Способы модернизации тепловых сетей

Новый метод тарификации — альтернативную котельную — взяли из зарубежной практики. Суть модели проста: специалисты считают, во сколько могла бы обойтись поставка тепла из некоего альтернативного источника, и устанавливают этот уровень цены как предельный на много лет вперед и не меняют для потребителя. В России за условный источник для расчета взята котельная мощностью 10 Гкал, газовая или угольная в зависимости от преобладающего в регионе топлива и с различными региональными поправками. Рассчитать цену для конкретного региона можно с помощью калькулятора на сайте Минэнерго.

срок фиксации тарифов, рассчитанных по новой методике

Такая тарификация стимулирует поставщиков тепла быть эффективнее: в отличие от действующей модели «затраты плюс», здесь более прибыльными оказываются более конкурентоспособные компании, которые модернизируют систему и снижают себестоимость тепла. Они прокладывают новые трубы с хорошей теплоизоляцией, используют современное теплораспределительное оборудование, следят, чтобы не было утечек теплоносителя. В результате выигрывает потребитель.

Инвестиции в теплоснабжение при разных схемах тарификации

Качественно не значит дорого?

Чтобы качественное тепло не стало сверхдорогим, требуется обновление не только тепловых коммуникаций, но и смежных систем. Конкретные меры сформулировало Минэнерго России в плане модернизации отрасли.

«Нужно, чтобы закон о ценовых зонах, или об альткотельных, перестал быть рекомендательным. Сегодня он не обязателен к исполнению. И мы тратим огромные усилия на убеждение мэрий, губернаторов, дум и так далее. Несложно объяснить, но верить не хотят и менять не хотят»

Андрей Вагнер, генеральный директор ПАО «Т Плюс»

Переход к энергоэффективному капремонту и строительству. Сейчас много тепла уходит на «обогрев улицы», в результате расчетное потребление на 1 кв. м жилой площади в России — в 2—2,5 раза выше, чем в скандинавских странах с аналогичным суровым климатом. Особенно это касается хрущевок, которые строились как быстрое и дешевое, но уж точно не энергоэффективное жилье.

Переход к онлайн-учету потребления тепла. Если за воду или электричество жильцы платят по счетчикам, то расчет платы за тепло чаще производится по усредненным нормативам. Общедомовые приборы учета помогут понять точный объем потребления и сэкономить на оплате тепла.

Переход на закрытую схему теплоснабжения, при которой подача тепла работает автономно (т. е. она закрыта) от системы горячего водоснабжения.

длится в среднем отопительный сезон в России. Некоторые северные города отапливаются непрерывно

Переход к цифровой модели теплоснабжения, при которой компьютер управляет отоплением дома и не позволяет перегревать или переохлаждать помещение. Единственная целиком цифровизированная система теплоснабжения сегодня построена только в Екатеринбурге.

Истории успеха?

Реализация метода альткотельной началась с населенных пунктов, где состояние инфраструктуры приблизилось к критической отметке. Местные власти были вынуждены принять экстренные меры, чтобы избежать коммунального коллапса. К сожалению, такая ситуация совсем скоро может сложиться практически в любом городе. Поэтому вопрос о поиске инвесторов и внедрении новой модели рынка тепла становится как никогда актуален.

Первым в России городом, который стал работать по методу альткотельной, стал Рубцовск, третий по величине город Алтайского края. А первым городом «Т Плюс» с альтернативной котельной стал Ульяновск. Недавно на новую модель рынка тепла перевели Барнаул, Красноярск и Канск, Ульяновск, Оренбург, Самару, Владимир, Новокуйбышевск, Медногорск, а также поселок Линево Новосибирской области. Сейчас решается вопрос о переводе на метод альткотельной Тольятти, Саранска, Кирово-Чепецка и Пензы.

Сегодня уже есть три наглядных примера эффективной работы системы теплоснабжения в городах, перешедших на концессионную схему в ЖКХ и новую модель рынка тепла. Подробности — в региональных кейсах.

Источник

РЕКОМЕНДАЦИИ «круглого стола» Комитета Государственной Думы по энергетике на тему «Развитие когенерации и модернизации систем теплоснабжения России: текущее состояние, проблемы и пути их преодоления»

Решением Комитета
Государственной Думы по энергетике

№3.25-5/177 от 12 мая 2021г.

РЕКОМЕНДАЦИИ

«круглого стола» Комитета Государственной Думы по энергетике

на тему «Развитие когенерации и модернизации систем теплоснабжения России: текущее состояние, проблемы и пути их преодоления»

6 апреля 2021г.,16ч. 15мин. 324 зал (Георгиевский пер., д.2)/ВКС

Участники «круглого стола»: представители федеральных
и региональных органов власти, энергетических компаний, научных
и общественных организаций, рассмотрев вопросы развития сферы теплоснабжения в Российской Федерации, отметили следующее.

Теплоснабжение – важнейшая сфера услуг, оказываемых широкому кругу потребителей, это отрасль, которая определяет благосостояние нашего общества, социальную стабильность и конкурентоспособность экономики страны. Сфера теплоснабжения в России не имеет равных в мире по своим масштабам. Россия занимает первое место в мире по масштабам теплофикации, протяженности тепловых сетей, объемам использования топлива в системах централизованного теплоснабжения. В условиях холодного климата системы теплоснабжения относятся к важнейшим жизнеобеспечивающим системам стратегического характера.
Из-за особенностей температурных режимов системы работают с резко изменяющимися нагрузками.

Развитие энергетических систем как в развитых, так и в развивающихся странах направлено на эффективное удовлетворение спроса при сокращении общего потребления энергоресурсов. Основные современные тренды, направленные на повышение энергоэффективности, включают в себя концепцию распределенной энергетики, управление спросом за счет развития «умных сетей», а также когенерацию – технологию совместного производства тепловой и электрической энергии в едином цикле
с использованием различных видов углеводородного и возобновляемого топлива.

Основным преимуществом когенерации является существенная экономия топлива по сравнению с раздельной выработкой электрической
и тепловой энергии.

Кроме того, развитие когенерации дает дополнительные эффекты для рынка электрической энергии и мощности, такие как:

повышение надежности электроснабжения потребителей за счет более гибкого маневрирования резервами, сосредоточенными на отдельных когенерационных энергоисточниках;

возможность обеспечения необходимого прироста электрической мощности непосредственно в сложившихся узлах потребления,
без чрезмерных затрат на высоковольтные сети, с созданием маневренных теплоэлектроцентралей (далее – ТЭЦ), имеющих возможность глубокого регулирования электрической мощности без выхода из теплофикационного режима;

повышение эффективности источников тепловой энергии за счет повышения концентрации производства тепловой энергии путем увеличения единичной мощности когенерационных энергоисточников и установки
на них более мощных современных когенерационных установок;

повышение эффективности использования различных энергетических ресурсов;

ослабление проблемы дефицита природного газа при сильных похолоданиях, так как в этот период на ТЭЦ увеличивается выработка тепла, в том числе на резервном топливе, и оборудование под большую электрическую нагрузку загружается в экономичном теплофикационном режиме, с максимальной экономией топлива;

повышение эффективности за счет выработки электроэнергии
по графику тепловых нагрузок;

обеспечение энергоснабжения городов при аварийных отключениях систем электро- и газоснабжения (работа на выделенную электрическую нагрузку, включая объекты жизнеобеспечения, возможность использования резервного топлива, гарантированное теплоснабжение);

Перечисленные эффекты позволяют достичь значительной экономии капиталовложений и топлива, повысить производительность труда, снизить себестоимость энергии, увеличить прибыль когенерационных энергоисточников на рынке электрической энергии и мощности.

Внимание к когенерации сегодня растет и в мире: в перспективе
до 2025 года прогнозируется ежегодный прирост мощностей когенерации
на уровне 2,8%. Однако, мировой тренд состоит в развитии «малой» когенерации с использованием «чистых» источников энергии, в то время как в нашей стране речь идет о развитии «большой» когенерации.

В европейских странах также пришли к осознанию выгоды
от когенерации и с точки зрения охраны окружающей среды –
это сокращение выбросов углекислого газа, выполнение обязательств в рамках Парижского соглашения от 2015 года по изменению климата.

Так в 2018 году в странах Евросоюза около 20% электроэнергии было получено на когенерации. В Дании, Финляндии и Нидерландах показатель распространения когенерации на рынке является наивысшим, составляя 58% от общего объема производства электроэнергии, хотя, в Ирландии, Франции, Греции когенерация играет второстепенную роль, составляя около 5%
от общего объема производства. В Германии, например, поставили цель удвоить производство электроэнергии ТЭЦ с 13% от общей в стране до 25% к 2022 году. Отмечается поддержка когенерации в Великобритании.
Там для достижения 60% сокращения выбросов углекислого газа к 2050 году правительство поощряет когенерацию через финансовые стимулы
и грантовую поддержку. В большинстве других стран Евросоюза применяют налоговые льготы для компаний, занимающихся внедрением когенерации.

