Отчет «О ситуации с теплоснабжением в Российской Федерации»
«Фонд энергетического развития», 2016 год
Содержание:
Введение
Основные тезисы
1. Нормативно-правовая база отрасли
2. Причины конфликтных ситуаций в сфере теплоснабжения
2.1. Группа конфликтов «Регулирование тарифов для теплоснабжающих организаций»
2.2. Группа конфликтов «Меры по социальной поддержке незащищенных групп населения в субъекте Федерации»
2.3. Группа конфликтов «Права и обязанности собственников энергоактивов»
2.4. Группа конфликтов «Скоординированность механизмов территориального и инвестиционного планирования для обеспечения сбалансированного развития систем теплоснабжения с учетом перспективных потребностей»
3. Экспертная оценка состояния теплогенерирующих компаний РФ
3.1. Анализ достаточности инвестиций в теплогенерирующее оборудование с точки зрения тарифного регулирования.
3.2. Анализ достаточности инвестиций в теплогенерирующее оборудование с точки зрения физической надежности оборудования.
3.3. Анализ достаточности инвестиций в теплогенерирующее оборудование с точки зрения физической надежности оборудования.
4. Направления изменения федерального законодательства.
Приложение 1.
Основные тезисы:
В работе выявлен комплекс причин, приведших к критической ситуации с теплоснабжением в Российской Федерации.
1. Тепловая энергетика России в настоящий момент функционирует фактически без какой-либо системы долгосрочного планирования своего развития. Регулирование данной сферы отнесено в основном к полномочиям муниципальных властей, которые оказались в большинстве случаев не в состоянии принимать долгосрочные стратегические решения, довольствуясь лишь краткосрочными задачами по сдерживанию роста тарифов. Основные причины: отсутствие у муниципальных властей заинтересованности, низкий уровень ответственности за надежность теплоснабжения.
2. Нормативно-правовая база функционирования тепловой энергетики сформирована не в пользу частных компаний, которые оказываются в заведомо невыгодном положении. Неравное распределение возможностей, прав и обязанностей сторон, государственных органов власти и бизнеса, - подрывает экономическую основу отрасли, которая не имеет финансовой базы для расширенного воспроизводства. При индексации «от достигнутого», применяемой в каждом методе тарифного регулирования, осуществляется фиксация и пролонгация существующей неэффективности – выигрывают наименее эффективные. Существующий подход фиксирует долгосрочную необходимую валовую выручку (НВВ) для каждой теплоснабжающей организации. В итоге сам тариф на тепло не долгосрочный и не предсказуемый для потребителя. Бизнес теплоснабжения убыточен. Регулируется каждая отдельная теплоснабжающая организация. Нет единого центра ответственности: перед потребителем в итоге никто не отвечает за качество и надежность, никто не заинтересован эффективно распределять нагрузку внутри системы централизованного теплоснабжения, т.к. эффект экономии изымается регулятором. Потребитель оплачивает расходы каждой теплоснабжающей организации в системе, независимо от их количества и востребованности. Государство ограничивает только темп роста тарифа. Но в отсутствие понятных ценовых индикаторов это не защищает потребителя. Недовольны все: тарифы растут, но инвестиций нет. Теплоснабжение убыточно, хотя существует стабильный спрос.
3. Электростанции (ТЭЦ) играют важную роль в структуре централизованного теплоснабжения потребителей России, однако их доля медленно, но неуклонно снижается из-за неоптимальных тарифных и институциональных условий работы местных рынков тепла. Ситуация усугубляется и общей тенденцией медленного снижения спроса на тепло. Продажи тепла электростанциями ТГК дают от четверти до половины суммарной выручки компаний. Поэтому тарифная политика региональных властей, приводящая к хронической убыточности ТЭЦ по теплу (в среднем -6… -8%), существенно ухудшает финансовые показатели и собственные инвестиционные возможности компаний.
4. Сейчас в разработке находится законопроект об альтернативной котельной. Предельные цены, установленные по принципу альтернативной котельной, рассчитываются на уровне стоимости строительства нового автономного источника тепла (котельной) на определенной территории. Любая единая теплоснабжающая организация (ТЭЦ, котельная, теплосетевая компания) сможет применять такую цену в отношениях с потребителями. Появляется источник для инвестиций. При этом внутри одной системы теплоснабжения предусматривается конкуренция по цене между источниками и возможность приобретать тепловую энергию в большем объеме у источника с низкой себестоимостью.
5. Применение существующего метода регулирования приводит к повышению цен в сфере теплоснабжения для потребителей. Людям, которые реально не могут платить, надо помогать по схеме социальной адресной помощи. Такая социальная адресная помощь должна работать для той части населения, кто живет ниже черты прожиточного минимума. Надо совершенствовать механизмы оказания помощи конкретным семьям, конкретным людям. Но для развития экономики мы должны ориентироваться на трудоспособное население, создавать высокопроизводительные рабочие места, чтобы люди могли зарабатывать, и им хватало на то, чтобы в полном объеме платить за электроэнергию, за газ, и другие энергоресурсы, и при этом нормально жить.
