению уровня тарифов для потребителей в 16 населенных пунктах в 1,5–2 раза, для 8 муниципальных образований тариф вырастет в 2–2,5 раза, а для 3 городов в 3 и более раза. Наглядно это показано на рис. 8.
Наиболее обоснованным было бы не стремиться к цене «альтернативной котельной», а принять ее в качестве предельной (индикативной) цены на тепловую энергию, поставляемую теплоснабжающими системами. Реальный же тариф должен быть ниже ее величины. Эффективность такого механизма подтверждает положительный опыт европейских стран с крупными теплоснабжающими системами на базе теплофикации. Например, в Германии, в качестве предельного тарифа на тепловую энергию для систем централизованного теплоснабжения на базе теплофикации выступает «альтернативная газовая котельная», в Дании, Норвегии, Нидерландах – это «альтернативная электрокотельная». Зарубежный бизнес энергетических компаний, владеющих системами централизованного теплоснабжения, строится таким образом, чтобы предлагаемые ими условия были бы более выгодными, чем индивидуальное теплоснабжение. Верхняя граница тарифа (предельная цена) на тепловую энергию сдерживается только рынком, а точнее, желанием удержать потребителя, который самостоятельно делает выбор в пользу того или иного способа теплоснабжения [9].
Наряду с введением действенного регуляторного механизма, для эффективного и экономичного функционирования ЕТО необходимо создать такие условия на уровне тепловых сетей (как объекта естественной монополии), которые бы обеспечили открытый доступ для подключения новых теплоисточников и потребителей тепловой энергии, что будет способствовать формированию конкуренции между различными производителями тепловой энергии [10].
Данное направление развития централизованных систем теплоснабжения получило развитие за рубежом [11], в частности в Европе, в рамках реализации концепции активного потребителя (АП), функции которого заключаются в регулировании и оптимизации графика своего потребления с целью повышения эффективности и надежности как самого потребителя, так и всей системы централизованного теплоснабжения. Активный потребитель имеет свои источники энергии, которые позволяют на основании баланса потребностей и возможностей изменять объем и свойства (уровень надежности, потерь, качества и др.) получаемой энергии из системы [10]. Такая архитектура рынка тепловой энергии, наряду с возобновляемыми и нетрадиционными технологиями производства тепловой энергии, в рамках единой энергосистемы относится к четвертому поколению трансформации (развития) централизованных систем теплоснабжения и формулируется как интеллектуальные, интегрированные энергетические системы [12].
Выводы
Теплоснабжение является важной социально-ориентированной отраслью Российской Федерации, но при этом оно остается наиболее затратным сегментом топливно-энергетического комплекса страны. Принятый Федеральный закон «О теплоснабжении» № 190-ФЗ устанавливает новые правила функционирования локальных монопольных рынков тепла, взаимодействия его участников и методов государственного тарифного регулирования на тепловую энергию. Предлагаемая политика либерализации цен в теплоэнергетической отрасли с отменой государственного регулирования формирует кардинально новый подход к расчету тарифов на тепловую энергию для потребителей, основываясь на возможной альтернативе централизованному теплоснабжению на базе теплофикации в виде виртуального децентрализованного источника тепловой энергии («альтернативная котельная»). Данный подход в ходе своей реализации к концу инвестиционного периода строительства АК подразумевает переход к тарифам, рассчитанным физическим методом, при этом экономически обесценивается процесс комбинированного производства тепловой и электрической энергии на ТЭЦ, позволяющий экономить до 40% топлива при раздельном их производстве.
Выполненный анализ утвержденных предельных тарифов на тепловую энергию по сравнению с текущими их уровнями показал, что переход в ценовую зону «альтернативная котельная» к концу реализации инвестиционных проектов по реконструкции и развитию ТСС значительно повысит уровень цен (тарифов) на тепловую энергию для потребителей, например, в отдельных случаях это может превысить 300% от их текущих значений. При этом на законодательном уровне не приняты нормативные акты, предусматривающие меры сдерживания такого роста тарифов.
Более целесообразным механизмом формирования тарифов на тепловую энергию представляется не стремление к установлению их предельного значения на уровне цены, получаемой по методу АК, а закрепление этой цены как индикативного (предельного) уровня, достижение которого будет свидетельствовать о несостоятельности ЕТО эффективно выполнять свои функции по теплоснабжению потребителей, что будет сигнализировать контрольным органам о необходимости принятия соответствующих мер. Это положение должно быть законодательно закреплено в ФЗ «О теплоснабжении».
Исследования выполнены в Институте систем энергетики им. Л.А. Мелентьева СО РАН в рамках проектов государственного задания № FWEU-2021-0002 (регистрационный номер АААА-А21-121012090012-1) и FWEU-2021-0006 (регистрационный номер АААА-А21-121012090034-3) фундаментальных исследований СО РАН.