Отчётность по выполнению стратегических решений государства является общепризнанной практикой. Так, в соответствии с Директивой 2004/8/EC от 11 февраля 2004 года по поддержке развития когенерации все страны, входящие в Европейский союз, с 2005 года публикуют информацию об объёмах комбинированной выработки электрической энергии и тепла, доли когенерации в общей выработке электрической энергии и тепла, расходе топлива на производство электрической энергии и тепла в режиме когенерации.

В тоже время, в России доля комбинированной выработки на тепловых электростанциях общего пользования за последние 30 лет снизилась на треть из-за падения промышленного потребления тепла, соответственно уменьшилась и выработка электроэнергии на тепловом потреблении.

Главная причина сегодняшней неконкурентоспособности ТЭЦ видится в произошедших институциональных изменениях модели энергообеспечения, связанных с появившейся доступностью к дешевому энергоресурсу – газу, который по экономическим, технологическим, экологическим характеристикам вытеснил уголь, мазут и другие виды топлива. По мере газификации страны появилась возможность строительства
на конденсационных электростанциях парогазовых установок (далее – ПГУ), высокоэффективные локальные котельные (газовый котел в квартире, крышные котельные). ТЭЦ, находясь в центре нагрузок, оказались менее конкурентоспособные, (старое оборудование, высокий уровень износа сетей). В связи с этим, основная задача помощи ТЭЦ со стороны государства видится в обеспечении создания справедливых условий функционирования рынков тепловой и электрической энергии.

В настоящее время, теплоснабжение в России представлено организациями разных форм собственности и разного масштаба. Значительная часть регулирования теплоснабжения передана
на региональный и муниципальный уровни власти, и от них зависит качество функционирования систем теплоснабжения поселений.

Среди основных факторов, продолжающих влиять на сокращение систем комбинированной выработки в топливно-энергетическом комплексе, необходимо выделить хроническую изношенность теплотранспортных систем, вынуждающую потребителей переходить на собственные источники теплоснабжения.

Как итог, когенерация – самая эффективная технология производства электроэнергии и тепла – оказалась сегодня самым невыгодным сектором
в отечественной энергетике.

Крупные ТЭЦ теряют тепловую нагрузку по разным причинам.
Первое, развитие собственной генерации и котельных на промышленных предприятиях и частично в коммунально-бытовом секторе, что означает снижение поставок тепловой энергии и выработки электроэнергии
на тепловом потреблении. Второе – большие потери при транспортировке тепловой энергии, которые снижают интерес к развитию централизованных систем когенерации энергии. Значительная часть ТЭЦ имеет неудовлетворительную структуру генерирующих мощностей и их высокий износ, приводящие к низкой маневренности. Генерирующие мощности
в централизованной системе когенерации на 70% – это источники паротурбинного типа с их низкой маневренностью при работе
в энергосистеме, что снижает экономичность выработки энергии.

В настоящее время для целей формирования государственной статистической отчётности о топливной эффективности производства
и отпуска электрической и тепловой энергии применяются метод ОРГРЭС
и физический метод. При использовании физического метода ТЭЦ проигрывает конкуренцию на рынке тепла, а при использовании метода ОРГРЭС – конкуренцию на рынке электроэнергии. Оба метода не могут применяться в процессах принятия стратегических решений по вопросам формирования структуры генерирующих мощностей для электро-
и теплоснабжения потребителей, так как дают ложные сигналы.

О стратегии развития теплоснабжения

Распоряжением Правительства Российской Федерации от 9 июня 2020 года № 1523-р была утверждена Энергетическая стратегия Российской Федерации на период до 2035 года (далее – Энергостратегия), в которой были определены основные направления стратегического развития сферы теплоснабжения и повышения эффективности ее работы.

Приоритетными задачами Энергостратегии в сфере обеспечения тепловой энергией являются – повышение надежности теплосетевого комплекса и формирование эффективных рынков теплоснабжения
с приоритетом когенерации (технология совместного производства тепловой
и электрической энергии в едином цикле с использованием различных видов углеводородного и возобновляемого топлива) при соблюдении балансов интересов компаний и потребителей.

Приоритетным инструментом при решении этих задач является применение модели отношений в сфере теплоснабжения с ценообразованием на основе принципа «альтернативной котельной», предусматривающей:

формирование условий эффективного функционирования на локальных рынках тепла единых теплоснабжающих организаций, ответственных
за надежное и рентабельное теплоснабжение потребителей;

повышение эффективности систем централизованного теплоснабжения с приоритетом роста уровня когенерации;

переход от полного регулирования тарифов на тепловую энергию
к установлению предельного уровня цены с учетом региональных особенностей;

реализация моделей локальных рынков тепла, дающих потребителям реальную возможность выбора схем и способов теплоснабжения и стимулы для применения эффективных технологий;

распространение лучших практик использования альтернативных источников теплоснабжения, в том числе геотермальных, использование систем рекуперации воздуха, низкопотенциального тепла;

экономически обоснованное развитие магистральных сетей теплоснабжения, в том числе для надежного и качественного обеспечения потребностей жилищного строительства в рамках реализации национальных проектов и национальных программ.

В стратегии определены четыре основных показателя, которые будут свидетельствовать об успешности решения ключевых задач.

Первый показатель – это количество регионов, отнесенных к ценовым зонам теплоснабжения: от одного региона в 2018 году до 35 регионов к 2024 году и 65 регионов к 2035 году.

Второй показатель – ежегодное снижение количества аварийных ситуаций при теплоснабжении на источниках энергии и сетях в ценовой зоне теплоснабжения, который предусматривается ежегодно в размере 5%
к базовому уровню.

Также будет оцениваться доля выработки электроэнергии теплоэлектроцентралями (ТЭЦ) по теплофикационному циклу. Показатель должен вырасти с 30,4% в 2018 году до 33% к 2024 году и 40% к 2035 году.

Кроме того, должен быть снижен удельный расход топлива при производстве тепловой энергии: с 169,2 кг/Гкал в 2018 году до 164,2 кг/Гкал к 2024 году и 159,3 кг/Гкал к 2035 году.

Приоритет использования комбинированной выработки электрической и тепловой энергии для организации теплоснабжения определен также Федеральным законом от 27 июля 2010 года № 190-ФЗ «О теплоснабжении».

Однако на практике этот принцип не всегда реализуется.
Так, суммарная электрическая мощность тепловых электростанций
по состоянию на 1 января 2019 года увеличилась на 10,3%, до 164,6 ГВт,
по отношению к 149,3 ГВт на конец 2012 года. При этом суммарная тепловая мощность тепловых электростанций в сравнении с 2012 годом снизилась
на 12% и составила 259,6 тысяч Гкал/час. Доля тепловой энергии, выработанной в режиме комбинированной выработки электрической
и тепловой энергии, в общем отпуске тепла от всех источников, практически не выросла за последние годы, что в конечном итоге негативно сказывается на стоимости тепловой энергии для конечных потребителей, экологической ситуации, а также на эффективности использования энергетических ресурсов.

В соответствии с Федеральным законом 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»
и сформированной нормативной правовой базой в отрасли осуществляется переход на новую целевую модель рынка тепловой энергии. В ценовых зонах теплоснабжения созданы условия для финансирования мероприятий
по повышению эффективности систем централизованного теплоснабжения
и эффективности потребления тепловой энергии, а также для мероприятий
по модернизации основных фондов.

Кроме того, следует отметить, что в соответствии с поручениями Правительства Российской Федерации в настоящее время Минэнерго России совместно с заинтересованными федеральными органами исполнительной власти проводит работу по анализу функционирования первых ценовых зон теплоснабжения, что позволит выработать меры по совершенствованию
ее внедрения и работы.

В целом уже сейчас можно сказать, что опыт первых ценовых зон подтверждает наличие запроса регионов на модернизацию систем теплоснабжения и повышение эффективности, на повышение надежности
и качества обеспечения теплом, на создание долгосрочных стабильных правил в отрасли.