6. Дополнительным негативным фактором является и низкая конкурентоспособность части ТЭЦ на рынке электрической мощности. Из-за высоких эксплуатационных затрат около 7 ГВт мощностей ТЭЦ не прошли конкурентный отбор, но не могут быть закрыты по условиям обеспечения теплоснабжения. Потребители несут финансовое бремя по оплате этой мощности, а на регионы ложатся дополнительные инвестиционные обязательства в течение 3 лет обеспечить реализацию альтернативных решений по замещению этих ТЭЦ новыми котельными или электростанциями.
7. Сложившаяся ценовая ситуация привела к снижению годовых инвестиций ТГК в реальном выражении на 30% в период 2010-2014 гг. В условиях ограниченных собственных финансовых ресурсов для реализации инвестпроектов ТГК вынуждены идти на активное и зачастую чрезмерное привлечение внешних ресурсов. В результате уже сейчас многие компании достигли или превысили разумные пределы кредитной нагрузки (в среднем по ТГК он вырос с 2,5 в 2010 г. до 3,8 в 2014 г.). Реализовав ряд проектов по инвестиционным обязательствам, большинство из них не в состоянии продолжать активное инвестирование, необходимое для модернизации и обновления оборудования существующих ТЭЦ.
8. Сохранение ТГК в качестве активных участников рынка будет связано со стабильно высокой инвестиционной нагрузкой на компании в ближайшие 10-15 лет. К 2020 году 26-28 ГВт мощностей действующих ТЭЦ в ЕЭС России выработают парковый ресурс и потребуют инвестиционных решений по модернизации или замене оборудования. При существующей интенсивности инвестиционной программы (около 2 ГВт/год) для обновления этих мощностей потребуется не 5, а целых 13-14 лет; при этом за следующие 5 лет инвестиционных решений потребуют еще 10 ГВт мощностей действующих ТЭЦ.
9. Наиболее критическими с точки зрения выработки ресурса являются угольные ТЭЦ, оборудование которых более старое и в последние годы обновлялось с минимальными темпами. К 2020 году 41 % ТЭЦ (или около 11 ГВт), запроектированных на уголь, выработают парковый ресурс. Географически наиболее критичными являются регионы Уральского ФО, где к 2020 году 48% мощностей ТЭЦ (около 7 ГВт) достигнут паркового ресурса, а также Южного и Приволжского ФО, где в ближайшие 5 лет потребуются инвестиционные решения по 43 % действующих ТЭЦ (2 и 8,2 ГВт соответственно). При этом в 18 субъектах РФ к 2020 году доля мощностей ТЭЦ, по которым надо принимать инвестиционные решения в ближайшие 5 лет, превышает 50% от существующей, а кое-где достигает 75-87%.
10. В условиях стагнации спроса на тепло модернизация или замена оборудования на существующих ТЭЦ является главным инвестиционным приоритетом. Развитие новых ТЭЦ будет иметь ограниченный и точечный характер – прежде всего в районах новой массовой застройки. Однако обновление действующих электростанций не должно быть тотальным и учитывать экономические и балансовые реалии. Так, из оборота должны быть выведены неэффективные электростанции, имеющие сейчас статус «вынужденных по теплу»; снижение объемов ТЭЦ обоснованно в зонах с серьезным сокращением спроса из-за ухода крупных промышленных потребителей тепла.
11. В условиях ужесточения ценовых ограничений на рынке электроэнергии и мощности для повышения инвестиционной привлекательности и финансовой устойчивости ТГК критически необходим переход к новой системе ценообразования на тепло. Сохранение существующих тенденций на рынке тепла без финансовой возможности продолжать масштабную модернизацию приведет к прогрессирующему старению оборудования, нарастанию рисков его надежной работы. Проблема касается не только генерирующих мощностей, но и сетевой инфраструктуры по передаче тепла от ТЭЦ к потребителям.
12. Лишь за год количество тепловых сетей ТГК с превышенным нормативным сроком эксплуатации выросло на 3,6%, а количество аварийных ситуаций на магистральных тепловых сетях в течение отопительного периода 2014-2015 гг. увеличилось на 16 % по сравнению отопительным периодом 2013-2014 гг. При этом количество не отражаемых данной статистикой более мелких, локальных нарушений в распределительных тепловых сетях, на порядки выше.
13. Помимо высокого износа, тепловые сети в России имеют кратно более высокие показатели потерь тепла и аварийности на 1 км по сравнению с аналогичными зарубежными системами теплоснабжения.
14. На передачу и распределение тепла приходится до половины затрат и более половины инвестиций в сфере теплоснабжения. Очевидно, что деградация производственного потенциала ТЭЦ в условиях хронической убыточности на рынке тепла может привести к перераспределению тепловой нагрузки на котельные и потребует еще более масштабной модернизации и переконфигурации тепловых сетей. Это в итоге заставляет снова возвращаться к вопросу новой ценовой политики на рынке тепла и хозяйственной модели управления теплоснабжением, создающей, с одной стороны, базу для дополнительных инвестиционных ресурсов (собственных и внешних), а с другой стороны – обеспечивающей сдерживание роста удельных операционных и инвестиционных затрат на единицу продукции, доводимой потребителям с меньшими потерями и более высокой надежностью.
)
2867, 
124, 