В 2018 году к ценовой зоне теплоснабжения был отнесен первый населенный пункт – город Рубцовск Алтайского края. В 2019 году к нему добавилось еще три: рабочий поселок Линево Новосибирской области, города Барнаул и Ульяновск. В 2020 году этот список пополнили еще тридцать городов: Оренбург, Владимир, Прокопьевск Кемеровской области, Канск Красноярского края, Новокуйбышевск, Медногорск Оренбургской области, Чебоксары и Новочебоксарск Республики Чувашия, Бийск Алтайского края, Пенза, Усолье-Сибирское Иркутской области, а также два города-миллионника – Самара и Красноярск. В 2021 по состоянию
на 1 апреля 2021 года к ценовым зонам теплоснабжения отнесено четыре города: Кирово-Чепецк Кировской области, Абакан, Черногорск
и Усть-Абаканский поссовет республики Хакасия.

Таким образом, по состоянию на 1 апреля 2021 года к ценовым зонам теплоснабжения отнесено 21 муниципальное образование в 13 субъектах Российской Федерации. Ожидаемый объем плановых инвестиций составит около 125 млрд руб.

Следует отметить, что в настоящее время на рассмотрении
в Правительстве Российской Федерации и федеральных органах исполнительной власти находятся предложения об отнесении к ценовым зонам теплоснабжения заявки еще семи городов: Тольятти, Пермь, Марковское муниципальное образование Иркутской области, Саранск Республик Мордовия, Благовещенск, Прогресс и Чигири Амурской области. Общий плановый объем инвестиций – около 55 млрд руб.

Пока преждевременно говорить об улучшении целевых показателей
в сфере теплоснабжения первых ценовых зон, поскольку обновление основных производственных фондов, модернизация теплосетевой инфраструктуры, реализация мероприятий по существенному повышению надежности теплоснабжения, по сути, являются долгосрочными процессами, полный эффект от осуществления которых будет получен в течение инвестиционного периода.

Реформа рынка тепла пока продвигается в регионах европейской части страны и Сибири, и до последнего времени не рассматривалась активно
на Дальнем Востоке.

Крупнейший производитель тепловой энергии в Дальневосточном Федеральном округе – группа компаний «РусГидро». Установленная тепловая мощность принадлежащих ей 311 объектов теплоснабжения составляет 18,9 тысяч Гкал/ч. Протяженность теплосетей – почти
3,9 тысяч км в однотрубном исчислении. Годовой объем выработки тепла составляет 29,7 млн Гкал, из которых 90% приходится на долю ТЭС и 10%
на долю котельных.

Существующие проблемы в сфере теплоснабжения на Дальнем Востоке по сути не отличаются от проблем на остальной территории России – высокий износ тепловых сетей, который ведет к ежегодному росту повреждений и аварий, и отсутствие источника финансирования
на приведение в нормативное состояние теплоснабжающего комплекса. Кроме того, фактически отсутствуют стимулы для развития теплоснабжающего комплекса из-за существенного недофинансирования отрасли.

Решением накопленных проблем на Дальнем Востоке может стать отнесение городов и поселений к ценовым зонам теплоснабжения. Так,
в настоящее время «РусГидро» совместно с Минэнерго России рассматривает возможность применения целевой модели рынка тепловой энергии
в нескольких пилотных регионах.

В Амурской области речь идет о Благовещенске, Чигиринском сельсовете и поселке Прогресс. При условии перехода в ценовую зону теплоснабжения привлечение инвестиций в них может составить 5,9 млрд рублей (против 1,8 млрд рублей при текущем регулировании). Также обсуждается внедрение целевой модели в г. Биробиджане Еврейской автономной области.

По оценке «РусГидро», в условиях текущего тарифного регулирования в пилотных поселениях, объем инвестиций за 10 лет не превысит 2,7 млрд рублей. При переходе к целевой модели рынка тепловой энергии «РусГидро» за тот же срок предлагает на выбранных в пилоты территориях проекты
на сумму не менее 12,3 млрд рублей с учетом доведения установленных тарифов на тепловую энергию до цены альтернативной котельной темпами не более, чем индекс потребительских цен, увеличенный на 2%.

Продвигаемая Минэнерго России целевая модель рынка тепловой энергии позволяет реализовать надежную и бесперебойную поставку тепла потребителям, дать экономические стимулы для оптимизации систем теплоснабжения, а также позволит сформировать стабильную
и долгосрочную систему цен и отношений для привлечения частных инвестиций в сферу теплоснабжения.

Комплексное планирование развития систем теплоснабжения регионов

Взаимовлияние систем теплоснабжения и систем электроснабжения
в России чрезвычайно велико. Федеральным законом от 27.07.2021 № 190-ФЗ
«О теплоснабжении» (далее – Закон о теплоснабжении) устанавливаются принципы планирования развития теплоснабжения через утверждаемые схемы теплоснабжения и инвестиционные программы теплоснабжающих организаций. Федеральный закон от 06.10.2003 № 131-ФЗ «Об общих принципах организации местного самоуправления в Российской Федерации» устанавливает, что за организацию теплоснабжения в границах поселения отвечают органы местного самоуправления.

Схемы теплоснабжения определяют не только развитие тепловых сетей, но и строительство ТЭЦ как источников тепловой энергии. Анализ разработанных схем теплоснабжения показал, что государственным требованиям соответствует только небольшая часть из них. Отдельные муниципалитеты и теплоснабжающие организации не способны обеспечить разработку эффективных схем теплоснабжения. Некоторые муниципалитеты стараются преодолеть процедуру публичных слушаний и согласований
и принимают схемы с существенными недостатками. При этом схемы теплоснабжения городских округов не всегда учитывают потенциал теплоэлектростанций, действующих в радиусе эффективного теплоснабжения, для эффективной тепловой загрузки комбинированных источников энергии. В результате, оборудование ТЭЦ без загрузки теплофикационных и промышленных отборов паровых турбин не может обеспечить эффективное производство электрической и тепловой энергии.

Массовая разработка схем теплоснабжения поселений подтвердила также наличие проблемы завышенных инвестиционных потребностей
и перспективной тепловой нагрузкой, не соотносимой с ретроспективными данными и, зачастую, не подтвержденную документами перспективного планирования. Отталкиваясь от уже существующей ситуации завышенных расходов теплоносителя и чрезмерных теплопотерь в сетях, муниципалитеты повсеместно планируют увеличение мощности энергоисточников
и диаметров тепловых сетей.

Вопросы развития системы теплоснабжения поселений, городских округов, в том числе развитие централизованных систем теплоснабжения
и приоритетное использование комбинированных источников электрической и тепловой энергии, переключение на такие источники тепловых нагрузок
с менее эффективных источников тепловой энергии (котельных), должны рассматриваться в схемах теплоснабжения соответствующих поселений, городских округов, которые должны содержать в том числе утверждаемые к реализации технические решения, источники их финансирования и оценку тарифных и социально-экономических последствий для конечных потребителей тепловой энергии.

При этом ежегодная разработка и актуализация схем теплоснабжения муниципальных образований приводит к более грамотному планированию развития систем теплоснабжения таких муниципальных образований.

Основная задача, стоящая перед муниципальными органами власти – обеспечить качественную разработку схем теплоснабжения муниципальных образований направленную на развитие систем теплоснабжения такого муниципального образования с соблюдением общих принципов организации отношений в сфере теплоснабжения, установленные статьей 3 Закона
о теплоснабжении, в том числе с приоритетным использованием действующих источников комбинированной выработки при организации теплоснабжения.

Схемы теплоснабжения городов и муниципальных образований разрабатываются на срок более 10 лет. В тоже время, Схемы и программы развития (далее – СиПР) региональной электроэнергетики разрабатываются на 5 лет, а Схема и программа развития ЕЭС России на 7 лет. Таким образом, необходима более четкая синхронизация мероприятий по генерирующему оборудованию между указанными документами.

ТЭЦ, расположенные в центрах электрических и тепловых нагрузок, повышали надёжность (живучесть) систем жизнеобеспечения городов
и муниципальных образований. В случае возникновения системных аварий
в ЕЭС России вертикально интегрированные АО-энерго должны были обеспечить переход ТЭЦ на работу в островном режиме без потери потребителей электрической энергии и тепла. В настоящее время требования к электростанциям снизились. В случае системной аварии в ЕЭС России электростанции должны на 30 минут обеспечить работу генерирующего оборудования на собственных нуждах. О надёжности электроснабжения потребителей, в том числе систем жизнеобеспечения городов
и муниципальных образований, речи не идёт

Положение ТЭЦ на оптовом рынке электрической энергии
и мощности

Действующими Правилами оптового рынка электрической энергии
и мощности предусмотрено в обязательном порядке участие ТЭЦ мощность 25 МВт и выше:

в торговле электрической энергии на рынке на сутки вперед, где действуют принцип маржинального ценообразования – объем отобранных ценовых заявок в каждый час операционных суток оплачивается по самой дорогой «замыкающей» ценовой заявке покрывающей спрос
на электрическую энергию;

в торговле мощностью по итогам долгосрочных конкурентных отборов мощности, где формируется единая цена продажи мощности для всех поставщиков оптового рынка в границах первой и второй ценовых зон оптового рынка.

Порядок вывода из эксплуатации генерирующих объектов тепловых электростанций, в том числе в составе ТЭЦ, определен Правилами вывода генерирующих объектов в ремонт и из эксплуатации. Порядком предусмотрено, что решения о выводе в том числе генерирующего оборудования функционирующего в комбинированном цикле производства электрической и тепловой энергии принимаются собственниками самостоятельно с учетом прогноза экономических показателей работы электростанции, то есть процедура имеет заявительный характер.

При этом на оптовом рынке предусмотрен отдельный механизм ценообразования цены (тарифа) продажи мощности в отношении генерирующих объектов ТЭЦ, вывод из эксплуатации которых не допустим по критерию риска нарушения надежного теплоснабжения потребителей («вынужденные по теплу» — далее ВР по теплу). Порядок предусматривает учет объемов мощности ВР по теплу в общей процедуре КОМ, при этом собственник получает плату за мощность в соответствующем году по цене (тарифу), устанавливаемому ФАС России, с учетом прогноза затрат
на обеспечение хозяйственной деятельности электростанции, в том числе объемов перекрёстного субсидирования на производство и передачу тепловой энергии.

Анализ состава генерирующих объектов ТЭЦ, относимых Правительством Российской Федерации к ВР по теплу указывает, что снижение конкурентной способности ТЭЦ относительно иных видов генерации оптового рынка есть следствие хронического занижения тарифов на тепловую энергию относительно экономически обоснованных уровней
и как следствие получение существенной меньшей выручки от продажи тепловой энергии. В этих условиях сокращаются инвестиционные программы ТЭЦ, собственниками принимаются решения о выводе оборудования из эксплуатации, вплоть до полного закрытия станций.

Отдельно отмечаем, что в целом наблюдается тенденция к снижению объемов мощности ТЭЦ, участвующих в рынке мощности в статусе ВР
по теплу. Объем поставки ВР по теплу в 2020 году составил 4,7 ГВт, объем мощности отнесенных Правительством Российской Федерации к ВР по теплу на 2025 год составляет 0,46 ГВт.

В рамках оптового рынка Правительством Российской Федерации уже принят ряд решений, который позволяет собственникам ТЭЦ получить дополнительные источники финансирования для реализации инвестиционных программ электростанций, расширения и повышения
их эффективности.

На оптовом рынке электрической энергии и мощности реализован инвестиционный механизм модернизации в том числе генерирующих объектов ТЭЦ. Конкурсная процедура предусматривает отбор и реализацию комплексных мероприятий по глубокой модернизации с прозрачным механизмом взаимных обязательств по поставке и оплаты мощности
в период действия инвестиционных договоров. По итогам отборов проектов модернизации до 2026 года включительно было утверждено 62 проекта модернизации генерирующих объектов на ТЭЦ суммарной мощностью 6,8 ГВт. В 2019 году принято решение о дополнительной сверх существующей индексации цен на мощность в 2022-2024 году на 20 %, которые получат собственники всех ТЭЦ оптового рынка

Применение собственниками ТЭЦ указанного механизма, а также принятие дополнительных инвестиционных решений с учетом роста выручки от продажи мощности в КОМ при соблюдении регулирующими органами экономически обоснованной тарифной политики в сфере тарифного регулирования тепловой энергии позволит обеспечить должный уровень технологического обновления и развития ТЭЦ.

По мнению Ассоциации «Совет производителей энергии», уход потребителей на собственную генерацию в большей степени продиктован ростом перекрёстного субсидирования как на оптовом рынке, так и в сетевом тарифе. Более того, уход потребителей на собственную генерацию влечет рост цены для оставшихся потребителей. В целях сокращения объемов строительства ТЭЦ потребителями и их возврата в энергосистему необходимо в первую очередь сокращать объемы перекрестного субсидирования, и тем самым устранять неправильные ценовые сигналы.

Для сохранения и развития когенерации необходимо создание механизма стимулирования загрузки существующих источников например через:

запрет на выдачу технических условий к системе газоснабжения при наличии в эффективном радиусе теплоснабжения существующей ТЭЦ
со свободными мощностями без обоснования такого варианта в схеме теплоснабжения;

Положение ТЭЦ в программе модернизации тепловой генерации

Участниками «круглого стола» отмечена целесообразность оценки необходимости увеличения темпов обновления генерирующих
мощностей ТЭЦ.

По итогам отборов проектов модернизации генерирующих объектов тепловых электростанций с датами начала поставки мощности в период
с 2022 по 2026 год включительно был отобран 101 проект модернизации суммарной мощностью 21 ГВт, из которых 39 проектов модернизации генерирующих объектов на ГРЭС суммарной мощностью порядка 14,2 ГВт (67,5 % от суммарной отобранной мощности) и 62 проекта модернизации генерирующих объектов на ТЭЦ суммарной мощностью 6,8 ГВт (32,5 %
от суммарной отобранной мощности).

При этом прослеживается тенденция к росту числа проектов модернизации на ТЭЦ (теплофикационное оборудование).
По предварительным итогам отбора на 2027 году, включен 21 проект суммарной установленной мощностью 4199,9 МВт:

— в 1 ценовой зоне – 16 проектов суммарной установленной мощностью 3392,9 МВт;

— во 2 ценовой зоне – 5 проектов суммарной установленной мощностью 807 МВт.

В состав предварительно отобранных проектов модернизации генерирующих объектов на 2027 год включено 6 проектов модернизации конденсационного генерирующего оборудования установленной мощностью 2235 МВт и 15 проектов модернизации теплофикационного генерирующего оборудования установленной мощностью 1964,9 МВт. Таким образом, доля установленной мощности теплофикационного оборудования генерирующего оборудования составляет 47% из числа отобранных объектов.

Тарифное регулирование теплоснабжения

Основным подходом в тарифном регулировании теплоснабжения остается индексация расходов в процентах от уже достигнутого уровня. Такая система тарифного регулирования поощряет организации, уже имеющие высокий тариф прибегать к нерыночному правилу, по которому необходимо постоянно поддерживать высокий уровень расходов.

Необходимо перейти на принципиально иные методы тарифообразования, основанные на понятных принципах.

Основой ценообразования в теплоснабжении должна стать либерализация отношений в сфере теплоснабжения, создающая экономические стимулы для эффективного функционирования и развития централизованных систем теплоснабжения на основе целевой модели рынка тепловой энергии.

Для привлечения частного капитала необходимы гарантии возврата инвестиций. В сфере теплоснабжения сегодня единственным механизмом гарантирования инвестиций является целевая модель рынка тепловой энергии, предусматривающая переход поселения в ценовую зону теплоснабжения с регулированием по методу «альтернативной котельной» (модель «альтернативной котельной»).

Принципы модели «альтернативной котельной» утверждены Федеральным законом 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», которым внесены поправки
в федеральный закон «О теплоснабжении». На сегодняшний момент созданы все условия для перехода к новой модели рынка тепла.

При этом существующий опыт ценовых зон теплоснабжения подтверждает применимость модели «альтернативной котельной» как
в различных по климатическим, экономическим, социальным условиям регионах Российской Федерации, так и в муниципальных образованиях
с различной численностью населения – от небольших поселков с населением менее 20 тыс. жителей (Линево) до городов с населением свыше
1 млн человек (Самара, Красноярск) и разным исходным состоянием систем теплоснабжения.

Важно отметить, что растет не только количество городов, перешедших или переходящих на модель «альтернативной котельной»,
но и расширяется перечень теплоснабжающих компаний, готовых взять
на себя повышенные обязательства ЕТО в ценовой зоне теплоснабжения.
В числе активных участников процесса перехода на модель «альтернативной котельной» уже не только крупные частные компании (ООО «СГК»,
ПАО «Т Плюс», ПАО «Иркутскэнерго»), но и государственные компании (ПАО «РусГидро»), а также сравнительно небольшие региональные теплоснабжающие организации – ООО «СибТэк» в п. Линево,
ООО «Теплоэнергоремонт» в г. Прокопьевске.

Таким образом, считается, что модель «альтернативной котельной»
по своей сути универсальна в применении.

Тем не менее, при всех преимуществах «альткотельной» в настоящее время остается проблема совмещения двух механизмов обеспечения капитальных вложений и модернизации инфраструктуры: переход в ценовую зону теплоснабжения при наличии заключенного единой теплоснабжающей организацией концессионного соглашения.

Указанная проблема связана с тем, что в действующем законодательстве о концессионных соглашениях не в полной мере урегулирован вопрос изменения концессионных соглашений, заключенных
с ЕТО до перехода в «альткотельную». В частности, законодательного решения требуют вопросы по изменению условий концессионного соглашения, связанных с долгосрочными параметрами регулирования деятельности концессионера, контролем исполнения концессионного соглашения и гарантиями прав концессионера, предусмотренными законодательством.

Кроме того, в связи с переходом на метод «альткотельной» требует совершенствования порядок заключения, изменения концессионного соглашения с ЕТО в ценовой зоне теплоснабжения и основания для такого изменения, поскольку действующий механизм не в полной мере учитывает все особенности правоотношений, возникающих между концедентом
и концессионером – ЕТО в ценовой зоне теплоснабжения.

Решение указанных проблем позволит синхронизировать механизм концессионных соглашений, как документа, предусматривающего передачу прав владения и (или) пользования на государственные или муниципальные объекты теплоснабжения, и «альткотельную» как способ привлечения частных инвестиций с гарантией окупаемости проектов модернизации.

Необходимо также отметить позицию ООО «Газпром энергохолдинг»
о том, что существует ряд муниципальных образований, подобных Твери,
в которых принципы, заложенные в расчет предельной цены в соответствии
с новой моделью, не отражают реальной альтернативы для потребителя
и искажают инвестиционную картину в силу ряда причин, среди которых:

необходимость приведения систем теплоснабжения к нормативному состоянию надежности (предусмотренному моделью АК), которое требует объема инвестиций, превышающего возможности новой модели;

недостатки модели, не учитывающие специфику регионов.

Также необходимо обратить внимание на следующие недостатки, которые, по мнению ООО «Газпром энергохолдинг», необходимо учесть для расширения регионов, в которых применение новой модели стало
бы целесообразным и оправданным:

отсутствие предложений по учету факторов удорожания строительных работ в условиях существующей застройки, особенно в городах с высокой концентрацией сложных инженерных и коммуникационных систем, исторических и архитектурных памятников и других условий, влияющих
на стоимость строительства

ограниченность упрощения о доступности инженерных систем
к подключению любой котельной в случаях, когда необходимо оценивать масштабное замещение системы централизованного теплоснабжения на сеть блочно-модульных котельных, подобно Твери;

отсутствие в модели дополнительных затрат, сопутствующих выведению действующих источников из эксплуатации, в инженерные системы города.

отсутствие предложений по применению модели в условиях существенного разброса цен на землю;

отсутствие дифференциации параметров модели по типам зданий
с разным соотношением нагрузок отопления и ГВС и с разными показателями энергоэффективности;

исключение расходов на преобразование тепла на тепловых пунктах;

отсутствие методики определения предельной цены на мощность
и на энергию отдельно (двухставочная форма цены).

Существование муниципальных образований, в которых проблема приведения системы теплоснабжения к нормативным показателям надежности и эффективности не может быть решена с помощью метода «альтернативной котельной» или действующими методами регулирования, вынуждает расширить спектр механизмов гарантированного возврата инвестиций распространением на сферу теплоснабжения системы долгосрочных регуляторных соглашений, основанных на принципах возврата инвестиций на основе тарифной формулы с ограниченным числом параметров, обеспечивающего:

бессрочное и безусловное сохранение экономии затрат теплоснабжающей организации;

инвестиционную составляющую на период возврата инвестиций;

возможность бюджетного софинансирования (в том числе
из федеральных источников) и льготного кредитования.

В настоящее время подключение к системетеплоснабжения возможно только после утверждения тарифов и учитывая, что процесс технологического подключения представляет собой большой объем организационно-технических действий, что приводит к увеличению
и так большой нагрузки на регулятора (тарифный комитет) и РСО (дефицит кадров, бюрократические проволочки).

В связи с этим ООО «Газпром энергохолдинг» предлагает рассмотреть возможность внесения изменений в порядок установления стоимости
за технологического присоединения и регламентировать его установление
в соответствии с условиями гражданско-правого договора между потребителем и теплоснабжающей организацией по соглашению сторон,
в случае невозможности достижения соглашения осуществлять подключение посредством тарифного комитета (в том числе бюджетных организаций).

Так, предлагаем следующую редакцию п. 71 Постановления Правительства РФ от 05.07.2018 N 787 «О подключении (технологическом присоединении) к системам теплоснабжения, недискриминационном доступе к услугам в сфере теплоснабжения, изменении и признании утратившими силу некоторых актов Правительства Российской Федерации» (вместе
с «Правилами подключения (технологического присоединения) к системам теплоснабжения, включая правила недискриминационного доступа к услугам по подключению (технологическому присоединению) к системам теплоснабжения»», Правилами недискриминационного доступа к услугам
по передаче тепловой энергии, теплоносителя:

«Плата за подключение (технологическое присоединение) должна устанавливаться по соглашению сторон посредством заключения договоров подключения (технологического присоединения) между заявителем и единой теплоснабжающей организацией (ЕТО).

В случае если заявитель и ЕТО не достигли соглашения о размере платы за подключение к системе теплоснабжения, размер платы
за подключение определяется органом регулирования в порядке, установленном законодательством, либо по установленным ставочным тарифам на подключение.».

В целях закрепления на законодательном уровне возможности применения повышающего коэффициента для нужд отопления, включая потребление газа крышными и иными котельными, в зоне действия ЕТО, ООО «Газпром энергохолдинг» дополнительно просит рассмотреть внесение изменений в постановление Правительства Российской Федерации
от 29.12.2000 № 1021 «О государственном регулировании цен на газ, тарифов на услуги по его транспортировке и платы за технологическое присоединение газоиспользующего оборудования к газораспределительным сетям на территории Российской Федерации» (вместе с «Основными положениями формирования и государственного регулирования цен на газ, тарифов на услуги по его транспортировке и платы за технологическое присоединение газоиспользующего оборудования к газораспределительным сетям на территории Российской Федерации») дополнить абзацем, что
в случае поставки газа для нужд отопления, включая потребление газа крышными и иными котельными, в зоне действия ЕТО, розничные цены
на газ, тарифы на услуги по транспортировке газа не подлежат применению
и тариф рассчитывается с применением повышающего коэффициента – 2.

Так, стоит рассмотреть следующую редакцию п. 15:

«Цены на газ, тарифы на услуги по транспортировке газа
по газораспределительным сетям, специальные надбавки к тарифам на услуги по транспортировке газа по газораспределительным сетям, предназначенные для финансирования программ газификации, и размер платы за снабженческо-сбытовые услуги, оказываемые потребителям газа его поставщиками, могут дифференцироваться по группам потребителей в зависимости от присоединения последних к сетям различного давления, ценовых поясов, сезонности, времени заключения и сроков действия договоров поставки газа, режимов отбора газа, объемов его потребления, в том числе потребление газа крышными и иными котельными для нужд центрального отопления и других факторов.

В случае поставки газа для нужд отопления, включая потребление газа крышными и иными котельными, в зоне действия ЕТО, розничные цены
на газ, тарифы на услуги по транспортировке газа не подлежат применению
и тариф рассчитывается с применением повышающего коэффициента – 2.».

Двухставочный тариф на тепловую энергию

В настоящее время в основной части поселений на тепловую энергию установлен одноставочный тариф. Введение двухставочных тарифов (ставки за тепловую энергию и за мощность) позволит решить следующие задачи:

оптимизировать затраты на содержание тепловой инфраструктуры, вывести из эксплуатации избыточны генерирующие мощности и тепловые сети;

стимулировать потребителей к выравниванию договорной
и фактической присоединенной мощности с высвобождением резервов мощности, которые можно затем использовать для подключения новых потребителей без создания дополнительной инфраструктуры;

стимулировать теплоснабжающие организации к энергосбережению
у потребителей;

перевести котельные в пиковый режим работы с ТЭЦ без убытков для их владельцев и с существенной общесистемной экономией.

При этом необходимым условием введения двухставочного тарифа является установление таких тарифов по всей цепочке от производителя,
до потребителя тепловой энергии. Установление двухставочного тарифа только по одному элементу, например, только для источника, или только для теплосетевой организации не даст нужного эффекта.

Варианты реализации двухставочного тарифа следующие:

со ставкой за мощность, пропорциональной тепловой нагрузке (максимальной потребляемой мощности);

со ставкой за мощность, пропорциональной максимальному циркуляционному расходу сетевой воды;

со ставкой за мощность, пропорциональной площади (или объему) помещений подключенных зданий.

Для массового внедрения двухставочных тарифов отсутствуют методологические проработки. Необходимо их осуществить и создать возможности для выбора из трех типов тарифов. Общими у них является только переменная ставка, пропорциональная удельному расходу топлива
на 1 Гкал. Необходимо проанализировать плюсы и минусы вариантов
и разработать методологию установления двухставочных тарифов, учитывающую выбор варианта в соответствии со спецификой поселения.

Введение двухставочных тарифов (ставки за тепловую энергию
и за мощность) позволит оптимизировать затраты на содержание тепловой инфраструктуры, вывод из эксплуатации избыточных генерирующих мощностей и тепловых сетей, стимулировать потребителей к выравниванию договорной и фактической присоединенной мощности с высвобождением резервов мощности, упростить переход на тарификацию по тарифной формуле, не требующей ежегодного согласования, стимулировать теплоснабжающие организации к энергосбережению у потребителей, перевести котельные в пиковый режим работы с ТЭЦ без с существенной общесистемной экономией.

Модернизация систем теплоснабжения

Одной из основных задач перехода к целевой модели рынка тепловой энергии является кратный рост инвестиций относительно текущего уровня. Важным приоритетом являются инвестиции в модернизацию или строительство тепловых сетей, так как именно их износ является основной причиной низкой эффективности и ненадежности теплоснабжения. Наличие старых тепловых сетей сводит на нет и эффект когенерации.

Причем, если состояние магистральных тепловых сетей можно признать более-менее удовлетворительным, хотя 45 % всех магистральных тепловых сетей имеют срок службы более 30 лет, превышающий нормативный уровень, то распределительные сети по большей части полностью выработали свой ресурс, находятся в аварийном состоянии
и требуют масштабной замены. Инвестиции в модернизацию
и/или строительство новых сетей в ценовых зонах теплоснабжения составляют более 50 % от общих инвестиций в модернизацию теплоснабжения. Перечисленные объемы инвестиций будут осуществляться на основании схем теплоснабжения городов в течение 5-15 лет.

При этом принципиально важно повышать уровень цифровизации
и степень объективности данных о теплосетевой и клиентской инфраструктуре, уровне потерь, количестве и качестве потребляемой тепловой энергии для определения приоритетных инвестиционных проектов и контроля эффективности инвестиций, а также для улучшения оперативного управления системой централизованного теплоснабжения и минимизации аварийности.

В целях повышения энергетической эффективности следует проводить глубокую модернизацию оборудования, включая использования парогазового цикла, с требованиям улучшения показателей, соответствующих лучшим мировым образцам с учетом возможностей отечественного машиностроения и локализации импортных образцов. Также высокий потенциал повышения энергетической эффективности находится
в развитии ТЭЦ. Потенциал энергоэффективности ТЭЦ, даже в паросиловом цикле, сопоставим с лучшими образцами парогазовых установок.

По итогам проведенных конкурсных отборов мощности проектов модернизации тепловой генерации на 2022-2026 гг., что доля ТЭЦ, вырабатывающих электрическую и тепловую энергию в комбинированном цикле и находящихся в центрах электрических и тепловых нагрузок составил лишь 6,9 ГВт (33% от общего объема), а объем модернизации станций
в конденсационном режиме (ГРЭС), составил 14,1 ГВт (67%).

Причина низкой доли модернизации источников комбинированной выработки (ТЭЦ), в том числе с использованием ПГУ в рамках действующих правил отбора КОМмод – более высокие удельные капитальные затраты
на модернизацию, но при этом не учитывается их большую топливную эффективность и экологичность по сравнению с ГРЭС.

Сохранение действующих правил отбора проектов модернизации, при котором приоритет отдается проектам модернизации ГРЭС, вместо модернизации ТЭЦ, в т. ч. с использованием газовых турбин, представляет угрозу надежности, эффективности отрасли, приведет к усилению тенденции котельнизации теплоснабжения, а также росту тарифов на тепловую энергию.

Масштабное внедрение современных и эффективных технологий парогазового цикла (ПГУ) в энергетической отрасли России является самым эффективным и дешевым способом защиты российских компаний
от проводимых зарубежными странами мероприятий по развития Парижского соглашения по климату и декарбонизации экономики, а также выполнения целевых показателей стратегии социально-экономического развития страны.

Реализация проектов модернизации ТЭЦ на базе ПГУ с низкими удельными расходами топлива позволит существенно сократить выбросы, обеспечить конкурентоспособность российских организаций, снизить удельный расход топлива на производство электроэнергии, что приведет
к существенному снижению затрат потребителей электрической и тепловой энергии. Согласно модельным расчетам Администратора торговой системы (Коммерческий оператор оптового рынка) модернизация Набережночелнинской ТЭЦ путем строительства ПГУ 236 МВт приведет
к снижению платежей потребителей Первой ценовой зоны ежегодно в ценах 2019 года на 4,2 млрд. руб. (или 0,57%).

Применение ПГУ технологий при модернизации ТЭЦ позволит также обеспечить наиболее оптимальное соотношение выработки тепла
и электроэнергии с учетом наметившейся тенденции снижения потребности
в тепловой энергии, особенно в летние периоды.

Единые теплоснабжающие организации

Для эффективного функционирования систем теплоснабжения Федеральным законом № 190-ФЗ «О теплоснабжении» от 27.07.2010 было законодательно введено понятие единой теплоснабжающей организации как единого «окна» для потребителей, ответственного перед потребителем
за качество и надежность.

Важно, чтобы критерии выбора ЕТО обеспечивали необходимую защиту интересов как потребителей тепловой энергии, так и поставщиков тепловой энергии и услуг по передаче. Статус ЕТО должен присваиваться организации, финансово устойчивой и владеющей наиболее крупными тепловыми активами в системе теплоснабжения, что гарантирует выполнение обязательств перед потребителями и поставщиками.

Укрепление платёжной дисциплины теплоснабжающих организаций

Одним из важных вопросов в теплоснабжении является наличие высокой дебиторской задолженности.

Дебиторская задолженность за тепловую энергию в 2020 году увеличилась на 15,5 млрд руб. (+8%) и суммарно превысила отметку в 209 млрд руб. при выручке отрасли примерно в 1,2 трлн руб.

Среди основных факторов роста неплатежей за поставленные энергоносители необходимо выделить: недобросовестность отдельных жилищных организаций и бизнеса по оплате ЖКУ; введение Постановлением Правительства Российской Федерации № 424 моратория на взыскание неустойки за просрочку оплаты коммунальных услуг и отмена права отключения потребителей-неплательщиков сферы ЖКХ.

На сегодняшний день крайне важно решить вопрос задолженности потребителей и обеспечить своевременную оплату услуг за тепловую энергию. Комитетом Государственной Думы по энергетике совместно
с профильными ведомствами ведется регулярная работа по мониторингу ситуации с платежной дисциплиной во всех отраслях ТЭК и актуализации мер ее повышения. Среди наиболее обсуждаемых мер в отрасли теплоснабжения — ограничение сроков действия моратория на начисление пеней по неплатежам за ЖКУ, введение контроля за своевременностью
и полнотой оплаты тепловой энергии организаций, финансируемых
из бюджетов всех уровней, а также введение адресных мер поддержки отдельным категориям граждан по оплате коммунальных услуг с условием перечисления субсидий на счета РСО.

Среди возможных негативных эффектов для бизнеса
и промышленности из-за масштабных неуплат за услуги теплоснабжения необходимо отметить риск задержки и последующего удорожания реализации новых инвестиционных проектов в отрасли. В рамках существующей тарифной политики сдерживания тарифов сложившиеся тарифные источники не всегда покрывают и текущие платежи, не говоря уже о столь важных для отрасли статей модернизации.

Так, например, ООО «Газпром межрегионгаз» поставляет газ 2647 теплоснабжающим организациям (далее – ТСО) в 68 регионах страны, которым в 2020 году поставлено более 31,0 млрд куб. м газа на сумму 198 млрд руб. При этом ТСО являются одними из основных должников
за поставленный газ. Так на 01.01.2021 просроченная задолженность ТСО составила более 55 млрд. рублей, половина из которой приходится
на предприятия, находящиеся в той или иной стадии банкротства,
а количество ТСО-должников – 2536.

Основные проблемы теплоснабжающих организаций связаны
с высоким износом котельных и тепловых сетей, приводящие
к сверхнормативным потерям, существенная недоинвестированность отрасли; а также недостаточность тарифов и нормативов потребления тепла для безубыточной деятельности ТСО.

Как было отмечено ранее, для решения этих проблем необходима модернизация оборудования и тепловых сетей, которая невозможна
без установления экономически обоснованных тарифов, обеспечивающих
не только безубыточную деятельность, но и возврат инвестиционных вложений. Существующая сегодня практика ограничения роста платы граждан приводит к установлению экономически обоснованного тарифа
и тарифа для населения, с учетом ограничений роста. Таким образом возникает «межтарифная разница», которая компенсируется из региональных бюджетов в виде субсидий для ТСО. В условиях дефицита бюджетных средств большинство регионов искусственно сдерживают рост экономически обоснованного тарифа, который зачастую не только не предусматривает инвестиционных затрат на модернизацию и реконструкцию,
но и недостаточен для обеспечения деятельности по организации качественного теплоснабжения.

Так по данным Группы «Газпром межрегионгаз», в среднем
по регионам присутствия Группы «Газпром межрегионгаз», установленные тарифы не обеспечивают экономически обоснованные затраты на 13,6%.
В результате в 2020 году, вместо необходимых субсидий в размере 68,8 млрд. рублей фактические выплаты составили 37,4 млрд. рублей. Такая практика приводит к накапливанию долгов у ТСО, в первую очередь перед ресурсоснабжающими организациями, и последующему банкротству предприятий. В дальнейшем имущественный комплекс передается в аренду другой организации или МУПу без урегулирования задолженности перед ресурсоснабжающими организациями и доведения тарифа до уровня экономически обоснованных затрат, что приводит к тем же последствиям. Таким образом, региональные и местные власти не несут никакой ответственности и перекладывают проблемы недофинансирования ТСО
на поставщиков энергоресурсов. При этом ситуация с теплоснабжением ухудшается, увеличивается уровень задолженности по оплате энергоресурсов, в том числе за газ. В целях повышения платежной дисциплины ТСО необходимо развивать институт государственных (муниципальных) гарантий по оплате энергоресурсов, субсидиарной ответственности собственника государственного (муниципального) теплоэнергетического имущества, либо переходить к полному запрету осуществления деятельности МУПами в сфере теплоснабжения
и осуществлению деятельности в сфере теплоснабжения либо казенными предприятиями и учреждениями, либо передачи объектов МУПов частным инвесторам.

По мнению Группы «Газпром межрегионгаз», одним из эффективных механизмов обеспечения устойчивого функционирования и модернизации сферы теплоснабжения в целях повышения платежной дисциплины по оплате за газ является передача имущественного комплекса по договору концессии. Но это работает только в тех регионах где устанавливается достаточный тариф, в большинстве случаев предусматривающий бюджетное финансирование или субсидирование межтарифной разницы.

При этом целесообразно рассмотреть следующие меры (с принятием соответствующих нормативных правовых актов):

Передача объектов теплоснабжения, находящихся
в муниципальной или государственной собственности, по договорам концессии, только при условии существенных инвестиций в модернизацию оборудования, фиксации текущего и целевого состояния системы теплоснабжения и установлении тарифа, обеспечивающего возврат инвестиций и безубыточную работу хозяйствующего субъекта, в том числе
с применением механизмов регуляторных соглашений.

2. При ограничении роста платы граждан предусмотреть финансирование межтарифной разницы из бюджета субъекта.

3. Внести изменения в законодательство, направленные
на повышение платежной дисциплины, в том числе ТСО по оплате за газ,
в частности на развитие института государственных (муниципальных) гарантий по оплате энергоресурсов, субсидиарной ответственности собственника государственного (муниципального) теплоэнергетического имущества, в соответствии с разработанными инициативами:

3.1. проект федерального закона «О внесении изменений
в Федеральный закон «О газоснабжении в Российской Федерации»
и отдельные законодательные акты Российской Федерации», предусматривающий внесение изменений в Федеральные законы
от 31.03.1999 № 69-ФЗ «О газоснабжении», от 27.07.2010 № 190-ФЗ
«О теплоснабжении», от 21.07.2005 № 115-ФЗ «О концессионных соглашениях», от 26.07.2006 № 135-ФЗ «О защите конкуренции»
и направленный на устранение противоречия норм законодательства о тепло- и газоснабжении и установление корректного порядка оформления отношений по владению газоиспользующим тепловырабатывающим оборудованием, находящимся в государственной или муниципальной собственности, и договорных отношений по поставке природного газа
и обеспечению обязательств по его оплате (инициатива ООО «Газпром межрегионгаз» и Союза организаций нефтегазовой отрасли «Российское газовое общество»);

3.2. проект постановления Правительства Российской Федерации
«О внесении изменений в некоторые акты Правительства Российской Федерации», предусматривающий внесение изменений в Правила поставки газа в Российской Федерации, утвержденные постановлением Правительства Российской Федерации от 05.02.1998 № 162, Правила ограничения подачи (поставки) и отбора газа, утвержденные постановлением Правительства Российской Федерации от 25.11.2016 № 1245, Порядок расчетов
за природный газ, утвержденный постановлением Правительства Российской Федерации от 04.04.2000 № 294, и направленный на устранение существующих противоречий и пробелов в регулировании с учетом проектируемых изменений в Федеральные законы от 27.07.2010 № 190-ФЗ «О теплоснабжении» и от 31.03.1999 № 69-ФЗ «О газоснабжении»;

3.3. проект федерального закона «О внесении изменений
в Федеральный закон «О концессионных соглашениях», направленный
на создание механизма погашения долговых денежных обязательств муниципальных (государственных) предприятий, учреждений (в случае учета указанных обязательств при определении размера концессионной платы), имущество которых передается в рамках концессионного соглашения»;

3.4. проект федерального закона «О внесении изменений
в Федеральный закон «О защите населения и территорий от чрезвычайных ситуаций природного и техногенного характера», направленный
на урегулирование механизма возмещения расходов, понесенных поставщиком природного газа в результате введения режима предупреждения и (или) ликвидации чрезвычайной ситуации;

3.5. внесения изменений в статью 123.22 части первой Гражданского кодекса Российской Федерации, направленных на установление субсидиарной ответственности собственника имущества бюджетного учреждения по обязательствам, вытекающим из публичного договора (проект федерального закона № 1048810-7);

3.6. упрощение перехода теплоснабжающих организаций
по их инициативе на прямые договоры (исключение необходимости подтверждения задолженности управляющей организации или ТСЖ судебным решением или актом сверки);

3.7. в целях решения проблемы создания управляющих организаций, аффилированных с УК, лишенным лицензии на управление МКД, внести изменения в статью 157.2 ЖК РФ в части сохранения уже заключенных «прямых» договоров с РСО, если общим собранием собственников помещений в многоквартирном доме не принято решение о прекращении «прямых» договоров после выбора новой УК, а также предусмотреть дополнительные требования к новой УК, при условии соответствия которым возможно прекращение ранее заключенных «прямых» договоров;

Создание условий для реализации инвестиционных проектов в сфере теплоснабжения

В настоящее время законодательство в сфере теплоснабжения требует ряда усовершенствований, позволяющих максимизировать привлечение инвестиций в отрасль:

1) усовершенствование целевой модели рынка тепловой энергии

2) в случае отсутствия возможности перехода муниципального образования на целевую модель рынка тепловой энергии необходимо устранить неопределенность источников возврата инвестиций из-за ограничения роста платы граждан за коммунальные услуги при недостаточной поддержке проектов за счет средств федерального бюджета как наиболее надежного по сравнению с бюджетами регионов
и муниципалитетов источнике;

3) устранить накопившиеся противоречия в тарифном регулировании в части формирования экономических стимулов для теплоснабжающих организаций в отношении сохранения экономии расходов;

4) устранить ограничения для финансирующих организаций,
в том числе страховых компаний, для финансирования проектов в сфере теплоснабжения;

5) обеспечить более стабильную судебную и административную практику с несением теплоснабжающими организациями рисков
от ее формирования.

Системное решение обозначенных выше проблем, безусловно, придаст мощные стимулы для привлечения инвестиций и развития систем теплоснабжения.

В качестве решений обозначенных выше системных проблем предлагаем рассмотреть следующие:

1) обеспечить максимальное содействие переходу муниципальных образований к целевой модели рынка тепловой энергии;

2) Там гед новая модель рынка тепловой энергии не позволяет комплексно решить все накопившиеся проблемы — увеличить объем софинансирования за счет средств федерального бюджета инвестиционных проектов по созданию и реконструкции объектов теплоснабжения,
в том числе объектов когенерации, расширить цели предоставления софинансирования (расходы бюджетов в связи с установлением льготных тарифов для обеспечения доступности тепловой энергии для потребителей при условии реализации теплоснабжающей организацией инвестиционной программы, возмещение недополученных доходов от предоставления инвесторам налоговых льгот по налогу на имущество организаций и др.);

3) предусмотреть приоритет предоставления софинансирования проектам, реализуемым частными инвесторами с привлечением частных инвестиций, в том числе по концессионным соглашениям, при определении направления расходования бюджетных средств для осуществления капитальных вложений в объекты теплоснабжения;

4) предусмотреть синхронизацию выполнения теплоснабжающими организациями обязательных требований, в особенности в отношении объектов теплоснабжения, переданных по концессионным соглашениям,
с возникновением у таких организаций объективной возможности исполнить такие требования с учетом срока выполнения мероприятий и тарифных ограничений;

5) снятие установленных Банком России ограничений для размещения средств пенсионных резервов и пенсионных накоплений, страховых резервов в облигации целевых займов теплоснабжающих организаций для финансирования мероприятий инвестиционных программ таких организаций и разработка программы государственных гарантий Российской Федерации по таким займам;

6) привлечение представителей теплоснабжающих организаций
к работе научно-консультативного совета при Верховном Суде Российской Федерации, а также к подготовке указаний Генерального прокурора Российской Федерации и разъяснений Президиума ФАС России в части вопросов, затрагивающих деятельность таких организации, с правом инициировать рассмотрение вопросов.

Экологическая безопасность как новое направление в теплоснабжении

Одной из наиболее актуальных задач, стоящих перед Минэнерго России, помимо надежного и качественного электро- и теплоснабжения потребителей, является снижение негативного воздействия энергетической отрасли на окружающую среду.

Приоритетным направлением для решения экологических проблем является развитие системы централизованного теплоснабжения
и когенерации в городах, включая замену и перекладку (с увеличением диаметра) изношенных тепловых сетей, замещение устаревших малых котельных теплом современных ТЭЦ, которые имеют фильтры с высокой степенью очистки выбросов, высокие трубы (до 270 метров),
что обуславливает более широкую по сравнению с котельными зону рассеивания выбросов (50-70 километров), и, переключение частных домовладений в черте города на централизованное отопление.

Для принятия в схемах теплоснабжения муниципальных образований технических, схемно-режимных и инвестиционных решений, направленных на оздоровление экологической обстановки, Минэнерго России
прорабатывает внесение соответствующих изменений в требования
к схемам теплоснабжения. При этом внесение соответствующих изменений
в требования к схемам теплоснабжения должно предусматривать достаточный переходный период.

Разрабатываемые требования направлены на оценку реального вклада энергетики в загрязнение окружающей среды, определение и дальнейшее достижение плановых показателей по объемам и динамике снижения выбросов и сбросов загрязняющих веществ, включая проработку необходимых для достижения установленных показателей мероприятий, оценку стоимости таких мероприятий, а также оценку тарифных
и социальных последствий.

В целом предлагаемый Минэнерго России подход позволит сформировать более совершенную систему взаимодействия граждан, органов власти и теплоснабжающих организаций, в рамках которой инвестиционные решения по развитию систем теплоснабжения будут приниматься,
в том числе исходя из необходимости улучшения экологической обстановки.

В целях опережающего учета разделов по воздействию предприятий теплоэнергетики на окружающую среду, до момента внесения изменений
в требования к схемам теплоснабжения,

Минэнерго в апреле 2020 года рекомендовало 40 поселениям, схемы которых утверждаются министерством, включать меры по снижению негативного воздействия на окружающую среду в технические задания
на разработку схем теплоснабжения. В настоящее время разделы
по обеспечению экологической безопасности уже включены в схемы теплоснабжения Красноярска, Томска и Самары.

На основании вышеизложенного Комитет Государственной Думы
по энергетике рекомендует:

Правительству Российской Федерации:

Рассмотреть возможность изменения правил проведения конкурентного отбора проектов модернизации генерирующих объектов тепловых электростанций (КОММод), начиная с отборов на 2028 год,
с выделением отдельной квоты для ПГУ и ТЭЦ, обеспечивающие модернизацию ТЭЦ в том числе с использованием ПГУ технологий, в целях достижения паритета обновления ТЭЦ и ГРЭС, а также повышения эффективности программы модернизации, учитывая формируемый общесистемный эффект от работы ТЭЦ в энергосистеме и на рынках электроэнергии и тепла.
Рассмотреть возможность передачи объектов теплоснабжения
по договорам концессии, только при условии существенных инвестиций
в модернизацию оборудования, фиксации текущего и целевого состояния системы теплоснабжения и установлении тарифа, обеспечивающего возврат инвестиций и безубыточную работу хозяйствующего субъекта, в том числе
с применением механизмов регуляторных соглашений.
Рассмотреть возможность предоставления налоговых льгот собственникам при утилизации выводимых из эксплуатации котельных, а для теплоснабжающих компаний – при создании новой сетевой инфраструктуры.
Мотивировать и создать условия для производителей энергетического оборудования к расширению производства на территории Российской Федерации ПГУ с высокой степенью локализации.

Министерству энергетики Российской Федерации:

Внести изменения в законодательство, направленные
на повышение платежной дисциплины ТСО, в частности на развитие института государственных (муниципальных) гарантий по оплате энергоресурсов, субсидиарной ответственности собственника государственного (муниципального) теплоэнергетического имущества.
Проработать совместно с заинтересованными органами исполнительной власти целесообразность внесения изменения
в Федеральный закон от 21.07.2005 № 115-ФЗ «О концессионных соглашениях» в части уточнения порядка заключения концессионных соглашений с ЕТО в ценовых зонах теплоснабжения.
Совершенствовать механизм отбора проектов модернизации генерирующих объектов в том числе на ТЭЦ и переходом на ПГУ технологию.
Внести изменения в Постановление Правительства Российской Федерации от 27.12.2010 № 1172 с выделением отдельной квоты для ПГУ
и ТЭЦ, обеспечивающие модернизацию в дальнейшем ТЭЦ в том числе
с использованием ПГУ технологий.

Министерству строительства и жилищно-коммунального хозяйства Российской Федерации

Совместно с ФАС России, Минэкономразвития России
и Минэнерго России провести разработку нормативных основ применения
в регионах, требующих масштабной перестройки систем теплоснабжения, возможности применения регуляторных контрактов, предусматривающих наряду с механизмами возврата инвестиций в тарифах участие государственных программ финансирования проектов по модернизации (реконструкции) инфраструктуры из федерального бюджета.
Совместно с Минэнерго России и Ростехнадзором проработать
и внести предложения по приведению в соответствие нормативно-правовые актов в сфере надежности и безопасности теплоснабжения при эксплуатации блочно-модульных котельных для собственных нужд.
Провести оценку схем теплоснабжения поселений, городских округов, в отношении которых полномочия по выдаче предписаний
об устранении нарушений при их разработке возложены на Минстрой России, в которых производство тепловой энергии осуществляется в режиме комбинированной выработки, на предмет соблюдения требований Федерального закона «О теплоснабжения» в части обеспечения приоритета комбинированной выработки.

Федеральной службе по экологическому, технологическому
и атомному надзору Российской Федерации

Подготовить предложения по изменению действующих нормативно-правовых актов в сфере безопасности в теплоснабжении в части, касающейся выведения тепловых сетей из-под действия Федерального закона
от 21.07.1997 № 116-ФЗ «О промышленной безопасности опасных производственных объектов».

Центральному Банку Российской Федерации

Рассмотреть возможность снятия установленных ограничений для размещения средств пенсионных резервов и пенсионных накоплений, страховых резервов в облигации целевых займов теплоснабжающих организаций для финансирования мероприятий инвестиционных программ таких организаций и разработка программы государственных гарантий Российской Федерации по таким займам.

Верховному Суду Российской Федерации

Рассмотреть возможность привлечения представителей теплоснабжающих организаций к работе научно-консультативного совета при Верховном Суде Российской Федерации в части вопросов, затрагивающих деятельность таких организации, с правом инициировать рассмотрение вопросов.

Субъектам Российской Федерации

Обеспечить приоритет комбинированной выработки электрической и тепловой энергии путем мониторинга, разработки
и исполнения утвержденных схем теплоснабжения поселений, городских округов в части мероприятий по переключению тепловых нагрузок
с котельных на ТЭЦ всеми участниками.
Обеспечить разработку эффективных схем теплоснабжения путем мониторинга утверждения схем теплоснабжения поселений, городских округов на предмет завышения инвестиционных потребностей
и перспективной тепловой нагрузки, не соотносимой с ретроспективными данными.

Комитету Государственной Думы по энергетике

Подготовить и внести поправки к проекту федерального закона
№ 1048810-7 «О внесении изменений в статью 123-22 части первой Гражданского кодекса Российской Федерации» (о субсидиарной ответственности собственника имущества бюджетного учреждения), направленных на установление субсидиарной ответственности собственника имущества бюджетного учреждения по обязательствам, вытекающим
из публичного договора.

Председатель Комитета П.Н. Завальный

Исп. Червяков К.А., 8 (495) 692 40 78

Источник

Способы модернизации тепловых сетей

Модернизация систем отопления

Модернизация источников отопления

Модернизация тепловых сетей

Модернизация систем теплопотребления